《規則》提到，新型儲能與可調節負荷作為市場成員應接入10千伏及以上電壓等級，新型儲能和可調節負荷主體獨立參與或以聚合方式參與市場可提供的單次調節容量應不小于2.5兆瓦時，最大調節功率應不小于5兆瓦，調節可持續時間2小時及以上。

市場品種方面，《規則》表示， 華東調峰市場包括富余新能源調劑交易和電力調峰交易。富余新能源調劑交易中，采用統一邊際電價出清機制，相關市場主體需申報對應的“電力-電價”曲線，申報電價的最小單位為1元/兆瓦時，電力最小單位為10兆瓦。電力調峰交易中，賣方主體包括最低技術出力低于額定容量50%的30萬千瓦及以上燃煤發電機組，電價市場化的抽水蓄能機組，能夠響應省（市）及以上電力調度機構指令的電化學、壓縮空氣、飛輪等新型公用儲能和可調節負荷（含通過聚合商、虛擬電廠等形式聚合），采用報價出清或統一邊際電價出清機制，分96點出清。

《規則》提出，日內市場分01:15-24:00與10:15-24:00兩個交易段組織電力調峰交易，兩次出清結果疊加。日內市場賣方不報量不報價，沿用日前市場封存的分段報價信息。日前無報價的，不參與日內市場。

購買調峰輔助服務費用由買方電網企業向相關發電企業、新型儲能電站等收取，購買調峰輔助服務費用納入當地調峰輔助服務市場、“兩個細則”等方式進行分攤的，購買調峰輔助服務費用=本省出清外送電量×(當月本省電網企業代理購電價格-電力調峰交易出清電價)。

電量電費結算與費用分攤方面，《規則》表明華東調峰市場執行日清月結，優先結算。跨省輸電費（包括買方省（市）電網企業輸電費和華東分部省間輸電費）由賣方電網企業、賣方發電企業、新型儲能、可調節負荷承擔。

原文如下：