分布式光伏运营商商业模式大起底上半年分布式光伏推广不利的原因在于商业模式不成熟和项目运营收益率存在不确定性。 我们认为这些风险将通过保险、政策加码和商业模式探索得到解决。 三季度是分布式预期持续改善的阶段，分布式将逐渐上量，四季度有望迎来爆发式增长。随着分布式 IRR风险的解决，融资难题将迎刃而解，银行贷款也有望逐步放开。未来电站的金融属性越来越强，依托较高回报率和收益明确的特点，具备证券化的基础， 未来会激发各种商业模式和融资模式的创新，包括众筹、互联网金融、融资租赁、与信托/基金合作、境外低成本资金等。多地分布式光伏推进缓慢2014 上半年分布式推广不利的核心原因在于商业模式不成熟和项目运营收益率存在不确定性，风险来自三方面：发电量波动（气候和电站质量导致）；自发自用比例不确定（极端情况为业主无法长期用电或其他因素导致的自用比例大幅下滑）；并网和电费收取风险。这些因素导致银行贷款对分布式项目谨慎，多数企业持观望态度。 一季度多数省份分布式新增备案规模占配额比规划不足5%，甚至部分省市未有新增备案项目。 我们认为，三季度分布式政策加码和配套措施出台将促使分布式市场一触即发，三季度逐渐上量， 四季度爆发式增长。保险的介入将是改变银行对分布式态度的关键。2014年 6 月初，安邦财产保险向保监会提交了一份光伏行业新险种的备案文件，涉及光伏电站发电量的险种，英大泰和、怡和立信也在进行尝试。健全的保险体制能降低运营商的风险，打消银行的部分顾虑， 是光伏电站实现资产证券化的重要基础。以航禹太阳能购买的140kw 分布式项目保单为例：保单期限为12 个月，承包范围包括物质损失险和额外费用保险。物质损失险即对整个光伏发电系统损失、 丢失和遭到破坏的保险， 额外费用险则是发电量保险。 保险的基础是， 以有电力资质的设计院出具的科研报告为基础参照，该项目评估的年发电量为17 万 kwh。保单中对额外费用保险的赔偿方式为： 如果年发电量没有达到报告评估机构评估的年预计发电数的 90%，保险人负责赔偿额外费用， 按照每千瓦每天赔偿3 元（4 月 1 日到 9 月 30 日）和 5 元 （10 月 1 日至 3 月 31 日）计算，赔偿限额为 7 万 3 千元。保费为物质损失部分1700 元，额外费用保险 555 元。该保险由鼎和保险投保。引入保险增加的成本较低。 综合考虑自发自用和余电上网的收益，分布式每度电实现1.12元收入，按 17 万度电的预期发电量，合计年收入 19 万元电费。555 元的发电量保险仅增加0.29%的运维费用， 即使考虑物质损失险，增加1.1%的运维费用，对 IRR影响有限。发电量保险兜底电站收益。按预期的19 万元年电费收入，除非遇到极端情况， 90%的发电量保险和7.3 万元的赔偿限额能兜底17.1 万元的电费收入。假设电站运营净利率30%，预期 5.7 万元净利润和 13.3万元成本（包括财务费用、折旧和运维费用），加入保险后，成本提升到 13.5 万元， 60%-90% 的实际发电量能实现保底3.6 万元净利润，锁定预期利润的 63%。自发自用比例对电站运营IRR 影响很大。自发自用每度电收益1.18元（0.85*90%+0.42） ，余电上网收益仅0.82 元（0.40+0.42） ，100%、80%和 0%的自发自用比例对应的加杠杆IRR分别为 19%、 15%和 5%。相比地面电站直接按标杆电价卖电的简单模式，分布式的业主用电存在波动性，而且是否能长期经营也存在不确定性，使项目难有明晰的预期 IRR 。余电上网执行标杆电价可兜底分布式的收益。根据报道，达到一定要求（ 35 千伏以内并网、有效利用滩涂和鱼塘的项目）的分布式项目有望享受地面电站的标杆电价，目前新政已在能源局内部达成一致意见，并在发改委、财政部会签。如果余电上网执行1 元标杆电价，自发自用比例对项目IRR的冲击会显著降低。消除自发自用比例风险的最佳方式是就近转售电。如果能顺利实现就近转售电，乐观情况下，自发自用比例可以接近100% 。 关于分布式光伏发电项目管理暂行办法的通知允许开发区内的分布式转售电，由于该政策会影响电网的利益，具体执行效果有待观察。另外，如果就近售电能扩大至开发区以外的项目，能显著提升分布式整体预期收益率。分布式运营商需要考虑业主搬迁或其他因素导致的无法长期用电的极端情况，降低风险的办法是“就近售电+择优选择屋顶业主”，最悲观情况下需要搬迁电站，大概增加0.2-0.3 元/w 的成本。因此，从政策制定和执行层面上， 解决分布式项目收益率风险的关键是余电上网给予标杆电价， 允许所有分布式项目就近售电并把政策执行到位。我们认为，前一个政策有望在2014 年三季度推出，后一个政策意义更大，但涉及的利益博弈更多，需要在后续项目执行过程中再验证。电费难收增加运营商的坏账和现金流风险。目前分布式运营商租赁屋顶有两种模式： 支付固定的屋顶租赁费， 业主必须全部接纳电站产生的电力；按当地工商业电价的8-9 折销售给业主，不额外支付租赁费。目前关于分布式结算方式的细则还未出台，两种模式都面临企业拖欠电费的风险。林洋电子与电网公司合作模式可供借鉴。在电费结算政策细则出台前，通过合理的商业模式与电网公司合作，将双方利益捆绑在一起，借助电网公司的平台解决电费收取和并网的问题，是目前最好的商业模式。另外，爱康科技在张家港、江阴、无锡首创性、低成本的走通了电力公司代收电费模式，只增加了0.02-0.03元/w 的运行费用，是另一种比较好的解决办法。运营环节分第三方租赁和PPA两种商业模式，按照国内分布式现状，购电协议（ PPA ）模式对运营商来说风险更低。Solarcity 采用第三方租赁模式，业主无需购买光伏系统，与第三方签订租赁合同。 业主自用光伏系统产生的电能，多余电量可出售给电网。理想情况下， 业主支付的租金低于每个月节省的电费和补贴之和。国内运营商普遍采用购电协议（PPA ）模式，业主通过购电协议购买光伏系统产生的电， 而非租赁设备。 运营方给予业主一定的电价优惠（打 8-9 折）作为换取屋顶使用权的对价。在第三方租赁模式中， 业主出让屋顶的效益依赖于其用电收益与租金的差额，相对不明确。 同时，运营商的收益全部来自业主支付的租金，风险较高。而在 PPA模式中，电价优惠比例使业主对出让屋顶的效益更明确。 运营商需要向业主收取的仅为打折后的电费，比例较小，应收账款的风险较低。电站融资创新是大势所趋电站金融化是大势所趋。 在产业链利润格局重构的背景下，电站是本轮光伏周期最受益的环节，兼具高增长和高盈利。 未来光伏电站的金融属性会越来越强，依托较高的投资回报率和收益明确的特点，电站类似于高收益的固定收益产品，具备证券化的基础， 未来会激发各种商业模式和融资模式的创新。行业处于爆发前夜， 金融工具是催化剂。 光伏电站项目与房地产在经营模式非常相似， 投建后可以通过售电和租赁实现稳定的现金流。从行业发展阶段来看， 分布式处于启动初期， 电站行业处于高速成长阶段，2020 年左右有望实现平价上网（摆脱补贴的限制），各种融资模式创新将带来源源不断的资本支持。目前银行仍是光伏电站的主要融资渠道，加杠杆后的电站 IRR由10%提升至 15%-20% ，ROE由 8%提升至 14%。但目前银行对分布式贷款尚未放开，还不能接受以电站收益作为抵押的贷款，必须实物抵押。分布式的融资瓶颈在于其运营风险高于地面电站，上述核心问题如果得到有效解决， 融资难题将迎刃而解。 近期银行集中在做分布式项目的风险管控调研， 随着保险介入和细则政策明朗，银行贷款有望逐渐放开。民企在债权融资方面相比国企不占优势，但体制灵活、模式创新和执行力相比国企有一定优势，依托利润释放、 业绩弹性和商业模式创新，结合国内资本市场比海外具有高估值的优势，在较高价位进行股权融资，将实现融资性增长。众筹是解决分布式融资的方式之一，但短期难成为主流。 众筹属于股权融资， 2014 年 2 月国内联合光伏试水众筹模式，是光伏企业“触网”的第一步。联合光伏在首个项目达成后，计划下半年在全国范围内推广。美国的Mosaic 也推出光伏众筹平台， 2011 年 5 月成立以来已募集超过600 万美元，为超过18MW 项目提供融资服务。不过，众筹模式的问题在于： 电站融资规模很大，但众筹之前涉及的科技、 影视和技术项目的集资规模都很小； 法律上暂未做出明确的界定；缺少担保，一旦项目出现风险，投资人难以追索权益，影响大规模融资的能力。阿里巴巴日前计划推出理财产品定期宝，光伏电站资产或列入该产品投资范围。如果成功， 光伏电站融资模式将出现颠覆式变化。电站作为收益稳定的投资品种之一，非常适合从互联网渠道融资。 预计未来电站运营商有望携手互联网巨头，以20 年电站收费权做质押推出理财产品， 定价比同期银行存款利率高出一定百分比，安全性方面可通过善后基金、保险和银行授信解决。目前运营商仍处于筹备和摸索期，但未来将成为一种趋势。 对于公众来说，互联网金融为其提供间接投资电站的便利途径，使分散的个体可享有电站运营收益，推动光伏进入全民投资和分享时代。融资租赁公司可为电站的建设运营提供直租和售后回租的服务。以爱康科技与福能租赁合作为例，考虑租赁费和手续费， 预计资金成本在 10%左右，利率较高。这种类资产证券化手段可提高电站项目的财务杠杆比例（二次加杠杆） ，提升资金使用效率，盘活电站资产，对电站运营商突破融资瓶颈具有重要意义。虽然资金成本的上升影响短期利润释放，但 IRR和 ROE都有一定提升，适合快速扩张、抢占资源的民营企业。四大特质成就一流运营商运营环节更受益分布式发展的大趋势。未来5-10 年，国内分布式光伏将迎来快速发展期，2020 年左右平价上网的实现，将使分布式突破补贴和规划的限制， 真正打开成长空间， 实现每年 20GW 以上的新增装机。 从增速角度来看，BT/EPC 厂商的业绩增速与新增装机正相关，而运营商的业绩增速与累计装机存量正相关，其增速的高点会晚于BT/EPC 厂商， 可以实现更加持续的高增长。 从业绩稳定性的角度来看，随着竞争加剧， BT/EPC 的利润存在下降的风险， 但运营商的利润将被锁定 20 年，更加稳定。我们认为， 平价上网启动期， BT/EPC 弹性最大。在分布式导入期和平价上网启动期，新增装机的快速上量将使BT/EPC的业绩有较大弹性。由于很多BT/EPC企业同时做地面电站和分布式光伏，而地面电站维持 6-8GW新增装机，因此分布式导入期对BT/EPC 企业的弹性被弱化，更大的弹性来自平价上网周期。在其他阶段， BT/EPC 的高增长则需要通过兼收并购、强大的企业竞争力抢占市场份额来实现。 从中期来看， 运营商的增长可预见性更强。目前是民营光伏运营商快速扩张的阶段，利润在密集建设期过后将逐渐释放。 随着融资方式的创新和突破，民企在融资方面相比国企的劣势将被弱化， 而更加灵活的金融创新及更强的执行力将弥补背景上的缺憾。通过对 Solarcity的深入分析，我们认为成就一流分布式运营商需要四大特质：强大的融资能力，善用金融工具；可复制的商业模式，同时控制设计、制造、安装和运营环节，形成电站效益的最大化；对光伏和金融结合理解深入的团队； 执行力和项目资源获取能力， 能及时把握行业趋势，形成先发优势。Solarcity 的融资思路是：借助30%初始投资税收抵扣（ ITC ）和加速折旧税盾政策，吸引大量的税务投资基金（如谷歌、高盛等），以合资、租赁和售后回租等模式，快速抢占市场，与用户签订PPA/租赁协议，形成带来稳定现金流预期的资金池，然后借助各种金融工具将前期的沉淀资本证券化，盘活电站资产，形成滚动开发。截至 2014 年初，Solarcity已融资 25 亿美元，其中具有重要意义的是公司发行资产支撑债券（ABS ）募集 5400 万美元，期限 13 年，获得标普公司BBB+ 评级，以电站未来产生的现金流作为担保，利率仅 4.8%，低于合资基金和转租赁基金要求的6%-8% 回报率，