在电力系统层面，今年2月的美国联邦能源管理委员会（FERC）第841号令要求大规模电力系统运营商设计新的规则来整合储能系统。今年4月颁布的845号令重写了电网的互连规则，为储能系统的部署创造了新的机会。
在客户层面，美国32个州的州议员和监管机构在今年第一季度讨论了57项有关储能的部署、目标、研究，以及优惠的政策行动。
直到2015年，公用事业公司的高管和可再生能源怀疑者都认为具有成本竞争力的电池储能是不可实现的。而如今，电池储能成为电力行业的关注的焦点。
“因为我们知道太多的风能和太阳能会在没有储能系统的情况下改变电网，但我们认为其代价有些太昂贵了。”南加州爱迪生电力公司前副总裁Jim Kelly表示。
随着能够提供的一系列储能服务，其中包括容量和弹性，人们开始明白，储能系统成为了最热门的能源话题。根据Lazard公司的2017年11月发布的储能分析成本水平分析报告，锂离子电池受到的关注最多，但还有其他几种快速发展的电池化学和储能技术。
由于技术和应用范围广泛，电池储能的成本变化很大，但电池成本大幅下降是真实的。根据GTM公司发布的2017年公用事业规模的储能研究报告，2015年和2016年电池成本预计整体下降了32％。据GTM报道，这种下降趋势将在未来五年内放缓。但电池储能在某些地方和应用中，而正走在具有更好的成本竞争力的道路上。
根据Lazard公司报告的数据，业内人士预计，在2018年和2022年之间，电池成本的累计下降取决于场合和应用程度。
而成本的下降将引领许多可再生能源开发商将其太阳能项目与储能系统配套使用。在加利福尼亚州这个在美国太阳能行为占主导地位的州，加州太阳能工业协会今年2月正式将其名称更名为加州太阳能和储能协会。
太阳能发电加储能系统的早期成功正在引导一些开发商考虑将电池储能系统与大型风力发电项目相结合，但研究人员和行业官员表示，在配套资源具有竞争力之前，储能技术将需要进一步发展。
根据美国国家可再生能源实验室（NREL）5月10日在美国风能协会（AWEA）年度会议上预览的一份研究报告，目前2012年储能成本为1000美元/千瓦时，估计将低至200美元/千瓦时。这个研究预计电池储能的资本成本最终将降至100美元/千瓦时，但不会得出风电成本具有竞争力这样的结论。
这是一把双刃剑？
美国国家可再生能源实验室承认其对风力储能价值主张的评估忽略了潜在价值流，其中包括容量和辅助服务。这项研究侧重于能源套利，即当价格较低时储存电能，并在市场价格较高时将其提供给电网。
太阳能对4小时储能的影响
在增加储能前后的净需求以及在增量高峰需求减少降至100％以下之前可添加的储能量
根据美国国家可再生能源实验室工程师和研究合着者Jennie Jorgenson的说法，这使储能取决于可用的传输容量。但这是一把双刃剑。当电网拥塞时，储存的电能不能轻易地容易转移实现套利，但没有电网拥塞，储存的电能在套利中的价值就会下降。
美国储能协会（ESA）执行董事Kelly Speaks Backman对此评估并不认同。她说， “储能系统可以吸收多余的风能，当它的成本最低时，它不必被削减，当价格更高时，它会将风力产生的电能送入电网。”
对于全球两大风力发电商通用电气可再生能源集团和RES集团而言，风力发电储能的价值主张更为复杂，并且更为关键，其对风能和储能开发商具有重要意义。
风力发电和电池储能
储能得到蓬勃发展是真实的。全球风能开发商Acciona Energy公司运营副总裁Krys M. Rootham在AWEA美国风能会议上报告储能和风能的会议上提供的彭博新能源财经数据显示，2016年全球安装的储能系统容量为7.8吉瓦时，2017年为11.3吉瓦时。预计2018年将达到14.6吉瓦时，2024年将达到81.3吉瓦时。
据美国消费电子协会（Rootham）报告的GTM Research数据显示，2017年美国风能累计装机容量为431兆瓦时，预计2018年将增至1233兆瓦时，2023年增长超过9000兆瓦时。
然而，美国储能协会（ESA）的Speaks-Backman表示，储能系统不必与可再生能源发电直接配套使用。他说，“风能开发商可以通过套利减少风险，但价值主张是否可行取决于具体的市场。”
美国国家可再生能源实验室（NREL）高级研究科学家Ryan Wiser说，太阳能储能对比风能储能更有效。他说，“只需要将太阳能储能只需存储几个小时的电能，而风力发电需要更长时间储能才是有价值的，至少在短期内，传输电能是一种更合理、更经济的风能整合解决方案。”
RES集团首席技术官Andrew Oliver对此表示认同，他说，“将风能存储起来，通过允许它使用相同的互连点为储能节省了成本。为了减少风电的影响，需要长时间存储电能，目前，像液流电池这样的长时间电池储能系统尚未成为主流。”
Oliver表示，“如果没有配备长时间的电池存储系统，风力发电能源套利不会体现出来。如果将1兆瓦时的电能每天转移到另一部分，可以获得50美元，而如果每天能够完成两次，那么1兆瓦时每天可以获得100美元，即每年36500美元，而且可能会获得更多。
Oliver说，“只有电池储能成本进一步下降到与风能的需求相交的那一点，才能使大多数二次使用案例在经济上可行。随着可再生能源的渗透率上升和更多像容量开放这样的市场，才有可能有利于储能部署。”
Speaks-Backman认为风力开发商可能低估了储存能的经济性。“在Xcel Energy 2017招标中，太阳能发电和储能的价格为36美元/兆瓦时，长期购电协议的2023年交付的风电加储能的价格为21美元/兆瓦时，”她说，“目前储能的价格仅为40美元/兆瓦时至50美元/兆瓦时，已经很有竞争力了。”
““风能和储能系统配套使用的原因有多种，而根据市场情况，有几种方法可以提供电网解决方案的价值和容量因素。”通用电气可再生能源公司首席技术官Danielle Merfeld说，“我们正在努力研究哪些解决方案适合哪些市场，因为并没有一种万能的解决方案。”
Merfeld表示，通用电气在2015-2016年价格下降和技术突破之前正在开发储能技术，并试图了解储能在风能发电是在涡轮机级或项目级上是否更多的优势。
“目前的答案是，只要储能在电风侧应用，它就具有价值，”她说。 “它允许双重使用互连，而电网并不知道更清洁的功率曲线是来自项目级别还是涡轮级别。”
Merfeld指出，广义上说，当电能在一天中的某些时间具有较高的价值或者可以使得可用的传输更有效时，储能系统是有竞争力的。而市场和政策因素决定了其经济可行性，并且仍在不断发展。
“通用电气正在围绕所有储能场景的边缘进行试验，以确定储能的市场条件，”她说。 “一旦景观建成后，随着市场的稳定，我们就会知道储能将在哪里工作。”
其他市场、服务和各种储能
美国国家可再生能源实验室（NREL）论文承认，电力容量和辅助服务市场的机会可能会改变储能价值主张。
RES集团的Oliver表示，许多二次使用案例（如吸收多余的电能和提供电力电子服务）并不能提供显著的回报。
Oliver表示，联邦能源管理委员会（FERC）841号令可能对储能市场非常重要。他说，当新的规则允许储能从其价值堆栈中获得多个收入流时，它可能会改变储能经济。但他补充说，它不可能改变与风力配套使用的经济可行性。
“美国联邦能源管理委员会（FERC）845号令对风力发电商来说更为重要，因为它改变了互连规则，”他说。 “一个使用率不高的开发商现在可以在没有新的互连的情况下增加储能容量，从而使风能开发商能够以前所未有的方式从未充分利用的互连容量中获利。”
Speaks-Backman认为841号令是储能市场的“游戏改变者”。她说：“大多数市场只允许储能获取其多个潜在收入来源之一。电力系统运营商正在为其提供的多种服务开发市场产品。”
第841号令要求电力系统运营商认识到其在能源和容量市场的价值，并提供他们需要的许多辅助服务以保持可靠性。
Speaks-Backman说，风能开发商还应该认识到其他类型的储能（包括抽水蓄能、压缩空气和可再生热能）的弹性价值。储能是一种更有效地为电力系统提供服务的方式，而无需将电力基础设施升级，并找到一种不会浪费能源的方式。”
Merfeld对此表示认同，她说，“通用电气公司正在研究整个可再生能源和储能生态系统，并希望利用充分调色板，以便可以绘制任何人们想要的图像。”
她说，电池储能系统的一个重要优势是它们可以安装在任何地方，但储能是一种通用解决方案，成本最低的类型不一定是电池储能系统。在某些地方我们认为部署大规模储能系统有一个很好的价值主张，而抽水蓄能比电池储能更容易实施，成本更低。”
Oliver表示，与西门子公司正在进行的示范工作一样，储热技术也比电池储能更具潜力。 “它的回程效率非常低，因此它可以具有成本效益。”
热储能用于风力发电研究项目的未来能源解决方案
Merfeld表示，在需要辅助服务和频率监管市场的地方，储能已经具有价值。她说，在其他地方，地理上分散的风力发电项目和传输限制了储能的成本效益。
