歷經短期爆發后，2019年上半年儲能市場規模出現小幅下滑。

據中關村儲能產業技術聯盟(CNESA)全球儲能項目庫的不完全統計，2019年上半年，中國新增投運電化學儲能項目裝機規模為116.9MW，同比下降4.2%。

不過，有數據顯示，到“十四五”末，我國儲能裝機將達到50GW~60GW，到2050年將達到200GW以上，市場規模將超2萬億元。

多位業內人士向記者表示，雖然今年上半年電網側儲能市場暫時遇冷，但是下半年在發電側，西北地區可再生能源配置儲能市場仍將是一片火熱，同時廣東等地火電儲能調頻也成為業內競相角逐的市場。

業內人士認為，在儲能產業商業化應用初級階段，亟須相關政策支持和引導，促使不同市場參與者之間能形成良性的市場競爭機制，從而加速儲能技術應用項目落地。

電網側儲能規模或壓縮

過去一年，電網側儲能在電網公司的積極推動下，迅速在江蘇、河南、湖南、北京和浙江等地形成規模效應，推動了儲能產業的發展。

CNESA儲能項目數據庫數據顯示，2018年新增投運(不包含規劃、在建和正在調試的儲能項目)的電網側儲能規模為206.8MW，占2018年全國新增儲能投運規模的36%，是各類儲能應用之首;年增速更是達到2047.5%，呈爆發式增長態勢。

2019年初，南方電網、國家電網相繼發布《南方電網公司關于促進電化學儲能發展的指導意見》(征求意見稿)和《國家電網有限公司關于促進電化學儲能健康有序發展的指導意見》，傳達了電網將電網側儲能納入有效資產的意愿，并表明積極參與儲能產業發展的態度。

然而，這一火爆趨勢也隨著一紙政策的發布而發生了重要改變，電網側儲能的發展悄然生變。

今年5月，國家發改委、能源局正式印發《輸配電定價成本監審辦法》，明確抽水儲能電站、電儲能設施等與電網企業輸配電業務無關的費用，不得計入輸配電價成本。這也意味著，電網企業欲將電網側儲能計入有效資產來核定電價的愿望落空。

據悉，目前國內電網側儲能項目主流的商業模式中，電網公司承擔了兜底作用，因此它們更加希望將儲能計入有效資產，通過重新厘定輸配電價予以疏導投資收益。而電儲能不計入輸配電定價成本則使電網企業投資建設電儲能電站的積極性大打折扣，減緩了電網側儲能的發展步伐。

記者采訪了解到，目前大規模電網側儲能投資基本暫停，僅剩一些三站融合的示范項目。

“基本上電網側儲能項目都停了，目前在執行的可能繼續執行，未執行的可能會壓后或執行性比較小。相比去年，今年電網側儲能規模會有所壓縮，”陽光電源國內儲能事業部副總經理陳志在接受記者采訪時表示，電網公司也是在積極推進儲能投資，不過目前尚不確定電網公司后續會如何規劃。

中關村儲能產業技術聯盟高級政策研究經理王思認為，現階段，電網側儲能價值和收益渠道無法明確，已投運項目運營效果和規劃在建項目的落地受到影響，機制的不健全將影響電網側儲能的下一步發展。“未來還是盡量以社會資本投資為主，現在雖然各地之前有項目規劃，但還真不好說落地多少。”

“風光”配置儲能加速落地

電網側儲能“遇冷”，發電側可再生能源配置儲能卻正加速走向臺前。

記者了解到，今年可再生能源配置儲能比較火熱的地區主要在新疆、青海和西藏等西北市場。其中，新疆成為今年全國儲能市場的焦點。

2019年6月，新疆自治區發改委、國家能源局新疆監管辦正式發布《關于開展發電側光伏儲能聯合運行項目試點的通知》，指出在南疆四地州光伏儲能聯合運行試點項目，儲能系統原則上按照不低于光伏電站裝機容量的15%、且儲能時長不低于2小時來配置，總裝機規模不超過350MW。

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