政策调整后可兜底分布式收益率。政策将利用废弃土地、荒山荒坡、农业大棚、滩涂、鱼塘、湖泊的电站纳入分布式范畴，并可执行标杆电价。同时，对自发自用比例较低、用电负荷不稳定或业主无法履行能源服务合同的项目，可选择执行标杆电价政策。 在自发自用比例为 0%的极端情况下，调整后的政策能兜底 8%的加杠杆 IRR(调整前仅 3%)，自发自用比例不确定对电站 IRR 的冲击将有效缓解。电站标准化、电费结算、补贴发放和并网细则的完善有助于分布式商业模式的成熟，配合近期陆续出台的发电量保险，分布式的风险将大幅降低，对融资瓶颈的突破也形成利好。
下半年分布式融资将有突破。 之前银行等金融机构对分布式贷款谨慎，限制了分布式 IRR/ROE 的提升，影响运营商的投资热情。我们认为， 分布式收益率风险问题得到根本解决后，融资瓶颈将迎刃而解。 政策鼓励银行对分布式实行优惠贷款利率并延长年限，同时鼓励地方公共担保资金、融资租赁和信托等多种融资模式创新，预计下半年分布式融资难题将有突破。中长期看，分布式电站实现资产证券化将是大势所趋，行业杠杆将进一步放大，优秀运营商有望借助平价上网和证券化两大趋势实现快速增长。
三季度分布式政策如期加码。 5 月 26 日我们在《建议关注分布式悲观预期改善行情》报告中提出，一季度分布式推进较慢，加深市场对 8GW分布式目标的担忧。我们认为下半年政策加码是大概率事件，考虑到项目 3 个月建设和并网周期，预计解决分布式推广难题的政策和措施将在6-8 月推出。近期国家能源局下发关于分布式发电政策的意见征求稿(信息来源：北极星太阳能光伏网)，对影响分布式推广的问题均做出调整和完善，验证了我们提出的逻辑。
我们在《分布式和电站金融化趋势开启光伏新纪元》报告中提出，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： ①发电量波动(气候和电站质量导致)②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)③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。
