水导热油熔盐储能介质对比
一文读懂光热发电行业认可度最高的储热介质——熔盐
一文读懂光热发电行业认可度最高的储热介质——熔盐太阳能热发电技术从上世纪八十年代发展至今，对充当其传热介质的材料进行了多样化的尝试，包括水和蒸汽、空气、液态金属、导热油及熔盐等。
随着光热发电技术的革新，所需要的传热介质使用温度愈来愈高，要求的传热能力也愈来愈强。
熔盐是优良的传热储能介质，在建筑供暖、谷电制热、风电消纳等方面都具有一定的应用前景。
由于其具有较高的使用温度、高热稳定性、高比热容、高对流传热系数、低粘度、低饱和蒸汽压、低价格等“四高三低”的优势，成为目前光热发电领域中认可度最高的传储热介质之一。
据统计，在首批的20个光热发电示范项目中，18个采用熔盐储能。
已备案新增92个光热发电站清单中，86个采用熔盐储能。
然而，光热电站中所使用的熔盐在品质与价格方面都与常见农用化肥（硝酸钾和硝酸钠为常见的化肥原料）有较大差别，同时熔盐在生产与使用过程中因自身特性导致的一系列问题已成为业内关注的重点。
目前，首批示范项目建设的陆续展开也将对熔盐产品开展集中式采购。
本文将从熔盐品质界定入手，针对熔盐的不同生产方式、腐蚀问题、首批示范项目采购标准、槽式与塔式项目对熔盐的不同要求以及低熔点熔盐未来发展形势等方面进行了深入的分析与解答，以为示范项目熔盐采购提供一些参考。
熔盐品质好坏如何界定？根据应用领域的要求不同，所使用的熔盐产品亦有所区别。
常见的光热熔盐品种有二元盐（40%KNO3+60%NaNO3）、三元盐（53%KNO3+7%NaNO3+40%NaNO2）和低熔点熔盐产品等。
对于光热发电而言，二元熔盐的应用较为广泛及成熟。
据了解，以使用二元熔盐为例，槽式电站的使用量约是塔式电站的2.5倍左右。
对于50MW、配置8小时储能的塔式电站，熔盐需求量约为1.2万吨，对于50MW、配置8小时储能的槽式电站，熔盐需求量约为3万吨。
然而，在光热电站对熔盐需求量如此之高的情况下，中国当前对光热电站所使用熔盐的测试方法、测试项目、组分指标的要求尚没有统一的衡量标准，容易导致熔盐市场鱼龙混杂，以次充好。
熔融盐在光热电站中的应用
在光热电站开发中，熔盐作为一种性能较好的传热、储热工作介质，已成为当前光热电站实现长时间稳定发电的重要保障。
但其同时也面临着易冻堵、价格波动较大等应用障碍。
熔盐储热渐成主流已经在多个实际电站项目中有应用的传统的熔盐一般由60%的硝酸钠和40%的硝酸钾混合而成，美国和西班牙的多个CSP电站都采用了这种熔盐。
实践证明，配置储热系统可以使光热发电与不稳定的光伏和风电相抗衡。
这样的配置也使CSP电站能够实现24小时持续供电和输出功率高度可调节的特性，也使其有能力与传统的煤电、燃气发电、核电的电力生产方式相媲美，具备了作为基础支撑电源与传统火电厂竞争的潜力。
一直以来，更多的可应用于光热发电的储热介质也在被持续研究和开发，但截至目前，还没有一种可以与熔盐相媲美。
历史已经证明了熔盐在光热电站中的应用价值。
2009年3月，西班牙Andasol槽式光热发电成为全球首个成功运行的，配置熔盐储热系统的商业化CSP电站。
2010年，意大利阿基米德4.9MW 槽式CSP电站运行，成为世界上首个使用熔融盐做传热介质，并做储热介质的光热电站。
2011年7月，Torresol能源公司19.9MW的塔式光热电站Gemasolar全球范围内首次成功实现24小时持续发电，这同样归功于熔盐储热技术的应用。
伴随熔盐储热技术的日渐成熟，越来越多的CSP电站开始使用熔盐技术。
见下表：112与传统的传热介质导热油相比，熔盐的工作温度更高，而且不易燃，无污染，对环境较友好。
伴随熔盐作为传热介质的研发应用，多个CSP电站也将采用熔盐作为传热工质。
下表列出了使用熔盐作传热介质的CSP电站项目：表3：待完成的使用熔盐作传热介质的CSP电站项目列表熔盐的缺点在表2中也已列出，其最大的属性缺陷在于较高的凝固点，这使其较易造成集热管管路堵塞。
西班牙能源环境技术中心的Jesus Fernández-Reche表示，在储热罐中，熔盐的凝固不会引起太大问题，在西班牙已运行电站的熔盐储热系统中，熔盐罐的温度每天仅下降约1摄氏度。
太阳能光热发电的储能材料
太阳能光热发电的储能材料发布时间：2022-12-05T07:10:09.835Z 来源：《福光技术》2022年23期作者：李宝印李银筝[导读] 太阳能光热发电是一种优良的利用太阳能发电的方式，但是其严重受制于天气状况。
华能酒泉发电有限公司甘肃省酒泉市 735000摘要：太阳能光热发电是一种优良的利用太阳能发电的方式，但是其严重受制于天气状况。
为保证太阳能光热发电厂能够持续不间断地发电，需要储存多余的太阳能。
因此储能技术是太阳能光热发电中关键的一环。
现在太阳能光热发电厂中所使用的储能材料主要有显热储能材料、潜热储能材料及化学储能材料。
下午将对其进行分析。
关键词：太阳能；光热发电；储能材料1太阳能光热发电太阳能光热发电是指利用大规模阵列抛物或碟形镜面收集太阳热能，通过换热装置提供蒸汽，结合传统汽轮发电机的工艺，从而达到发电的目的。
太阳能光热发电技术，避免了昂贵的硅晶光电转换工艺，可以大大降低太阳能发电的成本。
而且，这种形式的太阳能利用还有一个其他形式的太阳能转换所无法比拟的优势，即太阳能所烧热的传热介质可以储存在巨大的容器中，在太阳落山后几个小时仍然能够带动汽轮发电。
2太阳能光热发电的储能材料2.1潜热储能材料潜热储能又称作相变储能。
潜热储能技术利用潜热储能材料在相变（即凝固、融化、凝华、升华、凝结和气化等）过程中释放与吸收的热量来实现能量的储存。
潜热储能材料分为低温相变材料（冰、石蜡等）和高温相变材料（金属、合金、高温熔化盐类及混合盐类等），潜热储能材料能量密度较高，并且在相变过程中近似恒温。
因此，潜热储能技术装置简便、设计灵活、体积小、使用方便且易于管理。
孙建强等通过差示扫描量热（DSC）分析技术测定了作为潜热储蓄材料的Al34％Mg6%Zn合金的热性能，并研究了此合金在长期的储热放热过程中对容器材料的腐蚀。
该腐蚀试验选取了碳钢（C20）与不锈钢（SS304L）作为容器材料。
1000次热循环（凝固和熔融）的腐蚀实验中，分析了上述两种材料试样失重（mg/cm2）和腐蚀速率（mg/day）的热重，以及对显微组织结构的金相研究。
熔盐储能关键技术
熔盐储能关键技术随着可再生能源的快速发展和普及，储能技术成为解决可再生能源波动性和间歇性的重要手段。
熔盐储能作为一种高温储能技术，具有储能效率高、容量大、寿命长等优势，成为可再生能源储能的热门选择。
本文将重点介绍熔盐储能的关键技术。
熔盐的选择是熔盐储能的关键技术之一。
熔盐储能系统主要由热储罐、蓄热罐、蓄热管道和蓄热介质组成，而熔盐作为蓄热介质，直接影响系统的性能。
常见的熔盐有氯化钠、氯化钾、氯化锂等，选择合适的熔盐需要考虑其熔点、热容量、热导率等物理性质，以及成本、环境友好性等因素。
熔盐储能系统的热储罐设计也是关键技术之一。
热储罐作为储能系统的核心部件，承担着储存和释放热能的重要任务。
热储罐的设计需要考虑热损失、热膨胀、结构强度等因素。
为了降低热损失，可以采用真空绝热、保温材料等措施；为了应对熔盐的热膨胀，可以采用膨胀节、补偿器等装置；为了确保热储罐的结构强度，可以采用合适的材料和结构设计。
熔盐储能系统的热储管道也是关键技术之一。
热储管道负责将热能从热储罐传输到蓄热罐或利用设备中。
热储管道需要具备一定的耐高温、耐腐蚀、低热损失等性能。
常见的热储管道材料有不锈钢、铜合金等，可以根据具体需求选择合适的材料和管道尺寸。
熔盐储能系统的热储罐和蓄热罐之间的传热技术也是关键技术之一。
传热技术的优化可以提高熔盐储能系统的效率和性能。
常见的传热技术包括自然对流传热、强制对流传热和辐射传热等。
传热技术的选择需要综合考虑熔盐的物理性质、系统的工作温度、传热介质等因素。
熔盐储能系统的控制和管理技术也是关键技术之一。
熔盐储能系统的控制和管理涉及到系统的运行状态监测、能量管理、故障诊断等方面。
通过合理的控制和管理，可以提高系统的运行效率和可靠性。
目前，智能化技术在熔盐储能系统中的应用越来越多，可以实现远程监控、自动化调节等功能。
熔盐储能关键技术包括熔盐的选择、热储罐设计、热储管道设计、传热技术的优化以及控制和管理技术。
这些关键技术的研发和应用将进一步推动熔盐储能技术的发展和应用，提高可再生能源的利用效率，推动清洁能源的转型和可持续发展。
有机热载体(导热油)与其他传热介质的性能比较
3.有机热载体（导热油）与水（蒸汽）的比较及优缺点
用有机热载体作为热载体比用水蒸汽作为热载体有十分显著的优点： 一是使用温度高，使用简便安全，最高使用温度可达 400℃，由于其在大气压下 有高的起始沸点，使装置在 350℃下可保持“无压”，而一般情况下水加热到 150 ℃-160℃时，其压力将达 0.5-0.6MPa，温度再高时对应的压力越高，使用不方 便； 二是节约能源，根据有关资料提供的数据，与水蒸汽相比较，可节约燃料三分之 一到二分之一，如果用于纺织印染行业，可节约能源三分之一至四分之一，如果 用于筑路及沥青熔化行业可节约燃料三分之一； 第三，由于节约燃料，相应的减少废烟、废气、废渣、废水的排放，减少了对环 境的污染； 第四，有机热载体凝固时不膨胀，因而没有冻裂设备及管道的危险。
介质名称
使用温度 导热性能 工作压力
毒性
设备要求
价格
水（蒸汽） 0-200℃
很好
高
无
无
便宜
联苯联苯醚 400℃以下
好
低
小
无
高
矿物导热油 320℃以下
稍低
低
无毒、微毒
无
中等
熔盐
540℃以下
好
低
有刺激气味 不宜铝、镁 中偏高
液态金属 1000℃以下
好
低
很大
有严格限制 很高
限制条件 控制在 250℃以下
300℃以上使用 应控制在 320℃以下
2.有机热载体（导热油）及无机热载体作为传热介质的优缺点
衡量和比较传热介质的优势，主要从其使用温度、传热性能、热稳定性、低温流 动性、毒性、腐蚀性、安全性、价格因素等享性能指标考虑。 水（蒸汽）是应用最普遍、最广泛的传热介质，在 0-100℃的范围内，它与其它 传热介质相比较，最大的优点是：在常温下沸点 100℃，冰点 0℃，比热容高、 导热系数高、粘度底、无毒性、价格便宜、资源丰富；但在 100℃以上使用时， 其循环系统压 1，180℃时饱和蒸汽压力达到 1mp，200℃时就需要 1.6mp 的耐压 装置，随着温度的上升，饱和蒸汽压随之升高，这样对于加热设备的换热材料、 压力等级等要求更高，设备系统的投资就会大幅度增加。而且，水中都含有一定 的杂质，容易结垢使传热效能减弱。 熔盐类传热介质在 400-500℃的范围内使用较适宜，它的优点是不燃烧、不爆炸、 泄漏的蒸汽无毒性。但由于其熔点较高，约为 142℃，所以在使用温度超过 400 ℃时才考虑应用。 液态金属类传热介质适用于 500-800℃，具有高沸点、高导热系数、流动性好等 特点。但是在使用中应注意边界层中导热系数的影响（杂质及氧化物层）。 有机热载体在不超过 320℃的范围内使用与以上传热介质相比较，其优势主要在 于： 第一，使用温度比较宽泛；
水导热油熔盐储能介质对比
水导热油熔盐储能介质对比Prepared on 22 November 2020我国北方广大城镇地区采暖季采用分散燃煤小锅炉、小火炉采暖，造成严重的冬季空气污染，另一方面，这些地区的可再生能源却由于消纳不足，面临着严重的“弃风弃光问题”，因此利用可再生能源开展北方地区电储热供暖具有重要的意义。
北方地区能否顺利推广电储热供暖项目，电采暖项目能否被供热市场接受，最关键的问题就是电储热采暖项目的经济性，本文从电储热供暖项目的投资成本，运行费用入手，针对当前的电价政策，供热价格，分析电储热供暖项目的经济可行性和存在的问题，并给出促进电储热供暖发展的建议。
2、电储热技术电储热供暖项目是利用电网中的过剩可再生能源，或低谷电价时的电能，通过电加热设备，将电能转化为热能，存储在储热设备中，当需要对外供热时，将存储的热能通过换热器释放，转化为热风、热水、蒸汽等形式对外输出，可满足民用供暖需求，也能够满足工业用热，如下图1所示。
图：电储热供暖项目示意图根据储热设备的载热材料不同，储热技术主要可分为水储热，固体储热和熔盐储热。
(1)水储热技术就是将热能以热水的形式存储起来，根据存储热水的温度和压力，水储热又可分为常压储热和承压储热;常压储热的温度利用范围一般在35℃~85℃，特点是储热设备投资成本低，无需换热设备，适用于对供热温度要求不高的民用采暖领域，缺点是储能密度小，占地面积大;承压水储热的温度一般在120℃~150℃，优点是储能密度提高，可对外提供蒸汽供热，主要问题是需要承压容器，存在一定安全风险，设备成本较高。
下图2是丹麦Avedre热电厂用于满足地区供热的热水储能罐，容积为2x24,000m3，储热温度为120℃，热水压力10bar。
图：丹麦Avedre热电厂的承压热水储能罐(2)固体储热一般采用金属氧化物作为储热介质，如高密度铁镁金属氧化物材料，储热温度最高可达800℃，利用空气作为换热介质，由变频风扇驱动空气进行热量循环和交换，固体储热示意图如图3所示。
各种储能形式对比
项目总投资10.88亿元，设计年发电量1.46亿kWh
国家大力发展光伏光热一体化，采用光热储能解决光伏发
电的不连续性，减少了对电网的冲击，十四五期间将迎来
大规模发展。
占地面积 熔盐用量 主蒸汽参数 典型气象年发电量 年节约标准煤 年减排CO2气体
2.47km² 10093吨 13.2MPa，540.0℃ 1.46亿kWh 4.6万吨 12.1万吨
毫秒-秒 0.5-1.5年 1MW-500MW
有 无 无限制 大
熔盐储能 75%-85% 分钟-小时 0.5-1.5年 50MW-10GW
有 有 无限制 大
3.优劣势比较
名称 储能时长
抽水蓄能 ≥4h
压缩空气储能 ≥4h
电化学储能 1~2h
熔盐储热 ≥4h
使用寿命 单位投资成本（元
/KWh） 应用场景
项目年供蒸汽约42万吨，消纳绿电约3.2亿度，年可 节约标准煤7.75万吨，减排二氧化碳约14.5万吨。
该项目通过电力交易购买的绿电价格约0.25元/度。 折算后的蒸汽运行成本为210元/吨，运行成本较燃 气运行成本燃气价格（4元/立方）低37%左右，年 合计节约用汽成本5000万元左右。
该项目实施助力企业打造纺织行业的首家 “零碳工 厂”
甘肃、青海等多地有多个项目在推进中；熔盐储能还可适用于电厂灵活性改造，国信靖江电厂熔盐储能调频项目预计 2023年投入运行；熔盐储能同样适用于代替燃煤燃气锅炉提供清洁工业蒸汽，在绍兴的熔盐储能热电联产示范项目 也投入运行。熔盐储能具有技术成熟、系统安全可靠、投资小、占地小的优势，在储能市场正得到快速推广，成为十 四五期间最热门的储能方式。
1.储能方式及介绍
① 电化学储能：最为常见的储能方式，主要是电池储能为主，目前国内新建的储能系统有70%是电化学储能，主要为 三元锂电池和磷酸锂铁电池为主，钒电池也具有较大的推广前景，目前国内有多个示范项目，大连液流电池储能调峰 电站一期工程以并网运行。
传热介质：水与油哪个更好？
传热介质：水与油哪个更好？传热介质：水与油哪个更好？为了加热或冷却模具中的树脂，加工商通常用水作为低于212℃时的传热介质，用油作为高于212℃时的传热介质。
实际上，由于水在高压下的沸点高于212℃，因此可适用于更高温度的场合。
一般情况下，在决定是使用油还是使用水作为传热介质时，温度是所要考虑的唯一条件，而很少考虑甚至不考虑传热流体的实际特性。
典型的一段和二段微处理器调节的温度控制单元，可以控制最高达320℃的水温实际上，更重要的是需要确定水和油两者中哪一种的传热效果更好。
一般是通过量化热容来比评水与油的传热能力。
热容等于需要加热的产品的质量乘以流体的比热，再乘以加热过程中的温差。
通过对比发现，水传导的热量是同量油传导热量的2倍。
通常情况下，传热效率要求流体可以轻松地流过系统。
由于水的密度大约是8.3磅/加仑，而油的密度是7.25磅/加仑，因此，这就意味着每泵送1加仑的油可以多泵送1.05加仑的水，表示水的传热性能更优异。
此外，泵送低粘度的水和高粘度的油所需要的泵功率也是不同的。
水的沸点(温度)与压力的关系其实，水与油最重要的区别是二者的热传导率不同。
在每平方英尺的传热表面上，水传导的热量是油的4.7倍，也就是说，水比同量的`油传导的热量多得多。
尽管水可以在更高的温度下使用，但是机械的设计实际上限定了高温下水的应用。
与油相比，当以水作为传热介质时，以320℃作为水的适用温度上限是比较合适的。
为了防止水沸腾，热水系统需要在加压的条件下使用。
这是因为，虽然与注塑机的操作压力相比，这个压力较低，但是，如果不采取一定的措施，则可能会造成危险。
当热水系统被加压以后，如果高温高压水发生泄漏，一旦与空气接触，就会转化为蒸汽。
此时所产生的汽化热，也就是水从液态转化为汽态时所需的热量大约是970 Btu/lb，这部分热量在由水转化成蒸汽的过程中损失掉了，从而温度会迅速降低。
正因如此，当设计水系统时，不管是容器还是软管，都必须考虑高压。
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我国北方广大城镇地区采暖季采用分散燃煤小锅炉、小火炉采暖，造成严重的冬季空气污染，另一方面，这些地区的可再生能源却由于消纳不足，面临着严重的“弃风弃光问题”，因此利用可再生能源开展北方地区电储热供暖具有重要的意义。
北方地区能否顺利推广电储热供暖项目，电采暖项目能否被供热市场接受，最关键的问题就是电储热采暖项目的经济性，本文从电储热供暖项目的投资成本，运行费用入手，针对当前的电价政策，供热价格，分析电储热供暖项目的经济可行性和存在的问题，并给出促进电储热供暖发展的建议。
2、电储热技术
电储热供暖项目是利用电网中的过剩可再生能源，或低谷电价时的电能，通过电加热设备，将电能转化为热能，存储在储热设备中，当需要对外供热时，将存储的热能通过换热器释放，转化为热风、热水、蒸汽等形式对外输出，可满足民用供暖需求，也能够满足工业用热，如下图1所示。
图：电储热供暖项目示意图
根据储热设备的载热材料不同，储热技术主要可分为水储热，固体储热和熔盐储热。
(1)水储热技术就是将热能以热水的形式存储起来，根据存储热水的温度和压力，水储热又可分为常压储热和承压储热;常压储热的温度利用范围一般在35℃~85℃，特点是储热设备投资成本低，无需换热设备，适用于对供热温度要求不高的民用采暖领域，缺点是储能密度小，占地面积大;承压水储热的温度一般在120℃~150℃，优点是储能密度提高，可对外提供蒸汽供热，主要问题是需要承压容器，存在一定安全风险，设备成本较高。
下图2是丹麦Avedøre热电厂用于满足地区供热的热水储能罐，容积为2x24,000m3，储热温度为120℃，热
水压力10bar。
图：丹麦Avedøre热电厂的承压热水储能罐
(2)固体储热一般采用金属氧化物作为储热介质，如高密度铁镁金属氧化物材料，储热温度最高可达800℃，利用空气作为换热介质，由变频风扇驱动空气进行热量循环和交换，固体储热示意图如图3所示。
固体储热温度高，储能密度较大，对外输出热能的形式多样，既可以提供最高温度400℃的热风，也能够提供300℃以下的热油，还可以提供高温蒸汽和热水，因此能够满足工业和民用多个领域的用热需求。
图：固体储热装置
(3)熔盐储热系统，将电能转化为高温熔融态无机盐类的显式热能，也就是通过电加热器将廉价电能转化为热能，使熔盐温度升高，存储在高温熔盐罐中;当需要对外供给热能时，高温熔盐在换热器内释放存储的热量，温度降低后的熔盐存入低温熔盐罐，如图4所示。
熔盐储热的储热介质和传热介质一般为硝酸盐混合物，如太阳光热发电中常用的“太阳盐”，硝酸钠和硝酸钾混合物，或者其他低熔点盐类，具有无蒸发压力，腐蚀性小，比热容大，热化学稳定性好的优点。
熔盐储热具有工作温度范围宽，储能密度大，能够产生高温高压蒸汽的优点，适用于火电厂灵活性改造的热能存储，工业园区热能综合利用，工业用热和大规模民用集中供暖等领域。
图：双罐式熔盐储热设备
水储热、固体储热和熔盐储热这3种储热技术的特点和应用领域可列表1如下所示：
表：各种储热技术特点对比表
3、电储热采暖项目投资分析
一般来说，供暖项目的投资成本取决于采暖建筑的供暖能耗水
平，越节能的建筑需要供暖能耗越少，相应配置的供热容量越小，供暖项目的投资成本和运营费用越低。
以北京地区供热面积为50000m2的住宅建筑冬季采暖设计为例，按照国家“民用建筑能耗标准
(GB/T51161-2016)”的采暖指标约束值和引导值，分别估算固体储热电供暖项目的投资成本和经营成本。
3.1投资成本估算
按照“严寒和寒冷地区居住建筑节能设计标准(JGJ26-2010)”和“民用建筑节能设计标准(JGJ26-95)”确定的采暖技术参数作为采暖设计热指标的引导值和约束值，如下表2所示，循环水泵的耗电输热比忽略不计。
表：采暖设计热指标的约束值和引导值对比表
根据上述公式，按照8小时电储热，24小时供热，分别计算采暖设计热负荷指标约束值和引导值下的电储热供暖项目的设备供热负荷和储热容量等参数用于计算供热设备投资。
除了电储热设备及其安装工程外，供暖项目的投资费用还包括水循环系统，电气设备和控制系统等设备的采购和安装，另外，还需要建设管理费用和设计费用等，供热项目工程总投资按照单位千瓦投资800元/KW估算，如下表3所示。
表：采暖设计热指标约束值和引导值下的工程参数表
3.2经营成本估算
电储热供暖项目的经营成本主要包括供热购电成本，用水费用，设备修理费，职工薪酬和其他费用。
(1)购电成本
供热项目的电费支出是项目经营成本的主要内容，由于项目的运行方式为谷电时段存储热能，平电和峰电时段输出热能，因此具有移峰填谷，不增加供电容量，运行费用低的优势。
水循环系统的水泵电能消耗暂时忽略不计。
这里根据国家“民用建筑能耗标准(GB/T51161-2016)”的采暖耗热量指标的约束值和引导值进行电量消耗估算。
根据上述公式，分别计算采暖耗热量指标约束值和引导值下的电储热项目的耗电量，结果如下表4所示。
图：采暖设计热指标约束值和引导值下的耗电量对比表
(2)用水费用
参考其他供热项目的用水费用情况，估算本供热项目水费支出1.5万元。
(3)设备维修费
参照项目固定资产原值的1%进行估算。
(4)职工薪酬
项目定员2人，年工资4.8万元，福利费、劳保统筹、住房基金等合计为年工资总额的70%计算，职工薪酬支出为16.32万元。
4、经济评价
电储热供暖项目的经济评价计算期为20年，项目当年建成投产，当年投入运营，其中工程建设期为0.5年，生产经营期为20年。
项目资金全部为自有资金，暂不考虑银行贷款。
供热项目收入按照北京地区的一般民用供暖价格24元/m2计取，年供热收入为120万元。
电价方面，按照北京地区民用低谷电价格0.3元/KWh进行供热电费测算。
供热项目补贴方面，按照北京地区《2017年农村地区冬季清洁取暖工作实施方案》，北京市区两级财政对供热项目按照设备购置费用的2/3进行补贴。
税金方面，所得税按照利润总额的25%计取;增值税免征。
供热项目的固定资产折旧期20年，残值率5%，综合折旧率则为4.75%，项目总成本费用见下表5。
图：采暖设计热指标约束值和引导值下的总成本费用对比表从上表可以看出：
(1)在电价为0.3元/KWh的条件下，当供热项目热负荷设计采用采暖热指标约束值时，供热能耗较大，耗电量较多，购电成本较重，造成项目经营成本支出高于供热收入，入不敷出，项目不具备经济可行性。
(2)在电价同样为0.3元/KWh的条件下，当供热项目热负荷设计采用采暖热指标引导值时，供热能耗大幅降低，电能消费大幅减小，电费支出减少，经过计算，项目补贴后的税后项目投资内部收益率IRR 为9.04%，以基准收益率8%计算项目税后净现值NPV为16.25万元，该项目具备经济可行性。
以上分析可以得出建筑保温能耗状况对供热项目的经济性有很大影响，建筑保温能耗越小，电储热供暖项目的经济性越好。
5、结论与建议
北方地区采用电储热供暖方式一方面可以减少分散式燃煤低效供暖，减少空气污染，另一方面可以利用电储热优势，大幅提高可再生能源的就地消纳水平，有利于减少“弃风弃光”。
但与此同时，还需要注意，与燃煤供暖相比，采用电储热供暖还存在一次投资相对较大的问题;另外，在当前电价体制下，电储热供暖项目的经营成本过大，不利于电储热供暖项目的市场化推广。
当前，国家能源局正在编制《北方地区冬季清洁取暖规划(2017-2020年)》，规划将配套制定资金支持、价格机制、电力直接交易、能源供应保障、体制机制改革等多方面的支持保障措施推进北方地区清洁供暖。
为此，结合本文的电储热项目的经济性分析结论，提出如下建议：
(1)政府财政对电储热供暖项目进行投资补贴，以降低项目投资成本，减少供热项目运营压力。
(2)对拟开展电储热供暖改造的住宅建筑进行供暖节能改造，降低建筑物供暖能耗，减小电能消耗和电费支出，提高供热项目的经济可行性。
(3)供热项目的经济性很大程度上取决于电价，因此，建议制定优惠的供暖电价政策，或者利用市场手段，结合可再生能源消纳，降低供热电价，保障供热项目具有良好的经济性和市场潜力。
(4)供热项目的能耗管理水平也非常重要，建议积极利用技术创新，采用信息化技术，开展供热能耗精细化管理，不断降低供热能耗水平，增加电储热供暖项目的市场竞争力。