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。

　　成本下降依靠規模效應

　　盡管距離大規模市場化應用仍有長遠距離，但隨著整個儲能行業規模的擴大，由此帶來的規模效應將逐步拉低鋰電池和液流電池的成本。

　　國泰君安在研報中作出假設，2015年大型光伏電站和風電累計裝機達20GW和100GW，2020年達50GW和200GW；2015年和2020年大型光伏電站與風電場配備儲能比例達1%和3%。由于目前風光儲能示范項目配備磷酸鐵鋰電池為主，儲能電池價格以鋰電均價測算；5~10年鋰電價格將下降一半。

　　在液流電池領域，據了解，目前市場上比較成熟的液流電池主要有三種：鈉硫、全釩、鋅溴電池。但鈉硫電池技術掌握在日本，全釩主要在德國。

　　史海昇對記者表示，“鋅溴液流電池關鍵的是其成本下降空間巨大，而這是一種儲能技術路線能夠被大規模推廣的基本要素。”

　　史海昇認為，從長期來看，鋅溴電池的成本將呈現快速下降的趨勢，在部件全國產化的情況下，鑫龍電器的鋅溴電池成本可達到與普通鉛酸電池相近的水平。

　　史海昇對記者稱，“成本的降低主要在于兩個方面，一是國產化率的提高，二是規模效應。如今公司生產一個月也就幾臺或者十幾臺，但實際上產能可以達到每年2000臺，由于銷售數量較少，采購的零部件規模也很小，規模效應根本看不出來。此外，目前鋅溴電池的國產化率還非常低，這對它的核心指標——儲能能量轉化率產生很大影響，在美國可以做到70%以上，但在我國只能做到50%~60%。”

　　高工鋰電產業研究所副所長羅煥塔對《每日經濟新聞》記者表示，“未來鋰電池的成本會下降，主要還是在于成品率的提升，以及自動化程度帶來的人力成本下降。此外，目前國內的電池制造工藝并不是很高，產品一致性也較差，存儲率還不高，有些廠家只有60%~70%，一般的廠家能達到80%，但是依然有20%是浪費的，如果存儲率提高到95%，成本必然會下降。這才是動力電池領域價格能真正下降的驅動力。”

　　除了規模效應帶來的成本下降，電池上游環節價格下降也有望拉低整體成本。“未來小型的鋰電池降價幅度會很小，但大電池的成本會降得很快，包括電解液等的鋰電池上游材料現在的毛利率還在40%~50%，這是有降價空間的。”吳輝對記者說道。