从招标到规划
尽管公共事业公司早就认识到抽水蓄能、压缩空气储能，以及集中式太阳能蓄热发电的价值，但这些储能技术尚未证明具有成本效益和可扩展性。因此，美国的一些招标活动将规划者的注意力转向了电池储能系统。
Xcel Energy公司在2016年进行的一次具有里程碑意义的能源招标活动使风力发电+储能项目的竞标价格低至21美元/MWh，太阳能+储能项目的竞标价格低至36美元/MWh。
美国储能协会政策副总裁Jason Burwen表示，“当时由于认为电池储能系统成本昂贵，规划人员甚至没有将它们包括在模型中。而现在约有80％的公用事业公司的资源计划模型都着眼部署电池储能系统，有些则纯粹根据其成本竞争力进行选择。”
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Xcel Energy公司战略资源和业务规划副总裁Jonathan Adelman表示，该公司最近采用了Anchor Solutions公司的Include软件，该软件可以对各种应用场景中的电池储能系统的“容量和能源套利价值”进行每小时建模。
Adelman指出，Xcel Energy公司通过采用这个新工具对电池储能系统一年中每个小时进行的建模。该公司为此在明尼苏达州的2019年长时储能计划首次涵盖了4小时电池储能系统，以帮助满足容量需求。
APS公司的Albert表示，该公司在2013年开通运营了装机容量为250MW的 Solana集中式太阳能热储能项目，该项目具有六个小时的热储能能力，为此看到可以满足峰值电力需求储能系统的价值。这是APS 公司2018年决定在招标中选择太阳能+储能项目而不是天然气发电厂的主要原因。
Albert强调说，“储能系统如今已经成为公用事业公司长期规划的一部分，但是公用事业公司的资源规划者不应该只关注一种情况。天然气调峰发电厂和电池储能系统都可以满足峰值电力需求，但是通过存储和转移太阳能发电来满足峰值电力需求，电池储能系统可以为客户节省更多的费用。电池储能系统在批发市场带来更多的价值，因此现在已经成为我们计划的一部分。”
Brattle尔集团于5月13日在麻省理工学院的一次研讨会上发表的一份演讲报告指出，锂离子电池储能系统的成本下降得如此之快，以至于现在对于其他储能技术来说无法在提供可靠性和电网服务方面与其展开竞争。Brattle的报告声称，电池储能系统的价格从2010年的1400美元/kWh降至400美元/kWh以下，到2040年可能降到200美元/kWh或更低。
但是一些公用事业公司和规划部门主管表示，价格并不是规划部署电池储能系统的唯一考虑因素，另一个重要因素是储能系统提供的可靠性，但这很难确定。
北卡罗来纳州清洁能源技术中心（NCCETC）政策研究高级经理Autumn Proudlove表示，几乎没有任何重要的州级政策计划可以确定电池储能系统在公用事业资源规划中的价值。
她说：“一些州最近要求公用事业公司在规划过程中考虑部署储能系统。华盛顿州可能在每小时建模方面的研究更加深入，而这将分析储能系统的价值所在。”
Proudlove补充说，北卡罗来纳州清洁能源技术中心（NCCETC）尚未确定任何州政策计划，其中包括其在规划过程中可以提供的多种电网服务的储能弹性价值或储能系统的补偿能力。
Brattle公司负责人Ryan Hledik表示，储能系统的价值主张取决于它能否得到完全补偿，而这在很大程度上取决于储能系统的资源和净负荷。公用事业公司开始意识到，他们的规划模型并不能很好地回答储能部署问题。
Hledik指出，这些公用事业公司的规划模型将负荷分为几个相似的负荷时间组，并根据这些组制定规划决策。当公用事业公司主要运营化石燃料发电设施，而风力发电和太阳能发电设施配套部署具有成本效益的电池储能系统时，这种方法才有意义。
Hledik说，Brattle公司的许多公用事业公司客户正在转向采用长期规划工具，以更好地展现储能系统和可再生能源发电设施在电力系统上的相互作用。
采用规划工具
能源咨询机构Strategen公司创始人兼首席执行官Janice Lin表示，公用事业公司制定未来的资源组合计划是一个复杂的过程，其计划用于预测发电、输电和其他电力系统需求。
她补充说，由于电池储能系统既是发电设施也是负载，并且可以提供多个价值流，因此其精确度要求对一年的每个小时运营都要进行精细建模。当前采用的建模软件为其技术创新留下了很大的空间。
资源规划权威人士在加利福尼亚能源协会（CESA）举办的这次网络研讨会上表示，建模工具的出现有助于系统规划者考虑在确定未来资源组合中正确的储能容量时应考虑的许多因素。
咨询机构Energy and Environmental Economics（E3）高级顾问兼技术经理Roderick Go在网络研讨会上说：“规划的一个基本问题是短时储能和长时储能需要多大容量来满足负载需求。”
Go指出，公用事业公司的激励措施、强制性要求以及成本下降正在推动用户对电池储能系统的需求。长期而言，法规的变化、技术的变化以及市场的发展将为电力系统带来更多的储能部署空间。创新的建模软件是一个竞争非常激烈的领域，而可再生能源发电量的上升对有效承载能力（ELCC）等概念的兴趣日益增加。
有效承载能力（ELCC）是资源可靠性的详细计算。可调度的化石燃料发电厂很可能具有100％的有效承载能力（ELCC），因为从理论上来说，几乎在电力系统可靠性受到威胁的任何时候都可以使用。
建模表明，电池储能系统的价值随着电力系统中可再生能源发电量的增加而增加，但其价值随着高峰需求趋于平缓而下降。通常，将峰值负载降低至15％的储能系统可使电池储能系统获得80％至100％的有效承载能力（ELCC），因为通常可以在峰值需求期间使用。
他补充说，随着峰值负载降低15%到30%，电池储能系统的有效承载能力（ELCC）也将迅速下降，因为它很可能已经被用来平缓峰值电力需求，不再能够满足电力可靠性需求。
咨询机构Astrape公司顾问Chase Winkler在网络研讨会上表示，通过对西南电力联营公司和加利福尼亚州电力系统的研究基本上证实了Roderick Go所描述的有效承载能力（ELCC）进行的量化。
洛杉矶水电局（LADWP）发言人Carol Tucker表示，美国国家可再生能源实验室(NREL)和洛杉矶水电局（LADWP）正在开发其他利益相关者所说的“最佳实践”，以帮助加州在2045年实现采用100％可再生能源电力的目标。
美国国家可再生能源实验室（NREL）资深研究员Daniel Steinberg在这个网络研讨会上表示，NREL的可扩展集成基础设施规划正在开发一种最佳实践工具套件，以解决储能系统部署面临的问题。
Steinberg说，NREL的迭代方法从容量扩展建模开始，以确定“构建什么、在哪里和何时构建”。下一步工作是进行每小时运营成本建模。
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通过每天、每小时一次的场景将通过容量扩展建模进行迭代，以达到最具成本效益和最可靠的资源组合。
资源充足计划是该过程的下一步，可以满足10年一遇的可靠性标准，如果有必要，NREL的过程将迭代所有三个步骤，以实现最具成本效益的资源充足性目标。最后，详细的潮流模型确保电网设施得到保护。而如果有对电力可靠性的威胁将会重新开始这一过程。
网络研讨会的发言人指出，为了在这些规划过程中准确地确定电池储能系统容量的价值，许多人都在提倡使用有效承载能力（ELCC），但是有效承载能力（ELCC）在规划中的作用是有争议的。
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