通胀危机下，美国储能为何不降反增？

据美国能源信息署的数据，美国发电厂商计划在未来三年内大幅增加美国公用事业规模的电池存储容量，到2025年底达到30吉瓦（GW）。

在2020年之前，美国的电池储能容量几乎可以忽略不计，此后电力存储容量开始快速增长。截至2022年10月，美国有7.8 吉瓦的公用事业规模的电池存储在运行；预计到年底再增加使用1.4吉瓦。从2023年到2025年，预计将再增加20.8 吉瓦的电池存储容量。

美国电池存储容量的显著增长甚至超过了早期太阳能光伏容量的增长速度。美国太阳能装机容量从2010年开始扩大，从2010年的不足1.0 吉瓦增至2015年的13.7 吉瓦。相比之下，预计电池储能容量将从2020年的1.5 吉瓦增至2025年的30.0 吉瓦。

电池储能增加了风能和太阳能等可变能源的稳定性。风能和太阳能都是间歇性资源，只能在有风或有阳光时提供电力。电池通过储存风力或太阳能发电机产生的额外能量以供以后使用来解决间歇性问题。

在2022年至2025年计划安装的20.8 吉瓦的公用事业规模电池容量，其中超过75%位于德克萨斯州（7.9 吉瓦）和加利福尼亚州（7.6 吉瓦）。加利福尼亚州和德克萨斯州现有和计划中的大量太阳能和风力发电能力，对电池储能的需求日益增长。

美国电网的电池储能项目的容量迅速增长。2020年之前，美国最大的电池储存项目是40兆瓦。2020年开始运行的加州250 兆瓦Gateway储能系统标志着大规模电池存储安装的开始。目前，位于佛罗里达州的409兆瓦海牛储能是美国最大的运营电池储能项目。开发商已计划到2025年部署超过23个大型电池项目，从250兆瓦到650兆瓦不等。

据外媒报道，美国国家可再生能源实验室(NREL)日前在一份成本基准分析报告中表示，在2021年第一季度到2022年第一季度期间，美国储能部署成本增长了13%。 

Terra Gen公司在加利福尼亚州部署的560MWh Valley Center电池储能项目

美国国家可再生能源实验室(NREL)表示，对于独立部署的储能系统，住宅储能系统的基准成本同比增长2%，达到1,503美元/kWh；公用事业规模的电池储能系统的成本同比增长13%，达到446美元/kWh。 

这两个数字都是模型化市场价格(MMP)，并与新的最低可持续价格(MSP)一起使用。模型化市场价格(MMP)只是开发商的销售价格，而最低可持续价格(MSP)是一个理论上的概念，旨在了解储能技术进步对长期成本的影响，同时消除政策和短期市场波动的影响。 

在加州市场，电池储能系统持续时间达到四小时已经成为常态。

对于住宅、商业和公用事业规模储能系统，模型化市场价格(MMP)与最低可持续价格(MSP)相比要低10%。该公司补充说，2022年第一季度的商业储能系统的模型化市场价格(MMP)基准为672美元/kWh，但2021年至2022年方法的变化意味着不能直接比较。 

对于太阳能+储能项目，住宅储能系统的模型化市场价格(MMP)基准同比增长6%，而公用事业规模储能系统的成本同比增长11%。 

在太阳能+储能项目中，所有三个部分的模型化市场价格(MMP)基准都比最低可持续价格(MSP)高出13%～15%。