在国内新能源新增项目陆续启动之后，电化学储能迎来了新一轮的密集招标期，据光伏們不完全统计，仅7-8月，各类型的新能源配套储能招标规模达到了1.4GW/2.7GWh，其中单体超过百兆瓦级别的储能项目赫然在列。
根据中关村储能产业与技术联盟发布的《储能产业研究白皮书2021》，中国2020年新增投运项目中，电化学储能市场新增规模首次突破GW，其中新能源发电侧中的装机规模超过580MW，同比增长438%。从2021年的形势来看，新能源配套储能正有愈演愈烈的趋势，无论是单体容量还是招标总规模，再次刷新了国内电化学储能项目的新纪录。
从业主来看， 电化学储能项目的招标企业仍以新能源电力投资商为主。从上述列表可以看出，国家电投、大唐、华润、华能、三峡、国网综能均位列其中。值得一提的是，其中两个单体规模最大的储能项目业主均为朔州华朔新能源技术有限公司，根据天眼查信息显示，该公司为朔州市政府实际控股。
来源：天眼查
8月25日16时，国家电投海阳储能电站已经宣布正式开工，这是山东省2021年首批储能电站试点示范项目，在以试点促推广、以示范促发展，在新技术、新模式创新等方面都将取得突破。据了解，海阳储能项目除采用磷酸铁锂电池外，还试点应用国家电投中央研究院研发的铁铬液流电池技术。新模式方面，项目不仅可以参与山东电网调峰辅助服务，同时作为集中建设的共享储能，将储能容量租赁给风电、光伏等新能源企业，减轻新能源企业自建配套储能的投资及运维成本。项目不仅在技术和模式上有新尝试，还具备良好的经济效益。作为示范项目获准享受山东省能源局补贴政策，参与电力辅助服务、电网调峰、储能容量租赁，实现多重价值。
进入2021年，在双碳目标与新型电力系统的催化下，国家层面陆续出台了一系列政策推动储能发展。日前，国家发改委、国家能源局印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，进一步明确了风、光伏市场化项目配调峰能力的规则，以促进更多的可再生能源并网消纳。
与此同时，各地关于新增风、光伏项目的相关规则陆续出台，配置储能几乎成为各省新能源政策的标配。但对于新能源投资商来说，风、光项目配置储能仍然面临巨大的经济效益挑战。有投资企业认为，新能源配置储能不能采用一刀切的政策，各地需要视消纳、调峰的实际情况来确定是否配置储能以及配置比例，“消纳情况良好的地区配置储能并不合理，并且目前来看，储能电站的安全隐患还没有得到彻底解决，一旦出现问题将酿成大事故”。
部分省份新增风、光项目配置储能要求
上述发电企业负责人认为，解决调峰是电网侧的责任，并不应该一味的强压给发电侧，尤其是目前储能成本以及安全性问题尚未得到解决的情况下。
事实上，根据《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，除了电化学储能之外，承担调峰任务的储能形式还包括抽水蓄能、火电灵活性改造等形式。面对双碳的压力，三种储能形式各有优缺点，同时又将在不同的阶段优势互补，共同担起调峰大任。
但可以预见的是，在调峰的压力下，电化学储能正在快速的导入新能源项目建设中，风、光、储将真正迎来协同发展的新时期。“30·60”双碳目标与构建以新能源为主体的新型电力系统的提出，奠定了“十四五”中国新能源发展的主基调，风、光、储等产业迎来了新的发展机遇，同时也将面临来自各种复杂环境和技术的挑战。
全面进入无补贴时期之后，新能源行业的管理方式也在进行相应的调整。在保障性规模和市场化规模的“双通道”管理理念下，形成了普通地面电站、大型新能源基地、分布式光伏与源网荷储、多能互补等多种模式下的新能源电力发展格局。与此同时，随着新能源电力深入参与电力市场、应用场景的多样化以及多种能源形式融合的新模式，也给电站设计、工程与设备选型的理念和规划带来了新的挑战。
