文件明确，自2026年6月1日起，未参与电力市场的分布式储能，其上网电量暂按主体所在市级行政区域（全省16地市）发电侧节点实时市场算术平均电价结算，按电力市场规则承担相关市场费用。鼓励分布式储能以独立或聚合方式报量报价参与电力市场，其向电网送电当月等量充电量不承担输配电费。

完善新型储能、抽水蓄能等新型经营主体参与调频辅助服务市场机制，系统按小时调整调频容量、调频速率需求并开展分时出清，进一步增加参与系统运行灵活性。煤电企业灵活性改造配建电锅炉和熔盐储热设施，可按日选择匹配机组联合参与市场，运行日期间与选定匹配机组功率组成联合功率，接收、响应电网AGC系统功率指令。

容量补偿费用方面，发电侧市场化电量扣除新能源机制电量对应的容量补偿费用，按发电侧月度市场化可用容量占比进行分配；新能源机制电量对应收取的容量补偿费用通过电价交叉补贴新增损益科目返还至全体工商业用户。优发超出优购曲线匹配偏差费用由未参与电能量市场的上网电量和全体工商业用户分摊。

另外，文件显示，市场主体签订的双边协商交易电量上限，从之前不超过当月中长期签约比例下限的40%调整为50%。

完善零售价格封顶条款，支持商业综合体、物业、写字楼等非电网供电主体参与电力市场交易时，通过勾选“价格封顶条款”保障终端用户合法权益。

鼓励零售用户签订价格联动类套餐，参考价格联动类、现货市场价格联动类零售套餐不得执行偏差考核条款。

原文如下：