一年前被狙掉的青海“风电+配套10%储能”新政，以一种企业自行实践的方式，为青海风电储能，留下了它日燎原的火种。
在这其中扮演了盗火者角色的黄河上游公司，已于今年7月初公开招标，旗下共和450MW风电和乌兰100MW风电两个基地，均将配置10%的电池储能项目，规模分别达到45MW/90MWh和10MW/20MWh。
这个规模的风电储能系统，即便扩大到当下全国各储能应用市场来看，都算是有数的落地大项目。更何况，它为半路叫停、一时搁置无期的青海风电储能新政，提供了一个可资验证的示范场景。
青海地貌雄奇壮美，发展新能源产业得天独厚。
2017年6月，青海省发改委颁布《青海省2017年度风电开发建设方案的通知》，要求2017年青海规划的330万千瓦风电项目，要按照建设规模的10%配套建设储电装置，储电设施总规模为33万千瓦(330MW)。
这一政令一旦施行，比照黄河上游公司此番配置的比例，将带来超过600MWh的储能系统。在全球的储能版图上，这都是一个巨无霸式的存在。
但政令发出之后，引发市场轩然大波。由于担心可能给风电产业带来的潜在负担，以及可能导致向外扩散的“溢出效应”，一些协会和利益代言人对此进行了强力舆论狙击。前后不过十余天，青海省相关领导被迫在一个小范围内表态，实质叫停了这场有关储能的“十日维新”。
虽然在广义上，风电、光伏和储能同属于新能源阵营，但因利益区隔和责任不明，门户之见的鸿沟短时间内很难抚平，储能产业想借助风光等新能源发展扶摇直上，依然困难重重。显然，这是一个特殊的产业时代：
旧的共识已经瓦解，但新的共识远未建立。
另一方面，从今年的情况来看，风光等产业都面临着十余年来未有之大变局，以“责任不在我”为由拒绝储能的短视行为，带来的后果也逐渐显现。
当然，和今年相比，去年的储能产业整个状态混沌不明，造价成本也更为高企，这也是部分业界犹疑不定的一大主因。
作为青海省新能源产业的班霸，国电投黄河上游公司在青海取消风电储能新政的情况下，依然推进10%的储能配置，这既与它在青海所处的龙头位置相关，也与它对新能源产业以及青海能源结构的理解有关。
6月26日，黄河公司共和实证基地20MW/17MWh储能项目顺利并网发电。
最新的数据显示，黄河上游水电公司电力总装机为1595万千瓦。其中在青海，它便持有973万千瓦的水电和314万千瓦的新能源装机。而整个青海的电力装机，截至2018年5月底，也不过2636万千瓦。黄河水电一家，便占去半壁江山，作为龙头，它需要承担起逢山开路的示范重任。
与此同时，虽然青海省通过增加消纳，压缩火电计划等措施，大幅降低了“弃风弃光率”。但新能源产业的波动与间歇性问题，依然如达摩克利斯之剑一样高悬在上，这个顽疾得不到解决，弃风弃光随时会卷土重来。
而青海能源产业发展，也走到了产业升级的又一个关键十字路口，客观形势的发展让储能角色日益吃重。一场西部储能野火，正从青海向四周扩散开来。
作为后发省份，青海手中可借以赶超中东部的筹码并不多。但同时，青海拥有广袤的草原、戈壁滩，是三江源头，有可以利用的丰富的水能、风能和太阳能。因此，“绿水青山就是金山银山”既是来自中南海的要求，也是青海所可倚赖的最重要资源。
截至到2018年5月底，青海省清洁能源装机比例超过85%，其中，风光比例合计超过40%。这在全国都是一个绝无仅有的存在。
继“绿电七日”后，今年6月底，青海又完成“绿电九日”，实现连续216小时清洁能源供电。从青海最近出台的政策来看，包括风电、光伏、光热、锂电和储能在内，都极为着力，其中的迫切意愿，跃然而出。
那么，青海储能的特点与机遇主要在哪里?
“储能100人”梳理了青海当前的储能市场现状，发现有以下几大特点：
首先，集中式可再生能源并网破空而出，多能互补、微网光储渐成规模;
青海大型风光基地众多，是集中式储能的天然战场。黄河水电除共和、乌兰风电储能项目外，在共和的光伏实证基地也完成了20MW/17MWh储能系统项目并网。在这一系列项目“从0到1”的带动下，青海风光集中式储能将迎来“从1到100”的量变。此外，多能互补和微网光储也渐成规模。
其次，门户开放，多种电池路线高原同场竞逐;
青海当前主要代表性储能项目，由于示范与检验色彩依然强烈，多种电池路线获得了同台竞技的机会。不少在其它地方被先入为主印象拒之门外的电池商，均在此获得了实践的项目。铅炭、三元锂、磷酸铁锂、全钒液流乃至锌溴液流电池系统林立，高原之上，电池之花可谓百花齐放。
第三，电网直接上阵，几大能源龙头企业示范与商业化两路并进;
眼下，发展新能源、抢占储能高地称得上青海的朝野政企共识。国网青海省电力公司陆续推进了多个项目，除直接参与格尔木时代新能源光储商业化项目外，还计划对遍布全青海的1000余座离网电站，选取若干个点，推广分布式电源微电网光储项目。其它能源巨头，华能、鲁能、黄河上游等公司，也朝着从示范到规模化的方向大步迈进。
