《规则》提到，新型储能与可调节负荷作为市场成员应接入10千伏及以上电压等级，新型储能和可调节负荷主体独立参与或以聚合方式参与市场可提供的单次调节容量应不小于2.5兆瓦时，最大调节功率应不小于5兆瓦，调节可持续时间2小时及以上。

市场品种方面，《规则》表示， 华东调峰市场包括富余新能源调剂交易和电力调峰交易。富余新能源调剂交易中，采用统一边际电价出清机制，相关市场主体需申报对应的“电力-电价”曲线，申报电价的最小单位为1元/兆瓦时，电力最小单位为10兆瓦。电力调峰交易中，卖方主体包括最低技术出力低于额定容量50%的30万千瓦及以上燃煤发电机组，电价市场化的抽水蓄能机组，能够响应省（市）及以上电力调度机构指令的电化学、压缩空气、飞轮等新型公用储能和可调节负荷（含通过聚合商、虚拟电厂等形式聚合），采用报价出清或统一边际电价出清机制，分96点出清。

《规则》提出，日内市场分01:15-24:00与10:15-24:00两个交易段组织电力调峰交易，两次出清结果叠加。日内市场卖方不报量不报价，沿用日前市场封存的分段报价信息。日前无报价的，不参与日内市场。

购买调峰辅助服务费用由买方电网企业向相关发电企业、新型储能电站等收取，购买调峰辅助服务费用纳入当地调峰辅助服务市场、“两个细则”等方式进行分摊的，购买调峰辅助服务费用=本省出清外送电量×(当月本省电网企业代理购电价格-电力调峰交易出清电价)。

电量电费结算与费用分摊方面，《规则》表明华东调峰市场执行日清月结，优先结算。跨省输电费（包括买方省（市）电网企业输电费和华东分部省间输电费）由卖方电网企业、卖方发电企业、新型储能、可调节负荷承担。

原文如下：