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国家补贴政策的落实使得分布式项目能够获取一定的收益，下面我们对分布式项目的收益率进行详细测算，并希望从中找出影响分布式项目收益率的关键因素。
我们假设一个100kW容量的小型分布式项目，单位投资成本为8.5元/W，使用方电价为0.95元/度，全部自发自用，建设资金中20%为自有资金。
通过上述假设，我们测算项目的收益如下：
通过测算，我们可以看出，在全部自由资金的情况下，项目的内部收益率高于10%，如果贷款80%资金，内部收益率高达20%以上。分布式项目在工商业全部自发自用的情况下拥有较高的收益率。
我们在其他假设条件不变的情况下，测算发电利用小时数和贷款利率变化对内部收益率的影响。
我们发现发电利用小时数对项目的内部收益率影响弹性较大，每提高50小时，内部收益率提高1.5~2个百分点。
我国东部地区发电利用小时数略低于西部、北部，普遍在1000~1200小时之间。贷款利率一般在6%~8%之间，如果采取融资租赁等创新金融模式，融资成本可能会提高到8%以上。
分布式鼓励自发自用，工商业用电价格较高地区在0.9~1.1元/度之间，度电收入相当于1.32~1.52元，而余电上网电价相当于燃煤机组标杆上网电价加度电补贴，度电收入约0.82~0.84元左右，因此分布式光伏项目自发自用比例的高低直接影响项目收益率，我们测算，自发自用比例提高10%将提高内部收益率1.5个百分点左右。
分布式项目期初建设为一次性投资，以后每年依靠电费收入以及补贴收入收回现金流，平均回收期在6~8年，因此分布式项目运营对资金周转存在一定的压力。我们按照最初的项目假设不变，第一年建设，运营20年，还款周期为10年，测算现金流回收情况如下：
通过以上分析，我们总结分布式光伏电站的收益具有以下几点特征：
1）在保证发电利用小时数以及自发自用比例的条件下，全投资的分布式项目可以取得10%以上的内部收益率，对于企业投资具有较强的吸引力。
2）利用小时数和自发自用比例对项目收益率影响较大，因此光照资源以及用户用电的持续性和稳定性尤为重要。
3）初期投资较大，现金流需要6~8年才可以回收，对企业现金占用形成了一定的压力。
（三）积极探索商业模式的多样化
国家对分布式光伏补贴政策确定以后，分布式项目的盈利能力基本确定，在项目的实际建设中，企业开始自行探索商业模式。
我们认为分布式光伏电站业务最重要的在于两端：收费和融资。不同的收费模式直接影响电站收益率、业务开展的速度等，而融资模式的创新主要为企业开拓电站业务提供保障。
收费模式方面，现阶段分布式光伏企业采用的大体分为以下两种：
1）EPC，即建造商建设完毕后出售给用户或者运营商。此种模式现实中存在较大难度，用户普遍认为分布式收益率存在较大的不确定性，对分布式光伏电站这种资产认可度不强，且初期投资较大，很少会直接购买分布式电站。
2）EMC，即采取合同能源管理的方式，建造商建设后与用户共同运营光伏电站，对分布式电站收益进行分成。这种模式用户方面比较容易接受，但分布式光伏建造商方面存在收益率不确定、回款不及时等风险。
分布式光伏项目针对的客户可以分为三种：工业园区、单个工业用户和居民用户。
工业园区开发模式：集中式开发，由工业园区管委会协调管理屋顶资源，单体项目容量较大，管理难度较低，可以成立专门的电站运维管理公司负责园区内分布式光伏项目接入、收费、运营等公司，若下游用户用电出现波动，可以尽快接入新用户，保障项目收益率的稳定性。工业园区开发模式的典型案例为国家指定的18个示范园区项目，开发商一般为融资能力较强的中大型企业。
单个工业用户开发模式：应用更为广泛，单个项目规模较小，需要逐一与业主达成协议，适合中小型开发商采用。在目前的政策条件下，该模式存在一定的风险，如电费收取存在风险、用户用电持续性存在不确定性、上网电量接纳和协调存在不确定性等。
居民用户：大多数采用B2C模式，我国居民电价过低导致分布式光伏项目收益率较低，现阶段很难在居民用户中推广。上海市规定个人、学校等前五年在国家0.42元/度的补贴上享受地方补贴0.4元/度，居民分布式项目收益率有望达到10%以上，具有一定的吸引力，且上海别墅和高档公寓销售量占比达到12%左右，居于全国前列，我们预计我国居民分布式有望首先在上海推广。
融资模式方面，我国现有的融资渠道较少，主要仍依靠国开行或者商业银行贷款。其他可预见的融资创新包括资产证券化、互联网金融、政府扶持基金等。
总体来说，银行贷款是目前大多数企业融资最直接的方式，融资成本较低，但由于商业银行对光伏电站资产认可度不高，因此多数仍依赖国开行贷款的扶持。
2014年我国分布式光伏装机规划8GW，意味着项目投资总额高达700亿左右，按照30%的自有资金测算，需要银行贷款近500亿，在商业银行没有积极参与的情况下，需要其他的融资方式进行补充。
在政府和产业资本的扶持下，会出现一些专项基金，专项基金的出现有利于解决分布式电站投资启动资金的问题，投资者相对专业，能够识别光伏电站资产的优劣，能够有效促进行业的健康持续发展。由于基金一般要求收益率较高，在一定程度上提高了光伏电站的融资成本。
我们认为资产证券化是未来光伏电站融资的主流趋势，其优点主要有：
1、融资门槛低，融资产品需求广。即使资信度不高的企业，只要有优良资产及其带来的稳定现金流，就可以设计资产证券化产品，这类产品能够满足大多数厌恶风险但追逐高于存款利息的广大投资人群体。
2、融资成本差异较大。如果资产资信评级较高，其融资成本接近甚至低于同期银行贷款利率。但如果资产资信评级低，融资成本较高，有无法获取融资的风险。
3、期限灵活、可以设计创新产品。融资期限根据证券化资产及其收益状况、融资方意愿而定。可以为机构投资者提供了类固定收益类投资品种，并在基础资产上进行产品创新，设计分级产品，满足不同风险偏好的投资者需求。
对于基础资产分布式光伏电站，由于其盈利能力的稳定性并未被广泛认知，且资产大多带有负债，因此在资产证券化设计产品的过程中会遇到一些困难。我们认为，需要1~2年后分布式光伏产生稳定的现金流后能够证明自身的资产价值，电站资产的证券化有望大规模推广。
互联网金融以国内的“众筹”为代表，联合光伏2014年2月宣布与国电光伏、网信金融和国开行在深圳前海新区联合开发兆瓦级分布式光伏电站项目，通过众筹网融资1000万元，每股10万元，锁定期2年，届满可获得年化6%的预期收益率，投资者在招商新能源旗下的可再生能源研究所网站上可以交易。互联网模式优点在于融资范围广，成本低，但由于法律方面的限制，目前无法大规模推广。
（四）收费与融资两端的问题亟待解决
我国的分布式光伏补贴方式为度电补贴，与台湾的标杆电价上网、美国的ITC、加速折旧等补贴方式不同。德国已经实现平价上网，居民用电电价高于上网电价，因此自发自用比例提高能够带来项目收益率的提升，且分布式光伏资产在德国已得到资本市场认可，融资瓶颈并不明显。美国的补贴方式更有利于用户端的利益，因此推广难度较小，另一方面，居民住宅多为独栋，屋顶资源丰富，有利于分布式光伏的安装推广。台湾的标杆电价上网不存在自发自用比例变化导致项目收益率变化的问题，有利于提高分布式光伏项目收益率的稳定性。
在金融创新领域，我国相关法律仍需完善，光伏资产证券化的模式尚未走通，因此融资模式的多样化仍均在较大的差距，另一方面，我国融资成本与国外相比较高，在一定程度上阻碍了融资创新的发展。
我们认为，我国分布式光伏2014年上半年推进低于市场预期主要由于商业模式尚不明晰，融资存在瓶颈等，目前行业遇到的主要困难主要有：
1）项目收益率不确定的问题。分布式光伏发电分为自发自用和余电上网两种，上文测算结果显示，自发自用的比例变化导致了项目投资收益率存在较大的不确定性。
2）屋顶产权不明晰，多方利益协调存在问题。目前分布式光伏大多在工商业推广，很多工商业屋顶产权不明晰，项目实施需要与工商业用户、物业等多方利益进行协调。
3）用户使用的持续性不确定。由于用户大多对分布式光伏未来收益率稳定性持怀疑态度，建设方很难将分布式光伏项目直接出售给用户，更多是采用收取电费的方式获取收益，而用户持续使用时间具有较大的不确定性，给项目的投资回收带来风险。
4）收费模式存在一定的风险。目前我国分布式光伏发电没有统一收取电费机构，而企业与企业之间的对接给收费带来一定的风险。
5）融资受限。由于项目收益率无法得到保障，银行等融资渠道难以大规模进入分布式光伏领域，行业遇到融资难的问题。
我们认为，以上问题需要通过相应的政策的调整和落实予以解决，比如：
1）可以将自发自用和余电上网电价统一，并设定最低的自发自用比例，从而使项目收益的确定性增大。
2）要求由电网公司或者建立统一的收费机构对分布式发电进行收费，解决企业回款不及时的风险。
3）建立第三方检测机构，对分布式光伏项目进行认证，促进项目的转让，同时也为投资者提供依据，解决项目融资问题。
4）成立政府引导基金，为分布式光伏领域提供专项融资渠道。
5）积极进行资产证券化探索，分布式光伏项目未来现金流稳定，能够成为优质的固定收益类产品，因此可以通过资产证券化为企业开辟低成本的融资途径。
综上所述，我们认为目前国内分布式推广速度低于预期的主要原因并不在于补贴电价低，10%~15%的内部收益率具有一定的吸引力。推广的主要问题可以概括为两端：收费和融资，融资方面在一定程度上又依赖于收费模式，现有的市场环境尚未形成具备可复制性的商业模式。我们认为随着分布式光伏政策的不断细化和落实，下半年有望形成成熟的盈利模式，从而带来行业的快速增长。
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