根据意见稿，新型主体可以参与电力市场，其中独立新型储能不低于5MW、2小时，且电力调度机构应对独立新型储能的充放电功率、持续充放电时间进行测试；虚拟电厂机组可调节能力不低于10MW、1小时。虚拟电厂按照聚合资源类型包括发电储能类资源，发电储能类机组爬坡能力不低于0.2兆瓦/分钟。
现阶段，独立新型储能电站自主选择在运行日参与电能量市场或调频辅助服务市场。具备条件后，独立新型储能电站在运行日内可选择分时参与电能量或调频辅助服务市场。参与调频辅助服务市场时，储能设施调频贡献率设定为0.1。
与此同时，文件还提出优化市场化容量补偿机制分配方式。其中发电市场化容量补偿费用按照省发展改革委核定的市场化容量补偿电价（元/度）向用户侧收取，每月结算一次。发电侧主体市场化容量补偿费用按照月度市场化可用容量占比进行分配。
新能源场站（含其配建储能）、新型经营主体可用容量按照负荷高峰时段平均市场化上网电力计算。负荷高峰时段暂取容量补偿电价尖峰时段。其中储能可用容量计算方式为：
独立新型储能电站、参与市场的抽水蓄能机组原则上按照市场出清结果运行，保障电力可靠供应和电网安全稳定，在电力供应紧张和新能源弃电等特殊时段，可采取统一调度运行的方式，调用独立新型储能电站充放电、抽水蓄能机组抽水发电，调用时段按照实时市场价格结算。
