隨著分布式IRR風險的解決，融資難題將迎刃而解，銀行貸款也有望逐步放開。未來電站的金融屬性越來越強，依托較高回報率和收益明確的特點，具備證券化的基礎，未來會激發(fā)各種商業(yè)模式和融資模式的創(chuàng)新，包括眾籌、互聯(lián)網(wǎng)金融、融資租賃、與信托/基金合作、境外低成本資金等。
多地分布式光伏推進緩慢
2014上半年分布式推廣不利的核心原因在于商業(yè)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(fā)電量波動（氣候和電站質(zhì)量導致）；自發(fā)自用比例不確定（極端情況為業(yè)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(wǎng)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(shù)企業(yè)持觀望態(tài)度。一季度多數(shù)省份分布式新增備案規(guī)模占配額比規(guī)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(fā)，三季度逐漸上量，四季度爆發(fā)式增長。
保險的介入將是改變銀行對分布式態(tài)度的關鍵。2014年6月初，安邦財產(chǎn)保險向保監(jiān)會提交了一份光伏行業(yè)新險種的備案文件，涉及光伏電站發(fā)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(xiàn)資產(chǎn)證券化的重要基礎。
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(zhì)損失險和額外費用保險。物質(zhì)損失險即對整個光伏發(fā)電系統(tǒng)損失、丟失和遭到破壞的保險，額外費用險則是發(fā)電量保險。保險的基礎是，以有電力資質(zhì)的設計院出具的科研報告為基礎參照，該項目評估的年發(fā)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(fā)電量沒有達到報告評估機構(gòu)評估的年預計發(fā)電數(shù)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(zhì)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(fā)自用和余電上網(wǎng)的收益，分布式每度電實現(xiàn)1.12元收入，按17萬度電的預期發(fā)電量，合計年收入19萬元電費。555元的發(fā)電量保險僅增加0.29%的運維費用，即使考慮物質(zhì)損失險，增加1.1%的運維費用，對IRR影響有限。
發(fā)電量保險兜底電站收益。按預期的19萬元年電費收入，除非遇到極端情況，90%的發(fā)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(fā)電量能實現(xiàn)保底3.6萬元凈利潤，鎖定預期利潤的63%。
自發(fā)自用比例對電站運營IRR影響很大。自發(fā)自用每度電收益1.18元（0.85*90%+0.42），余電上網(wǎng)收益僅0.82元（0.40+0.42），100%、80%和0%的自發(fā)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(yè)主用電存在波動性，而且是否能長期經(jīng)營也存在不確定性，使項目難有明晰的預期IRR。
余電上網(wǎng)執(zhí)行標桿電價可兜底分布式的收益。根據(jù)報道，達到一定要求（35千伏以內(nèi)并網(wǎng)、有效利用灘涂和魚塘的項目）的分布式項目有望享受地面電站的標桿電價，目前新政已在能源局內(nèi)部達成一致意見，并在發(fā)改委、財政部會簽。如果余電上網(wǎng)執(zhí)行1元標桿電價，自發(fā)自用比例對項目IRR的沖擊會顯著降低。
