历经短期爆发后，2019年上半年储能市场规模出现小幅下滑。
据中关村储能产业技术联盟(CNESA)全球储能项目库的不完全统计，2019年上半年，中国新增投运电化学储能项目装机规模为116.9MW，同比下降4.2%。
不过，有数据显示，到十四五末，我国储能装机将达到50GW~60GW，到2050年将达到200GW以上，市场规模将超2万亿元。
多位业内人士向记者表示，虽然今年上半年电网侧储能市场暂时遇冷，但是下半年在发电侧，西北地区可再生能源配置储能市场仍将是一片火热，同时广东等地火电储能调频也成为业内竞相角逐的市场。
业内人士认为，在储能产业商业化应用初级阶段，亟须相关政策支持和引导，促使不同市场参与者之间能形成良性的市场竞争机制，从而加速储能技术应用项目落地。
电网侧储能规模或压缩
过去一年，电网侧储能在电网公司的积极推动下，迅速在江苏、河南、湖南、北京和浙江等地形成规模效应，推动了储能产业的发展。
CNESA储能项目数据库数据显示，2018年新增投运(不包含规划、在建和正在调试的储能项目)的电网侧储能规模为206.8MW，占2018年全国新增储能投运规模的36%，是各类储能应用之首;年增速更是达到2047.5%，呈爆发式增长态势。
2019年初，南方电网、国家电网相继发布《南方电网公司关于促进电化学储能发展的指导意见》(征求意见稿)和《国家电网有限公司关于促进电化学储能健康有序发展的指导意见》，传达了电网将电网侧储能纳入有效资产的意愿，并表明积极参与储能产业发展的态度。
然而，这一火爆趋势也随着一纸政策的发布而发生了重要改变，电网侧储能的发展悄然生变。
今年5月，国家发改委、能源局正式印发《输配电定价成本监审办法》，明确抽水储能电站、电储能设施等与电网企业输配电业务无关的费用，不得计入输配电价成本。这也意味着，电网企业欲将电网侧储能计入有效资产来核定电价的愿望落空。
据悉，目前国内电网侧储能项目主流的商业模式中，电网公司承担了兜底作用，因此它们更加希望将储能计入有效资产，通过重新厘定输配电价予以疏导投资收益。而电储能不计入输配电定价成本则使电网企业投资建设电储能电站的积极性大打折扣，减缓了电网侧储能的发展步伐。
记者采访了解到，目前大规模电网侧储能投资基本暂停，仅剩一些三站融合的示范项目。
基本上电网侧储能项目都停了，目前在执行的可能继续执行，未执行的可能会压后或执行性比较小。相比去年，今年电网侧储能规模会有所压缩，阳光电源国内储能事业部副总经理陈志在接受记者采访时表示，电网公司也是在积极推进储能投资，不过目前尚不确定电网公司后续会如何规划。
中关村储能产业技术联盟高级政策研究经理王思认为，现阶段，电网侧储能价值和收益渠道无法明确，已投运项目运营效果和规划在建项目的落地受到影响，机制的不健全将影响电网侧储能的下一步发展。未来还是尽量以社会资本投资为主，现在虽然各地之前有项目规划，但还真不好说落地多少。
风光配置储能加速落地
电网侧储能遇冷，发电侧可再生能源配置储能却正加速走向台前。
记者了解到，今年可再生能源配置储能比较火热的地区主要在新疆、青海和西藏等西北市场。其中，新疆成为今年全国储能市场的焦点。
2019年6月，新疆自治区发改委、国家能源局新疆监管办正式发布《关于开展发电侧光伏储能联合运行项目试点的通知》，指出在南疆四地州光伏储能联合运行试点项目，储能系统原则上按照不低于光伏电站装机容量的15%、且储能时长不低于2小时来配置，总装机规模不超过350MW。
