1、青海省——0.7元/kWh

2019年6月3日，西北能监局发布《青海电力辅助服务市场运营规则（试行）》，提出：

1）储能电站准入条件要求充电功率在10MW及以上、持续充电时间在2小时及以上。

2）如双边协商交易或者竞价交易后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度机构可以按照电网调用储能调峰价格（暂定0.7元/千瓦时）调用储能设施参与青海电网调峰。此时段储能调峰服务费用参照青海调峰 辅助服务市场分摊细则进行分摊。对于该部分储能电力空间，由电力调度机构根据系统运行情况优先消纳风电、太阳能发电。

2、甘肃省——0.5元/kWh

2020年1月20日，甘肃能监办印发《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》（2020年修订版）。文件提出：

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。

在新能源场站或虚拟电厂中的储能设施参与调峰辅助服务交易，申报价格上限0.5元/千瓦时。

3、湖南省——0.5元/kWh  

2020年5月13日，湖南能监办印发《湖南省电力辅助服务市场交易模拟运行规则》，提出：

储能电站按充电电量报价，同时申报最大可充功率、最大可连续充电时间、充放电时间间隔。申报价格为充电电流的补偿价格。

储能电站报价上限为500元/MWH；

储能电站充电电量同时执行现行用电侧峰谷分时电价；

4、新疆——0.55元/kWh  

2020年5月21日，新疆自治区发展改革委印发《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》，提出：

1）在火电厂、风电场、光伏电站发电上网关口内建设的、充电功率5MW及以上、持续充电2小时及以上的电储能设施，

2）电储能设施根据电力调度机构指令进入充电状态的，对其充电电量进行补偿，具体补偿标准为0.55元/千瓦时。

5、山西省——0.75~0.95元/kWh    

2020年8月13日，国家能源局山西监管办公室发布关于征求《山西独立储能和用户可控负荷参与电力调峰市场交易实施细则（试行）》意见的函，提出：

1）独立储能电站规模准入条件为不小于20MW/40MWh；

2）参与电力储能调峰的交易包括双边协商交易、挂牌交易以及日前市场交易。3）日前市场交易独立储能市场主体申报价格参考现货市场火电机组深度调峰第四档区间750元-950元/MWh。

6、东北三省——＞0.2、0.1元/kWh    

2020年9月22日，东北能监局发布了关于印发《东北电力辅助服务市场运营规则》的通知，提出：

1）鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商投资建设电储能设施，10MW/40MWh以上的电储能设施，可参加发电侧调峰辅助服务市场。

2）在风电场和光伏电站计量出口内建设的电储能设施，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。

3）用户侧储能可与风电、光伏企业协商开展双边交易，市场初期交易价格上下限为0.2、0.1元/kWh。在用户侧建设的电储能设施不得在尖峰时段充电，不得在低谷时段放电，否则不予补偿。

7、安徽省——0.8元/kWh      

2020年10月10日，华东能监局印发《关于公开征求对电化学储能电站参与安徽电力调峰辅助服务市场规则条款意见的公告》，文件指出：

电储能报价时可分别申报放电降功率和充电加功率报价，申报降功率和加功率价格和范围由电储能自行决定，申报价格最高不超过800元/MWh。

8、山东省——0.4元/kWh    

10月20日，国家能源局山东能监局发布《山东电力辅助服务市场运营规则（试行）（2020年修订版）》（征求意见稿），指出：

1）规模在5MW/10MWh及以上独立储能设施、集中式新能源场站配套储能设施等均可参与调峰。

2）调用储能设施参与有偿调峰时，储能设施有偿调峰出清价格按照400元/MWh执行。

3）储能设施有偿调峰辅助服务补偿费用由风电场、光伏电站、核电厂等按场站共同分摊。

4）AGC辅助服务交易增加储能设施投入资格，AGC出清最高上限暂按6元/MW执行。