首先，化学储能技术投资过高。根据中国电科院关于张北风光储输示范项目的测算，20兆瓦的储能电池的设计投资就达到4亿元。如果我国现有风电装机全部配备储能设备，则需要一次性投入2000亿元，这远远超过我国每年因弃风造成的近百亿元经济损失。
其次，技术尚不成熟，运行时间短，储能价值短期难以完全体现或由于各种原因没有体现。如化学储能技术在解决可再生能源并网和弃风方面仅为设想，目前储能在可再生能源并网方面发挥的作用有限，储能的全部价值还有待充分发挥。
另外，新型储能在电力系统的应用时间短，电力行业对安全性、可靠性要求高，要求技术成熟、安全可靠、建设和运维成本低，性能和质量好，一般至少需要5年以上的实地可靠性测试和应用，才能通过电力用户的最低标准。电力市场对储能的高要求也导致产品规模生产前周期长，而储能产品的方案设计成熟度、可靠性又与一定的规模化直接相关，电力行业的实际情况使得新型储能技术产业化道路漫长。
核心技术仍是主要瓶颈
从技术角度来看，关键材料、制造工艺和能量转化效率是各种储能技术面临的共同挑战，在规模化应用中还要进一步解决稳定、可靠、耐久性问题，一些重大技术瓶颈还需要持之以恒地解决。
新型储能产业发展机制尚不清晰
由于储能技术的特殊性，发电、输电、配电、用电都会受益，都有可能成为储能的实施者，目前很难说是电网公司、发电公司、用电客户，还是储能技术公司更适合成为储能的投资者和资产拥有者。近期可能的方案还是多种方式共存，由技术的成熟度、特定的应用领域与政策共同决定政策受益方，推动储能产业发展。储能技术可能存在电力供给侧、电网侧、用户侧和第三方运营商等多种商业模式。
虽然我国现已公布一些分布式新型储能的示范项目，但主要为分布式和微网项目通过光伏发电、风电服务于工商业和居民的用电，解决无电人口、边防、特殊作业的供电为主要出发点，且大部分项目还在规划和建设中，与规模产业化发展仍存在一定差距。另外，目前大部分新型储能项目仍为示范应用，项目数量少，运行时间短，成本高，缺乏清晰的应用方向，尚不能进行完善的经济性分析。虽然储能系统可以实现多重应用，但由于应用场景不同且较复杂，多重效益的量化目前实际上也很难界定，增加了商业化的难度。另外，新型储能标准体系在国际、国内尚未建立起来。
