峰谷电价差进一步拉大，储能蓄热产业市场价值突显

　　随着发改委《关于进一步完善分时电价机制的通知》的出台，各地峰谷电价价差将进一步拉大，谷电价格将进一步下调，进而有望带来熔盐储能供热（低价谷电加热）方式的成本进一步降低。
　　基于此，本节深度分析与燃气、燃煤等供热方式相比，熔盐储能供热的经济性和未来前景。成本测算：我们将对熔盐储能供热、燃煤供热、燃气供热、电化学储能供热四种方式进行成本测算（即低压状态下每吨蒸汽对应的成本）和对比，核心假设条件如下：
　　1、熔盐储能供热： 以某项目（产业链调研得到，该项目蒸汽流量为75吨/小时，项目总投资约为2.3亿元）为例，核心指标和假设包括：①折旧期为20年；②全天供蒸汽时长18小时（即全天一半市场满负荷供蒸汽，一半时间半负荷供蒸汽），一年按照365天计算；③配置两个人进行日常维护，月工资按照0.5万元计算。测算可得，该项目全生命周期中，单吨蒸汽成本（一次性投资+人工）为23.58元。
　　2、燃煤和燃气供热： 参考《天然气供热的经济性分析_邵雪华》，在集中供热模式下，天然气和煤供热（供蒸汽）产生每吨蒸汽对应的成本（一次性投资+人工）为83.32元和122.72元。
　　3、燃煤、燃气、熔盐储能、电化学储能，供热运营成本：
　　上述1和2已经分别测算了燃煤/燃气/熔盐储能供热三种模式下，单吨蒸汽对应的除燃料外其它成本费用，本部分测算加上燃料成本后对应的运营成本，核心假设如下：①集中供热转换效率：燃煤、燃气、熔盐储能分别为90%、84%、95%；②每单位燃料市场价格：天然气、煤、熔盐储能分别为2.48元/ m³、0.76元/kg、0.28元/kwh；
　　③集中供热管网损失以14%计算；
　　④单吨自来水价格5元；
　　⑤单吨低压蒸汽热量约为2.5吉焦耳，约等于730kwh的用电量。
　　测算可得，燃煤、燃气、相变储热、电化学储能供热单吨蒸汽的运营成本分别为272.18元、279.29元、268.60元、445.3元可以看出，燃煤供热目前已经不占优势，其替代模式中，储能供热已较燃气供热表现出一定的经济性，电化学储能供热成本最高。
　　用低价谷电储能蓄热可以提高能量的利用价值。比如，传统的电力具有＂即发即用＂的特殊性，这就意味着过剩的＂低谷电＂有可能会变为＂弃能＂，造成能源的浪费。特别是现在大力发展的可再生能源发电具有间隙性，不能持续稳定的发电，导致无法大规模并入电网，也会造成大量＂弃风充光＂，从而造成能源的浪费。这些都需要储能蓄热来进行有效调节使用，避免能源的浪费。
　　如果利用弃风、弃光的电能以及＂低谷电＂来加热相变储热材料，从而把这些电能转变为热能存储起来，在用电高峰时再把这些热能利用起来，这样就可以通过供热系统来替代燃煤（或天然气）锅炉进行供暖了。这样既提高了电网的稳定性，又改善了大气环境，同时还可以缓解气荒，并且降低采暖成本。
　　天帅智能科技相变储能蓄热供暖技术充分利用低谷电、弃风、弃光电、火电厂高温蒸汽、太阳能、工业余热等清洁能源，不仅可以替代燃煤（或燃气）锅炉，减少污染物的排放，而且还可以作为应急热源，保障临时停热用户的生活热水需求，因此具有很好的经济、社会和生态效益。