根据彭博新能源财经公司最新发布的一份可再生能源平准化电力成本（LCOE）的分析报告，全球太阳能发电设施的平准化电力成本已降至30美元/MWh以下，并且有望在十年内下降到20美元/MWh。目前较低的平准化电力成本（LCOE）意味着电池储能系统不再需要补贴，就短期到中期平衡的应用而言更具有市场竞争力。
彭博新能源财经公司评估了在47个国家采用25种能源技术的7000个项目，得出了这个结论。并在报告中指出，新建的电网规模太阳能发电设施和陆上风力发电设施是世界上许多国家和地区电力成本最低的选择，这使现有的燃煤发电厂和天然气发电厂面临淘汰的风险。
彭博新能源财经公司评估了在47个国家采用25种能源技术的7000个项目，得出了这个结论。并在报告中指出，新建的电网规模太阳能发电设施和陆上风力发电设施是世界上许多国家和地区电力成本最低的选择，这使现有的燃煤发电厂和天然气发电厂面临淘汰的风险。
彭博新能源财经公司发布的太阳能发电设施、风力发电设施和电池储能系统的全球平准化电力成本（LCOE）基准
同时，电池储能系统的平准化电力成本（LCOE）已经在短短两年内减少了一半，4小时储能项目的平准化电力成本（LCOE）达到了150美元/MWh的基准。该报告的主要作者，彭博新能源财经公司分析师TiffenBrandily表示，在持续放电时间不到两小时的应用中，用于电网削峰的电池储能系统成本低于传统的联合循环燃气轮机(CCGT)发电设施。
Brandily说：“如果需要减少峰值负载，安装电池储能系统的成本将比联合循环燃气轮机(CCGT)发电设施或天然气发电厂、峰值电厂还要低。”
市场动态推动大幅降低储能部署成本
Brandily说，“彭博新能源财经公司一直在追踪电池储能市场的发展，我们现在看到这样一个趋势——电池储能储能的平准化电力成本（LCOE）降幅相当大，实际上比太阳能发电设施或风力发电设施的平准化电力成本（LCOE）下降得还要快”。
该报告称，生产规模扩大、日益标准化，以及上游方面的技术进步，是造成储能系统成本迅速下降的主要原因。而另一个趋势是下游市场的电池储能项目规模越来越大。
2015年部署的储能项目平均持续放电时间约为1.5小时，近年来部署的储能项目平均持续放电时间约为1.8小时，而2020年部署的储能项目平均持续放电时间约为2.2小时。根据统计，2015年部署的储能项目平均装机容量约为2.9MW，而到2020年部署的储能项目平均装机容量约为21MW。
Brandily表示：“这些进步确实意义重大，因为可以提高储能系统的装机容量和持续放电时间，并降低部署和运营成本。因此，储能技术除了技术不断进步、能量密度更高、扩大生产规模之外，还将由于标准化和规模化生产而降低成本，因此在储能行业的下游将获得更大的效果，储能开发商正在寻求扩大储能系统的装机容量和持续放电时间，并逐步降低储能系统平准化电力成本（LCOE）。”
这份分析报告也提出一个警告，持续放电时间更长的储能系统尚未遇到更多的市场需求，这是因为电池储能系统（通常是锂离子电池）的成本随着放电时间的增加而迅速增长。而联合循环燃气轮机(CCGT)发电设施的电力成本仍然较低。
Brandily说，“储能系统的持续放电时间是有限的，这是其获利的限制因素。而在电力需求峰值期间，需要储能系统持续放电时间超过4～6个小时，因此目前的储能系统存在一定的局限性。”
但是，这似乎也只是时间问题。尽管目前市场上似乎还没有一种能够持续放电10～12个小时的储能系统能够超越天然气发电厂，但电池的储能容量正在逐步增长。
Brandily说，“就电网平衡服务而言，要用新的电池储能系统比峰值发电厂的成本还要低。而到2025年，电池储能系统的持续放电时间能达到4～5个小时，这非常重要，意味着电池储能系统在这个细分市场上将具有市场竞争力。我认为，长时储能系统的需求将由市场驱动，短时电池储能系统不需要补贴就可以在中短期电网平衡方面具有市场竞争力。这就是我们分析得出的结果。”
同时，电池储能系统的平准化电力成本（LCOE）已经在短短两年内减少了一半，4小时储能项目的平准化电力成本（LCOE）达到了150美元/MWh的基准。该报告的主要作者，彭博新能源财经公司分析师TiffenBrandily表示，在持续放电时间不到两小时的应用中，用于电网削峰的电池储能系统成本低于传统的联合循环燃气轮机(CCGT)发电设施。
Brandily说：“如果需要减少峰值负载，安装电池储能系统的成本将比联合循环燃气轮机(CCGT)发电设施或天然气发电厂、峰值电厂还要低。”
市场动态推动大幅降低储能部署成本
Brandily说，“彭博新能源财经公司一直在追踪电池储能市场的发展，我们现在看到这样一个趋势——电池储能储能的平准化电力成本（LCOE）降幅相当大，实际上比太阳能发电设施或风力发电设施的平准化电力成本（LCOE）下降得还要快”。
该报告称，生产规模扩大、日益标准化，以及上游方面的技术进步，是造成储能系统成本迅速下降的主要原因。而另一个趋势是下游市场的电池储能项目规模越来越大。
2015年部署的储能项目平均持续放电时间约为1.5小时，近年来部署的储能项目平均持续放电时间约为1.8小时，而2020年部署的储能项目平均持续放电时间约为2.2小时。根据统计，2015年部署的储能项目平均装机容量约为2.9MW，而到2020年部署的储能项目平均装机容量约为21MW。
Brandily表示：“这些进步确实意义重大，因为可以提高储能系统的装机容量和持续放电时间，并降低部署和运营成本。因此，储能技术除了技术不断进步、能量密度更高、扩大生产规模之外，还将由于标准化和规模化生产而降低成本，因此在储能行业的下游将获得更大的效果，储能开发商正在寻求扩大储能系统的装机容量和持续放电时间，并逐步降低储能系统平准化电力成本（LCOE）。”
这份分析报告也提出一个警告，持续放电时间更长的储能系统尚未遇到更多的市场需求，这是因为电池储能系统（通常是锂离子电池）的成本随着放电时间的增加而迅速增长。而联合循环燃气轮机(CCGT)发电设施的电力成本仍然较低。
Brandily说，“储能系统的持续放电时间是有限的，这是其获利的限制因素。而在电力需求峰值期间，需要储能系统持续放电时间超过4～6个小时，因此目前的储能系统存在一定的局限性。”
但是，这似乎也只是时间问题。尽管目前市场上似乎还没有一种能够持续放电10～12个小时的储能系统能够超越天然气发电厂，但电池的储能容量正在逐步增长。
Brandily说，“就电网平衡服务而言，要用新的电池储能系统比峰值发电厂的成本还要低。而到2025年，电池储能系统的持续放电时间能达到4～5个小时，这非常重要，意味着电池储能系统在这个细分市场上将具有市场竞争力。我认为，长时储能系统的需求将由市场驱动，短时电池储能系统不需要补贴就可以在中短期电网平衡方面具有市场竞争力。这就是我们分析得出的结果。”