在新能源产业蓬勃发展的当下，储能作为保障电力稳定供应的关键技术，受到前所未有的关注。然而，行业内却出现了一个矛盾现象：各地储能项目备案数量屡创新高，实际并网的项目却远远跟不上备案的步伐。这种 “高备案、低并网” 的落差，折射出储能产业发展过程中政策、技术、经济等多方面的挑战。​

一、政策与备案机制：“抢备案” 现象与实际落地的脱节​

部分地区为大力推动储能发展，大幅简化备案流程，企业仅需提交项目方案、用地证明等基础材料即可完成备案。这一宽松的备案环境，使得企业为抢占优质资源，如靠近电源点、负荷中心的区位，或获取政​

策红利，纷提前申报大量项目。但备案仅仅代表 “规划意向”，并不涉及实质性投资，由此导致了 “备案多、开工少” 的局面。例如，2023 年某省储能备案项目规模超 10GW，可全年实际并网量却不足 2GW，多数项目因后续资金、技术方案未落实而搁置。​

此外，政策导向与实际需求也存在错位。一些地区为完成 “新能源配储能” 指标，要求风光项目需配套 10%-20% 储能，企业被迫备案储能项目。然而，新能源装机进度滞后或电价机制不完善，使得这些储能项目缺乏实际应用场景，只能暂缓建设。​

二、技术与成本：储能技术成熟度与经济性的瓶颈​

目前，锂电池在储能市场占据主导地位，占比超 90%。但锂电池面临成本与安全两大突出问题，其原材料锂、钴价格波动极大，2022 年碳酸锂价格飙升至 60 万元 / 吨，致使储能系统成本突破 1.5 元 / Wh，项目内部收益率低于 8%，企业投资意愿严重受挫。虽然液流电池、压缩空气储能等技术适合长时储能，但产业化规模小，单瓦成本是锂电池的 2-3 倍，仅适用于少数调峰项目，技术路线的局限性明显。​

同时，储能并网需严格满足《电化学储能电站并网技术要求》等标准，对充放电效率、响应时间、电池一致性等指标要求极高。部分中小企业的储能系统因技术不达标，如电池衰减过快、温控系统故障等，在并网测试中频频被驳回。​

三、经济与商业模式：投资回报周期长，盈利模式单一​

从经济角度看，国内多数省份峰谷电价差在 0.7 元 / 度以下，储能项目依靠 “低充高放” 赚取差价，但考虑充放电效率（85%-90%）、设备折旧（寿命约 10 年），单 Wh 收益仅 0.1-0.2 元，投资回收期需 8-10 年，远超企业预期的 5-6 年。此外，储能的盈利模式主要依赖 “峰谷套利”“辅助服务”，但辅助服务市场尚未全面开放，电网调频服务主要由火电、抽水蓄能承担，储能参与比例不足 5%，且调频收益难以覆盖成本。​

四、并网流程与电网接纳：审批复杂与电网消纳能力限制​

储能并网审批流程复杂，需经过 “接入系统方案设计→电网评审→设备调试→验收并网” 等环节，周期长达 6-12 个月。部分地区电网公司对储能并网经验不足，评审标准不明确，导致项目反复整改。例如，2024 年某新能源企业储能项目因并网评审修改 3 次方案，耗时 9 个月，最终错过电价补贴窗口期。​

在电网消纳方面，在新能源装机集中的地区，电网主变容量、线路传输能力已接近上限，储能并网需配套电网改造，成本由企业承担，单项目改造费用可达数百万元，企业难以承受。并且，部分地区调度系统尚未接入储能数据，或调度策略优先保障电源侧，导致储能并网后 “并网不调”。​

五、项目执行与市场环境：资金、安全与需求的多重挑战​

资金方面，储能项目投资巨大，单 GW 投资约 50-80 亿元，多数企业依赖银行贷款。但 2023 年以来金融机构对储能项目风控收紧，要求企业自有资金比例提升至 30% 以上，许多中小企业因融资困难被迫暂停项目。​

安全问题也对并网进度产生影响。2022-2023 年国内发生多起储能电站火灾事故，电网公司对储能并网的安全审查趋严，要求增加消防系统、电池管理系统冗余设计，导致项目建设成本增加 10%-15%，工期延长 3-6 个月。​

此外，部分地区备案的储能项目基于 “预期需求”，但实际负荷增长不及预期，储能建成后无用户接入，企业只能放弃建设。​

尽管当前储能行业面临诸多挑战，但未来仍充满希望。政策层面，多地已出台 “备案 - 建设 - 并网” 联动机制，倒逼企业落地；技术上，钠离子电池、液流电池产业化加速，成本有望大幅降低；商业模式也在不断创新，“储能 + 虚拟电厂”“储能 + 共享储能” 等模式逐渐推广。预计 2025-2030 年，储能并网率将从目前的 30%-40% 提升至 60% 以上，储能产业也将逐步实现 “规划 - 建设 - 运营” 的良性循环。

（本文为AI生成）

碳索储能网 https://cn.solarbe.com/news/20250625/50003344.html