据了解，目前国际上1 MW以上的储能电站示范工程有190多个，其中锂电池的使用比例是最高的。除了看好锂电池以外，他同时提到液流电池的特性是在运行中没有安全隐患，使用寿命也较长，但是效率目前只能达到60%，还有待进一步提高，安装起来也需要花费更多的精力。
他强调，这些结论只是针对风光储输示范工程2年多时间内所获得的数据而言，未来的运行状态如何还有待时间的考验。同时，他反对用简单公式，通过简单的加减乘数来评价储能电站的经济性。
“不能简单的说一种电池的经济性优于另一种电池，因为目前我们所有的结论都是依据2年多来各种电池的运行数据。没有足够的数据作为支撑，并且在化学电池边界条件发生变化的情况，储能电站的成本会发生很大的变化。”
同时，他认为，电池的经济性要充分考虑电池的折旧，从目前的运行数据来看，由于很难得出电池在生命周期内的各项数据，因此任何用简单的加减乘除的公式，将储能电池的成本简单计算出来都是不科学的，也是不负责任的做法。
在他眼里，实际上每一种电池都具有各自的优缺点，各自适用于不同的场合。要满足电力系统对电池储能高效、寿命长、经济性好、可靠性高的条件，储能行业还有一段路要走。
来小康曾经提出，储能电池要真正实现商业化，必须同时满足电池循环寿命达到5000次及以上、单位发电成本低于1500元/kW˙h，能源转换效率在80%以上，才有商业化的可能。
“目前电池的单项指标都能实现，但是要满足双向指标，尚存在一些困难。”来小康表示，很多电池生产厂家表示，其生产的电池的循环寿命能够达到5000次，但是成本却居高不下;或者有的生产厂家表示成本能满足低于1500元/kW˙h，但是循环寿命离5000次相差甚远，能源转换效率也低于80%。
因此，来小康强调，储能的技术进步是进入商业化应用的前提，他依然坚持“2020年，储能技术应用将迎来拐点”的观点，在此之前，他认为储能行业的发展没有捷径可以走，“只有脚踏实地不断推进储能技术水平的提升，迎来技术发展的拐点，最终储能才能迎来大规模的应用。”
