加州独立系统运营商的储能部门经理Gabe Murtaugh在加州能源委员会(CEC)举办的一次研讨会上表示，加州电网目前部署了大约3,100MW储能系统，而去年只有1,500MW。
几乎所有这些储能系统都是锂离子电池储能系统。但是，虽然锂离子电池储能系统的持续时间通常为4小时，已被证明只能用于短期使用，但该州也在寻求可提供8小时或更长持续时间的长时储能方案。
由于美国面临更广泛的供应链限制，并且其他州和地区追求自己的清洁能源目标，对电池市场需求正在增长，因此探索和寻求锂离子电池储能系统替代品的必要性尤其突出。
2021年年中，加州公用事业委员会要求该州的电力供应商采购11.5GW的清洁能源，其中包括1GW的长时储能项目，并将在2026年之前上线运营。以及该州提议的2022～2023财年预算拨款3.8亿美元，用于推进非锂离子电池储能系统和长时储能技术的商业化，该技术由加州能源委员会(CEC)管理。
加州公用事业委员会（CPUC）总裁Alice Reynolds在研讨会上说：“这项要求不是技术特定的——只要储能系统的持续放电8小时以上，许多不同的技术都可以满足这一要求。”
Murtaugh表示，从长远来看，加州电力系统面临的挑战将从夏季负荷较高的情况转变为冬季不利的天气条件。
Murtaugh说：“风力发电设施和太阳能发电设施的利用率较低，这在冬季比夏季更为普遍。”
加州独立系统运营商(CAISO)当前的日前市场主要侧重于持续时间在24小时以内的储能系统。但是他补充说，当涉及到整合持续更长时间的长时储能系统时，电网运营商正在考虑所需要的额外工具，以确保这些资源在很长一段时间内（可能是几天）保持充电状态。
Murtaugh表示，美国其他系统运营商（ISO）中不存在这样的工具。
他说，“他们并没有真正考虑如何在他们的电力系统上为多日天气事件或类似事件定位资源。所以这是我们面临的一个全新问题。”
此外，加州独立系统运营商(CAISO)正在考虑如何补偿长时储能资源。Murtaugh表示，长时储能技术开发商一直在与电网运营商接洽，他们担心目前的市场需求，不知道如何收回成本，除非只是通过资源充足性付款。
加州储能联盟的政策主管Jin Noh表示，加州现在就需要开始采取行动，以便能够在需要时将长时储能资源投入使用，这一点很重要。
他说，“如果我们还想实现2035年和2045年长期目标，我们必须给长时储能系统进行真正的定位，以便它们也为大规模部署做好准备，并为扩大生产规模做好准备。”
