尽管在储能的三大应用领域——大型风光储能、通信基站的后备电源、家庭储能中，电池厂商都在“攻城略地”，但成本问题却成为难以逾越的鸿沟。“到2020年这个阶段，(储能)可能不会有大规模的市场铺开，这个阶段重点在技术研发和技术突破。”国家电网中国电力科学研究院电工与新材料研究所所长来小康认为。

 

    与其观点呼应，记者采访的多位业内人士认为，一旦成本下降，储能市场立刻会发展起来。

 

    国泰君安在去年10月发布的一份研报中认为，未来5~10年锂电价格将下降一半。华泰证券的研报也指出，通信用磷酸铁锂电池售价以年均超过10%的幅度下降，目前已由2011年的3.3元/WH降至约2元/WH，相比较目前0.55~0.6元/WH的铅酸电池价格，性价比已显著提升。其预计2015年通信锂电价格有望降至1.5元/WH左右。

 

    国泰君安上述研报称，据测算，储能电池市场化应用的目标成本为200美元/kwh(折合人民币约1246元/kwh)。但实际上，普通铅酸和改性铅酸电池的价格为1000元/kwh，铅炭电池为1300元/kwh，而钠硫电池、锂电池、钒硫电池的成本基本都在4000元/kwh左右，约为铅酸电池的3~4倍，显然离储能电池市场化的目标成本差距不小。

 

    而另一种液流技术——锌溴液流电池的成本也相对较高，尽管其在技术上较为成熟，环境适应性更强，不过，浙商证券长期研究鑫龙电器的分析师史海昇对《每日经济新闻》记者表示：“我们预计单台设备(50千时标准柜计算)为30~35万元人民币，是铅酸电池的5倍以上。”

 

    对此，天能集团董事长张天任分析认为，尽管在储能电池领域里，我国处在世界先进水平，但是储能电池在高性能、高安全性、高性价比上还需要革命，储能电池的商业化短期内不可能实现。

 

    赛迪顾问投资战略咨询中心总经理吴辉认为：“以分布式储能为例，如果储能做到每瓦时1.5元，就能大规模发展，电动车也是一样，现在还要每瓦时3元多，未来需要下降一半。短期很难实现，从长期看，可能还得得益于技术本身的升级，就看技术提升的空间有多大。另外需要政策的推动。”实际上，在政策方面，我国目前仅有指导性质的政策，如《可再生能源法及修正案》首次提及储能，《国家“十二五”规划纲要》称储能是推进智能电网建设、加强城乡电网建设和增强电网优化配置的依托技术，《当前优先发展的高技术产业化重点领域指南》中把动力电池和储能列为重点产业化领域。

 

    来小康将储能的现实困境归结为技术经济性问题，“大规模储能，一定是要求技术经济的指标更好，是以电网经济运行为首要目标。比如风电、太阳能接进来，不让可再生能源浪费掉。我总是说储能就是建仓库，但不是拿金子来建，仓库应是砖混结构，里头存稻谷，才有价值。”

 

    国泰君安的研报显示，电化学储能应用需要补贴以维持经济性。按铅酸储能4000元/kwh、锂电储能4000~7000元/kwh(磷酸铁锂)的成本测算，两者的安装成本需分别下降70%和70~82%才能达到储能系统的平价上网。按照锂电的成本下降趋势，至少2020年以后锂电储能才能具备经济效益。现阶段储能的市场化发展仍然需要政策补贴，以覆盖2/3以上的初装成本。对于储能的补贴，来小康认为，首先需要算清楚一笔账，补到什么程度才能起到杠杆作用。其次是补贴的时间和力度如何让储能进入良性循环，而不是永远依赖。“现实困境还是成本。”高工锂电产业研究所副所长罗焕塔总结道。