| 1 | 2020.6 | 《福建省电力调峰辅助服务交易规则(试行)(2020年修订版)》 | 参与调峰交易的储能规模不小于10 MW/40 (MW·h)。鼓励发电企业、售电企业、电力用户、电储能企业等投资建设电储能设施。独立电储能设施的充电电量既可执行目录峰谷电价，也可参与直接调峰交易购买低谷电量 |
| 2 | 2020.6 | 《湖北电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》 | 鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施。10 MW/40 (MW·h)及以上的独立电储能设施企业可作为主体参与电力调峰辅助服务市场。参与电储能调峰交易的电储能设施包括除抽水蓄能以外，以压缩空气蓄能、飞轮蓄能等为主的物理蓄能设施，和以锂电池、铅蓄电池、超级电容等为主的化学储能设施 |
| 3 | 2020.5 | 《湖南省电力辅助服务市场交易模拟运行规则》 | 储能等辅助服务商可作为市场主体参与，指出省调可优先调用储能电站资源。其中在深度调峰方面，储能电站按充电电量报价，报价上限为500元/(MW·h)，且储能电站充电电量同时执行现行用电侧峰谷分时电价；在紧急短时调峰交易，满足技术标准、符合市场相关条件的10 MW及以上的储能电站可参与，功率≥30 MW、持续60min以上的储能电站报价上限600元/(MW·h) |
| 4 | 2020.1 | 《贵州电力调峰辅助服务市场交易规则(试行)(征求意见稿)》 | 鼓励发电企业、售电企业、电力用户、电储能企业等投资建设电储能设施；鼓励集中式间隙性能源发电基地配置适当规模的电储能设施，实现电储能设施与新能源、电网的协调优化运行；鼓励在小区、楼宇、工商企业等用户侧建设分布式电储能设施 |
| 5 | 2020.1 | 《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》 | 在新能源场站计量出口内建有储能设施的新能源场站称为储能新能源，且电储能设施与新能源场站视为整体，储能充电能力在弃风弃光时优先使用，此部分充电电量视为新能源场站增量电量 |
| 6 | 2019.7 | 《东北电力辅助服务市场启动试运行规则》 | 电储能可在电源侧或用户侧为电网提供储能调峰辅助服务 |
| 7 | 2019.7 | 《河南电力调峰辅助服务交易规则(试行)》 | 电储能既可在电源侧，也可在负荷侧或者以独立电储能设施为系统提供调峰等辅助服务 |
| 8 | 2019.7 | 《广西电力调峰辅助服务交易规则》 | 鼓励发电企业通过利用储能等新技术、开展灵活性改造等方式提升作为调峰能力参与交易，具备一定规模的储能设备的主体可参与需求侧调峰享受收益均摊 |
| 9 | 2019.8 | 《青海启动电力辅助服务市场化交易试运行》 | 储能电站可作为市场主体参与调峰等辅助服务，电网调用储能设施参与青海电网调峰价格暂定0.7元/(kW·h) |
| 10 | 2019.2 | 《关于做好辅助服务(调峰)市场试运行有关工作的通知》 | 深度调峰报价的最高限价暂定为600元/(MW·h) |
| 11 | 2019.11 | 《河北南网电力调峰辅助服务市场运营规则(模拟运行版)》 | 调峰服务费用应由火电、风电、集中式光伏等发电企业共同承担 |
| 12 | 2019.11 | 《关于修订山东电力辅助服务市场运营规则(试行)》 | 试运行初期，设置有偿调峰出清价最高上限，降出力调峰暂按150元/兆瓦时执行，停机调峰暂按400元/(MW·h)执行 |
| 13 | 2019.11 | 《第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场试点方案(征求意见稿)》 | 调节容量不小于2.5 MW·h、最大充放电功率不小于5 MW的储能装置、电动汽车(充电桩)等可作为第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场，保障电网安全稳定运行，提升新能源消纳空间 |
| 14 | 2018.3 | 《宁夏电力辅助服务市场运营规则(试行)》 | 电储能装置可参与市场 |
| 15 | 2018.8 | 《安徽电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》 | 电力调峰辅助服务市场包含电储能调峰交易，电源侧发电企业计量出口外的电储能设施、用户侧的电储能设施、以及充电功率1万千瓦及以上、持续充电时间4小时及以上的独立电储能设施均可作为独立市场主体参与安徽电力调峰辅助服务市场 |
| 16 | 2017.11 | 《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知》 | 电储能设施可作为参与辅助服务提供及费用结算的主体，电储能设施可独立并网，根据调度指令独立完成辅助服务任务，并单独计量的运行方式。另要加强电储能项目试点管理工作 |
| 17 | 2019.4 | 《重庆电网服务(调峰)交易规则》 | 当网外清洁能源消纳困难需要购买重庆调峰辅助服务时，开展深度调峰交易。 |