余電上網(wǎng)執(zhí)行標桿電價可兜底分布式的收益。根據(jù)Solarzoom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。
　　消除自發(fā)自用比例風險的最佳方式是就近轉(zhuǎn)售電。如果能順利實現(xiàn)就近轉(zhuǎn)售電，樂觀情況下，自發(fā)自用比例可以接近100%�！蛾P(guān)于分布式光伏發(fā)電項目管理暫行辦法的通知》允許開發(fā)區(qū)內(nèi)的分布式轉(zhuǎn)售電，由于該政策會影響電網(wǎng)的利益，具體執(zhí)行效果有待觀察。另外，如果就近售電能擴大至開發(fā)區(qū)以外的項目，能顯著提升分布式整體預(yù)期收益率。
　　分布式運營商需要考慮業(yè)主搬遷或其他因素導(dǎo)致的無法長期用電的極端情況，降低風險的辦法是“就近售電+擇優(yōu)選擇屋頂業(yè)主”，最悲觀情況下需要搬遷電站，大概增加0.2-0.3元/w的成本。因此，從政策制定和執(zhí)行層面上，解決分布式項目收益率風險的關(guān)鍵是余電上網(wǎng)給予標桿電價，允許所有分布式項目就近售電并把政策執(zhí)行到位。我們認為，前一個政策有望在2014年三季度推出，后一個政策意義更大，但涉及的利益博弈更多，需要在后續(xù)項目執(zhí)行過程中再驗證。
　　電費難收增加運營商的壞賬和現(xiàn)金流風險。目前分布式運營商租賃屋頂有兩種模式：支付固定的屋頂租賃費，業(yè)主必須全部接納電站產(chǎn)生的電力；按當?shù)毓ど虡I(yè)電價的8-9折銷售給業(yè)主，不額外支付租賃費。目前關(guān)于分布式結(jié)算方式的細則還未出臺，兩種模式都面臨企業(yè)拖欠電費的風險。
　　林洋電子與電網(wǎng)公司合作模式可供借鑒。在電費結(jié)算政策細則出臺前，通過合理的商業(yè)模式——與電網(wǎng)公司合作，將雙方利益捆綁在一起，借助電網(wǎng)公司的平臺解決電費收取和并網(wǎng)的問題，是目前最好的商業(yè)模式。另外，愛康科技在張家港、江陰、無錫首創(chuàng)性、低成本的走通了電力公司代收電費模式，只增加了0.02-0.03元/w的運行費用，是另一種比較好的解決辦法。
　　運營環(huán)節(jié)分第三方租賃和PPA兩種商業(yè)模式，按照國內(nèi)分布式現(xiàn)狀，購電協(xié)議（PPA）模式對運營商來說風險更低。
　　Solarcity采用第三方租賃模式，業(yè)主無需購買光伏系統(tǒng)，與第三方簽訂租賃合同。業(yè)主自用光伏系統(tǒng)產(chǎn)生的電能，多余電量可出售給電網(wǎng)。理想情況下，業(yè)主支付的租金低于每個月節(jié)省的電費和補貼之和。國內(nèi)運營商普遍采用購電協(xié)議（PPA）模式，業(yè)主通過購電協(xié)議購買光伏系統(tǒng)產(chǎn)生的電，而非租賃設(shè)備。運營方給予業(yè)主一定的電價優(yōu)惠（打8-9折）作為換取屋頂使用權(quán)的對價。

　　在第三方租賃模式中，業(yè)主出讓屋頂?shù)男б嬉蕾囉谄溆秒娛找媾c租金的差額，相對不明確。同時，運營商的收益全部來自業(yè)主支付的租金，風險較高。而在PPA模式中，電價優(yōu)惠比例使業(yè)主對出讓屋頂?shù)男б娓�明確。運營商需要向業(yè)主收取的僅為打折后的電費，比例較小，應(yīng)收賬款的風險較低。