2019年儲能產業略顯沉悶。相比于2017年國家出臺《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》，2018年電網側儲能大干快上，2019年利好儲能的消息要少得多。

數據也顯示出了這種疲態。根據CNESA(中關村儲能產業技術聯盟)項目庫的統計數據，截至2019年9月底，中國已投運電化學儲能項目的累計裝機規模為1267.8MW，2019年上半年新增投運電化學儲能項目裝機規模為116.9MW，同比下降4.2%，三季度新增規模78.2MW，同比下降59.6%。第四季度數據尚未出爐，但增速放緩應是大概率事件。在2018年的高增長過后，市場進入減速調整期。

引發這一波動的最大因素是電網側儲能項目。2018年，江蘇、河南、湖南、廣東先后邁出電網側儲能建設步伐，多個項目都達到百兆瓦規模，相比于大部分用戶側儲能和微網系統兆瓦級的規模，電網側儲能一推出，就給產業鏈上上下下帶來大量機會。電網公司除了上項目，還試圖爭取有利政策。兩大電網都曾提出將推動政府主管部門將各省級電力公司投資的電網側儲能計入有效資產，通過輸配電價疏導，從而投資更多儲能項目。

但熱鬧沒持續多久，主管部門就否定了電網公司的主張。2019年6月印發的《輸配電定價成本監審辦法》明確：電網企業投資的電儲能設施明確不計入輸配電定價成本。眾多在規劃之中的網側項目因此擱置。近期，國家電網發文要求嚴控電網投資，提出“不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電化學儲能設施建設”，再次讓儲能產業死心。

從電力體制改革的角度看，電化學儲能和抽水蓄能都不能計入輸配電定價成本，這主要是希望這類具有靈活調節能力的電站能夠公平而充分地發揮其“公共性質”，在電力市場中獲取合理收益。儲能設施所具備的頂峰發電、低谷調峰、快速調頻等能力，正是目前電力系統急需的。尤其是在風電光伏規模不斷擴大的情況下，增強電力系統調節能力才能匹配更高比例的可再生能源發展。電力市場能夠最大限度體現儲能作為靈活性調節資源的價值，從而促進儲能產業的發展。

在國外，電力監管機構對電網儲能的態度也偏向否定。英國將儲能定位為發電資產，并在政策中考慮禁止電網運營直接擁有和運營儲能系統。美國允許電網和社會資本共同投資儲能項目，但規定電網擁有儲能系統項目規模不得超過其總采購目標的50%。

站在儲能產業的角度上，不少業內人士認為不納入輸配電價體系并非壞事。一方面，儲能產業成熟度還有待提高，納入輸配電價有效資產可能會削減企業降低儲能成本的努力，不利于行業的長遠發展。另一方面，以電網公司為投資主導，儲能企業作為供應商，也不利于行業探索出更多樣的商業模式和新玩法。

長期來看，這樣的政策有利于儲能行業的健康發展，但短期內電力市場的舞臺尚未搭建完成。不少中國儲能企業在英美德電力市場上都有所斬獲，但通過國內電力市場獲取收益的機會目前仍然較少。

儲能產業正在經歷電力行業建設市場的過渡時期，電力現貨市場何時能發展成熟?輔助服務市場是否會打破舊模式，引入用戶承擔成本?還有許多問題尚沒有清晰的答案，但這些都對儲能產業產生直接影響。不得不說，電力體制改革的進度可以稱得上是儲能產業發展最大的不確定因素。

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