一是靈活性資源不足。

由于我國資源稟賦和用能負荷不均衡，加之新能源的時空不匹配，風光大規模接入電網，其波動性和間歇性給電網帶來的影響也被日趨放大。電網的調峰、消納壓力巨大，需要更多靈活性資源為電力系統的安全穩定高效運行提供支撐。目前，我國電力系統靈活性較差，遠不能滿足波動性風光電并網規模快速增長的要求。我國靈活調節電源，包括燃油機組、燃氣機組以及抽蓄機組占比遠低于世界平均水平。特別是新能源富集的三北地區，靈活調節占比不到4%。高比例可再生能源電力系統運行的最大風險就是靈活性可調節資源不足，調頻調峰資源明顯不足，安全穩定問題凸顯。

最新發布的《電力系統安全穩定導則》（GB38755-2019）要求，電源均應具備一次調頻、快速調壓、調峰能力。隨著光伏風電發電比例不斷增大，電網的調頻需求越來越大。截至2020年底，已有18個省市出臺了鼓勵或要求新能源配儲能的有關文件。湖南、湖北、內蒙、山東、山西、河北、貴州明確規定了儲能配比比例，配置儲能的比例從5%到20%不等。遼寧、河南、西藏三地雖未要求具體儲能配置比例，但相關文件明確在新能源項目審核過程中“優先考慮”新能源配置儲能項目。

目前新能源配置儲能項目普遍被認為是新能源配電儲能裝置，尤其是化學電池。但靈活性資源有多種，既包括靈活性火電、抽水蓄能電站、燃氣電站、燃油電站、儲能，還包括可調節負荷等，應從系統的角度統籌優化，共同參與到電力系統的運行調節過程中。

二是市場機制和相關激勵機制不健全。

受體制改革不到位、市場機制不健全、市場化程度低等影響，我國新能源發電一直存在消納難題。目前儲能存在技術經濟性不高、位置獨立分散、利用率低，成本疏導途徑及盈利能力受限等問題。

由于各地新能源發展規模、電網結構、調峰資源缺口程度有所不同，強配儲能給新能源企業帶來較大的成本壓力。盡管電化學儲能成本呈逐年下降趨勢，但目前仍高達0.6-0.8元/kWh，遠高于抽水蓄能電站0.21-0.25元/kWh的度電成本。安裝、運行成本之外，融資成本、項目管理費等附加費用也很高。由于補貼退坡、資金拖欠、平價上網等因素，新能源項目盈利空間逐步壓縮，配置儲能缺乏合理的機制和明確的回收渠道，帶來的收益有限，企業建設積極性較低，導致部分省份新能源與電網企業矛盾加劇。

三是電化學儲能相關標準缺失。

電化學儲能產業已發展十幾年，相關標準卻沒有得到完善，儲能系統從設計、運輸到安裝、投運、驗收和后期運維，以及儲能系統的災后處理、電池回收等，都沒有非常完善的標準和政策來支撐。
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