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(601222,股吧)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(002610,股吧)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，开启了光伏电站资产证券化的模式。
反观国内市场，由于缺少ITC和加速折旧税盾等政策优惠，税务投资基金缺少足够参与动力，国内运营商难以完全复制Solarcity的融资方式。但可以借鉴其思路，将光伏电站视为金融产品，期初可借助融资租赁、与信托/产业基金合资、定增等方式快速做大规模，形成有一定规模的资金池，在蓄势阶段奠定行业地位;随着产业对电站金融属性认识的加深、行业配套政策的完善，通过资产证券化实现更加快速扩张。因此，从光伏运营商的成长路径来看，对金融工具的灵活运用是企业把握行业快速发展机遇的关键。
作为运营商，Solarcity不仅局限于运营环节，更把控住设计和制造，并形成可快速复制的商业模式。在设计与安装环节，商业模式类似于电商的B2C模式，用户可以通过网络提交需求申请并获得设计与上门安装服务，并节省前期巨额投入(3万-5万美元)。租赁商通过软件工具在远端做快速评估，为用户量身定做光伏面板并估算投资回报率，耗时短，极大地减少交易成本。
Solarcity的一系列举措，展现了Musk的经营思路：掌握产业链的关键环节，类似于苹果模式，形成运营商的核心竞争力。从这个层面来看，顺风光电战略性地收购无锡尚德与SCTY自建组件工厂有异曲同工之妙，利用尚德强大的组件生产实力为其构建电站运营帝国提供高质量产品。在EPC开发环节，顺风光电做总设计，以此构建起重要优势，并强化对开发商的议价能力。
在下游渠道方面，Solarcity与Wal-Mart、Pulte Homes和Toll Brothers等客户建立渠道合作关系，这些大型的住宅商和零售商能提供大规模且相对集中的租赁需求，同时这些大客户在全国各地具有大量的连锁店，与其合作能实现复制性的快速扩张，同时也提供了更多增值服务的机会。
Solarcity的管理团队具有丰富的金融和互联网从业经历，互联网思维使Solarcity在设计与安装环节借鉴电商的B2C模式，不仅精简流程，更提高了用户体验;同时，也使Solarcity致力于打造成一家能源平台型公司。
金融思维则使Solarcity的融资模式创新上得心应手，不仅借助了税务投资基金的资本力量，更率先实现电站的资产证券化。因此，我们认为国内光伏运营商要做大做强，依靠的不再是传统光伏的制造思维，而是要深刻把握光伏电站的金融属性本质，借助资本的力量盘活电站资产，实现快速扩张。
Solarcity成立至今，实现了年均200%左右的复合增速，预计到2014年实现1GW左右的装机容量。Solarcity的快速扩张，一方面得益于公司成功的多渠道融资，另一方面源于公司对行业的正确理解。未来补贴存在下调或取消的风险，在政策的黄金阶段应该多做，锁定收益;未来行业竞争必然加剧，公司在行业成长初期，能够优选客户，与大型零售商等大客户建立持续稳定的合作关系;形成一定的资产规模和影响力后，便于资产证券化和资产市场的股权融资。
从融资创新来看，顺风光电、联合光伏和爱康科技是国内运营商对金融工具应用最领先的公司，其中爱康科技与福能租赁合作融资租赁，开启国内类资产证券化先河，与信托/基金合作收购电站使杠杆放大到20倍以上，有效解决资金不足的难题。
从商业模式来看，顺风光电、联合光伏、林洋电子有优势。顺风光电通过收购无锡尚德，实现组件自产自销，打通产业链的中下游环节，同时控制住设计环节，思路类似Solarcity，既保证电站质量，又能有效压缩EPC总包成本。联合光伏通过绿色生态合作组织(PGO)平台收购电站，将很多环节分包给第三方，便于电站的标准化，我们认为这是目前国内收购电站运营最好的模式。林洋电子与电网公司合作的商业模式则有效解决了电费收取和并网问题，同时该模式非常容易在全国各地进行复制。
此外，要正确看待电站运营的行业特性。由于运营商在项目公司成立前的开支是费用化的，成立后才是资本化的，因此项目投建期的路条费用和财务费用会影响业绩的释放。同时多数电站在下半年并网，对当年的业绩贡献有限，因此运营行业与BT/EPC不同，不具备在当期快速释放业绩的特性。
目前国内光伏发电占比仅0.33%左右，与欧洲发达国家对比仍非常低，随着新一届政府对新能源的重视和平价上网的渐行渐近，光伏的快速爆发指日可待，国内每年潜在新增需求在30GW以上，空间极大。同时，光伏电站运营处于发展初期，企业尚未形成稳定的规模和现金流，业绩增速高点远未到来，不能按公共事业的逻辑去看待光伏运营。
