8月25日消息，行业媒体Energy-Storage.News发布对美国长时储能（LDES）商业化财务现实的分析文章（The financial realities facing US long-duration energy storage integration）。
长时储能被广泛视为高比例可再生能源电网的必要拼图：当风光出力连续数日低迷（如冬季高压寒潮事件）时，4小时锂电池不足以支撑，需要8-100小时级的液流电池、压缩空气、重力或热储能补位。技术上路线日趋多元，美国的示范项目管道也在膨胀——但文章聚焦的是更冷峻的问题：钱从哪来。
分析指出三重财务约束：其一，美国容量市场（如PJM）的绩效时段与补偿设计偏向短时资源，LDES的长时放电能力得不到差异化定价；其二，日前市场价差虽有扩大趋势，但极端价差事件频率不足以支撑仅靠套利的年化收入模型；其三，并网成本与FERC互联排队拖延推高前期资本消耗（具体案例与数据以原文为准）。
开发者的应对包括：把LDES与现有资产（燃气电站改造、工业蒸汽系统）捆绑以复用并网点，争取州级清洁能源采购中的长时配额条款，以及推动市场规则修订使多日放电能力进入容量定价。此前英国已推出专门的LDES容量拍卖，美国加州与新墨西哥等州也在探索定向采购。文章的核心判断是：LDES的规模化不取决于技术成熟度，而取决于市场设计何时为"长时"属性定价。
（来源：Energy-Storage.News）