如今，有三個潛在的趨勢將推動美國能源市場的增長。它們分別是：有利的美國聯邦和州的儲能法規，技術進步使蓄電池成本下降，儲能部署的所有者提高了利用多個收入來源的能力。
但是，與任何新技術一樣，儲能機會也帶來了新的風險。儲能項目的開發商和投資者需要了解風險，以便他們能夠規劃意外事件并降低風險。
市場的監管驅動
美國儲能市場正在呈指數式增長，行業分析師預測到2022年儲能市場容量將達到2,600兆瓦，接近2016年市場的12倍。
新的市場規則將使儲能系統的所有者從越來越多的來源獲得的收入，如延期輸電和配電的升級，間歇性的資源整合，需求的減少或增加的發電量來解決高峰負荷，提供配套服務，提高電網的可靠性和彈性。
美國現行的州際貿易中批發電力銷售和傳輸的聯邦法規并不是針對大規模儲能部署而設計的。雖然抽水蓄能電力已經存在了很長時間，但與現代蓄能技術如電池，飛輪或熱能儲存等項目相比有很大不同。
美國聯邦和各州政府正在鼓勵儲能部署的發展。聯邦層面的儲能部署已經從美國能源部提供的有針對性的貸款和激勵計劃，以及美國聯邦能源管理委員會(FERC)努力清除批發市場參與的途徑中受益。
美國聯邦能源管理委員會近年來發布了四項有助于儲能部署的條例。并于2016年11月發布了擬議規則制定通知(NOPR)，提出采用透明的市場規則來參與由美國區域輸電組織(RTO)和獨立系統運營商(ISO)運營的有組織的市場。如果按照建議采納NOPR，則儲能部署將有資格在這些市場提供所有的容量、能源和輔助服務。儲能部署加入這個市場的問題是為發電廠和需求響應公司制定的規則可能會不必要地限制了儲能服務的范圍(并因此而限制)。
美國聯邦能源管理委員會對于NOPR收到的大多數意見都是有利的，其評論窗口在2017年2月結束。但是在美國聯邦能源管理委員會(FERC)認為在2017年的大部分時間內的意見沒有達到法定數目，其程序被擱置了。這個新重組的委員會是否會采用NOPR還有待觀察。
美國聯邦政府還允許在某些存儲設施申請30%的投資稅收抵免，這些設施被視為太陽能和一些風能項目的一部分。獲得資格的關鍵是儲能設備必須納入到一個可再生能源項目中，并且以電力調節設備或發電設備的一部分的方式運行。儲能設備存儲75%以上的能量應該與采用可再生能源的發電機耦合。而獨立的儲能項目不具備資格。
許多州政府已經頒布或正在制定促進儲能的任務或條例(見圖1)。在短期內，各州可能會對儲能部署的發展負責，因為它們的規模較小，而且比聯邦政府在應對市場狀況方面更靈活。一些州和地方政府對可再生能源的部署也比目前的美國聯邦政府更有興趣。例如，11個州和波多黎各和哥倫比亞特區市長州長承諾將繼續遵守巴黎氣候協議。
提高經濟效益
儲能應該遵循與其他新技術相同的模式，如太陽能。而儲能電池成本從20世紀90年代的每千瓦時3000美元下降到2016年每千瓦時200美元。
2017年第三季度安裝的四小時儲能容量的公用事業規模能源儲能系統的平均價格為每千瓦時525美元。行業分析師預計到2019年這個價格將下降到每千瓦時450美元。2017年這些系統的單位產能成本在1300到1500美元之間，預計到2020年會下降到800到1100美元。相比之下，目前的聯合循環燃氣電廠的能源成本為每千瓦978美元至1100美元。
彭博新能源財經預計，2015年儲運能電池技術的安裝成本將以每年6%的速度下降，這意味著到2025年的單位安裝成本應該是2015年的一半。
ICF最近模擬了美國東部互聯系統公用事業公司電池存儲設備的運行情況，估計每年為200萬美元，即每千瓦時102美元將由能力、能源和輔助服務獲得(圖2)。如果按10%的固定費率計算，項目的盈虧平衡資本支出約為900美元/千瓦。考慮到鋰基能源儲存資源的當前安裝成本為每千瓦1300美元至1500美元，其所建模的應用目前在經濟上不可行。然而，即使這些儲能是唯一可用于存儲的收入流，這種類型的存儲也應該在未來幾年跨越盈虧平衡點。
儲能資源的真正價值不限于容量、能源和輔助服務。有許多潛在的附加價值來源(見圖3)。許多地區已經有了能夠讓儲能所有者利用這些額外收入來源的市場，而隨著政府政策的變化，其他地區也將緊隨其后。
儲能項目具有獨特的責任風險，這些風險來自不穩定的監管制度，沒有做好準備的市場結構，以及未經證實的業績記錄。而創造性、靈活性和準備性將有助于管理這些風險。
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