【中玻網】2014上半年分布式推廣不利的核心原因在于商業模式不成熟和項目運營收益率存在不確定性，風險來自三方面：發電量波動（氣候和電站質量導致）；自發自用比例不確定（較端情況為業主無法長期用電或其他因素導致的自用比例大幅下滑）；并網和電費收取風險。這些因素導致銀行貸款對分布式項目謹慎，多數企業持觀望態度。一季度多數省份分布式新增備案規模占配額比規劃不足5%，甚至部分省市未有新增備案項目。我們認為，三季度分布式政策加碼和配套措施出臺將促使分布式市場一觸即發，三季度逐漸上量，四季度爆發式增長。  

    保險的介入將是改變銀行對分布式態度的關鍵。2014年6月初，安邦財產保險向保監會提交了一份光伏行業新險種的備案文件，涉及光伏電站發電量的險種，英大泰和、怡和立信也在進行嘗試。健全的保險體制能降低運營商的風險，打消銀行的部分顧慮，是光伏電站實現資產經濟權益憑證化的重要基礎。  

    以航禹太陽能購買的140kw分布式項目保單為例：保單期限為12個月，承包范圍包括物質損失險和額外費用保險。物質損失險即對整個光伏發電系統損失、丟失和遭到破壞的保險，額外費用險則是發電量保險。保險的基礎是，以有電力資質的設計院出具的科研報告為基礎參照，該項目評估的年發電量為17萬kwh。保單中對額外費用保險的賠償方式為：如果年發電量沒有達到報告評估機構評估的年預計發電數的90%，保險人負責賠償額外費用，按照每千瓦每天賠償3元（4月1日到9月30日）和5元（10月1日至3月31日）計算，賠償限額為7萬3千元。保費為物質損失部分1700元，額外費用保險555元。該保險由鼎和保險投保。  

    引入保險增加的成本較低。綜合考慮自發自用和余電上網的收益，分布式每度電實現1.12元收入，按17萬度電的預期發電量，合計年收入19萬元電費。555元的發電量保險僅增加0.29%的運維費用，即使考慮物質損失險，增加1.1%的運維費用，對IRR影響有限。  

    發電量保險兜底電站收益。按預期的19萬元年電費收入，除非遇到較端情況，90%的發電量保險和7.3萬元的賠償限額能兜底17.1萬元的電費收入。假設電站運營凈利率30%，預期5.7萬元凈利潤和13.3萬元成本（包括財務費用、折舊和運維費用），加入保險后，成本提升到13.5萬元，60%-90%的實際發電量能實現保底3.6萬元凈利潤，鎖定預期利潤的63%。  

    自發自用比例對電站運營IRR影響很大。自發自用每度電收益1.18元（0.85*90%+0.42），余電上網收益僅0.82元（0.40+0.42），高標準、80%和0%的自發自用比例對應的加杠桿IRR分別為19%、15%和5%。相比地面電站直接按標桿電價賣電的簡單模式，分布式的業主用電存在波動性，而且是否能長期經營也存在不確定性，使項目難有明晰的預期IRR。  

    余電上網執行標桿電價可兜底分布式的收益。根據Solarzoom報道，達到一定要求（35千伏以內并網、有效利用灘涂和魚塘的項目）的分布式項目有望享有地面電站的標桿電價，目前新政已在能源局內部達成一致意見，并在發改委、財政部會簽。如果余電上網執行1元標桿電價，自發自用比例對項目IRR的沖擊會顯著降低。  

    清理自發自用比例風險的較佳方式是就近轉售電。如果能順利實現就近轉售電，樂觀情況下，自發自用比例可以接近高標準。《關于分布式光伏發電項目管理暫行辦法的通知》允許開發區內的分布式轉售電，由于該政策會影響電網的利益，具體執行效果有待觀察。另外，如果就近售電能擴大至開發區以外的項目，能顯著提升分布式整體預期收益率。  

    分布式運營商需要考慮業主搬遷或其他因素導致的無法長期用電的較端情況，降低風險的辦法是“就近售電+擇優選擇屋頂業主”，較悲觀情況下需要搬遷電站，大概增加0.2-0.3元/w的成本。因此，從政策制定和執行層面上，解決分布式項目收益率風險的關鍵是余電上網給予標桿電價，允許所有分布式項目就近售電并把政策執行到位。我們認為，前一個政策有望在2014年三季度推出，后一個政策意義更大，但涉及的利益博弈更多，需要在后續項目執行過程中再驗證。  

    電費難收增加運營商的壞賬和現金流風險。目前分布式運營商租賃屋頂有兩種模式：支付固定的屋頂租賃費，業主必須全部接納電站產生的電力；按當地工商業電價的8-9折銷售給業主，不額外支付租賃費。目前關于分布式結算方式的細則還未出臺，兩種模式都面臨企業拖欠電費的風險。