特别是国内大多数生产电池的厂商，仍旧在采用半自动化甚至手工方式生产电池，导致电池内阻、电压、容量的一致性欠缺。在大型储能系统中遇到了严峻的考验，严重影响着储能系统容量及性能的发挥。
“在长期的使用过程中，自放电率、环境温度、湿度、充放电深度等不同，会使电池的衰减速度不一致，也会导致电池间更大的一致性差异。”余南华对电池一致性问题做了上述解释。
而就在记者截稿前，得到消息称国家电网对张北储能项目一期的评估意见文件已出，因张北项目地处偏远，风力大小和阳光强度造成的充电电流的一些经常性的变化，使电池的耐受性经历了极大的考验，导致产品安全性欠缺，因此，暂不将意见对外公布。
价格“高居不下”
据了解，国家电网对下一代储能电池性能和价格的期待是循环寿命达到5000次以上，价格达到1500元/kWh以下，效率达到80%以上。这样的指标，现有的储能系统尚难以达到。
“以目前锂电池的价格来看，配置储能系统有种小题大做的感觉。”中航锂电(洛阳)有限公司电力储能营销部的上述领导认为目前锂电用于储能项目没有可操作的意义。
就拿技术相对成熟，但污染问题难以得到妥善解决的的铅酸电池来说，储能市场的铅酸电池售价为0.7～1元/AH，有1000多次的充放电；而锂系电池中，磷酸铁锂电池的售价一般为2.5元/AH，电池组的售价为3.5～4元/AH，充放电次数也仅为2000次，每三年都要更换一次，显然也并非储能系统最理想的化学能源。
余南华也持同样的观点，他算了一笔账，按照去年累计发电量为900亿千瓦时，若以0.6元/kwh的上网电价计算，弃风量达到15%～35%的实际损失为78.52～239.61亿元。要实现不弃风，每年储能的投入要近400亿元。即使今后电池寿命可以延长到5年，摊薄至每年的投资也接近350亿元。的确还不如“弃风”划算。
以张北项目的投资为例，提升10～20%的风电利用率每年可增加电费约1000～2000万元，而仅储能电池的每年折旧就在3000万元以上。
余南华坦言，目前用在国家科学实验类示范项目上自然对成本的考虑不会太多，毕竟在示范项目中，意义远超过其本身的经济价值，因此电池厂商赔钱也愿意去做。
但在市场环境中，肯定没有企业愿意做亏本的生意。以余南华的观点，在实际应用上至少要降到2块钱左右才会有市场，预计要到2017年储能市场会出现一个比较大的转折点。
实际上，在电池效率与成本难题短期难以突破的前提下，许多人相信，降低电池关键性材料的成本，对于储能产品成本的降低具有重要意义。然而，根据GBII的研究表明，目前正极材料、负极材料、隔膜、电解液四个部分占锂电池高达约50%的成本。虽然近年来，四大材料的国产化程度有所提高，但正极的基础材料、隔膜、电解液原料等材料源头不在我们国家，企业在短期内摆脱进口依赖的可能性较小；这些都是电池成本居高不下的原因。此外，国内锂电行业还存在生产工艺不先进、设备自动化程度不高造成的成品率低等问题。
从市场方面来看，如果磷酸铁锂电池价格下降仅仅仍然依靠规模效应、低端产品控制用料，而不是通过技术突破和产品优化，这种降价幅度显然会低于预期；只有在政府补贴的基础上，规模与技术相辅相成，才能加快商业化的步伐。
