在日前召开的美国2021储能峰会上，DNV能源系统公司储能和智能电网业务主管Sudipta Lahiri博士指出，美国联邦能源管理委员会(FERC )发布的第841命令降低了储能市场监管风险，放宽了市场准入规则，并为独立系统运营商(ISO)开放了更多服务，但这导致美国储能市场的调度策略存在巨大差异，而目前同时竞标和参与多个市场成为一种典型的策略。
FERC 841命令指出，应该消除参与批发电力市场的分布式和用户侧储能系统的部署障碍，要求区域输电运营商和独立系统运营商(ISO)重新配置批发市场，以容纳储能资源，使其能够提供容量、能源和辅助服务。
Lahiri解释说，在此之前，电池储能系统通常在单一市场进行投标和运营，例如PJM公司的Reg D市场或加州独立系统运营商(CAISO) 的RTE拍卖市场。如今，随着美国联邦能源监管委员会第841号令的出台，这一策略已经转变为同时竞标和参与多个市场，Lahiri说：“该命令本质上要求储能运营商动态评估预期收入和运行性能，并在能源套利和辅助服务参与之间进行权衡。”
Lahiri表示，事实上，储能系统的运营与退化之间的权衡将是估计储能系统价值的最重要的一个方面，这意味着需要在收入机会和中长期运维成本之间进行权衡。
他表示，这通常存在一个“最佳点”，即电池储能系统一年内应该充放电的次数达到多少才能最大程度地增加收入潜力。他以加州独立系统运营商(CAISO)的一个4小时持续放电的电池储能项目为例，他解释说，如果电池储能系统每天以两个充放电循环运行，每年预期收入为550万美元。而如果减少到每天一个充放电循环，预期收入有所下降，但只降到450万美元左右。
他指出，这说明了储能系统在保持正常运营状态的同时可以最大化预期收入的最佳点，其最佳点通常是每天一个充放电周期。但是他补充说，这可能取决于很多因素，例如商业市场价格有多高，以及储能项目中使用的电池充放电循环和退化特性。
对于混合部署的储能项目，调度策略必须考虑到项目中每个工程组件的规模限制。他还举例说明了太阳能+储能项目的不同能源交易路径，即太阳能发电设施为电池储能系统充电、太阳能发电设施的电力直接输出到电网或电网为储能系统充电。这些路径中的每一条都具有不同的效率，这些因素需要在调度时需要考虑。而影响储能系统调度的其他因素还包括最大充电率、变压器容量和逆变器的容量限制。
在更全面地审视商业市场时，Lahiri表示，商业市场储能项目的部署将会继续推动固定储能市场的高速增长。他表示，2020年是美国储能市场加速增长的一年，部署的储能系统装机容量超过了以往所有年份的总和。
他最后指出，对储能项目价值的评估是复杂的，存在具有不同收入保证水平的多个收入流，并且总是需要在储能系统的运营与退化之间进行权衡。
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