根据金融咨询和资产管理机构Lazard公司最近发布的一份调查报告，随着太阳能+储能市场竞争越来越激烈，储能系统的平准化成本（LCOS）将会持续下降。
Lazard公司的调查表明，在大多数储能技术和用例的成本都有所下降，特别是对于持续放电较短时间的储能系统。该公司发布的能源平准化成本（LCOS）报告到今年是第六份报告。
该公司在报告指出，太阳能+储能项目在价格上越来越具有竞争力，因为公用事业公司正在寻求替代或补充退役的传统发电资产，同时又避免投资和建设新的峰值发电厂。Lazard公司表示，作为应对太阳能或风能等间歇性能源所带来挑战的商业方面可行的解决方案，长时储能系统越来越受到重视。
美国西北太平洋国家实验室开发的混合部署液流电池储能系统模型
该公司的调查表明，锂离子电池技术平准化成本（LCOS）成本有所下降（以美元/兆瓦时计算）。与电力系统平衡或持续运行和维护费用相比，储能系统成本降低得更为明显。
Lazard还表示，虽然锂离子电池仍是持续放电时间为1～4小时短时储能应用场景（占市场的90％）的主导技术，但长时储能市场似乎比以往更倾向于采用磷酸铁锂电池（LFP）储能系统。
尽管磷酸铁锂电池（LFP）的能量密度低于镍锰钴（NMC）三元锂电池，但对于固定储能应用来说，其重要性不如对电动汽车重要。与其相反，更多的电动汽车制造商也采用磷酸铁锂电池（LFP），这意味着电动汽车规模化生产的协同效应和经济效益也可以用于固定储能领域。
Lazard公司的报告指出，虽然去年电网侧独立部署储能系统平准化成本（LCOS）的成本为165～325美元/MWh，但到2020年已降到132～250美元/MWh。而在今年早些时候，在彭博社新能源财经公司的研究报告中，持续放电时间为4小时的锂离子电池储能系统的平准化成本（LCOS）为150美元/MWh。
Lazard公司表示，部署商业和工业（C＆I）领域的用户侧储能项目在没有获得补贴的情况下仍然面临挑战。在某些情况下，商业和工业（C＆I）领域储能部署的价值主张在某些情况下似乎正在转向电力系统可靠性和弹性应用，而使用时间套利则是另外的一个好处。
该公司还表示，随着早期试点项目的部署和运营，用户对部署长时储能系统的兴趣正在增长。长时储能系统（通常多于 6小时）更适合解决由于可再生能源发电量增长和适应气候变化的电网中运营。
加利福尼亚州已经决定在未来10年的能源结构中部署一些长时储能系统。而市场分析机构EnAppSys公司也最近在研究欧洲电力市场时得出了类似的结论：长时储能系统可以帮助减轻负电价的影响。
