在日前召開的美國2021儲能峰會上，DNV能源系統公司儲能和智能電網業務主管Sudipta Lahiri博士指出，美國聯邦能源管理委員會(FERC )發布的第841命令降低了儲能市場監管風險，放寬了市場準入規則，并為獨立系統運營商(ISO)開放了更多服務，但這導致美國儲能市場的調度策略存在巨大差異，而目前同時競標和參與多個市場成為一種典型的策略。

FERC 841命令指出，應該消除參與批發電力市場的分布式和用戶側儲能系統的部署障礙，要求區域輸電運營商和獨立系統運營商(ISO)重新配置批發市場，以容納儲能資源，使其能夠提供容量、能源和輔助服務。

Lahiri解釋說，在此之前，電池儲能系統通常在單一市場進行投標和運營，例如PJM公司的Reg D市場或加州獨立系統運營商(CAISO) 的RTE拍賣市場。如今，隨著美國聯邦能源監管委員會第841號令的出臺，這一策略已經轉變為同時競標和參與多個市場，Lahiri說：“該命令本質上要求儲能運營商動態評估預期收入和運行性能，并在能源套利和輔助服務參與之間進行權衡。”

Lahiri表示，事實上，儲能系統的運營與退化之間的權衡將是估計儲能系統價值的最重要的一個方面，這意味著需要在收入機會和中長期運維成本之間進行權衡。

他表示，這通常存在一個“最佳點”，即電池儲能系統一年內應該充放電的次數達到多少才能最大程度地增加收入潛力。他以加州獨立系統運營商(CAISO)的一個4小時持續放電的電池儲能項目為例，他解釋說，如果電池儲能系統每天以兩個充放電循環運行，每年預期收入為550萬美元。而如果減少到每天一個充放電循環，預期收入有所下降，但只降到450萬美元左右。

他指出，這說明了儲能系統在保持正常運營狀態的同時可以最大化預期收入的最佳點，其最佳點通常是每天一個充放電周期。但是他補充說，這可能取決于很多因素，例如商業市場價格有多高，以及儲能項目中使用的電池充放電循環和退化特性。

對于混合部署的儲能項目，調度策略必須考慮到項目中每個工程組件的規模限制。他還舉例說明了太陽能+儲能項目的不同能源交易路徑，即太陽能發電設施為電池儲能系統充電、太陽能發電設施的電力直接輸出到電網或電網為儲能系統充電。這些路徑中的每一條都具有不同的效率，這些因素需要在調度時需要考慮。而影響儲能系統調度的其他因素還包括最大充電率、變壓器容量和逆變器的容量限制。

在更全面地審視商業市場時，Lahiri表示，商業市場儲能項目的部署將會繼續推動固定儲能市場的高速增長。他表示，2020年是美國儲能市場加速增長的一年，部署的儲能系統裝機容量超過了以往所有年份的總和。

他最后指出，對儲能項目價值的評估是復雜的，存在具有不同收入保證水平的多個收入流，并且總是需要在儲能系統的運營與退化之間進行權衡。

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