郑志锋认为，到2050年，无长时储能的电力系统与引入长时储能的相比，度电成本将高出24%左右，长时储能将成为降低输电成本和网络升级扩容投资的极具性价比的选择。更长时间尺度的储能意味着对电力削峰填谷的能力更强，据测算，为实现4000兆瓦的高峰负荷削减，采用持续时长为2小时的储能系统所需的装机功率接近8000兆瓦，而采用持续时长为4小时以上的长时储能仅需4000兆瓦装机，在同等装机规模下选择更长持续时间的储能可以更好缩减电网峰谷差，保障系统高效运行。

技术仍需突破

随着长时储能概念的走红，众多企业纷纷布局。昆工科技6月30日发布公告称，拟投资建设年产2000万千瓦安时新型铅炭长时储能电池生产基地；永泰能源旗下汇宏矿业6月29日发布公告称，将在甘肃敦煌开工一期年产3000吨五氧化二钒项目；全钒液流电池龙头大连融科近日完成超10亿元B+轮融资后开始冲刺IPO；上海电气宣布，将在合肥基地新增1吉瓦时钒液流电池产能；此外，星辰新能全钒液流吉瓦级工厂一期300兆瓦产线也将于8月投产。

“虽然长时储能技术多元，但各种储能方式都存在不同局限性，导致这一技术目前仍难大规模普及应用。”赵天寿表示，以液流电池为例，其特点是安全、可根据需求灵活扩展、使用寿命长，但其高成本是最大挑战。“长时储能的技术缺口较大，应加大投入，补足缺口。”

谈及如何促进长时储能健康快速发展，一位不愿具名的头部储能企业负责人对记者表示，安全是储能产业发展的重中之重。储能企业要守住安全底线，从顶层系统出发，构建全链条高安全性的系统设计方案，保障电站安全、高效运行。此外，降本增效是储能系统的永恒追求，储能企业要持续创新技术，延长电池寿命，缩短运维时间，从全生命周期提升综合能效，实现降本。

上述中关村储能产业技术联盟研究团队相关负责人认为，目前，我国还没有建立成熟的容量市场机制，新型储能的容量价值难以通过市场得到收益。因此，建议在过渡阶段，接受系统统一调用的规模化长时储能，按照“同工同酬”原则，通过科学的容量折算方法给予与时长相应的容量价格或容量补偿，同时可以细化市场品种，推动长时储能参与备用等辅助市场，以支撑高比例可再生能源消纳和降碳。