9月13日，液流电池储能提供商ESS公司的首席执行官Eric Dresselhuys公开表示：“长时储能行业正处于发展的关键时刻，新的储能技术正在不断涌现，监管机构对于如何处理电力市场中储能系统的态度正在发生变化。”

据记者了解，迄今为止，长时储能的时长尚无明确定义，一种说法是在额定功率下连续放电10小时及以上，业界更认可的说法则是可实现跨天、跨月乃至跨季节充放电循环的储能系统。

■推广适逢其时

有观点认为，在分时电价政策以及可以独立参与电力市场交易等政策下，短时储能的经济性刚有所转机，市场参与度明显增加，此时就开始提出长时储能，是否有些着急了呢？

梧桐树资本投资总监杨炯告诉记者，从储能的发展情况来看，一般会经历三个阶段，早期商务模式不明确，应用最多的领域是调峰调频市场。当储能项目成本逐渐下降时，与新能源发电配套来增加消纳变成了主要目的，例如光伏项目配置2-4小时储能来满足早晚高峰的用电需求以及减少电网波动，会以短时储能为主。

“随着储能项目成本下降至可以和传统火电站竞争时，长时储能就可以尝试直接取代煤、天然气等传统能源，达到全天候新能源发电的目标。”杨炯表示，“目前我国火电占全国总发电量的约70%，2030年火电发电占比需下降近20%，新增电量全部由清洁能源加储能替代，因此现在开始推广长时储能是非常合理的。”

一位资深业内专家认为，构建以新能源为主体的新型电力系统，离不开长时间将可再生能源发电设施的电力转移到电力需求峰值期间，应对用户的电力需求，长时储能系统的应用，主要是为了应对“能源供应转移”的一种形式。

■现阶段以锂电储能为主

高工产业研究院的数据显示，2020年，中国储能电池市场出货量为16.2吉瓦，同比增长71%，其中电力储能6.6吉瓦，占比41%。但从目前技术来看，锂离子电池只能循环2000次左右，并不符合长时储能的特点，为何多省却坚持推广？

杨炯认为，目前我国多省区已经推出强制性或激励性的储能配套政策，例如青海、湖南、贵州、宁夏、陕西、河南等地，鼓励新能源项目配套建设储能，对储能配置比例不低于10%、连续储能时长2小时以上的新能源项目，在同等条件下优先获得风光资源开发权，由电网企业优先并网、优先保障消纳。

“现在地方省份的消纳任务非常严峻，弃风弃光现象严重。”杨炯指出，“此时我国正处在短时平稳电网波动阶段，储能项目主要是和风光配套，来增加消纳以及减少电网波动，锂电储能仍是必需品，待其他储能成本下降以及新能源发电到达一定比例后，长时储能将走上发展的快车道。”

上海煦达新能源科技有限公司总经理李剑铎认为，现阶段仍是以锂电储能为主的重要原因在于成本。“其他的新型储能技术的成本仍处于高位，只有部分示范项目，长时储能暂时还不具备推广价值。”

■仍需市场检验

有业内人士表示，电池技术路径正处新升级阶段，谁能先一步推广新电池技术打破锂电池垄断局势，就会成为新一批领军技术。正如宁德时代推出第一代钠离子电池，电芯单体能量密度已为目前全球最高水平，但也还在起步阶段；大热的钒液流电池电池的电解液几乎可以无限循环利用，电池整体循环次数在13000次以上，使用寿命可达20年以上，却面临商业化限制。

李剑铎表示，未来储能技术如何发展，现阶段来看，还需要3—5年的技术发展期，不能轻易判断谁能够成为主流，还要看哪种技术最先实现降本和市场化推广者。

杨炯认为，储能是一项系统性工程，无法只关注循环次数或寿命等指标，就长时储能来看，抽水蓄能、氢能储能等可能会成为发展方向。“储能上游涉及原材料、电芯等，中游涉及逆变器、BMS、EMS、制冷设备等，下游涉及储能集成商、运营商、电力交易等，具体到项目运营，又会涉及储能产品的维护与质保、充放电策略等，不同时长的储能侧重点不同，但都需要做到整体平衡。”