国家能源局推动户用光伏纳入碳市场，成本与收益几何

近日，国家能源局在答复政协提案时表示，将配合生态环境部等部门做好绿电交易、绿证交易与碳排放权交易之间的衔接，研究将户用光伏纳入碳排放权交易市场。

户用光伏是光伏发电发展的重点方向，有专家表示，户用光伏具有体量小、分散化的特点，推动户用光伏纳入碳排放权交易市场能带来社会效益和经济效益，且能带动光伏产业的发展。

户用光伏成本几何?

户用光伏具有就地就近开发建设、就地就近消纳利用的优点，是光伏发电发展的重点方向，既能够有效利用建筑屋顶，解决光伏发电发展面临的用地制约问题，助力碳达峰、碳中和目标，也能够充分调动个人积极性，助力乡村振兴。

今年5月，国务院办公厅转发国家发展改革委、国家能源局《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》(以下简称《实施方案》)，明确提出鼓励地方政府加大力度支持农民利用自有建筑屋顶建设户用光伏，完善光伏建筑一体化应用技术体系，壮大光伏电力生产型消费者群体。

根据国家能源局公布的数据，2022年上半年我国光伏新增装机3087.8万千瓦，截至2022年6月底，我国光伏累计并网容量33620.4万千瓦。值得注意的是，上半年我国户用光伏新增装机891.4万千瓦，在分布式装机中占比45.35%。

户用光伏的成本有多少?北京商报记者了解到，户用光伏发电的成本包括设备成本、安装成本和其他费用，有数据显示，光伏发电的组件的核算均价一般为8-12元每瓦，以户用光伏装机量为5千瓦计算，成本大致在5万元左右。

不过，多地政府都推出了户用光伏补贴政策。以北京为例，2020年11月18日，北京市发改委下发《关于进一步支持光伏发电系统推广应用的通知》，其中提到，个人利用自有产权住宅建设的户用光伏发电项目补贴标准为每千瓦时0.3元(含税)。

浙江省平湖市则规定，对“农光互补”光伏发电项目，实行三年发电量补助，每年按实际发电量给予0.2元/千瓦时电价补助。对居民户用屋顶光伏发电项目实行一次性装机补助，按装机容量1元/瓦补助。

有专业人士表示，根据各地不同补贴情况，安装一套10千瓦的户用光伏电站，大致需要五年左右可以收回成本。

推动主动消费绿电

国家能源局在答复政协提案时介绍，关于户用光伏电力纳入绿电、绿证交易市场，目前国家能源局已推动建立了一整套规范、有效的绿证核发和交易体系，初步推动全社会形成了较好的主动消费绿电的共识。

此外，《实施方案》再次明确提出开展绿色电力交易试点，完善绿色电力证书制度，推广绿色电力证书交易，支持新能源项目与用户开展直接交易。“下一步，我们将会同有关方面完善绿电交易、绿证制度，积极研究户用光伏纳入绿电、绿证交易市场，进一步支持户用光伏发展。”国家能源局相关负责人表示。

关于户用光伏电力纳入碳排放权交易市场，《实施方案》也明确提出“支持将符合条件的新能源项目温室气体核证减排量纳入全国碳排放权交易市场进行配额清缴抵销”。下一步，国家能源局将配合生态环境部等部门做好绿电交易、绿证交易与碳排放权交易之间的衔接，研究将户用光伏纳入碳排放权交易市场。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强对北京商报记者表示，与集中式光伏相比，户用光伏市场规模小、分散化、贴近用户。“户用光伏是将居民自用后有剩余的电进行交易，一般量比较小且比较分散，因此，答复体现出国家能源局正在谋求解决户用光伏交易的问题。”

市场潜力巨大

国家能源局推动户用光伏纳入碳市场有哪些意义?林伯强指出，只有纳入大市场，居民才有动力去修建光伏发电的装备，获得受益。不过由于前期投入比较高，城市适合安防光伏发电设备的屋顶比较少，户用光伏的推广应用仍需进一步探索。

我国有1.8万公里海岸线，海上风电资源储量丰富，经过十余年发展，在装机规模和技术创新等方面取得突出成绩。在碳达峰、碳中和要求下，我国海上风电被赋予新的发展使命，由近及远、集群化开发、平价开发、综合利用、示范引领、产业壮大等都将成为一段时期内海上风电产业发展的重要特点，近海规模化和远海示范化发展将进一步激发海上风电市场潜力，大大拓展海上风电开发范围和规模。

此外，“十四五”期间，还要统筹推进水风光综合基地一体化开发。《规划》提出，按照建设水风光综合基地为导向，统筹进行水风光综合开发前期工作，推进川滇黔桂、藏东南水风光综合基地开发建设。我国西南地区水电资源丰富，已开发和规划装机规模大，水电调节能力强，外送通道多，主要流域周边地区风光资源丰富，开发潜力较大，且水电与风电光伏的季节性互补作用强，能够较好平抑水电丰枯差，具备较好的基础发展条件。“十四五”期间，可再生能源发展重点之一就是高质量融合发展，依托已建和在建水电基地，利用梯级水电站形成的储能和灵活调节能力，在流域周边规划建设合理规模的风电光伏电站，可实现水风光一体化开发，打造综合能源基地，支撑风电光伏大规模发展。

三、切实保障大型风电光伏基地高效利用

为推进可再生能源的大规模开发，需要在更大范围内统筹做好大型风电光伏基地消纳保障。《规划》提出，依托已建跨省区输电通道和火电“点对网”输电通道，提升存量输电通道输电能力和新能源电量占比；依托“十四五”期间新增输电通道，按照新能源电量占比不低于50%的要求，配套建设大型风电光伏基地。

北京特亿阳光新能源总裁祁海珅也对北京商报记者表示，户用光伏的社会受众群体很广，遍布广袤的农村地区、城乡接合部以及城市别墅群等，有利于“双碳”目标的达成，具有良好的社会效益。

另一方面，绿电交易、碳排放碳交易对用户来说具有经济效益。“一个10千瓦的户用光伏发电站在碳减排交易上的收入在500元左右，在满足用户用电需求的同时能带来不少的额外收入。”祁海珅说。

如果户用光伏纳入碳排放权交易市场，将带来额外碳交易的收益，从经济性的角度看，一个行业整体收益高了之后，有利于吸引更多的资本进入赛道，刺激光伏产业的普及和发展。

新华国智研究院分析，近年来，国内户用光伏及分布式光伏累计装机量延续快速发展态势。此前，户用光伏在2021年迎来大爆发。当年，全国新增光伏装机5488万千瓦，户用光伏新增装机2159万千瓦，创历史新高。户用光伏巨大的市场潜力也吸引了行业头部企业的入场。在大品牌的引领带动下，户用光伏的市场潜力进一步被挖掘释放。

目前，一些地方碳市场已采用碳普惠的交易模式，探索获取减排收益。2021年7月，浙江乐清开始试点浙江省首个地方碳普惠市场建设。乐清分布式光伏碳资产聚合试点，由国网乐清市供电公司组织整合分散的户用光伏电站，形成规模效应，加快推进户用光伏纳入绿电、绿证、碳排放权交易三类市场。在这种模式下，用户提交相关资料报审、进行平台核证，符合条件后即可进场交易。

户用光伏收益多少？

前不久，国家能源局在《户用光伏建设运行指南（2022年版）》中还就户用光伏的盈利水平给出参考数据。

文中以江苏省某20kW全额上网电站为例，该电站采用光伏贷模式为银行15年期贷款利率5%，还款方式等额本息，贷款单价3.5元/W，总贷款金额7万元，其平均每年发电收益为9775元，扣除每年等额本息6600元及运维费用1200元后，在贷款周期15年内每年盈余约1900元，在25年电站周期内其总收益足有114300元。

具体投资和电站收益根据建设模式不同而有所差异，以江苏省某20kW电站，年发电1250小时计算，每年发电量为25000度，收益举例如下。

我国户用光伏的平均年发电利用小时数在1000-1500小时不等。

具体投资和电站收益根据建设模式不同而有所差异，以江苏省某20kW电站，年发电1250小时计算，每年发电量为25000度，收益举例如下。

1、全款购模式（用户自投）电站

有两种获得收入的方式：

（1）光伏所发电量全部卖给电网（全额上网模式），获得卖电收益：一年总收益为9775元=上网电价0.391元/度×全额上网电量25000度。

（2）光伏所发电量优先自用，用不完的再卖给电网（自发自用，余电上网模式），此时收入为省下来的电费和卖电收益两部分，因用电价格高于上网电价，因此该模式下总收益会高于全额上网模式：

假设用户每年光伏发电自用电量600度，其他电量全额上网，则一年总收益为9840元=用电价格0.5元/度×自用电量600度+上网电价0.391元/度×上网电量（25000度－600度）。

2. 合作开发模式，用户不需出资，提供其屋顶，享有固定收益：按20kW电站安装40块500W组件计算，每块组件每年享受50元收益，则客户年收入为2000元。

3. 光伏贷/融资租赁模式，用户通过融资购买设备，发电收益优先偿还贷款/租金及支付每年的电站运维费用，盈余部分则为用户收益。

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