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，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。
资料显示，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。
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、、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认为“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。”
业界分析人士认为，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。
国泰君安在研报中作出假设，2015年大型光伏电站和风电累计装机达20GW和100GW，2020年达50GW和200GW;2015年和2020年大型光伏电站与风电场配备储能比例达1%和3%。由于目前风光储能示范项目配备磷酸铁为主，储能电池价格以锂电均价测算;5-10年锂电价格将下降一半。
在液流电池领域，据了解，目前市场上比较成熟的液流电池主要有三种：钠硫、全钒、锌溴电池。但钠硫电池技术掌握在日本，全钒主要在德国。史海昇认为，从长期来看，锌溴电池的成本将呈现快速下降的趋势，在部件全国产化的情况下，鑫龙电器的锌溴电池成本可达到与普通铅酸电池相近的水平。
史海昇认为，“成本的降低主要在于两个方面，一是国产化率的提高，二是规模效应。如今公司生产一个月也就几台或者十几台，但实际上产能可以达到每年2000台，由于销售数量较少，采购的零部件规模也很小，规模效应根本看不出来。此外，目前锌溴电池的国产化率还非常低，这对它的核心指标——储能能量转化率产生很大影响，在美国可以做到70%以上，但在我国只能做到50%~60%。”
除了规模效应带来的成本下降，电池上游环节价格下降也有望拉低整体成本。据了解，的上游材料主要包括正极、负级、电解液和隔膜。其中隔膜是最关键的内层组件和核心材料。随着产能不断被释放，毛利率将会快速下降，据估计，到2014年，隔膜的毛利应该在25%左右的合理位置。在其他上游材料中，传统负极材料的净利率水平已经下降到9%左右。
因此，只有当储能电池的成本下降，储能的经济性才能得以提升。储能电池的春天才能真正到来。
