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常聽說光伏發電貴，從來沒仔細算過，到底有多貴？投資光伏電站賺錢么？成本是多少？收益又有多少？光伏電站值得做么？如何保證收益？相信這些都是最最普通的使用者最關心的問題。
咱們就仔細算一算，筆者咨詢了目前的設備及施工等費用，以江蘇鹽城一個小型電站為例，計算了光伏發電的成本、收入，由此得出以上問題的答案。
一、發電數據實例
以江蘇鹽城的一個5.67KW的小型光伏電站為例，我們來計算一下到底值不值得建設光伏電站。
考慮日照因素，江蘇鹽城為東部沿海地區，介于Ⅲ類至Ⅳ類光照地區之間， 取中間值全年2100小時日照時間，處于中等偏下水平，地理位置及光照水平更具有參照性，中國太陽能總輻射圖——光伏項目必備。
收入
筆者安裝了該電站監控軟件手機終端，根據網絡實時監控數據顯示：到目前為止該系統已安裝并正常使用了11.5個月（約350天），裝機量5.67千瓦，累計發電7980度。
經過計算，該系統平均每天發電量為22.8度，光伏組件產品平均25年壽命，25年總的衰減率約20%，經過計算，該光伏發電系統25年的總發電量為166440度（日發電22.8度×365天×25年×組件衰減后剩余80%）。
如果是最普通的居民用電，目前江蘇省不滿1千伏居民用電價為0.5283元/度，不計電價上漲，發出的電全部自用，即如果這是個離網光伏電站的話，25年發電量按現行電價總價值87930元。
成本
我們暫且按自己出資建了這個小型光伏發電站，不向銀行借貸，按目前大型光伏電站費用，以多晶硅組件為例，包括設備、運輸、安裝等費用是每千瓦約為11000元，再加上25年期間更換老化損壞設備費用（除組件壽命25年，其余配套設施達不到這個壽命），這個小型電站因各種因素，總投入約86000元。
25年總發電量是166440度，發電成本約為0.5167元/度，這個價格逼近當地居民目前的用電價0.5283元/度，這么看來使用者不會有建設的意愿。
收益
從成本和收入的對比來看，江蘇鹽城這個電站如果簡單的自發自用的話，25年里總投入86000元，排除用電價上漲因素總收入87930元，明顯幾乎無利可圖！
畢竟這是一項一次性投資不菲的項目，回收期又相當漫長，如果利潤過低甚至沒有利潤，何談普及？ 發展光伏的必要性不用在此贅述了，在此單從投資者角度出發，僅以投資收益為目的。
二、如何保證收益？
既然自用差別不大，若能把發出的電量賣給電網，會不會解決收益問題？
先看看賣給電網多少錢一度有投資意愿吧，銀行存款最為穩健，作為最基礎的投資回報方式。
筆者查詢了銀行存款方式，最高利率為五年期整存整取（國家規定一次最多存五年），以過去十年銀行五年期整存整取平均利率4.8765%為基準（現行利率為4.75%），這86000元如果存進銀行的話，25年后可以得到多少錢？
每一次存五年，25年存取五次，得出的總和是25年后本息共256027元，這個數額是本金的2.977倍（本息總額256027元÷本金86000元）。
也就是說：25年后電站收入要大于等于電站成本的2.977倍，意味著每度電的售價要是成本的2.977倍或以上。
前面計算這個建在江蘇的電站發電成本為0.5167元/度，如果這個電站可以并網收購，電網回購電價至少要達到約1.54元/度（0.5167元/度×2.977倍），才剛剛達到現行銀行利息標準，對于投資者來說也才有了吸引力。
如何使收益最大化？
試想一下，如果這個電站是建在光照最好的Ⅰ類光照地區的西部（年日照時間>3300小時），發電量最多，收益也最大，前面講過鹽城的年日照時間是2100小時。計算之后Ⅰ 類光照地區 25年發電量至少可達到261549度（166440度÷2100×3300），以相同規模電站投資同樣是86000元計算，成本是0.3288元/度，成本明顯降低了，電網回購電價只要達到約0.98元/度，就可以保證銀行存款的收益效果。
至此，光伏發電的成本就清楚了。其他地區想知道的話可以結合上面的光照輻射圖和選用設備的成本，按這個方法計算一下各自地區的發電成本。等到電網回購電價及國家相關補貼確定之后，大家可以看看是否達到了心里預期。
以上是筆者對小型分布式光伏電站的計算，之所以以小型電站為例，是因為其獨特的優勢：
1．可就近利用，自給自足，解決用電壓力，人人為節能減排做貢獻。
2．隨著電網電價的不斷提高及智能電網的普及，可以高峰電價時使用光伏發電，低峰電價時轉為使用電網，更為經濟實用。
3．維護成本極低等。
4．非常適合缺電少電的偏遠山區。
大型電站與小型分布式發電的區別：
來看看這些數據對于大型電站項目來說有沒有參照性。
1．大于10MW的電站符合條件的可申請金太陽補貼，雖然今后的補貼政策尚在制定之中；
2．大型電站多為投資性質，多選擇建在光照好的地區，這些地區日照條件好，同樣的時間里發電量更多；
3．大型電站批量采購，設備成本還有一定降低空間；
4．大型電站維護成本提高。
5．土地或屋頂租賃費用、銀行借貸利息等等等等。
綜合之后發現，如果未來補貼同等的話，大型電站成本遠遠高于小型分布式電站，也就是說分布式電站更有優勢。
總結完光伏電站的各類數據，也得出一個結論：光伏發電很不便宜，甚至有些奢侈！
建這么一個電站， 離網系統沒有多少吸引力，并網系統對于電網來說又是一筆不賺錢或者賠錢的買賣，關鍵的問題出現了，怎么解決呢？ 補貼！
三、補貼方式
來看看國家是如何補貼光伏應用的。
金太陽示范工程
我國自2009年7月起對光伏電站實行補貼，補貼方式就是金太陽示范工程。我們來看一下過去三年多的時間里財政部、科技部、國家能源局三部委聯合下發的補貼政策，從中總結一些規律：
1．2009年7月16日：要求單個電站裝機量不低于300千瓦，給予總投資的50%的補助，偏遠無電地區70%。
2．2010年9月21日：要求集中型電站不低于20兆瓦，給予電站總投資的50%的補助，偏遠無電地區70%；同時按照裝機量再給予補助，集中型4元/瓦，偏遠無電地區10元/瓦。
3．2011年6月26日：要求集中型電站不低于10兆瓦，建筑一體化型不低于300千瓦，取消之前按投資額補貼政策，改為按裝機量8元/瓦補助。
4．2012年1月28日：規模不低于10兆瓦，單個不低于2兆瓦，取消對建筑一體化電站的補貼，補貼降低到7元/瓦。
5．2012年4月28日：規模不低于10兆瓦，補貼降至5.5元/瓦。
6．2012年10月19日：規模不低于10兆瓦，新的財政補貼標準尚未公布。
綜合以上發現：目前對金太陽示范工程規模要求是在10兆瓦以上，曾經對建筑一體化300千瓦以上項目的補貼也在今年取消了。像5.67千瓦這樣的小項目根本無法申請金太陽補貼，那么像這樣類型的電站如何獲得國家補貼？又如何發展？有兩個問題需要解決。
一是并網問題
10月26日國家電網發布《關于做好分布式光伏發電并網服務工作的意見》：鼓勵小型光伏電站入網運行，凡是電能可以就近利用，入網電壓小于等于10千伏，裝機容量不超過6兆瓦的光伏電站都可以申請進入大電網，由國家電網公司提供全過程免費接入，該政策11月1日開始正式實行，安裝者可自行到當地電網公司營業廳申請辦理并網手續。這次國家電網反應如此迅速，可見國家對光伏的重視程度。
第一步的并網問題解決了，下一步就是確定回購電價以及政府補貼標準了。
二是補貼問題
安裝者會關心：到底賣給電網的電能達到多少錢一度？簽約期多久？能達到25年么？電網是否會履約？如果發的電賣不出去怎么辦？……這些都是他們的顧慮，直接影響光伏發電的使用安裝積極性。
一種補貼方式：金太陽示范工程式補貼方式
這種補貼方式也需要等待國家財政部門的相關政策，但也有一定的不合理性。
另一種補貼方式：電價補貼方式
即裝機入網與國家電網簽訂回購協議，補貼直接以電網回購電價形式兌現，電網和有關部門直接接口，這是最可行的，也是最無弊端的，國家并未公布入網電價是多少。
最能刺激光伏應用積極性的方式就是國家財政予以補貼，隨著光伏電站成本降低，逐步降低補貼，乃至最終取消補貼。
至此，關于光伏發電的成本、收益保證方法以及解決方法都有了答案，那就靜候佳音吧。
下面我們來看看我國的光伏行業現狀吧。
四、我國的光伏產業面臨的問題
外患 —— 接連“被雙反”
歐美先后對我國光伏企業發起雙反，美國將對中國產晶體硅光伏電池及組件征收18.32%至249.96%的反傾銷稅，以及14.78%至15.97%的反補貼稅。反補貼關稅從今年3月20日起征收，反傾銷關稅從今年5月17日起征收。
歐洲是我國光伏企業最大的貿易合作伙伴，也是全球光伏使用量最大的地區，緊隨美國之后，也對我國的光伏產品舉起雙反大旗，結果不容樂觀。大多數光伏企業約一半以上的市場在歐洲，應對反傾銷目前最可行的是在成本上有大的突破，現在的中國光伏企業岌岌可危，也被迫將市場重心轉移至國內或者其他新興市場，曾經創造無數財富神話的光伏，這一年來負面消息不斷涌入眼前，光伏再一次成為國內各大媒體報道的焦點，只是這一次光伏風光不再。
內憂 —— 產能嚴重過剩
創造無數財富神話的光伏吸引了眾多國內投資者紛紛涌入。單就組件類產品而言，到2011年底，全球實際產能60GW，2011年全球實際產量30GW；2011年中國的實際產能為40GW，中國實際產量21GW；2011年全球實際安裝量27.7GW，而中國實際安裝量僅為2.9GW。
從以上數據發現：中國的產能占全球的66.66%，實際產量占全球的70%， 產能利用率僅為52.5%。對比如此懸殊，很明顯，無論在這六個字前面加上什么修飾詞也無論怎么解釋，結論都是——產能嚴重過剩。
加之歐美雙反，應對歐美雙反除了轉移市場，目前也找不到更理想更直接的辦法，國內市場占有率極低， 中國2011年的實際安裝量僅占全球的10.47%，可見中國并不是世界主要光伏市場，卻是個生產大國，多余的產能如何陡然消耗的了？過剩的產能怎么辦？國家的政策能在多大程度上刺激市場應用等等？相信國家會陸續出臺一系列積極有效的應對方式。
單從企業來講，還有多大的發展空間
提高產品技術含量？
降低生產成本？
提高產品質量？
提升品牌知名度？
怎么做、哪個方法可行，各位企業運營高手都比我在行，不需要筆者多說。
筆者十分不希望中國光伏的發展要以犧牲眾多光伏企業的利益為代價，但是市場競爭就是優勝劣汰，想辦法提高企業的自身競爭力才是正解：價格、品質、品牌三者缺一不可，“打鐵還需自身硬" 這一句最為貼切。
前景
總結中國光伏面對的難題：供應環節產能過剩；國外市場環節出口受阻；國內市場短期內很難消化如此多的產能，那就必然會淘汰多余落后產能，一場生存之戰即將上演。
雖然光伏發電目前還有些“奢侈”，隨著成本的降低以及各項政策扶持效果的顯現，文章中所提到的問題都會隨之一一解決。 化石能源破壞環境，傳統能源不斷減少，除了光伏，至少目前還找不到更為環保更宜普及的替代能源，盡管光伏應用就是“靠天吃飯”，但光伏絕不是也不應該是政治家的“游戲”。
作者/ 孫文艷 世紀新能源網
歡迎討論 QQ:18263151 微博:ne21孫文艷 Mail:swy@ne21.com
版權所有: 世紀新能源網, 本稿件為世紀新能源網原創稿件，未經世紀新能源網書面許可任何媒體、網站或個人不得轉載、引用。違者世紀新能源網將依法追究責任。編輯部郵箱news@ne21.com; 電話86-431-89906510；89906520
咱們就仔細算一算，筆者咨詢了目前的設備及施工等費用，以江蘇鹽城一個小型電站為例，計算了光伏發電的成本、收入，由此得出以上問題的答案。
一、發電數據實例
以江蘇鹽城的一個5.67KW的小型光伏電站為例，我們來計算一下到底值不值得建設光伏電站。
考慮日照因素，江蘇鹽城為東部沿海地區，介于Ⅲ類至Ⅳ類光照地區之間， 取中間值全年2100小時日照時間，處于中等偏下水平，地理位置及光照水平更具有參照性，中國太陽能總輻射圖——光伏項目必備。
收入
筆者安裝了該電站監控軟件手機終端，根據網絡實時監控數據顯示：到目前為止該系統已安裝并正常使用了11.5個月（約350天），裝機量5.67千瓦，累計發電7980度。
經過計算，該系統平均每天發電量為22.8度，光伏組件產品平均25年壽命，25年總的衰減率約20%，經過計算，該光伏發電系統25年的總發電量為166440度（日發電22.8度×365天×25年×組件衰減后剩余80%）。
如果是最普通的居民用電，目前江蘇省不滿1千伏居民用電價為0.5283元/度，不計電價上漲，發出的電全部自用，即如果這是個離網光伏電站的話，25年發電量按現行電價總價值87930元。
成本
我們暫且按自己出資建了這個小型光伏發電站，不向銀行借貸，按目前大型光伏電站費用，以多晶硅組件為例，包括設備、運輸、安裝等費用是每千瓦約為11000元，再加上25年期間更換老化損壞設備費用（除組件壽命25年，其余配套設施達不到這個壽命），這個小型電站因各種因素，總投入約86000元。
25年總發電量是166440度，發電成本約為0.5167元/度，這個價格逼近當地居民目前的用電價0.5283元/度，這么看來使用者不會有建設的意愿。
收益
從成本和收入的對比來看，江蘇鹽城這個電站如果簡單的自發自用的話，25年里總投入86000元，排除用電價上漲因素總收入87930元，明顯幾乎無利可圖！
畢竟這是一項一次性投資不菲的項目，回收期又相當漫長，如果利潤過低甚至沒有利潤，何談普及？ 發展光伏的必要性不用在此贅述了，在此單從投資者角度出發，僅以投資收益為目的。
二、如何保證收益？
既然自用差別不大，若能把發出的電量賣給電網，會不會解決收益問題？
先看看賣給電網多少錢一度有投資意愿吧，銀行存款最為穩健，作為最基礎的投資回報方式。
筆者查詢了銀行存款方式，最高利率為五年期整存整取（國家規定一次最多存五年），以過去十年銀行五年期整存整取平均利率4.8765%為基準（現行利率為4.75%），這86000元如果存進銀行的話，25年后可以得到多少錢？
每一次存五年，25年存取五次，得出的總和是25年后本息共256027元，這個數額是本金的2.977倍（本息總額256027元÷本金86000元）。
也就是說：25年后電站收入要大于等于電站成本的2.977倍，意味著每度電的售價要是成本的2.977倍或以上。
前面計算這個建在江蘇的電站發電成本為0.5167元/度，如果這個電站可以并網收購，電網回購電價至少要達到約1.54元/度（0.5167元/度×2.977倍），才剛剛達到現行銀行利息標準，對于投資者來說也才有了吸引力。
如何使收益最大化？
試想一下，如果這個電站是建在光照最好的Ⅰ類光照地區的西部（年日照時間>3300小時），發電量最多，收益也最大，前面講過鹽城的年日照時間是2100小時。計算之后Ⅰ 類光照地區 25年發電量至少可達到261549度（166440度÷2100×3300），以相同規模電站投資同樣是86000元計算，成本是0.3288元/度，成本明顯降低了，電網回購電價只要達到約0.98元/度，就可以保證銀行存款的收益效果。
至此，光伏發電的成本就清楚了。其他地區想知道的話可以結合上面的光照輻射圖和選用設備的成本，按這個方法計算一下各自地區的發電成本。等到電網回購電價及國家相關補貼確定之后，大家可以看看是否達到了心里預期。
以上是筆者對小型分布式光伏電站的計算，之所以以小型電站為例，是因為其獨特的優勢：
1．可就近利用，自給自足，解決用電壓力，人人為節能減排做貢獻。
2．隨著電網電價的不斷提高及智能電網的普及，可以高峰電價時使用光伏發電，低峰電價時轉為使用電網，更為經濟實用。
3．維護成本極低等。
4．非常適合缺電少電的偏遠山區。
大型電站與小型分布式發電的區別：
來看看這些數據對于大型電站項目來說有沒有參照性。
1．大于10MW的電站符合條件的可申請金太陽補貼，雖然今后的補貼政策尚在制定之中；
2．大型電站多為投資性質，多選擇建在光照好的地區，這些地區日照條件好，同樣的時間里發電量更多；
3．大型電站批量采購，設備成本還有一定降低空間；
4．大型電站維護成本提高。
5．土地或屋頂租賃費用、銀行借貸利息等等等等。
綜合之后發現，如果未來補貼同等的話，大型電站成本遠遠高于小型分布式電站，也就是說分布式電站更有優勢。
總結完光伏電站的各類數據，也得出一個結論：光伏發電很不便宜，甚至有些奢侈！
建這么一個電站， 離網系統沒有多少吸引力，并網系統對于電網來說又是一筆不賺錢或者賠錢的買賣，關鍵的問題出現了，怎么解決呢？ 補貼！
三、補貼方式
來看看國家是如何補貼光伏應用的。
金太陽示范工程
我國自2009年7月起對光伏電站實行補貼，補貼方式就是金太陽示范工程。我們來看一下過去三年多的時間里財政部、科技部、國家能源局三部委聯合下發的補貼政策，從中總結一些規律：
1．2009年7月16日：要求單個電站裝機量不低于300千瓦，給予總投資的50%的補助，偏遠無電地區70%。
2．2010年9月21日：要求集中型電站不低于20兆瓦，給予電站總投資的50%的補助，偏遠無電地區70%；同時按照裝機量再給予補助，集中型4元/瓦，偏遠無電地區10元/瓦。
3．2011年6月26日：要求集中型電站不低于10兆瓦，建筑一體化型不低于300千瓦，取消之前按投資額補貼政策，改為按裝機量8元/瓦補助。
4．2012年1月28日：規模不低于10兆瓦，單個不低于2兆瓦，取消對建筑一體化電站的補貼，補貼降低到7元/瓦。
5．2012年4月28日：規模不低于10兆瓦，補貼降至5.5元/瓦。
6．2012年10月19日：規模不低于10兆瓦，新的財政補貼標準尚未公布。
綜合以上發現：目前對金太陽示范工程規模要求是在10兆瓦以上，曾經對建筑一體化300千瓦以上項目的補貼也在今年取消了。像5.67千瓦這樣的小項目根本無法申請金太陽補貼，那么像這樣類型的電站如何獲得國家補貼？又如何發展？有兩個問題需要解決。
一是并網問題
10月26日國家電網發布《關于做好分布式光伏發電并網服務工作的意見》：鼓勵小型光伏電站入網運行，凡是電能可以就近利用，入網電壓小于等于10千伏，裝機容量不超過6兆瓦的光伏電站都可以申請進入大電網，由國家電網公司提供全過程免費接入，該政策11月1日開始正式實行，安裝者可自行到當地電網公司營業廳申請辦理并網手續。這次國家電網反應如此迅速，可見國家對光伏的重視程度。
第一步的并網問題解決了，下一步就是確定回購電價以及政府補貼標準了。
二是補貼問題
安裝者會關心：到底賣給電網的電能達到多少錢一度？簽約期多久？能達到25年么？電網是否會履約？如果發的電賣不出去怎么辦？……這些都是他們的顧慮，直接影響光伏發電的使用安裝積極性。
一種補貼方式：金太陽示范工程式補貼方式
這種補貼方式也需要等待國家財政部門的相關政策，但也有一定的不合理性。
另一種補貼方式：電價補貼方式
即裝機入網與國家電網簽訂回購協議，補貼直接以電網回購電價形式兌現，電網和有關部門直接接口，這是最可行的，也是最無弊端的，國家并未公布入網電價是多少。
最能刺激光伏應用積極性的方式就是國家財政予以補貼，隨著光伏電站成本降低，逐步降低補貼，乃至最終取消補貼。
至此，關于光伏發電的成本、收益保證方法以及解決方法都有了答案，那就靜候佳音吧。
下面我們來看看我國的光伏行業現狀吧。
四、我國的光伏產業面臨的問題
外患 —— 接連“被雙反”
歐美先后對我國光伏企業發起雙反，美國將對中國產晶體硅光伏電池及組件征收18.32%至249.96%的反傾銷稅，以及14.78%至15.97%的反補貼稅。反補貼關稅從今年3月20日起征收，反傾銷關稅從今年5月17日起征收。
歐洲是我國光伏企業最大的貿易合作伙伴，也是全球光伏使用量最大的地區，緊隨美國之后，也對我國的光伏產品舉起雙反大旗，結果不容樂觀。大多數光伏企業約一半以上的市場在歐洲，應對反傾銷目前最可行的是在成本上有大的突破，現在的中國光伏企業岌岌可危，也被迫將市場重心轉移至國內或者其他新興市場，曾經創造無數財富神話的光伏，這一年來負面消息不斷涌入眼前，光伏再一次成為國內各大媒體報道的焦點，只是這一次光伏風光不再。
內憂 —— 產能嚴重過剩
創造無數財富神話的光伏吸引了眾多國內投資者紛紛涌入。單就組件類產品而言，到2011年底，全球實際產能60GW，2011年全球實際產量30GW；2011年中國的實際產能為40GW，中國實際產量21GW；2011年全球實際安裝量27.7GW，而中國實際安裝量僅為2.9GW。
從以上數據發現：中國的產能占全球的66.66%，實際產量占全球的70%， 產能利用率僅為52.5%。對比如此懸殊，很明顯，無論在這六個字前面加上什么修飾詞也無論怎么解釋，結論都是——產能嚴重過剩。
加之歐美雙反，應對歐美雙反除了轉移市場，目前也找不到更理想更直接的辦法，國內市場占有率極低， 中國2011年的實際安裝量僅占全球的10.47%，可見中國并不是世界主要光伏市場，卻是個生產大國，多余的產能如何陡然消耗的了？過剩的產能怎么辦？國家的政策能在多大程度上刺激市場應用等等？相信國家會陸續出臺一系列積極有效的應對方式。
單從企業來講，還有多大的發展空間
提高產品技術含量？
降低生產成本？
提高產品質量？
提升品牌知名度？
怎么做、哪個方法可行，各位企業運營高手都比我在行，不需要筆者多說。
筆者十分不希望中國光伏的發展要以犧牲眾多光伏企業的利益為代價，但是市場競爭就是優勝劣汰，想辦法提高企業的自身競爭力才是正解：價格、品質、品牌三者缺一不可，“打鐵還需自身硬" 這一句最為貼切。
前景
總結中國光伏面對的難題：供應環節產能過剩；國外市場環節出口受阻；國內市場短期內很難消化如此多的產能，那就必然會淘汰多余落后產能，一場生存之戰即將上演。
雖然光伏發電目前還有些“奢侈”，隨著成本的降低以及各項政策扶持效果的顯現，文章中所提到的問題都會隨之一一解決。 化石能源破壞環境，傳統能源不斷減少，除了光伏，至少目前還找不到更為環保更宜普及的替代能源，盡管光伏應用就是“靠天吃飯”，但光伏絕不是也不應該是政治家的“游戲”。
作者/ 孫文艷 世紀新能源網
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