7月17日，国家能源局发布《2024年度中国电力市场发展报告》。其中指出，2024年，全国累计发电装机容量达33.49亿千瓦，新增发电装机容量4.29亿千瓦;其中，风光新增发电装机3.58亿千瓦，累计达14.07 亿千瓦，同比增长33.9%。
2024 年，全国发电量10.09万亿千瓦时，同比增长6.7%;其中，风光新增发电量3660亿千瓦时，占总新增发电量的58.1%，达到1.83万亿千瓦时。2024年，全国全社会用电量达9.85万亿千瓦时，同比增长 6.8%，2016—2024年年均增速 6.6%。
新型储能方面表示，
新型储能参与市场方式更加多样。2024年，我国新型储能参与电力市场呈现“政策框架统一、区域差异化探索技术多元化应用”的特征，通过参与电能量市场、辅助服务市场等多途径实现收益。山东、广东储能以“报量报价”方式参与现货，山西储能可自主选择“报量报价”或“报量不报价”方式参与现货，甘肃储能以“报量不报价”方式参与现货，在电价高峰放电、低谷充电。广东、甘肃、山西、山东等地储能可自主选择参与现货和调频市场。
虚拟电厂方面指出
虚拟电厂参与电力市场有益尝试。《2024年能源监管工作要点》要求，切实发挥需求侧参与系统调节作用，推动用户侧储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体进入电力市场。《国家能源局关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》(国能发法改〔2024〕93号)提出，新型经营主体参与市场与其他经营主体享有平等的市场地位，鼓励新型经营主体平等参与电力市场。各地积极探索通过多种交易品种互补，鼓励虚拟电厂等新型经营主体参与电能量市场，辅助服务市场。市场经营主体多元，有华能、国电投、三峡、京能等国有企业，有电管家、特来电、蔚来汽车、万邦数字等民营企业，有芬欧汇川等外资企业。
辅助服务市场方面表示，
辅助服务品种日益丰富。在区域层面，华北、华东、华中、东北、西北主要开展区域内调峰交易，实现区域内资源余缺互济;南方开展与区域现货市场相衔接的区域调频、备用交易。在省内，各地主要开展调峰、调频等辅助服务交易，并根据电网实际运行需要，不断调整丰富辅助服务交易品种，探索爬坡等灵活调节资源的交易。
2024年，南方区域调频辅助服务市场总体运行平稳有序，市场年出清均价为11.23元/兆瓦，年调频总里程约 1.22 亿兆瓦。
随着独立储能 2024年2月进入市场，南方区域调频辅助服务市场竞争加剧，市场整体呈现出“量增价减”的趋势。2024年南方区域调频辅助服务市场平均出清价格同比下降11.9%，提供里程同比提升 10%以上。
2024年，全国电力辅助服务市场费用为402.5亿元，其中用户侧分摊费用11.1亿元，用户侧分摊占比2.8%，用户侧平均度电分摊价格为0.0008元/千瓦时。发电侧煤电、风电、光伏发电、核电、水电、气电、其他电源分摊比例分别为 24%、44%、19%、8%、3%、1%、1%，发电侧平均度电分摊价格为0.0053元/千瓦时。
