1、青海省——0.7元/kWh

2019年6月3日，西北能監局發布《青海電力輔助服務市場運營規則（試行）》，提出：

1）儲能電站準入條件要求充電功率在10MW及以上、持續充電時間在2小時及以上。

2）如雙邊協商交易或者競價交易后儲能設施仍有剩余充電能力，在電網需要調峰資源的情況下調度機構可以按照電網調用儲能調峰價格（暫定0.7元/千瓦時）調用儲能設施參與青海電網調峰。此時段儲能調峰服務費用參照青海調峰輔助服務市場分攤細則進行分攤。對于該部分儲能電力空間，由電力調度機構根據系統運行情況優先消納風電、太陽能發電。

2、甘肅省——0.5元/kWh

2020年1月20日，甘肅能監辦印發《甘肅省電力輔助服務市場運營暫行規則》（2020年修訂版）。文件提出：

在新能源場站計量出口內建有儲能設施的新能源場站稱為儲能新能源，且電儲能設施與新能源場站視為整體，儲能充電能力在棄風棄光時優先使用，此部分充電電量視為新能源場站增量電量。

在新能源場站或虛擬電廠中的儲能設施參與調峰輔助服務交易，申報價格上限0.5元/千瓦時。

3、湖南省——0.5元/kWh

2020年5月13日，湖南能監辦印發《湖南省電力輔助服務市場交易模擬運行規則》，提出：

儲能電站按充電電量報價，同時申報最大可充功率、最大可連續充電時間、充放電時間間隔。申報價格為充電電流的補償價格。

儲能電站報價上限為500元/MWH；

儲能電站充電電量同時執行現行用電側峰谷分時電價；

4、新疆——0.55元/kWh

2020年5月21日，新疆自治區發展改革委印發《新疆電網發電側儲能管理暫行規則》，提出：

1）在火電廠、風電場、光伏電站發電上網關口內建設的、充電功率5MW及以上、持續充電2小時及以上的電儲能設施，

2）電儲能設施根據電力調度機構指令進入充電狀態的，對其充電電量進行補償，具體補償標準為0.55元/千瓦時。

5、山西省——0.75~0.95元/kWh

2020年8月13日，國家能源局山西監管辦公室發布關于征求《山西獨立儲能和用戶可控負荷參與電力調峰市場交易實施細則（試行）》意見的函，提出：

1）獨立儲能電站規模準入條件為不小于20MW/40MWh；

2）參與電力儲能調峰的交易包括雙邊協商交易、掛牌交易以及日前市場交易。3）日前市場交易獨立儲能市場主體申報價格參考現貨市場火電機組深度調峰第四檔區間750元-950元/MWh。

6、東北三省——＞0.2、0.1元/kWh

2020年9月22日，東北能監局發布了關于印發《東北電力輔助服務市場運營規則》的通知，提出：

1）鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、獨立輔助服務提供商投資建設電儲能設施，10MW/40MWh以上的電儲能設施，可參加發電側調峰輔助服務市場。

2）在風電場和光伏電站計量出口內建設的電儲能設施，其充電能力優先由所在風電場和光伏電站使用，由電儲能設施投資運營方與風電場、光伏電站協商確定補償費用。

3）用戶側儲能可與風電、光伏企業協商開展雙邊交易，市場初期交易價格上下限為0.2、0.1元/kWh。在用戶側建設的電儲能設施不得在尖峰時段充電，不得在低谷時段放電，否則不予補償。

7、安徽省——0.8元/kWh

2020年10月10日，華東能監局印發《關于公開征求對電化學儲能電站參與安徽電力調峰輔助服務市場規則條款意見的公告》，文件指出：電儲能報價時可分別申報放電降功率和充電加功率報價，申報降功率和加功率價格和范圍由電儲能自行決定，申報價格最高不超過800元/MWh。

8、山東省——0.4元/kWh

10月20日，國家能源局山東能監局發布《山東電力輔助服務市場運營規則（試行）（2020年修訂版）》（征求意見稿），指出：

1）規模在5MW/10MWh及以上獨立儲能設施、集中式新能源場站配套儲能設施等均可參與調峰。

2）調用儲能設施參與有償調峰時，儲能設施有償調峰出清價格按照400元/MWh執行。

3）儲能設施有償調峰輔助服務補償費用由風電場、光伏電站、核電廠等按場站共同分攤。

4）AGC輔助服務交易增加儲能設施投入資格，AGC出清最高上限暫按6元/MW執行。