户用光伏电站到底一年赚多少钱？仍需政策“暖风”吹拂

2019年户用分布式光伏补贴电价为0.18元/千瓦时，不再进行季度调整，而是按照年度调整，按此政策，户用光伏的每发一度电大概能收益多少钱?业主大概多长时间能收回成本?

首先，可以先看看2018年531至2019年12月31日光伏补贴政策情况，户用光伏电站的上网电价情况已经用加深的颜色标注出来了。

户用电站收益分析

根据最新的2019年光伏补贴政策：

1、2019年1月1日至6月30日之间并网的户用光伏项目，每月只有燃煤标杆电价，从7月开始可以拿到0.18元/kWh的国家补贴，补贴20年。

2、2019年6月30日至12月31日之间并网的户用光伏项目，光伏电站的收益组成(注：不考虑地方补贴的情况)

(1)全额上网模式收益：

户用电站总收益=户用光伏电站全电量X(0.18元/kWh+当地燃煤标杆电价)

(2)自发自用、余电上网模式收益(由三部分组成)：

①余电上网的卖电收益=余电上网电量X当地燃煤标杆电价

②自用电量节省的电费=不装光伏电站的电费-装光伏电站的电费

③户用光伏电站全电量的国家补贴=光伏电站全电量X0.18元/kWh

户用电站总收益=①+②+③

其中，用户用光伏电站全电量=自用电量+余电上网电量

举个例子会更容易理解:假设在江苏南京有一个8KW的户用光伏电站(年发电量预计为9000度)，平均每个月发电750度，电站投资4万元建设，其中江苏省的燃煤标杆电价为0.391元/kWh;

(1)选择全额上网模式：

电站总收益=户用光伏电站全发电量X(0.18元/kWh+当地燃煤标杆电价)=9000X(0.18+0.391)=5139元

(2)选择自发自用、余电上网模式

收益分析

(没时间的朋友，可以忽略计算过程 ，直接看结果)

江苏省实行居民阶梯电价：一档电量是230度，电度单价为0.5283元/度;二档是231-400度，即170度，电度单价在一档单价上加0.05元/度，即0.5783元/度;三档是401度用以上，电度单价在一档单价上加0.3元/度，即0.8283元/度。

举例一：

假设业主每月用电量是650度，没装光伏电站前，业主每月的电费：230*0.5283+(400-230)*0.5783+(650-400)*0.8283≈427元。

假如一个业主安装了一个8kW电站，平均每个月可以发电750度，业主光伏电站自发自用用电为300度，还有450度电以当地燃煤标杆电价(脱硫煤电价)卖给电网公司。

光伏电站的卖电收益=余电上网电量X当地燃煤标杆电价=450x0.391≈176元

业主还需要向电网买电电量：650-300=350度，需要向电网公司支付的电费为230x0.5283+(350-230)x0.5783≈191元。

同时，国家补贴=750x0.18=135元

同没有安装光伏时对比，每月节省电费427-191=236元，卖电收入176元，国家补贴收入135元，每月合计收入=节省电费+卖电收入+国家补贴=236+176+135=547元

每年合计收益 547x12=6564元

综上，成本回收年数=电站总投资/每年电站的总收益=40000/6564≈6年，电站的年投资回报率在16.4%左右。

举例二：

假设业主每月只用300度电，没装光伏电站前，业主每月的电费：230x0.5283+(300-230)x0.5783≈162元

假设业主安装了一个8kW的光伏电站，平均每个月可以发电750度。其中业主自发自用电量150度，剩下600度电以当地燃煤标杆电价(脱硫煤电价)卖给电网公司：

光伏电站的卖电收益=余电上网电量X当地燃煤标杆电价=600x0.391≈235元

业主还需要向电网买电电量：300-150=150度，需要向电网公司支付的电费为150x0.5283≈79元。

同时，国家补贴=750x0.18=135元

同没有安装光伏时对比，每月节省电费162-79=83元，卖电收入235元，国家补贴收入135元，每月合计收入=节省电费+卖电收入+国家补贴=83+235+135=453元

每年合计收益=12x453=5436元

综上，电站总投资/每年电站的总收益=40000/5436≈7.3年，电站的年投资回报率在13.6%左右。

(注：以上的计算不考虑电站发电量衰减及电价变动的情况)

由上面两个例子看出，全国大部分地方可以6年左右可以收回投资。

一些自用比例高的、居民电价高的业主，还有一些有地方补贴的省份，不到5年就可以收回成本。

9月的迪拜，海滩依然延续着夏日浪漫，而在南部沙漠，一座占地面积44平方公里，迄今为止全球规模最大的光伏光热太阳能发电项目打破了沉寂已久的大漠。这座由中国企业承建的950兆瓦光热光伏混合发电项目的首台槽式集热器，于迪拜时间9月19日组装成功。该项目建成后，每年不仅为迪拜32万多家住户提供清洁电力，还将减少160万吨的碳排放量。

该项目只是我国太阳能热发电产业异军突起的一个缩影。自2005年至今，我国光热发电产业从无到有，已经具备了相当的产能规模，规模效应逐渐显现，对产业的结构优化和成本的降低产生了积极的影响。

示范项目带动产业创新

光热发电作为稳定、可靠的优质电力，在能源转型、推进可再生能源高质量发展过程中，具有不可替代的作用。经过多年培育，我国光热产业链已逐步完善。

9月19日，中电建青海共和50兆瓦熔盐塔式光热发电项目、鲁能海西州多能互补集成优化国家示范工程50兆瓦光热发电项目也成功并网发电，为助推我国能源转型再添新样本。

作为有望替代煤电，为电网提供稳定、可靠电力的可再生能源，光热发电已成为多个国家重点支持发展的战略性新兴产业。

2016年，国家能源局启动首批20个光热发电示范项目，装机规模总量达1.35吉瓦，开启了我国光热发电的商业化进程，并带动了一批材料、设备制造以及电站建设企业的快速发展。

截至目前，首批示范项目共有4个项目建成投产，并网运行的光热发电项目累计装机量达到320兆瓦。预计今年年底前，我国有望再并网4个项目，新增装机250兆瓦左右。

“虽然我国光热发电起步较晚，但部分技术已经走在国际前列。”电力规划设计总院副院长孙锐告诉记者，通过首批示范项目，带动了相关企业自主创新，突破了多项核心技术，并形成了完整的产业链，目前设备国产化率超过90%。

“例如，塔式聚光集热系统在国际上也只有几家公司掌握该项技术，而首航节能和中控太阳能等龙头企业，通过自主研发掌握了关键技术。项目建成投运后，运行性能良好。另外，兰州大成通过自主研发掌握了熔盐菲涅尔式聚光集热技术，并率先开展了世界首个商业化电站建设;正在建设中的玉门鑫能项目也是全球第一个采用二次反射塔式聚光集热技术的商业电站。”孙锐告诉记者。

北京首航艾启威节能技术股份有限公司董事长黄文佳告诉记者：“经过多年技术积累，小试、中试、企业示范项目和国家首批示范项目建设，光热产业积累了许多设计、制造、安装、运维等方面的人才，培养了多家系统集成商，吸取了大量经验与教训，为下一批项目减少建设成本、提高效率提供借鉴和依据，将有力地提高光热发电的经济和社会价值。”

练好内功开拓海外市场

当前，光热发电产业在全球得到了广泛关注，智利、摩洛哥、沙特阿拉伯、阿联酋等多个新兴市场潜力不断释放。英国权威数据分析公司Global Data发布的行业分析报告指出，光热发电技术具备高效及储能等优势，且成本下降空间可期，市场发展前景光明。分析报告预计，到2030年，全球光热发电装机规模有望增长至22.4吉瓦。国际能源署(IEA)预测到2050年，全球电力供应中将有11%来自光热发电。

据了解，今年，全球约有10个商业化光热发电项目处于实质性开发阶段，总装机容量1460兆瓦，其中海外项目6个，总装机1210兆瓦。

近年来，跟随“一带一路”建设步伐，我国光热企业开始在南美、北非、中东、南欧等地站稳脚跟，持续扩大中国品牌影响力，逐渐从项目总包和投资方向项目主设备供应商、集成商方向发展。

2018年，上海电气集团股份有限公司在充分市场竞争的情况下，以世界最高标准赢得了迪拜700兆瓦光热发电项目的总承包机会。今年，我国企业参加总包的摩洛哥250兆瓦槽式NOOR2、150兆瓦塔式NOOR3光热电站相继投运，在海外市场建立起良好信誉。此外，希腊、智利、非洲等地的市场开拓也进入了新阶段。

浙江中控太阳能技术有限公司董事长金建祥表示：“示范项目所展现出的技术创新和工程能力，为中国企业走向海外奠定了良好基础，另外产业链发展带动了成本下降，也增强了中国企业在国际市场的竞争力。”

国际可再生能源署今年5月份发布的报告显示，2018年全球光热发电的度电成本为每千瓦时0.185美元，较2017年下降26%，较2010年下降了46%。报告强调，成本显著下降离不开中国市场在供应链以及项目开发方面的贡献。

“摩洛哥MASEN公司已与中国科学院商讨，在摩洛哥共同建立中国太阳能热发电技术产品的试验展示基地，为国产光热发电产品进入非洲做技术铺垫，首批项目合同正在洽谈中。”国家太阳能光热产业技术创新战略联盟理事长王志峰介绍说。

补贴退坡期待合理缓冲期

走向清洁低碳化是能源转型的大势所趋。与常规煤电机组相比，光热发电具有更宽的调节范围和调节速度，因此在众多可再生能源发电中，光热发电可靠且灵活，并具备储能作用，可显著提升电网接纳光伏、风电的能力，为电网提供安全保障。

孙锐分析说：“光热集发电和储能于一身，同一地点、同等容量的光热发电机组发电量是光伏的2.6倍，能够提供100%电力保障，可以显著减少高比例风电和光伏接入后电力系统对储能电站容量的需求，与光伏、风电形成互补。”

孙锐认为，随着我国大规模新能源机组占比不断提升，煤电占比持续降低，西部地区风电和光伏依赖煤电打捆外送模式将不可持续。以甘肃酒泉至湖南的±800千伏祁韶线为例，该输送通道已经建成投运，原规划设计外送电量的60%为煤电，配套煤电机组600万千瓦，其中新建400万千瓦。然而全国煤电机组出现过剩局面，能源主管部门暂停了200万千瓦煤电机组的建设。由于缺少调节电源，该通道的输电功率与设计值相差甚远，当地的风电、光伏电力送不出去，弃风、弃光现象严重。

“如果建设200万千瓦光热发电替代被暂停的煤电机组，外送的可再生能源电力比重将提升到80%以上，目前地方政府已开展了相关研究工作。”孙锐表示。

光热产业方兴未艾，如何破解发电成本高企难题，黄文佳和金建祥早已成竹在胸。“再经过两三轮示范项目的持续建设，光热发电有望实现调峰平价。”

孙锐分析说：“如果光热发电装机每年保持一定增长规模，使产业链逐渐发展壮大，保守估算，2030年光热发电成本将下降到0.7元/千瓦时以下。”

与此同时，多位业内人士也担心，我国光热产业尚处于示范发展阶段，如果补贴政策发生重大调整，不仅会使产业发展陷入停滞不前的窘境，还有可能让刚刚培育起来的产业夭折。而一旦失去国内的创新及产业链成本优势，中国企业在国际市场的竞争力将不复存在。

专家认为，补贴退坡是大势所趋，但应该是一个渐进的过程。“光热发电项目建设周期长，同时，我国西北部独特的气候环境导致有效工期不足8个月，因此首先要因地制宜、实事求是，给光热产业发展一个合理的缓冲期，以免造成大起大落。”王志峰坦言。