盡管在儲能的三大應用領域——大型風光儲能、通信基站的后備電源、家庭儲能中，電池廠商都在“攻城略地”，但成本問題卻成為難以逾越的鴻溝。“到2020年這個階段，(儲能)可能不會有大規模的市場鋪開，這個階段重點在技術研發和技術突破。”國家電網中國電力科學研究院電工與新材料研究所所長來小康認為。

與其觀點呼應，記者采訪的多位業內人士認為，一旦成本下降，儲能市場立刻會發展起來。

國泰君安在去年10月發布的一份研報中認為，未來5~10年鋰電價格將下降一半。華泰證券的研報也指出，通信用磷酸鐵鋰電池售價以年均超過10%的幅度下降，目前已由2011年的3.3元/WH降至約2元/WH，相比較目前0.55~0.6元/WH的鉛酸電池價格，性價比已顯著提升。其預計2015年通信鋰電價格有望降至1.5元/WH左右。

國泰君安上述研報稱，據測算，儲能電池市場化應用的目標成本為200美元/kwh(折合人民幣約1246元/kwh)。但實際上，普通鉛酸和改性鉛酸電池的價格為1000元/kwh，鉛炭電池為1300元/kwh，而鈉硫電池、鋰電池、釩硫電池的成本基本都在4000元/kwh左右，約為鉛酸電池的3~4倍，顯然離儲能電池市場化的目標成本差距不小。

而另一種液流技術——鋅溴液流電池的成本也相對較高，盡管其在技術上較為成熟，環境適應性更強，不過，浙商證券長期研究鑫龍電器的分析師史海昇對《每日經濟新聞》記者表示：“我們預計單臺設備(50千時標準柜計算)為30~35萬元人民幣，是鉛酸電池的5倍以上。”

對此，天能集團董事長張天任分析認為，盡管在儲能電池領域里，我國處在世界先進水平，但是儲能電池在高性能、高安全性、高性價比上還需要革命，儲能電池的商業化短期內不可能實現。

賽迪顧問投資戰略咨詢中心總經理吳輝認為：“以分布式儲能為例，如果儲能做到每瓦時1.5元，就能大規模發展，電動車也是一樣，現在還要每瓦時3元多，未來需要下降一半。短期很難實現，從長期看，可能還得得益于技術本身的升級，就看技術提升的空間有多大。另外需要政策的推動。”實際上，在政策方面，我國目前僅有指導性質的政策，如《可再生能源法及修正案》首次提及儲能，《國家“十二五”規劃綱要》稱儲能是推進智能電網建設、加強城鄉電網建設和增強電網優化配置的依托技術，《當前優先發展的高技術產業化重點領域指南》中把動力電池和儲能列為重點產業化領域。

來小康將儲能的現實困境歸結為技術經濟性問題，“大規模儲能，一定是要求技術經濟的指標更好，是以電網經濟運行為首要目標。比如風電、太陽能接進來，不讓可再生能源浪費掉。我總是說儲能就是建倉庫，但不是拿金子來建，倉庫應是磚混結構，里頭存稻谷，才有價值。”

國泰君安的研報顯示，電化學儲能應用需要補貼以維持經濟性。按鉛酸儲能4000元/kwh、鋰電儲能4000~7000元/kwh(磷酸鐵鋰)的成本測算，兩者的安裝成本需分別下降70%和70~82%才能達到儲能系統的平價上網。按照鋰電的成本下降趨勢，至少2020年以后鋰電儲能才能具備經濟效益。現階段儲能的市場化發展仍然需要政策補貼，以覆蓋2/3以上的初裝成本。對于儲能的補貼，來小康認為，首先需要算清楚一筆賬，補到什么程度才能起到杠桿作用。其次是補貼的時間和力度如何讓儲能進入良性循環，而不是永遠依賴。“現實困境還是成本。”高工鋰電產業研究所副所長羅煥塔總結道。