國家補貼政策的落實使得分布式項目能夠獲取一定的收益，下面我們對分布式項目的收益率進行詳細測算，并希望從中找出影響分布式項目收益率的關鍵因素。

我們假設一個100kW容量的小型分布式項目，單位投資成本為8.5元/W，使用方電價為0.95元/度，全部自發自用，建設資金中20%為自有資金。

通過上述假設，我們測算項目的收益如下：

通過測算，我們可以看出，在全部自由資金的情況下，項目的內部收益率高于10%，如果貸款80%資金，內部收益率高達20%以上。分布式項目在工商業全部自發自用的情況下擁有較高的收益率。

我們在其他假設條件不變的情況下，測算發電利用小時數和貸款利率變化對內部收益率的影響。

我們發現發電利用小時數對項目的內部收益率影響彈性較大，每提高50小時，內部收益率提高1.5~2個百分點。

我國東部地區發電利用小時數略低于西部、北部，普遍在1000~1200小時之間。貸款利率一般在6%~8%之間，如果采取融資租賃等創新金融模式，融資成本可能會提高到8%以上。

分布式鼓勵自發自用，工商業用電價格較高地區在0.9~1.1元/度之間，度電收入相當于1.32~1.52元，而余電上網電價相當于燃煤機組標桿上網電價加度電補貼，度電收入約0.82~0.84元左右，因此分布式光伏項目自發自用比例的高低直接影響項目收益率，我們測算，自發自用比例提高10%將提高內部收益率1.5個百分點左右。

分布式項目期初建設為一次性投資，以后每年依靠電費收入以及補貼收入收回現金流，平均回收期在6~8年，因此分布式項目運營對資金周轉存在一定的壓力。我們按照最初的項目假設不變，第一年建設，運營20年，還款周期為10年，測算現金流回收情況如下：

通過以上分析，我們總結分布式光伏電站的收益具有以下幾點特征：

1）在保證發電利用小時數以及自發自用比例的條件下，全投資的分布式項目可以取得10%以上的內部收益率，對于企業投資具有較強的吸引力。

2）利用小時數和自發自用比例對項目收益率影響較大，因此光照資源以及用戶用電的持續性和穩定性尤為重要。

3）初期投資較大，現金流需要6~8年才可以回收，對企業現金占用形成了一定的壓力。

（三）積極探索商業模式的多樣化

國家對分布式光伏補貼政策確定以后，分布式項目的盈利能力基本確定，在項目的實際建設中，企業開始自行探索商業模式。

我們認為分布式光伏電站業務最重要的在于兩端：收費和融資。不同的收費模式直接影響電站收益率、業務開展的速度等，而融資模式的創新主要為企業開拓電站業務提供保障。

收費模式方面，現階段分布式光伏企業采用的大體分為以下兩種：

1）EPC，即建造商建設完畢后出售給用戶或者運營商。此種模式現實中存在較大難度，用戶普遍認為分布式收益率存在較大的不確定性，對分布式光伏電站這種資產認可度不強，且初期投資較大，很少會直接購買分布式電站。

2）EMC，即采取合同能源管理的方式，建造商建設后與用戶共同運營光伏電站，對分布式電站收益進行分成。這種模式用戶方面比較容易接受，但分布式光伏建造商方面存在收益率不確定、回款不及時等風險。

分布式光伏項目針對的客戶可以分為三種：工業園區、單個工業用戶和居民用戶。

工業園區開發模式：集中式開發，由工業園區管委會協調管理屋頂資源，單體項目容量較大，管理難度較低，可以成立專門的電站運維管理公司負責園區內分布式光伏項目接入、收費、運營等公司，若下游用戶用電出現波動，可以盡快接入新用戶，保障項目收益率的穩定性。工業園區開發模式的典型案例為國家指定的18個示范園區項目，開發商一般為融資能力較強的中大型企業。

單個工業用戶開發模式：應用更為廣泛，單個項目規模較小，需要逐一與業主達成協議，適合中小型開發商采用。在目前的政策條件下，該模式存在一定的風險，如電費收取存在風險、用戶用電持續性存在不確定性、上網電量接納和協調存在不確定性等。

居民用戶：大多數采用B2C模式，我國居民電價過低導致分布式光伏項目收益率較低，現階段很難在居民用戶中推廣。上海市規定個人、學校等前五年在國家0.42元/度的補貼上享受地方補貼0.4元/度，居民分布式項目收益率有望達到10%以上，具有一定的吸引力，且上海別墅和高檔公寓銷售量占比達到12%左右，居于全國前列，我們預計我國居民分布式有望首先在上海推廣。

融資模式方面，我國現有的融資渠道較少，主要仍依靠國開行或者商業銀行貸款。其他可預見的融資創新包括資產證券化、互聯網金融、政府扶持基金等。

總體來說，銀行貸款是目前大多數企業融資最直接的方式，融資成本較低，但由于商業銀行對光伏電站資產認可度不高，因此多數仍依賴國開行貸款的扶持。

2014年我國分布式光伏裝機規劃8GW，意味著項目投資總額高達700億左右，按照30%的自有資金測算，需要銀行貸款近500億，在商業銀行沒有積極參與的情況下，需要其他的融資方式進行補充。

在政府和產業資本的扶持下，會出現一些專項基金，專項基金的出現有利于解決分布式電站投資啟動資金的問題，投資者相對專業，能夠識別光伏電站資產的優劣，能夠有效促進行業的健康持續發展。由于基金一般要求收益率較高，在一定程度上提高了光伏電站的融資成本。

我們認為資產證券化是未來光伏電站融資的主流趨勢，其優點主要有：

1、融資門檻低，融資產品需求廣。即使資信度不高的企業，只要有優良資產及其帶來的穩定現金流，就可以設計資產證券化產品，這類產品能夠滿足大多數厭惡風險但追逐高于存款利息的廣大投資人群體。

2、融資成本差異較大。如果資產資信評級較高，其融資成本接近甚至低于同期銀行貸款利率。但如果資產資信評級低，融資成本較高，有無法獲取融資的風險。

3、期限靈活、可以設計創新產品。融資期限根據證券化資產及其收益狀況、融資方意愿而定。可以為機構投資者提供了類固定收益類投資品種，并在基礎資產上進行產品創新，設計分級產品，滿足不同風險偏好的投資者需求。

對于基礎資產分布式光伏電站，由于其盈利能力的穩定性并未被廣泛認知，且資產大多帶有負債，因此在資產證券化設計產品的過程中會遇到一些困難。我們認為，需要1~2年后分布式光伏產生穩定的現金流后能夠證明自身的資產價值，電站資產的證券化有望大規模推廣。

互聯網金融以國內的“眾籌”為代表，聯合光伏2014年2月宣布與國電光伏、網信金融和國開行在深圳前海新區聯合開發兆瓦級分布式光伏電站項目，通過眾籌網融資1000萬元，每股10萬元，鎖定期2年，屆滿可獲得年化6%的預期收益率，投資者在招商新能源旗下的可再生能源研究所網站上可以交易。互聯網模式優點在于融資范圍廣，成本低，但由于法律方面的限制，目前無法大規模推廣。

（四）收費與融資兩端的問題亟待解決

我國的分布式光伏補貼方式為度電補貼，與臺灣的標桿電價上網、美國的ITC、加速折舊等補貼方式不同。德國已經實現平價上網，居民用電電價高于上網電價，因此自發自用比例提高能夠帶來項目收益率的提升，且分布式光伏資產在德國已得到資本市場認可，融資瓶頸并不明顯。美國的補貼方式更有利于用戶端的利益，因此推廣難度較小，另一方面，居民住宅多為獨棟，屋頂資源豐富，有利于分布式光伏的安裝推廣。臺灣的標桿電價上網不存在自發自用比例變化導致項目收益率變化的問題，有利于提高分布式光伏項目收益率的穩定性。

在金融創新領域，我國相關法律仍需完善，光伏資產證券化的模式尚未走通，因此融資模式的多樣化仍均在較大的差距，另一方面，我國融資成本與國外相比較高，在一定程度上阻礙了融資創新的發展。

我們認為，我國分布式光伏2014年上半年推進低于市場預期主要由于商業模式尚不明晰，融資存在瓶頸等，目前行業遇到的主要困難主要有：

1）項目收益率不確定的問題。分布式光伏發電分為自發自用和余電上網兩種，上文測算結果顯示，自發自用的比例變化導致了項目投資收益率存在較大的不確定性。

2）屋頂產權不明晰，多方利益協調存在問題。目前分布式光伏大多在工商業推廣，很多工商業屋頂產權不明晰，項目實施需要與工商業用戶、物業等多方利益進行協調。

3）用戶使用的持續性不確定。由于用戶大多對分布式光伏未來收益率穩定性持懷疑態度，建設方很難將分布式光伏項目直接出售給用戶，更多是采用收取電費的方式獲取收益，而用戶持續使用時間具有較大的不確定性，給項目的投資回收帶來風險。

4）收費模式存在一定的風險。目前我國分布式光伏發電沒有統一收取電費機構，而企業與企業之間的對接給收費帶來一定的風險。

5）融資受限。由于項目收益率無法得到保障，銀行等融資渠道難以大規模進入分布式光伏領域，行業遇到融資難的問題。

我們認為，以上問題需要通過相應的政策的調整和落實予以解決，比如：

1）可以將自發自用和余電上網電價統一，并設定最低的自發自用比例，從而使項目收益的確定性增大。

2）要求由電網公司或者建立統一的收費機構對分布式發電進行收費，解決企業回款不及時的風險。

3）建立第三方檢測機構，對分布式光伏項目進行認證，促進項目的轉讓，同時也為投資者提供依據，解決項目融資問題。

4）成立政府引導基金，為分布式光伏領域提供專項融資渠道。

5）積極進行資產證券化探索，分布式光伏項目未來現金流穩定，能夠成為優質的固定收益類產品，因此可以通過資產證券化為企業開辟低成本的融資途徑。

綜上所述，我們認為目前國內分布式推廣速度低于預期的主要原因并不在于補貼電價低，10%~15%的內部收益率具有一定的吸引力。推廣的主要問題可以概括為兩端：收費和融資，融資方面在一定程度上又依賴于收費模式，現有的市場環境尚未形成具備可復制性的商業模式。我們認為隨著分布式光伏政策的不斷細化和落實，下半年有望形成成熟的盈利模式，從而帶來行業的快速增長。