5 月 14 日，国家发展改革委发布了《电力市场运行基本规则》，明确指出电力市场经营主体包括储能企业和虚拟电厂等新型经营主体。这在政策层面上明确了储能在电力市场中的主体地位，也为储能参与电网调度和电力辅助服务市场奠定了基础。

此前，国家能源局发布的《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》中明确提出，要合理界定新型储能接受调度的范围，保障新型储能高效并网调度；丰富新型储能的市场化商业模式，为各地探索新型储能容量租赁、容量补偿和市场化价格机制提供参考。

作为电力系统运行的稳定力量，新型储能可在电力系统运行中发挥调峰、调频、调压、备用、黑启动、惯量响应等多种功能，降低大规模新能源电力并网对电网的影响。在新能源装机大规模发展的情况下，新能源电力逐步走向市场化消纳，导致部分地区新能源电力上网电价偏低，而电网改造成本和煤电机组的发电成本则大幅提高，用户侧电价面临调整的压力。储能应当发挥自身调节电源的作用，推动新能源发电侧和用户侧两端的稳定发展，这是储能参与电力市场的重大使命。

储能是构建新型电力系统的核心，也是推动可再生能源大规模发展的基础。能源转型的主要方向是促进可再生能源发展，逐步用新能源替代化石能源，并构建适应新能源电力特点的新型电力系统。新能源电力具有间歇性和波动性等特点，大规模可再生能源并网会对电网安全产生重大影响。储能，特别是新型储能，成为构建新型电力系统、推动可再生能源发展的核心和关键力量。

近年来，随着新能源装机和发电量占比的快速提升，新型储能的发展受到世界各国的重视，全球加速了储能设施的建设。截至 2023 年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模达到 289.2GW，年增长率为 21.9%。其中，新型储能累计装机规模达到 91.3GW，接近 2022 年同期的两倍。

与此我国储能发展也十分迅速。2021 年以来，国家能源局先后发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》等政策文件，2024 年政府工作报告中提出“发展新型储能”，首次将新型储能写入政府工作报告。

在这一背景下，我国新型储能装机规模实现飞跃式发展。截至 2023 年底，全国新型储能装机规模达到 3139 万千瓦，较 2022 年底增长超过 260%，相当于 1.4 个三峡水电站的装机容量，能够满足 2000 万户居民的用电需求。其中，电源侧、电网侧储能装机规模占比超过 90%，目前全国新型储能装机已超过“十三五”末规模十倍。

今年，国内各地加大储能项目建设力度。今年年初，国家能源局正式发布了 56 个新型储能试点示范项目名单。广东储能项目的备案数量同比增长超过 5 倍；江苏将有 400 万千瓦新型储能并入国家电网。