河南储能调峰辅助服务市场交易主体主要包括满足准入要求的储能电站（自并网即纳入市场）、统调并网电厂（公用燃煤火电、集中式风电和光伏（不含扶贫项目））、10（6）千伏及以上电压等级并网的分散式风电及分布式光伏（不含扶贫项目），根据情况逐步将其他分散式风电和分布式光伏纳入实施范围。储能电站准入条件为：
（一）独立储能项目，具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格。
（二）配建储能项目，通过技术改造满足独立储能项目同等技术条件和安全标准，可转为独立储能项目参与电力调峰辅助服务市场。涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能，暂不参与电力调峰辅助服务市场。
（三）额定功率不低于2兆瓦、连续储能时长2小时及以上。
（四）满足调度技术管理要求，具备自动发电控制（AGC）功能，能够可靠接收和执行调度机构AGC系统实时下达的充放电指令，其调节速率、调节范围、响应时间和调节精度等性能指标满足相关标准要求。
（五）自愿参与市场，遵守市场交易规则，服从电力调度机构的调度管理和市场管理，自觉接受监管。
储能调峰辅助服务补偿费用计算周期为15分钟，补偿电量为其计算周期内参与电网调峰的充电电量，补偿价格为出清结算价格，储能调峰补偿费用为补偿电量*补偿价格。市场初期，按照“日前报价、实时出清”交易机制，储能依照我省火电机组第一档调峰辅助服务交易结算价格优先出清，储能参与调峰补偿价格报价上限暂按0.3元/千瓦时执行，后期将根据我省市场发展情况适时调整。
储能调峰辅助服务补偿费用，由全省调峰辅助服务市场中未中标的统调公用燃煤火电机组、风电和光伏电站等按照我省电力调峰辅助交易规则共同分摊。按照国家提出的“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”原则，逐步将电力用户等纳入合理分摊范围，或者通过系统运行费进行疏导。
在省调未调用储能调峰资源情况下，储能项目自行进行的充放电行为不获得储能电力调峰辅助服务费用。
实时统调公用燃煤火电机组启停调峰交易出清后，若仍存在电力调峰需求，由电力调度机构根据电网安全稳定和系统需要按照储能实际调峰能力调用未报价的储能，调用价格为深度调峰交易已报价储能的市场出清结算价格。