文件根据电网侧储能的运营模式和发挥作用，将其分为独立储能和独立共享储能，准入门槛均为10MW/20MWh及以上。

独立储能是接入电网侧，具备独立计量和AGC功能，并以独立主体身份接受电网统一调度，向电网提供各类辅助服务的储能设施。可按额定容量参与调峰容量市场、调频辅助服务市场；

独立共享储能是指多个新能源场站为满足配建储能功率和充电时间要求，将新能源内部配建储能，采取集中建设方式（含自建、合建、购买），整体接入电网侧的储能设施。独立共享储能与新能源场站协商一致后，可以独立身份参与调频辅助服务市场交易，剩余容量不可参与调峰容量市场。

调峰容量市场交易，申报和补偿标准上限暂按 300元/（MW·日）执行，采用“单边竞价，边际出清，分档结算”模式。

调频辅助服务市场交易，采用日前报价、日内出清模式，各市场主体以 AGC 发电单元为单位，可以在电力运营机构平台申报未来一周每日96 点调频里程报价（价格单位：元/兆瓦），报价上限暂定为 12 元/兆瓦，申报价格的最小单位是 0.1 元/兆瓦。调频市场 AGC 综合性能指标系数上限暂定为 1.5。

需求响应补偿价格：约定削峰响应价格上下限为 0-1000 元/MW·h；约定填谷响应价格 上下限为 0-500 元/MW·h。应急削峰响应价格上下限为0-1500 元 /MW·h；应急填谷响应价格上下限为0-750 元/MW·h。