近几年，在国家能源局等部门以度电补贴为宗旨的政策引导下，光伏项目，特别是集中地面电站项目越发钟爱发电量，这无疑是个好现象。受益于此，一方面中国光伏界展开了一场以技术革新谋求更高发电量的角逐在符合一定经济性标准的基础上；另一方面，金融机构亦具有了一项可循环参数，能更好地为光伏项目提供金融支持。

　　然而，相对于集中式地面电站的如火如荼，光伏的另一条发展路径，分布式就没有那么幸运了，受制余电上网收益远低于自发自用收益，及自发自用部分发电量、电费收益没有保障业主可用可不用，寻求金融支持，一直都是最令分布式光伏项目头疼的问题。

　　不过，近日业界流传的一则即将出台的新政，或许能够改变局面。据称，该新政筹划将35千伏以内并网，发电量在2万千瓦以内，有效利用了滩涂、荒山荒地、农业大棚、鱼塘的光伏项目列入分布式范畴，并执行当地地面电站补贴电价。

　　达到一定要求的屋顶分布式项目也将有望享受集中式地面电站的上网电价。而这将有效明确分布式光伏收益，提升余电上网收益对项目、金融机构的吸引力。如若把符合标准的一部分屋顶分布式光伏列入享受地面电站上网电价之列，新政的影响则将更为深广。

　　其实在2013年能源局就出台了分布式光伏度电补贴的相关政策，并建立全国18个首批示范应用项目，自发自用余电上网政策正式出台，并给出了度电补贴的金额为0.42元/千瓦时。这一政策出台后，市场反应冷淡，主要由于实际项目实施后自用电比例的不确定性和电费收取的不可控性，导致投资收益无法保证，且贷款无法有效落实。直至2014年上半年度电补贴项目上马数量非常少，逼迫发改委和国家能源局想尽一切办法来完成今年的既定目标。

　　根据国家能源局制定的2014年光伏新增装机规划，今年，我国计划完成14GW光伏装机，其中6GW为地面电站，8GW为分布式光伏。然而，业界普遍认为，8GW分布式光伏装机任务难以完成。补贴新政自然是呼之欲出。

　　度电补贴力促新能源发展

　　众所周知，我国能源结构分布严重不平衡，中西部地区是我国能源主要集中地区，而电力消耗集中的地区主要分布在东南沿海地区，倘若建设大量的高压输电线路一方面需要大量的投资，另一方面，输送环节的损耗较大，如果断网将出现大面积停电。由此来看，分布式能源是我国新能源的发展趋势。我国近些年不断加大政策鼓励分布式新能源发展，度电补贴制度将促进行业健康发展。

　　有望出台的‘度电补贴’政策对于分布式能源是一大利好，这将提高分布式光伏的投资收益率，能够激发投资者对光伏领域的投资热情。同时新政还有利于平抑2014年我国地面电站配额和分布式光伏配额间的矛盾。当然，新政尚未出台，其具体内容尚未明确，是否能够达到以上效果还不确定。中商情报网产业研究院行业研究员马思明在接受《中国产经新闻》记者采访时说道。

　　‘度电补贴’是政府产业扶植政策的重要组成部分，对于新能源行业意义重大，与税收政策、并网政策、信贷政策一起构成了影响新能源行业的‘四大关键要素’。之前‘度电补贴’在制定和落实环节存在诸多问题，国家层面已经就此作出全方位调整，以期使补贴金额更加符合企业状况，并以此来撬动新能源产业巨大的市场规模。中投顾问能源行业研究员宋智晨对《中国产经新闻》记者分析道。

　　仍有瓶颈须突破

　　目前我们看到的是国家能源局在通过加快推进直购电交易来推动分布式光伏的发展，这需要有一个循序渐进的过程。首先，市场缺乏买售电企业，虽然光伏发电企业可以承担这项工作，但是企业体系建设和市场监管需要一定的完善期；其次，各地方电力公司的配合也不会一蹴而就，会存在一定时期的市场磨合；再有就是在用户侧并网的光伏项目，实际抵消了用户的用电量，如果这部分电量也想要作为交易的部分，如何计量、计算损耗和结算是一个相对复杂的体系。而为了追求尽可能高的收益，业界往往将分布式光伏设计为全额自发自用或采用离网模式，而由于项目极难贷款，没有人愿意以自有资金投资，除非屋顶业主信用好、用电量大且稳定。

　　自发自用收益远高于余电上网收益，造成几乎所有分布式光伏从设计之初，便竭力追求全额发电自发自用或采用离网模式。但如此一来，自发自用面临的电费结算难、项目收益不明确业主更迭、用电量的波动等问题便凸显了出来，并最终导致了金融机构对分布式贷款的嗤之以鼻。

　　宋智晨指出，新能源产业经过高速增长期后迅速跌入低谷，国家层面政策失准难辞其咎，行业内产能过剩、结构失衡、盈利能力低下等问题长期得不到有效解决，产业政策的完善度还有待提高，政府部门对新能源企业的扶持政策还需加码。同时，外部环境急剧恶化后，国内新能源企业的生存空间缩小，如何开拓国内市场成为了重要课题。

　　我国在新能源的发展过程中存在诸多瓶颈和问题，如国际贸易保护对我国光伏产业的打击；风电并网难，弃风限电问题严重；关键设备的国产化率较低，核心技术水平有待提高等都制约着我国新能源行业的发展。

　　立足长远新能源大有可为

　　目前，我国煤炭储采比已呈下降趋势，由2007年的45年下降至2012年的31年；截至2013年底，我国石油储采比为11.2年；不仅是煤炭，我国天然气的储采比下降趋势也很明显，2013年为28.2年，由此可见我国传统能源形势十分严峻。随着传统能源可开采年限的不断减少，新能源的开发利用刻不容缓，同时全球性的气候问题，也促使了清洁型新能源产业的快速发展。新能源对调整我国能源产业结构，缓解能源压力，实现节能减排有着非常大的帮助。由于我国对新能源产业的迫切需求，将为新能源产业带来广阔的发展空间。

　　以光伏、风电为代表的新能源产业必然是能源行业未来的主力军，经济结构调整、能源结构调整、发展方式转变、节能减排等诸多工作都需要新能源行业大力支持。尽管我国新能源行业仍处于发展的初期阶段，但随着国家层面工作重心不断地向战略性新兴产业倾斜，新能源行业未来的发展前景值得期待。

　　马思明表示，度电补贴政策是根据实际发电量进行补贴，可以有效地避免了骗补等行为，促进行业

 

 

目前国内光伏发电占比仅0.33%左右

 

 

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Solarzoom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。