如今，太阳能电池价格下跌以及有利的国家和州政策正在为美国储能技术提供电力化市场所需的驱动力。最新的例子就是太平洋天然气和电力公司在储能方面的发展。该公司计划部署总计装机容量为2,270兆瓦的电池储能项目。
“储能系统在加利福尼亚的清洁能源未来中发挥着越来越重要的作用，尽管储能系统从1980年代的赫尔姆斯抽水蓄能电站开始成为PG&E公司电力资产组合的一部分，但直到最近由于电池价格的下降，才使储能系统成为能够与传统解决方案进行竞争的替代方案。”PG&E公司电网整合和创新副总裁Roy Kuga表示，“因此，我们相信电池储能系统在提高整体电网可靠性、整合可再生能源，以及帮助客户节省能源和资金方面将更加重要。”
如果这些储能项目得到了加利福尼亚公用事业委员会的批准，那么第一批项目将在2019年上线运营，而其他项目将在一年之后上线运营。加利福尼亚州独立系统运营商正在将储能系统纳入发电资产组合，而PG&E公司、Sempra能源公司，以及爱迪生国际公司必须在2020年前共同购买装机容量1325兆瓦储能系统。
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而PG&E公司为了将取代Calpine公司拥有的三座天然气发电厂。选择部署三个储能项目：装机容量分别为1540兆瓦，385.5兆瓦和182.5兆瓦。它还将拥有一个储能项目，装机容量为750兆瓦。1540兆瓦储能项目将由总部位于德克萨斯州的Vistra Energy公司拥有，由其Dynergy Marketing and Trade公司运营。
Brattle集团今年早些时候发布了一项研究报告表明，如果储能成本持续下降以及促进该技术的美国联邦政策的实施，储能市场装机规模可能会在十年内增长到50000兆瓦。报告指出，这些政策也必须在州层面上进行匹配。
研究机构GTM Research和美国储能协会还发布了2017年美国储能监测年度回顾报告。报告表明，美国在2013年至2017年部署了1000兆瓦时储能容量，预计2018年将部署超过1200兆瓦时储能项目，而2017年仅为431兆瓦时。GTM公司估计，2019年美国储能市场价值将超过12亿美元。
“储能项目在一些重要但范围非常狭窄的应用中已经具有成本效益。”Brattle集团负责人兼研究报告的作者之一Judy Chang说，“我们目前还没有完全实现目标，但随着成本的进一步下降，储能将为电力行业带来变革。在不同的管辖范围内，项目开发商、公用事业公司和政策制定者正在参与监管流程，以解决如何最有效地整合储能资源的难题，以便高效地改善电网运营。”
Chang还专门引用了美国联邦能源监管委员会在今年2月中旬投票表决的法案，允许电网管理人员以与传统发电机相同的方式添加储能系统，储能项目因此进入美国的批发能源市场。
区域传输组织和独立系统运营商必须在今年晚些时候提出如何实现美国联邦能源监管委员目标的计划。美国能源情报署表示，自2013年以来，PJM公司已经提供了约250兆瓦储能装机容量。该公司与加州独立系统运营商的储能容量占2016年电池储能总量的三分之二。
纽约州也积极发展储能市场。其公共服务委员会已经批准了爱迪生联合电气公司的两个储能项目。这是该州清洁能源目标的一部分，2030年实现采用50%的可再生能源，到2050年将温室气体排放量减少80%。纽约市在2016年9月设定目标，到2020年安装100兆瓦时储能系统，到2030年，太阳能装机容量将达到1000兆瓦。
受益者
储能设备如果可以在商业规模上工作，这对当地公用事业和经济发展来说将是一个巨大的福音。具体而言，对于公用事业而言，这将意味着减少或避免发电厂和配电线路等资本支出。
但成本仍然是一个障碍。目前，根据应用和储能设备的类型，电池储能系统的连续运营成本在每千瓦时15美分到30美分。出于比较目的，天然气发电的发电成本为每千瓦时7美分。因此储能成本必须降低才能与其竞争。
好在储能技术将会进步发展，成本越来越低，其中不仅包括电池储能技术，还包括太阳能电池技术。如果再加上有利的国家和当地政策，其应用进展似乎势不可挡。如果持续发展下去，消费者最终将成为受益者，可以降低电价，提供更可靠的电力和更清洁的能源。
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