储能项目业主和运营商可以通过优化日前市场和实时市场的套利策略来获取收益。对于美国市场的储能项目，参与电力市场能量套利很有吸引力，但也充满不确定性。在此前电力市场套利机会研究的基础上，将重点关注储能如何参与电力批发市场以及储能的套利策略。
市场规则：在大多数独立系统运营商（ISO）管辖的区域电力市场中，储能既可以参与日前市场套利也可以参与实时市场套利。
储能系统的参与模式分为两种：申报自调度出力（self-schedule, 作为价格接收者，调度优先级最高）或申报经济报价(economic bids)。承担容量服务的项目必须在日前市场报价，但这不妨碍其参与实时市场报价。
储能在不同区域电力市场的套利策略有所差异，也会随时间推移而变化。制定套利策略的过程异常复杂，需要通常考虑价格预测、储能系统SOC估算以及系统寿命和质保管理等不确定性因素。
加州（CAISO）电力市场中，实时市场的价差较大，对于储能参与套利的吸引力更多。
德州（Ercot）电力市场中，在2018年之前实时市场和日前市场的差别并不大。所以，投资者应该更加关注类似2019年出现的价格变化较为剧烈的特殊时段，使套利收益最大化。
储能系统在参与电力市场套利的同时，需要权衡提供其他服务的收益，包括提供资源充裕度服务的协议和参与调频服务的收益。
在加州等光伏渗透率较高的市场，美国光伏投资税收抵免（ITC）政策对于光储项目是很有利，但在其他市场就可能引发不合理的充电行为。
来源:BNEF
