更新发展目标。国务院印发《2024—2025年节能降碳行动方案》，到2025年底，全国抽水蓄能、新型储能装机分别超过6200万千瓦、4000万千瓦（40GW）。相较于2021年制定的3000万千瓦目标提高了1000万千瓦。文件同时提出研究完善储能价格机制。
出台两项重要监管政策。国家发改委发布《电力市场监管办法》，进一步明确监管实施主体和监管对象，其中电力交易主体增加储能企业、虚拟电厂、负荷聚合商。国家能源局发布《关于开展2024年电力领域综合监管工作的通知》，在6个省（自治区）内，对涵盖电力规划建设、生产运行、供应保障全链条各环节的7项重点事项开展监管，其中包括储能项目送出工程等。
修订电力市场运行规则。国家发展改革委、国家能源局修订出台《电力市场运行基本规则》，全文共分为11章、45条，内容涵盖市场成员、交易类型与方式、电能计量、市场结算、系统安全、市场风险防控与监管、信息披露、法律责任等内容。
公开征求锂电池行业规范意见。工业和信息化部电子信息司发布《公开征求对锂电池行业规范条件及公告管理办法（征求意见稿）的意见》，对《锂电池行业规范条件（2024年本）》《锂电池行业规范公告管理办法（2024年本）》公开征求意见。
公示需求侧管理第六批参考产品（技术）拟入选目录。工业和信息化部发布《全国工业领域电力需求侧管理第六批参考产品（技术）拟入选目录公示》，海博思创、大秦数字能源、奇点能源、纬景储能、苏州清陶、南京四象新能源、广东迪度新能源、上海派能、零碳未来（重庆）等公司储能产品（技术）入围。
地方层面
新能源配储类
甘肃开展乡村分布式能源试点及新能源项目竞争性配置。河西地区按照15%/4小时配置储能设施，河东地区按照10%/2小时配置储能设施。此外，兰州、张掖、庆阳、陇南、平凉市崆峒区、华亭市也分别按照不低于项目规模的10%/2小时开展第三批新能源项目竞争性配置。
安徽省公布了2023年风、光项目建设规模竞争性配置中选结果，风、光电项目承诺配置电化学储能装机容量占申报项目装机容量的比例平均值分别达到44.5%、25.5%。
广西省开展2024年陆上风电、集中式光伏发电项目申报，风、光发电项目配置比例分别为20%/2小时和10%/2小时。并要求通过租赁形式配置储能的项目，租赁合同有效期原则上不少于2年。
河南省开展五类源网荷储一体化项目报送。增量配电网类不低于新能源规模15%配置集中式独立储能装置；生产企业类按照不低于新能源装机功率的20%/2小时要求配置；整村开发类原则上应按照不低于新能源装机功率的50%/2小时配置；工业企业类自行确定比例；农村作坊类不做强制配储要求。
上海市2024年9月起新并网发电绿电交易企业需自建或购买储能调峰能力；存量新能源原则上给予3年豁免期。
补贴类
浙江省为电网侧新型储能项目提供总额约7.15亿的资金补偿，总规模不超过1.3GW。并按照2024年200元/kW·年；2025年180元/kW·年；2026年170元/kW·年逐年退坡。此外，浙江江山市、温州市、丽水市等分别出台了需求侧补贴、迎峰度夏（冬）电力保供补贴和产业高质量发展的补贴，推动储能产业发展。
深圳市对新能源汽车废旧动力蓄电池、废旧储能电池高价值综合利用示范项目，按照经核定总投资的30%，给予最高1000万元资助。此外，深圳罗湖区也发布政策鼓励资源聚合商建设资源聚合平台接入深圳市虚拟电厂管理中心参与电网调控，将给与最高50万一次性奖励。
河南郑州组织开展2022、2023年度加快节能环保产业发展专项资金申报，其中包括对储能装置的专项补贴。
重庆市铜梁区对电源侧、电网侧储能电站按照设备投资额的5%每年给予补贴，连续补贴4年。此外用户侧项目按照每年实际放电量，连续3年给予项目投资方0.5元/千瓦时的资金补贴。
广州市白云区在支持新型储能制造业项目、产业集聚、技术创新、标准制定、推广应用、人才培养等多方面给与最高至1亿元的奖励。
发展规划政策
两地发布产能规划。四川省目标到2027年钒电解液产能达20万立方米/年、电极材料产能达650万平方米/年、电堆产能达3GW/年、系统集成产能突破12GWh/年。内蒙古到2025年，将初步构建全区锂产业链，锂精矿产能达到5万吨/年（折碳酸锂当量），磷酸铁锂正极材料52万吨/年，负极材料176.4万吨/年，电解液3万吨/年，隔膜15亿平方米/年，电池29GWh/年，锂产业链产值达到700亿元。到2030年，锂产业链产值突破2000亿元。
四地发布装机规划。山东省2024年新型储能目标规模达到500万千瓦以上；2025年新型储能达到600万千瓦以上，抽水蓄能在运在建装机达到1000万千瓦左右；两年新增智慧化新型储能设施150万千瓦以上。内蒙古2024年投产目标：电源侧4GW/16GWh，电网侧2.5GW/13GWh；2025年投产目标：电源侧10GW/42GWh，电网侧4.5GW/23GWh。苏州市到2025年全市电网侧新型独立储能装机规模达到40万千瓦。云南省到2025年，建成新型储能200万千瓦以上。
电力市场类
河南省将按照全年不低于350次的调用要求，由电力调度机构做好独立储能电站的充放电管理，对条件具备的项目探索按日“两充两放”运行，不得出现高电价充电、低电价放电的现象。
华东能源监管局出台长三角区域电力市场建设方案，并随同下发了《长三角省市间富余新能源消纳互济交易规则(征求意见稿)》、《长三角省市间富余需求侧可调节资源互济交易规则(征求意见稿)。新型储能、可调节负荷可以独立主体参与市场，也可以通过聚合方式参与市场。新型储能容量应为5MW/2h以上。
广东电力交易中心发布《广东电力市场现货电能量交易实施细则（2024年修订）》、《广东电力市场中长期电能量交易实施细则（2024年修订）》、《广东电力现货市场结算实施细则（2024年修订）》、《广东电力市场信息披露管理实施细则（2024年修订）》等一整套电力市场政策。独立储能可“报量报价”或“保量不报价”参与电力现货市场电能量交易。
电价类政策
两省完善分时电价政策。江苏省取消冬季早尖峰时段调整夏季晚尖峰时长，每年7至8月，14:00-15:00和19:30-21:30，执行夏季尖峰电价；12月至次年1月，18:00-20:00执行冬季尖峰电价。河南省将全年高峰、平段、低谷浮动比例统一调整为1.72:1:0.45，尖峰浮动比例为高峰浮动比例的1.2倍，同时优化了时段划分。
辅助服务类
川渝区域明确10MW/2h以上的独立储能，可为系统提供辅助服务。独立储能支付费用=∑出清中标充电电量×（出清价格+省间输电价格+服务需求方省级电网企业输电价格），由提供调峰辅助服务的独立储能向所在省（市）电网企业支付。收入费用=∑（出清中标充电电量×充放电效率×放电价格）-支付费用，由所在省（市）调度机构结算对应的省内电能量费用。
浙江省将第三方独立主体参与电力辅助服务填谷调峰费用由用户侧与发电侧按3:7分摊比例共同分摊调整为全部由发电侧分摊。
管理规范类
杭州市提出针对对新建、扩建或改建的500千瓦且容量为500千瓦时及以上的电化学储能电站建设工程参照电力建设工程开展消防设计审查验收，属于特殊建设工程的，进行消防设计审查、消防验收；属于其他建设工程的，实行备案抽查制度。
深圳市明确磷酸铁锂废旧电池的湿法回收和回收后材料再生利用的技术规范。并公开征求磷酸铁锂废旧电池湿法回收技术规范的意见。
河南省公开征求独立储能项目管理有关事项的意见，针对独立储能容量租赁，将支持在全省内调配使用，不受区域限制。对集中式风光项目，在本通知后未开工的不再配建储能设施，应通过租赁方式配置储能。
需类求响应
重庆市用户侧储能、电动汽车充换电站等电力用户和虚拟电厂可参与电力需求响应，需求响应补贴基准价格为25元/千瓦/次。此外，天津、福建、河北也出台电力负荷管理细则，支持包括储能在内的响应主体参与需求响应。
示范项目类
内蒙古公布第二批电网侧独立新型储能电站示范项目清单，共11个项目，110万千瓦装机，总投资约81亿元。2024年计划投产90万千瓦，2025年计划投产20万千瓦。其中，锂电池储能67.75万千瓦，压缩空气储能20万千瓦，液流电池储能21.25万千瓦，氢储能1万千瓦。
安徽省组织申报虚拟电厂试点示范，参与虚拟电厂的储能资源应为省内电源侧、用户侧各类分布式储能设施，单个虚拟电厂的调节容量原则上不低于5000千瓦，参与需求响应持续时长不低于1小时。
科技装备类
北京市发布新一代高安全性储能设施新技术新产品。分别为：储能全固态电池、储能半固态电池、全钒液流电池电堆和铁铬液流电池电堆。
进行无废园区建设是我国全面推行绿色发展，实现国家制造强国战略的有力保障。绿盟在中国生态环境部和固体废物与化学品管理技术中心的指导下，联合中国环境科学研究院、北京经开区、“11+5”试点城市生态环境局及试点内工业园区管理机构编制了这本建设的实操性指南，为“无废园区”建设提供指引。