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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。充电功率在1万千瓦及以上、持续充电时间4小时以上的电储能设施，可参加发电侧调峰辅助服务市场。
在火电厂计量出口内建设的电储能设施，与机组联合参与调峰，按照深度调峰管理、费用计算和补偿。在风电场和光伏电站计量出口内建设的电储能设施，由电力调度机构监控、记录其实时充放电状态，其充电能力优先由所在风电场和光伏电站使用，由电储能设施投资运营方与风电场、光伏电站协商确定补偿费用。
用户侧电储能设施充放电量的购售电价按照有关规定执行。在用户侧建设的电储能设施，须在省级及以上电力调度机构能够监控、记录其实时充放电状态的前提下参与辅助服务市场，不得在尖峰时段充电，不得在低谷时段放电，否则不予补偿。
用户侧建设的电储能设施参与调峰辅助服务交易在本省范围内开展，交易周期为月度及以上，交易模式为双边交易。
用户侧电储能设施可与风电企业协商开展双边交易。双边交易双方需向交易平台提交包含交易时段、15分钟用电电力曲线、交易价格等内容的交易意向，由电力调度机构进行安全校核后确认。市场初期，原则上双边交易价格的上限、下限分别为0.2、0.1元/千瓦时。
如双边交易未成交，或者交易后电储能设施仍有剩余充电能力，在电网需要调峰资源的情况下调用，调用电力对应电量按照双边交易设定的上限、下限价格平均值予以补偿，补偿费用按照实时深度调峰有偿辅助服务补偿费用分摊方法进行分摊。对于该部分电力空间，由电力调度机构根据系统运行情况优先消纳风电、核电等清洁能源。在电网不需要调峰资源的情况下，不支付调峰补偿费用。
风电企业购买到的电储能设施的电力为风电企业对应时段新增发电空间。在低谷时段的调电过程中，电力调度机构将在风电企业正常发电计划电力曲线基础上叠加双边合同约定的电力曲线。除发生危及电网安全运行等极特殊情况外，电力调度机构须严格保证风电企业交易电力的发电空间。
由于风电自身原因及风资源不足等未发出的交易电力视为已完成，后期不予追补。如交易时段该风电未发生调峰因素引起的弃风，视为交易已完成。
电网企业按以下方式计算用户侧电储能设施的补偿费用：电储能设施获得的辅助服务费用=Σ成交电量×成交价格 Σ调用剩余电量×调用补偿价格签订双边合同的风电企业支付给电储能设施的辅助服务费用=Σ成交电量×成交价格。
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