从今年夏天起，由江苏镇江东部101MW/202MWh电网侧储能工程开始，短短几个月之内，河南电网100MWh、湖南长沙一期120MWh，江苏二期由平高集团率先发标的352MWh部分，相继面世。
在这些国网区域的市场中，江苏无疑占据最大的份额。据了解，除了已经披露的部分，江苏电网侧储能近期规模合计将超过1GWh。邻省浙江也有100MWh级别的项目有待发布。
另外，“储能100人”还获悉，东北某省也有望公布总规模达30MW/120MWh的电网侧储能项目。据知情人士透露，和中原与南方各省电网侧项目基本采用磷酸铁锂电池不同的是，该省电网侧项目将为全钒液流和铅炭电池留出机会，大致会分为三个10MW/40MWh站点，分别采用铅炭、铁锂和全钒液流电池，示范意味浓厚。
然而，电网侧项目的集中爆发，以及各省网公司的积极介入，使得储能资产的界定问题，一时间凸显出来。
11月中旬，在南京的一场业界论坛上，清华大学电机系教授夏清的一席发言，将储能和电网之间微妙的共生关系，给讲了出来。他说：
电网侧储能发展，正呼唤开放型的输配电价格机制。现在我们电网整个成本是管制的，与输变电设备无关的一律不能进入成本。这样的机制会带来什么问题？将激励（电网公司）建输配电电网，最后输配电成本还是由用户来承担。（因为）电网要靠输配电成本形成合理回报，用户侧装储能形成输配电容量价值将得不到承认。如果储能只能到电网外面去干，不产生系统效益，电网公司说跟我没关系，我不感兴趣，这将抑制储能产业的发展。
在近来有关储能和电网关系的公开讨论中，这算是最为直白的一段。储能尤其是电网侧储能资产的属性，确实是眼下亟待厘清的一个问题。
目前，各省建设的电网侧储能项目，不约而同采用了租赁模式。
以江苏镇江东部项目为例，八个储能电站分别由国网山东电工电气集团有限公司、国网江苏综合能源服务有限公司和许继集团有限公司投资建设，以租赁形式供电网公司使用，五年之后，电站资产将移交给国网江苏电力公司。而国网湖南综合能源服务公司在长沙储能电站的投资建设中，甚至还采用了为期十年的核心设备租赁模式。
之所以采用租赁模式，而非直接纳入电网乃至最为关键的输配资产，与当前的形势当然有着莫大关系。
截至2017年底，各省输配电价核定完毕，全国省级输配电价改革试点已全面完成。根据2018年初国家发改委发布的《区域电网输电价格定价办法（试行）》、《跨省跨区专项工程输电价格定价办法（试行）》和《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》等“两办法一意见”，输配电价将实行事前核定、定期调整的价格机制，监管周期定为三年，目前已处于首个输配电价监管周期（2018—2019年）。
由于输配电价改革完成，电网公司的盈利模式也由“低买高卖”转变为“成本加合理收益模式”。
在这种模式之下，储能资产如果能在下个调整周期被纳入到输配成本之中，自然是利益相关者乐见的状况。对储能商来说，在当前巨大的不确定买单机制下，若有电网公司的背书，对市场的刺激也会大大加剧。
但如此一来，储能资产若归入输配成本，输配电价也将由此提高，这必然会遭到各地物价部门的反对。不区别受益者的全民买单机制，也不符合电改的初衷和方向。
在国外，储能资产的属性同样具有极大争议。美国加州正在就是否将与电网相关的储能设施纳入输电资产而展开激烈争论；在欧洲大陆一些国家，则讨论将储能界定为发电、输电和配电之外的第四者，相关的规则设定同样处在博弈之中。
不过，在加州等地，由于调度的独立性，能够向市场各方提供公平、开放的传输接入，话题的敏感性尚不如国内。近期，电网和发电央企之间频繁的主要领导互调，以及国家发改委对增量配网改革不力省份的公开约谈，这一系列举措显示出从人事到政策，国家高层要进一步打破行业壁垒的决心。
在这种情况下，电力市场的一举一动，都可能被拎出来放大、审视。通过将储能纳入输配成本，从而进一步激发电网拥抱储能的热情，并不是一条容易被各方接受的路径。反过来，作为在全世界都蓬勃发展的新生产业，如果在国内需要特定公司的善意来赢得发展，否则就会受到抑制的话，这本身就是就是一个需要改变的奇怪状况。
在目前储能资产属性暂时“无解”的情况下，技术性地采用租赁模式，倒是可以巧妙的避开争议。开放性的输配电价格机制，可以通过参与开放性的市场来替代。相对独立的电网侧储能，同样可以积极参与调峰、调频乃至AGC联合调频等电力辅助服务市场，国内一些省级电力公司和投资商，也正在朝着这些方向积极探索。
来源：储能100人
