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一、用电=发电在电力领域，目前存在一个常识：发电量一定等于用电量。
也就是说用户需要多少电，发电机就消耗多少能源来发电。
让我们来拆开分析：假如发电上限是A，用户实际需求是B。
如果A大于B，那么就只发B的电，多出来的发电产能（发电机）就暂停或者空转；如果B大于A（这里指的是差距太大的情况），短期的措施是拉闸限电，长期就是增加发电产能。
最好的情况是A=B，这是最优情况，却只可能停留在理论层面，而我们退而求其次，讲究的是两者的动态平衡。
通常情况，要么是A比B稍大，例如用电大户发生安全事故突然停产；要么B比A稍大，例如发电机组跳闸了。
不管是A微大于B，还是B微大于A，都可以通过电压和频率来缓冲调节。
我国实行的标准是50HZ在电力系统常状况下，供电频率的允许偏差为：如果电网装机容量在300万千瓦及以上的，为±0.2赫兹；如果电网装机容量在300万千瓦以下的，为±0.5赫兹；如果电力系统处于非正常状况下，供电频率允许偏差不应超过±1.0赫兹。
这个偏差就是给了电量不平衡一个缓冲的空间。
因为我们国家的电网容量是超级大的，一些小扰动不会有什么太大的影响，可以通过其它运行机组增减负荷来很快完成调节。
当然也有调节不过来的情况，那就只好把局部电网停掉，最严重是电网崩溃，美国就曾经发生过全国范围的大停电。
二、垃圾电+储能=优质电目前电能储存的微乎其微，在社会整个用电量面前，可以忽略不计。
这样，当社会用电量少的时候，若是火力发电厂就很简单，无非是就少烧点煤的问题。
而风能、太阳能、水电等等就只能弃掉。
这就是所谓的弃风，弃水的存在，也是过去太阳能发电、风力发电等被称为垃圾电的原因。
为此，国家曾大力鼓励发展黑灯工厂，鼓励企业晚上开工，因为晚上用电便宜，把电用掉，减少弃风；另外，国家加快推进超大电网，通过超高压长距离输电，通过更大的用电容量，来实现使用电平衡。
但这治标不治本，一方面随着5G和AI等技术的兴起，对电力的需求呈现核爆式增加，光靠传统的发电行业已经不现实，势必要将太阳能、风力等垃圾电充分利用起来；另一方面，我国大胆提出了碳中和、碳达峰，这也导致对太阳能、风力等绿色电力的需求也越来越大。
所以，我们必须在发电端就解决电力稳定并网的问题，这就是强制配储的由来，也是国家最近大力发展储能行业的根本原因。
三、百花齐放的储能产业储能是指电能的储存，解决的是光伏、风、水等发电量不平稳的问题。
储能出现比较早，但过去增速平均只有2%-4%，快速发展也就在这两年，可以说这是一个被现实需求和政策双重推动的产业。
最近国家出台了不少关于储能的政策，有兴趣的可以自己去研读一下，我就不一一列举了。
目前储能市场上，主要存在两种储能方式，一种是物理储能，以抽水蓄能[1]为主，占到了总市场的90%以上；一种是化学储能，以电池储能为主，占到了9%左右；其他一些流储能形式瓜分剩下1%的市场。
接下来具体梳理一下：（一）物理储能1. 抽水蓄能抽水蓄能最早于19世纪90年代在意大利和瑞士得到应用。
主要运行原理就是在发电多的时候，将水从低处抽到高处；当需要电的时候，将水放下来重新发成电。
目前，全世界共有超过90GW的抽水蓄能机组投入运行，占总市场的90.3%。
抽水蓄能电站的最大特点是储存能量非常大，是电力系统中应用最为广泛的一种储能技术，储存能量的释放时间可以被操纵，从几小时到几天都行。
抽水储能的优点是技术成熟、成本较低，单个项目的寿命很长。
抽水蓄能的缺点就是对环境和地形的要求比较苛刻，如地势、水资源等，大部分地区都不具备部署抽水蓄能的条件。
2. 空气压缩储能压缩空气储能是利用电网负荷低谷时的剩余电力压缩空气，并将其储藏在高压密封设施内（压缩空气常常储存在合适的地下矿井或者岩洞下的洞穴。
），在用电高峰释放出来驱动燃气轮机发电。
对于同样的输出，它消耗的燃气要比常规燃气轮机少40%。
空气压缩储能的优点是建设投资与发电成本都很低，甚至比抽水蓄能电站都要低，但缺点是能力密度低，储存能量少，同时受到岩层等地形条件的限制，这导致空气压缩储能过去只能作为补充的存在，随着分布式能量系统的发展，微型空气压缩储能获得发展良机。
3. 飞轮储能飞轮储能是指利用电动机带动飞轮高速旋转，在需要的时候再用飞轮带动发电机发电的储能方式。
飞轮储能系统最大的优点就是它的能量效率非常高，可以在几分钟之内将转子的速度提升到最大，达到其储能容量上限，也可以在几分钟内将能量释放出去。
此外还具有无摩擦损耗、风阻小、充能次数多、寿命长、不受温度影响、对环境没有影响以及几乎不需要维护等优点。
飞轮储能的缺点主要有机械应力和疲劳极限、放电时间短、暂时无法做到实用性的小型化、有爆炸风险。
飞轮储能的特性决定了它目前更适合短期大能量储存的场景，比如高铁的动能回收和释放就采用了飞轮储能技术，航母飞机弹射器也可以采用飞轮储能技术。
甚至是未来航天器的发射都可以采用飞轮储能技术。
（二）化学储能1. 电池储能电池储能系统主要利用电池正负极的氧化还原反应进行充放电。
主要包括铅酸电池、镍镉电池、锂离子电池、钠硫电池、全矾液流电池等。
比较成熟的是铅酸电池储能，近期发展最快的是锂电池（同时也是目前动力电池的主流）。
他们都是通过化学反应来充放电能。
电池储能的优势是可定制、对环境要求不高、技术成熟等。
劣势也有很多，以锂电池为例，一是安全性需提高，如韩国去年一年30起爆炸；二是回收问题要解决，锂电池的污染性很严重，虽然现在还没到回收的时候，但未来面临的大规模回收问题很棘手；三是锂矿资源稀缺，成本难以降下来。
2. 光热储能属于利用太阳能的一种形式，我在后面章节详细说。
（三）电磁储能1. 超级电容器储能超级电容容器主要由集流体、电极、电解质以及隔膜等几部分组成，其中隔膜的作用和电池中隔膜的作用相同，将两电极隔离开，防止电极间短路，允许离子通过。
超级电容器储能的基本原理是通过电解质和电解液之间界面上电荷分离形成的双电层电容来贮存电能。
超级电容器的类型很多，按照储能机理不同，可分为对称性超级电容器、非对称性超级电容器和混合型超级电容器等，但基本原理都是一样的。
与常规电容器相比，超级电容器具有更高的介电常数、更大的表面积或者更高的耐压能力。
它的优点很多，一是充电速度快，充电10秒～10分钟可达到其额定容量的95%以上；二是循环使用寿命长，深度充放电循环使用次数可达1~50万次，没有“记忆效应”；三是大电流放电能力超强，能量转换效率高，过程损失小，大电流能量循环效率≥90%；四是产品原材料构成、生产、使用、储存以及拆解过程均没有污染，是理想的绿色环保电源；五是超低温特性好，温度范围宽（-40℃～+70℃）；六是检测方便，剩余电量可直接读出。
虽然优点很多，但是因为技术还没有解决实际能量密度问题，加上没法用于交流电，导致超级电容器的应用场景当前较少。
2. 超导磁储能。
超导磁储能系统（利用超导体制成的线圈储存磁场能量，由于具有快速电磁响应特性和很高的储能效率。
超导磁储能可以满足输配电网电压支撑、功率补偿、频率调整、提高系统稳定性和功率输送能力等。
和其他储能技术相比，目前超导磁储能仍很昂贵，除了超导本身的费用外，维持低温所需要的费用也相当可观。
目前，在世界范围内有许多超导磁储能工程正在进行或者处于研制阶段。
四、光热发电（光热储能）VS光伏发电光热储能，也可以叫光热发电。
光热发电和光伏发电都是利用太阳能的电力生产方式。
目前主流的光伏发电是通过光伏面板将太阳能转化直流电输出，然后通过逆变器将直流电转化为交流电并传输到电网上。
是一个光能转化为直流电，直流电再逆变为交流电的技术。
而光热发电是通过反射阳光将太阳能聚集在一个很小的范围内来加热融盐，并通过融盐以热能的形式来存贮能量。
需要发电的时候，利用融盐加热水获取蒸汽来转动电机（这一点和火电非常像，只不过火电是燃烧化石燃料加热锅炉来获取蒸汽）。
所以光热发电是包括储能和发电两个环节的，是一个先将光能先转化为热能，再转化为机械能，并最终产生电能的技术。
可以看出，光热发电更加平缓，即使太阳落山，依然能够持续发电。
如果降低发电量，这个过程可以持续到第二天天亮，实现永续。
而光伏发电对太阳的依赖太大了，太阳出来就发电，落山就停工。
那为什么现在是光伏成为主流呢？原因比较多：首先对场地的需求方面：在二者同样需要阳光强度的基础上，光伏对场地的要求不高，哪怕一个小屋顶就可以布局，而分布式光伏的出现，极大地增强了这个优势。
而光热发电需要一个比较大的空间，这导致它在我国最适合的地区就是西部，大片的无人荒漠地区，这限制了它的应用空间。
不过话说回来，新疆沙漠是42.48万平方公里，只要利用其中100平方公里的太阳热能，就够我们整个中国的用电了。
其次对周边环境影响方面：光伏对环境的影响比较小，甚至对某些环境具有助益性。
例如在露天停车场设置光伏板可以帮助遮挡阳光，在荒漠地区可以有益植被生长，设置在屋顶可以降低楼顶漏雨的概率等。
而光热发电因为中心的高温，导致下方及周边是寸草不生的。
最后是建设和发电成本方面：最关键的原因是光热度电成本远高于光伏，在市场化的条件下不具备竞争优势。
所以相较于光伏，我国光热发展相对滞后。
2021年，我国光伏发电累计装机容量达306.4GW，同比+21%；光热发电累计装机容量仅538MW，同比持平。
五、我看好光热储能的发展前景（一）政策带来的机遇：强制配储利好目前，已经有23个省市出台政策要求光伏风电必须搭配一定比例的储能。
也就是说，光伏发电或风力发电必须搭配相应的储能设施，这是为了在绿电大比例入网的时候，平稳电网波动。
而强制配储的出现，开始让光热发电的竞争优势凸显。
不管是单独的光热电场，还是光伏+光热一体化电场，光热都迎来了发展良机。
（二）未来的发展趋势：长时储能统治世界当前的储能基本上都属于短时储能，这在将来大概率会被长时储能所取代。
因为，未来全球必然会建成一个100%的可再生能源绿色电力系统，没有任何传统化石能源。
唯一的可行方案就是：由长时储能+风光为代表的可再生能源来构建。
当前的可再生能源+短时储能只能是过度，随着可再生能源装机的占比越大，火电的装机越小，建设长时储能系统的必要性就越大。
只有长时储能可保障在极端情况下的电力供应，保障全社会电力系统稳定运行和降低用电成本。
什么是长时储能，目前的主流认为8小时以上时长的储能系统定义为长时储能。
以此定义，我国目前建设的绝大多数新型储能系统均称不上是长时储能，除了几个屈指可数的熔盐热储能光热电站，以及少数几个压缩空气储能、液流电池储能等示范项目。
因为现在全球电力系统中可再生能源的装机占比还很小，对长时储能的需求还并不明显。
但根据麦肯锡预计，长时储能的潜在市场空间将从2025年开始大规模增长。
长时储能技术包括全钒液流电池、铁铬液流电池、压缩空气储能、熔盐储热、氢储能等多种类别的储能技术。
其实我认为大型抽水蓄能也可以算进去，这么看来，目前比较成熟的进入商业化的就是抽水蓄能和熔盐储能，但未来究竟谁会成为主流还未可知。
但不能否认的是，光热发电依然是利好的一方。
[1] 国家发展改革委、国家能源局印发《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，提出除抽水蓄能以外的新型储能技术为新型储能。
