张 军，张 伟，曹凌捷，王伊晓，马喜平，沈渭程，梁有珍

(1.国网甘肃省电力公司，甘肃 兰州 730070；2.上海电力设计院有限公司，上海 200025；3.国网甘肃省电力公司电力科学研究院，甘肃 兰州 730070)

2019年5月24日，国家发改委印发了新版的《输配电定价成本监审办法》，规定“抽水蓄能电站、电储能设施、电网所属且已单独核定上网电价的电厂的成本费用”不得计入输配电定价成本；11月22日，国家电网公司印发了《关于进一步严格控制电网投资的通知》(国家电网办〔2019〕826号)，明确在未来一段时间内，国网公司“不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设，不再安排抽水蓄能新开工项目”。

根据(中关村储能产业技术联盟CNESA)数据统计，截至2019年底，我国电化学储能累计装机规模为1 591.7 MW，2019年新增投运电化学储能项目装机规模为519 MW，同比增长-24%。我国投运电化学储能项目的累计装机规模如图1所示。从图1中可以看出，2019年增速放缓趋势明显，在经历了高速增长之后，行业进入了调整期。

发改委和国网公司两个文件的发布对快速布局的电网侧储能造成了极大影响；电改政策意外造成峰谷价差缩小的情况也在动摇负荷侧储能商业模式根基；而电源侧虽然火储市场和新能源+储能市场表现活跃但仍然面临风险和发展制约。目前储能市场似乎在各个方面都遇到了发展阻力，使得储能市场发展方向变得扑朔迷离。通过对近年来电源侧、电网侧、负荷侧储能市场的发展情况及相关政策进行梳理分析，从而提出储能市场未来发展的重点方向。……