2019年储能产业略显沉闷。相比于2017年国家出台《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，2018年电网侧储能大干快上，2019年利好储能的消息要少得多。

数据也显示出了这种疲态。根据CNESA（中关村储能产业技术联盟）项目库的统计数据，截至2019年9月底，中国已投运电化学储能项目的累计装机规模为1267.8MW，2019年上半年新增投运电化学储能项目装机规模为116.9MW，同比下降4.2%，三季度新增规模78.2MW，同比下降59.6%。第四季度数据尚未出炉，但增速放缓应是大概率事件。在2018年的高增长过后，市场进入减速调整期。

引发这一波动的最大因素是电网侧储能项目。2018年，江苏、河南、湖南、广东先后迈出电网侧储能建设步伐，多个项目都达到百兆瓦规模，相比于大部分用户侧储能和微网系统兆瓦级的规模，电网侧储能一推出，就给产业链上上下下带来大量机会。电网公司除了上项目，还试图争取有利政策。两大电网都曾提出将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，从而投资更多储能项目。

但热闹没持续多久，主管部门就否定了电网公司的主张。2019年6月印发的《输配电定价成本监审办法》明确：电网企业投资的电储能设施明确不计入输配电定价成本。众多在规划之中的网侧项目因此搁置。近期，国家电网发文要求严控电网投资，提出“不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电化学储能设施建设”，再次让储能产业死心。

从电力体制改革的角度看，电化学储能和抽水蓄能都不能计入输配电定价成本，这主要是希望这类具有灵活调节能力的电站能够公平而充分地发挥其“公共性质”，在电力市场中获取合理收益。储能设施所具备的顶峰发电、低谷调峰、快速调频等能力，正是目前电力系统急需的。尤其是在风电光伏规模不断扩大的情况下，增强电力系统调节能力才能匹配更高比例的可再生能源发展。电力市场能够最大限度体现储能作为灵活性调节资源的价值，从而促进储能产业的发展。

在国外，电力监管机构对电网储能的态度也偏向否定。英国将储能定位为发电资产，并在政策中考虑禁止电网运营直接拥有和运营储能系统。美国允许电网和社会资本共同投资储能项目，但规定电网拥有储能系统项目规模不得超过其总采购目标的50%。

站在储能产业的角度上，不少业内人士认为不纳入输配电价体系并非坏事。一方面，储能产业成熟度还有待提高，纳入输配电价有效资产可能会削减企业降低储能成本的努力，不利于行业的长远发展。另一方面，以电网公司为投资主导，储能企业作为供应商，也不利于行业探索出更多样的商业模式和新玩法。

长期来看，这样的政策有利于储能行业的健康发展，但短期内电力市场的舞台尚未搭建完成。不少中国储能企业在英美德电力市场上都有所斩获，但通过国内电力市场获取收益的机会目前仍然较少。

储能产业正在经历电力行业建设市场的过渡时期，电力现货市场何时能发展成熟？辅助服务市场是否会打破旧模式，引入用户承担成本？还有许多问题尚没有清晰的答案，但这些都对储能产业产生直接影响。不得不说，电力体制改革的进度可以称得上是储能产业发展最大的不确定因素。