2020年7月9日，国家发展改革委组织召开全国电视电话会议，安排部署2020年能源迎峰度夏工作。会议指出深化储能和调峰机制改革，明确电源侧、电网侧、用户侧储能责任的共担机制，结合电力交易改革开展试点，通过灵活的市场化机制实现储能和调峰的成本回收。
会议全面分析研判能源迎峰度夏供需形势，抓住突出矛盾和问题，围绕“改革、增储、安全”，指导有关方面全力做好迎峰度夏能源供应保障。国家发展改革委副主任连维良出席会议并作重要讲话，国家能源局副局长刘宝华提出工作要求，国家发展改革委赵辰昕副秘书长主持会议，国家电网公司负责同志和相关省份人民政府联系工作的副秘书长就有关工作发言。
会议要求，各地各有关方面充分认识今年能源迎峰度夏面临的新情况、新形势，重点在改革、增储、安全上下功夫，以改革保供应，以增储保供应，以安全保供应。
会议强调，电力保供方面：
一是深化电力交易改革，全面推动签订电力中长期合同，加快推动电力现货交易的结算试运行，市场化方式推动电力峰谷分时交易，增加现货市场申报价段数，鼓励更多辅助服务纳入电力交易。
二是深化发用电计划改革，研究制定优先发电优先购电计划与市场化交易衔接方案，分省逐步试点，推动发电侧有序放开。
三是深化增量配电业务改革，创新对用户的延伸服务，探索增量配电企业运营模式，明确调度规则，保障有序、安全运行。
四是深化储能和调峰机制改革，明确电源侧、电网侧、用户侧储能责任的共担机制，结合电力交易改革开展试点，通过灵活的市场化机制实现储能和调峰的成本回收。
五是深化清洁能源消纳改革，落实保障性消纳制度，区分规划内和规划外项目分类完善消纳方案，引导清洁能源有序发展。
据北极星储能网统计，目前已有十六个省份、地区发布了调峰辅助服务市场运营规则文件，几乎每个文件都提及储能可参与市场。
1.福建
6月30日福建能监办正式印发《福建省电力调峰辅助服务交易规则(试行)(2020年修订版)》，在电储能参与调峰辅助服务方面，参与调峰交易的储能规模不小于10MW/40MWh。文件鼓励发电企业、售电企业、电力用户、电储能企业等投资建设电储能设施。独立电储能设施的充电电量既可执行目录峰谷电价，也可参与直接调峰交易购买低谷电量。用户侧、独立电储能放电电量可作为分布式电源就近向电网出售电量，放电价格按照有关规定执行.
2.湖北
6月4日，华中能源监管局印发《湖北电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》，鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施。10MW/40MWh及以上的独立电储能设施企业可作为主体参与电力调峰辅助服务市场。参与电储能调峰交易的电储能设施包括除抽水蓄能以外，以压缩空气蓄能、飞轮蓄能等为主的物理蓄能设施，和以锂电池、铅蓄电池、超级电容等为主的化学储能设施。
3.湖南
5月15日，湖南能监办印发《湖南省电力辅助服务市场交易模拟运行规则》，储能等辅助服务商可作为市场主体参与，且文件指出省调可优先调用储能电站资源。其中在深度调峰方面，储能电站按充电电量报价，报价上限为500元/MWH，且储能电站充电电量同时执行现行用电侧峰谷分时电价；在紧急短时调峰交易，满足技术标准、符合市场相关条件的10MW及以上的储能电站可参与，功率≥30MW、持续60分钟以上的储能电站报价上限600元/MWH。
4.贵州
1月20日，贵州能监办印发《贵州电力调峰辅助服务市场交易规则（试行）（征求意见稿）》，文件指出鼓励发电企业、售电企业、电力用户、电储能企业等投资建设电储能设施；鼓励集中式间隙性能源发电基地配置适当规模的电储能设施，实现电储能设施与新能源、电网的协调优化运行；鼓励在小区、楼宇、工商企业等用户侧建设分布式电储能设施。原则上，当所有涉及的燃煤机组基本调峰调用完毕后，为鼓励电储能产业发展，优先按申报价格从低到高依次调用储能调峰。当储能调峰调用完毕或无储能调峰调用资源，且至少需要 1 台燃煤机组提供深度调峰服务时，启动深度调峰；储能调峰最高限价0.2元/kWh。
5.甘肃
1月20日，甘肃能监办印发《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》（2020年修订版）。文件定义在新能源场站计量出口内建有储能设施的新能源场站称为储能新能源，且电储能设施与新能源场站视为整体，储能充电能力在弃风弃光时优先使用，此部分充电电量视为新能源场站增量电量。电厂或用户计量出口外的电储能设施，可与同一控制区域的新能源电厂签订双边协议形成虚拟电厂，其充电能力由虚拟电厂中弃风弃光时优先使用，此部分充电电量视为新能源场站增量电量。文件指出，在新能源场站或虚拟电厂中的储能设施参与调峰辅助服务交易，申报价格上限0.5元/千瓦时。
6.东北
2019年7月1日，东北电力辅助服务市场正式启动试运行并结算，根据文件所述，电储能可在电源侧或用户侧为电网提供储能调峰辅助服务。其中用户侧电储能设施可与风电、光伏企业协商开展双边交易，交易价格的上限、下限分别为 0.2、0.1 元/千瓦时。
7.河南
2019年7月29日，河南能监办印发《河南电力调峰辅助服务交易规则（试行）》，规则指出，电储能既可在电源侧，也可在负荷侧或者以独立电储能设施为系统提供调峰等辅助服务。在发电企业建设的电储能设施，与发电机组联合参与调峰，按深度调峰交易管理，报价最高为0.5-0.7元/kWh。电网侧和用户侧的电储能设施、独立电储能设施均可作为独立市场主体参与河南电力调峰辅助服务市场。河南电力调峰辅助服务交易于2020年1月1日正式启动。
8.广西
2019年7月，南方能监局印发《广西电力调峰辅助服务交易规则》(征求意见稿)，文件明确鼓励发电企业通过利用储能等新技术、开展灵活性改造等方式提升作为调峰能力参与交易，具备一定规模的储能设备的主体可参与需求侧调峰享受收益均摊。
9.青海
2019年8月，青海启动电力辅助服务市场化交易试运行。根据《青海电力辅助服务市场运营规则（试行）》，储能电站可作为市场主体参与调峰等辅助服务，电网调用储能设施参与青海电网调峰价格暂定0.7元/千瓦时。准入条件为发电企业、用户侧或电网侧储能设施，充电功率在10MW以上、持续充电时间2小时以上。
10.江苏
2019年2月1日，江苏省能监办、江苏省工信厅印发《关于做好辅助服务（调峰）市场试运行有关工作的通知》，文件指出深度调峰报价的最高限价暂定为600元/MWh。
2019年9月18日，江苏能监办发布关于《江苏电力辅助服务(调峰)市场启停交易补充规则（征求意见稿）》，文件表示，符合准入条件且充电/放电功率 20 兆瓦以上、持续时间 2 小时以上的储能电站，可以直接注册调峰辅助服务市场成员。鼓励综合能源服务商汇集储能电站，汇集容量达到充电/放电功率 20 兆瓦以 上、持续时间 2 小时以上且符合准入条件的，可以注册调峰辅助服务市场成员。
11.河北南网
2019年11月，《河北南网电力调峰辅助服务市场运营规则（模拟运行版）》发布，其中指出调峰服务费用应由火电、风电、集中式光伏等发电企业共同承担。风电光伏企业在其他资源用尽情况下，参与电网调峰。火电机组报价上限为500元/MWh。
12.山东
2019年11月，山东能监办发布《关于修订山东电力辅助服务市场运营规则（试行）》，文件提出试运行初期，设置有偿调峰出清价最高上限，降出力调峰暂按 150 元/兆瓦时执行，停机调峰暂按400元/兆瓦时执行。停机调峰出清价格上限值为400元/兆瓦时。
13.华北
2019年11月，华北能监局就《第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场试点方案(征求意见稿)》征求意见，拟通过开展试点，探索将电力辅助服务市场参与方由发电侧延伸至负荷侧的新机制。其中指出满足调节容量不小于2.5MWh、最大充放电功率不小于5MW等条件的储能装置、电动汽车(充电桩)、电采暖、负荷侧调节资源等可作为第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场，保障华北电网安全稳定运行，提升风电、光伏等新能源消纳空间。
14.宁夏
2018年3月22日，国家能源局西北监管局会同宁夏回族自治区经济和信息化委员会联合下发《宁夏电力辅助服务市场运营规则(试行)》，电储能装置可参与市场。
火电企业计量处口内建设的电储能设施，可与机组联合参与调峰，在深度调峰交易中抵减机组发电出力进行费用计算及补偿。深度调峰交易采用“阶梯式”报价方式，负荷率40%--50%报价范围0--0.4元/兆瓦时，负荷率小于40%报价范围0.4--1元/兆瓦时。在风电场、光伏电站计量出口内建设的电储能设施，由电储能设施投资运营方与风电场、光伏电站协商确定补偿费用。用户侧电储能设施可与风电、光伏企业协商开展双边交易，市场初期原则上双边交易价格上下限分别为0.2、0.1元/千瓦时。
15.安徽
2018年8月，华东能监局发布《安徽电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》征求意见稿，意见稿中明确指出电力调峰辅助服务市场包含电储能调峰交易，电源侧发电企业计量出口外的电储能设施、用户侧的电储能设施、以及充电功率1万千瓦及以上、持续充电时间4小时及以上的独立电储能设施均可作为独立市场主体参与安徽电力调峰辅助服务市场。意见稿中电力储能市场交易章节对电储能调峰交易模式、储能企业获得调峰服务费用等进行了详细定义。
16.山西
2017年11月，山西能监办下发了《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知》，通知中明确规定储能运营企业可参与调峰和调频辅助服务，并且电储能设施可作为参与辅助服务提供及费用结算的主体，电储能设施独立并网,根据调度指令独立完成辅助服务任务,并单独计量的运行方式 。
17.重庆
2019年4月，为进一步推进重庆电网辅助服务市场化，促进清洁能源消纳，华中能监局、重庆经信委联合印发《重庆电网辅助服务(调峰)交易规则》，规则提到当网外清洁能源消纳困难需要购买重庆调峰辅助服务时，开展深度调峰交易。市场主体包括重庆市电力调度控制中心直调及许可调度的发电企业(火电、水电、风电、光伏)以及向重庆电网送电的网外发电企业。
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