《指导意见》要求在规范储能接入系统和调控管理、深化储能关键技术研究和标准体系建设、加强储能信息管理及平台建设等方面，推进电源侧、电网侧和客户侧储能发展。
《指导意见》提出推动完善储能政策机制。推动政府主管部门将各省级电力公司投资的电网侧储能计入有效资产，通过输配电价疏导。推动将储能作为改善新能源并网特性、平滑新能源出力的必要技术措施，在电源侧按照一定比例进行配置。推动以改善负荷特性、引导储能有序发展为目标，建立客户侧峰谷分时电价动态调整和定期评估机制。推动电力市场建设，建立健全储能参与辅助服务、电力现货等市场化交易的相关政策和机制，以市场化方式引导储能产业健康发展。
其中特别强调有序开展储能投资建设业务，公司各单位投资建设储能，应开展投资效益评估，考虑合理投资回报。“在国家尚未出台新的鼓励政策的情况下，各省级电力公司不参与电源侧和客户侧储能投资建设，可以根据需要，以技术创新和解决工程应用难题为目标，开展电网侧储能试点示范应用。”
关于储能应用方面
1电源侧：支持新能源发电配置储能;支持常规火电配置储能。
2客户侧：可参与电网需求响应、电量平衡和负荷特性改善，优先在电网调节有困难、改造升级成本较高的地区投资建设。
3电网侧：将储能纳入电网规划并滚动调整，将电网侧储能视为电网的重要电气元件和一种技术方案选择，进行综合比选论证。
意见强调要严守储能安全红线。储能电站选址应充分考虑对周边输变电设施等的安全影响。明确了储能接入管理，电源侧储能和独立的纯调峰调频储能的接入，参照常规电源接入管理办法执行。客户侧储能接入参照分布式电源管理办法执行。意见还指出国网将有序开展储能投资建设业务，方向主要还集中在电网侧储能。
意见强调推动政府主管部门将各省级电力公司投资的电网侧储能计入有效资产,通过输配电价疏导。
