國家能源局推動戶用光伏納入碳市場，成本與收益幾何

近日，國家能源局在答復(fù)政協(xié)提案時表示，將配合生態(tài)環(huán)境部等部門做好綠電交易、綠證交易與碳排放權(quán)交易之間的銜接，研究將戶用光伏納入碳排放權(quán)交易市場。

戶用光伏是光伏發(fā)電發(fā)展的重點方向，有專家表示，戶用光伏具有體量小、分散化的特點，推動戶用光伏納入碳排放權(quán)交易市場能帶來社會效益和經(jīng)濟效益，且能帶動光伏產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。

戶用光伏成本幾何?

戶用光伏具有就地就近開發(fā)建設(shè)、就地就近消納利用的優(yōu)點，是光伏發(fā)電發(fā)展的重點方向，既能夠有效利用建筑屋頂，解決光伏發(fā)電發(fā)展面臨的用地制約問題，助力碳達峰、碳中和目標，也能夠充分調(diào)動個人積極性，助力鄉(xiāng)村振興。

今年5月，國務(wù)院辦公廳轉(zhuǎn)發(fā)國家發(fā)展改革委、國家能源局《關(guān)于促進新時代新能源高質(zhì)量發(fā)展的實施方案》(以下簡稱《實施方案》)，明確提出鼓勵地方政府加大力度支持農(nóng)民利用自有建筑屋頂建設(shè)戶用光伏，完善光伏建筑一體化應(yīng)用技術(shù)體系，壯大光伏電力生產(chǎn)型消費者群體。

根據(jù)國家能源局公布的數(shù)據(jù)，2022年上半年我國光伏新增裝機3087.8萬千瓦，截至2022年6月底，我國光伏累計并網(wǎng)容量33620.4萬千瓦。值得注意的是，上半年我國戶用光伏新增裝機891.4萬千瓦，在分布式裝機中占比45.35%。

戶用光伏的成本有多少?北京商報記者了解到，戶用光伏發(fā)電的成本包括設(shè)備成本、安裝成本和其他費用，有數(shù)據(jù)顯示，光伏發(fā)電的組件的核算均價一般為8-12元每瓦，以戶用光伏裝機量為5千瓦計算，成本大致在5萬元左右。

不過，多地政府都推出了戶用光伏補貼政策。以北京為例，2020年11月18日，北京市發(fā)改委下發(fā)《關(guān)于進一步支持光伏發(fā)電系統(tǒng)推廣應(yīng)用的通知》，其中提到，個人利用自有產(chǎn)權(quán)住宅建設(shè)的戶用光伏發(fā)電項目補貼標準為每千瓦時0.3元(含稅)。

浙江省平湖市則規(guī)定，對“農(nóng)光互補”光伏發(fā)電項目，實行三年發(fā)電量補助，每年按實際發(fā)電量給予0.2元/千瓦時電價補助。對居民戶用屋頂光伏發(fā)電項目實行一次性裝機補助，按裝機容量1元/瓦補助。

有專業(yè)人士表示，根據(jù)各地不同補貼情況，安裝一套10千瓦的戶用光伏電站，大致需要五年左右可以收回成本。

推動主動消費綠電

國家能源局在答復(fù)政協(xié)提案時介紹，關(guān)于戶用光伏電力納入綠電、綠證交易市場，目前國家能源局已推動建立了一整套規(guī)范、有效的綠證核發(fā)和交易體系，初步推動全社會形成了較好的主動消費綠電的共識。

此外，《實施方案》再次明確提出開展綠色電力交易試點，完善綠色電力證書制度，推廣綠色電力證書交易，支持新能源項目與用戶開展直接交易。“下一步，我們將會同有關(guān)方面完善綠電交易、綠證制度，積極研究戶用光伏納入綠電、綠證交易市場，進一步支持戶用光伏發(fā)展。”國家能源局相關(guān)負責人表示。

關(guān)于戶用光伏電力納入碳排放權(quán)交易市場，《實施方案》也明確提出“支持將符合條件的新能源項目溫室氣體核證減排量納入全國碳排放權(quán)交易市場進行配額清繳抵銷”。下一步，國家能源局將配合生態(tài)環(huán)境部等部門做好綠電交易、綠證交易與碳排放權(quán)交易之間的銜接，研究將戶用光伏納入碳排放權(quán)交易市場。

廈門大學(xué)中國能源政策研究院院長林伯強對北京商報記者表示，與集中式光伏相比，戶用光伏市場規(guī)模小、分散化、貼近用戶。“戶用光伏是將居民自用后有剩余的電進行交易，一般量比較小且比較分散，因此，答復(fù)體現(xiàn)出國家能源局正在謀求解決戶用光伏交易的問題。”

市場潛力巨大

國家能源局推動戶用光伏納入碳市場有哪些意義?林伯強指出，只有納入大市場，居民才有動力去修建光伏發(fā)電的裝備，獲得受益。不過由于前期投入比較高，城市適合安防光伏發(fā)電設(shè)備的屋頂比較少，戶用光伏的推廣應(yīng)用仍需進一步探索。

我國有1.8萬公里海岸線，海上風(fēng)電資源儲量豐富，經(jīng)過十余年發(fā)展，在裝機規(guī)模和技術(shù)創(chuàng)新等方面取得突出成績。在碳達峰、碳中和要求下，我國海上風(fēng)電被賦予新的發(fā)展使命，由近及遠、集群化開發(fā)、平價開發(fā)、綜合利用、示范引領(lǐng)、產(chǎn)業(yè)壯大等都將成為一段時期內(nèi)海上風(fēng)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重要特點，近海規(guī)模化和遠海示范化發(fā)展將進一步激發(fā)海上風(fēng)電市場潛力，大大拓展海上風(fēng)電開發(fā)范圍和規(guī)模。

此外，“十四五”期間，還要統(tǒng)籌推進水風(fēng)光綜合基地一體化開發(fā)。《規(guī)劃》提出，按照建設(shè)水風(fēng)光綜合基地為導(dǎo)向，統(tǒng)籌進行水風(fēng)光綜合開發(fā)前期工作，推進川滇黔桂、藏東南水風(fēng)光綜合基地開發(fā)建設(shè)。我國西南地區(qū)水電資源豐富，已開發(fā)和規(guī)劃裝機規(guī)模大，水電調(diào)節(jié)能力強，外送通道多，主要流域周邊地區(qū)風(fēng)光資源豐富，開發(fā)潛力較大，且水電與風(fēng)電光伏的季節(jié)性互補作用強，能夠較好平抑水電豐枯差，具備較好的基礎(chǔ)發(fā)展條件。“十四五”期間，可再生能源發(fā)展重點之一就是高質(zhì)量融合發(fā)展，依托已建和在建水電基地，利用梯級水電站形成的儲能和靈活調(diào)節(jié)能力，在流域周邊規(guī)劃建設(shè)合理規(guī)模的風(fēng)電光伏電站，可實現(xiàn)水風(fēng)光一體化開發(fā)，打造綜合能源基地，支撐風(fēng)電光伏大規(guī)模發(fā)展。

三、切實保障大型風(fēng)電光伏基地高效利用

為推進可再生能源的大規(guī)模開發(fā)，需要在更大范圍內(nèi)統(tǒng)籌做好大型風(fēng)電光伏基地消納保障。《規(guī)劃》提出，依托已建跨省區(qū)輸電通道和火電“點對網(wǎng)”輸電通道，提升存量輸電通道輸電能力和新能源電量占比；依托“十四五”期間新增輸電通道，按照新能源電量占比不低于50%的要求，配套建設(shè)大型風(fēng)電光伏基地。

北京特億陽光新能源總裁祁海珅也對北京商報記者表示，戶用光伏的社會受眾群體很廣，遍布廣袤的農(nóng)村地區(qū)、城鄉(xiāng)接合部以及城市別墅群等，有利于“雙碳”目標的達成，具有良好的社會效益。

另一方面，綠電交易、碳排放碳交易對用戶來說具有經(jīng)濟效益。“一個10千瓦的戶用光伏發(fā)電站在碳減排交易上的收入在500元左右，在滿足用戶用電需求的同時能帶來不少的額外收入。”祁海珅說。

如果戶用光伏納入碳排放權(quán)交易市場，將帶來額外碳交易的收益，從經(jīng)濟性的角度看，一個行業(yè)整體收益高了之后，有利于吸引更多的資本進入賽道，刺激光伏產(chǎn)業(yè)的普及和發(fā)展。

新華國智研究院分析，近年來，國內(nèi)戶用光伏及分布式光伏累計裝機量延續(xù)快速發(fā)展態(tài)勢。此前，戶用光伏在2021年迎來大爆發(fā)。當年，全國新增光伏裝機5488萬千瓦，戶用光伏新增裝機2159萬千瓦，創(chuàng)歷史新高。戶用光伏巨大的市場潛力也吸引了行業(yè)頭部企業(yè)的入場。在大品牌的引領(lǐng)帶動下，戶用光伏的市場潛力進一步被挖掘釋放。

目前，一些地方碳市場已采用碳普惠的交易模式，探索獲取減排收益。2021年7月，浙江樂清開始試點浙江省首個地方碳普惠市場建設(shè)。樂清分布式光伏碳資產(chǎn)聚合試點，由國網(wǎng)樂清市供電公司組織整合分散的戶用光伏電站，形成規(guī)模效應(yīng)，加快推進戶用光伏納入綠電、綠證、碳排放權(quán)交易三類市場。在這種模式下，用戶提交相關(guān)資料報審、進行平臺核證，符合條件后即可進場交易。

戶用光伏收益多少？

前不久，國家能源局在《戶用光伏建設(shè)運行指南（2022年版）》中還就戶用光伏的盈利水平給出參考數(shù)據(jù)。

文中以江蘇省某20kW全額上網(wǎng)電站為例，該電站采用光伏貸模式為銀行15年期貸款利率5%，還款方式等額本息，貸款單價3.5元/W，總貸款金額7萬元，其平均每年發(fā)電收益為9775元，扣除每年等額本息6600元及運維費用1200元后，在貸款周期15年內(nèi)每年盈余約1900元，在25年電站周期內(nèi)其總收益足有114300元。

具體投資和電站收益根據(jù)建設(shè)模式不同而有所差異，以江蘇省某20kW電站，年發(fā)電1250小時計算，每年發(fā)電量為25000度，收益舉例如下。

我國戶用光伏的平均年發(fā)電利用小時數(shù)在1000-1500小時不等。

具體投資和電站收益根據(jù)建設(shè)模式不同而有所差異，以江蘇省某20kW電站，年發(fā)電1250小時計算，每年發(fā)電量為25000度，收益舉例如下。

1、全款購模式（用戶自投）電站

有兩種獲得收入的方式：

（1）光伏所發(fā)電量全部賣給電網(wǎng)（全額上網(wǎng)模式），獲得賣電收益：一年總收益為9775元=上網(wǎng)電價0.391元/度×全額上網(wǎng)電量25000度。

（2）光伏所發(fā)電量優(yōu)先自用，用不完的再賣給電網(wǎng)（自發(fā)自用，余電上網(wǎng)模式），此時收入為省下來的電費和賣電收益兩部分，因用電價格高于上網(wǎng)電價，因此該模式下總收益會高于全額上網(wǎng)模式：

假設(shè)用戶每年光伏發(fā)電自用電量600度，其他電量全額上網(wǎng)，則一年總收益為9840元=用電價格0.5元/度×自用電量600度+上網(wǎng)電價0.391元/度×上網(wǎng)電量（25000度－600度）。

2. 合作開發(fā)模式，用戶不需出資，提供其屋頂，享有固定收益：按20kW電站安裝40塊500W組件計算，每塊組件每年享受50元收益，則客戶年收入為2000元。

3. 光伏貸/融資租賃模式，用戶通過融資購買設(shè)備，發(fā)電收益優(yōu)先償還貸款/租金及支付每年的電站運維費用，盈余部分則為用戶收益。

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