据《能源评论》杂志报道，本来被多方看好，一进市场却回应寥寥。当下，分布式光伏正在践行这条尴尬的商界规律。
4月8日，在顺风光电宣布收购无锡尚德获得董事会全票通过的当天，其透露了2014年光伏新增并网装机目标，分布式光伏仅为600兆瓦，占比1/5。
如果与过去1～2年的分布式光伏现状相比，600兆瓦已经是一个相当大的容量。但从2013年8月至今，我国涉及分布式光伏的政策多达14条之多，最明确的是在2014年3月，国家能源局明确提出2014年全年装机8吉瓦的目标。于是，诸如“多地启动分布式光伏申报”“一批分布式光伏项目上马”等说法不断在网络出现，让人感到分布式光伏市场即将引爆、且前景光明。
但前景大并不等于“钱景”好。连行业“黑马”的顺风光电都不过如此，那些银根吃紧的企业，在投入上势必更加谨慎。而眼看2014年已几近过半，到底是什么在影响分布式光伏市场？
机会难落地
其实从2011年产能过剩时算起，光伏行业已经就“政策落地”自我反省了无数次，但直到4月17日的“2014光伏电站投资与金融峰会”上，某光伏企业负责人仍在表示，会保持分布式和地面电站1：4的比例，除非“后期分布式政策明确”。
可见，分布式光伏现阶段发展必须依靠政策驱动。但现实是，中央政策方向态度鲜明，地方落地细则跟进不足，于是影响了盈利模式的形成和融资渠道的打开。
融资渠道未能打开根本上是由于盈利模式的不确定性。目前，分布式光伏发电分为自发自用和余电上网两种，对于工商业用户来说，自发自用的发电收入相当于“工商业电价+补贴电价”，而余电上网的发电收入相当于“火电脱硝电价+补贴电价”，自发自用的比例变化导致了项目投资收益的不确定性。
不仅如此。目前，我国分布式光伏发电没有统一收费机构，而企业间的对接给收费带来一定的风险。缺乏政策导致的另一个结果是，大多人会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。
这就不难理解，为什么在分布式光伏的明确目标提出已过60多天后，国开行尚未向国家级分布式光伏示范区中的任何一家发放贷款，其他商业银行也仅停留在与分布式电站的接洽阶段。
而证券和基金的探索虽然不时出现，却难成气候。一个最显著的例子是，近期募资额为50亿元的国灵光伏应用产业投资基金。但如果按照1千瓦8500元左右的建设成本计算，仅上文提到的顺风光电一家，就需要500亿元。而根据公开消息，光伏基金的首批5亿元就已经有5～10家企业来分享，平均下来，基金不亚于杯水车薪。
因此就不难理解，为什么国家能源局相关人士也在近期直指政策，“中央政策不能覆盖全部，地方政策要提供补充”。
模式欠挖掘
除了部分政策，当下该受板子的还应包括企业。从3月份开始，一些光伏企业在多个场合呼吁调整光伏补贴。不止于此，部分光伏行业协会的资深人士也指出，中国今年要完成8吉瓦的分布式光伏发电目标较难，原因是“财政部的补贴政策并不是真正鼓励分布式发电”。
事实上，从分布式项目模型理性分析来看，若假定分布式光伏电站单位投资为8.5元/瓦、年发电利用小时数1100小时、组件年衰减率0.08%等前提，单个分布式项目投资回收期约6～9年，内部收益率高于10%。也就是说，即使在只考虑国家度电补贴0.42元的情况下，分布式光伏项目的收益率仍具有一定吸引力，补贴电价并非行业没有快速发展的主要症结所在。
如果说此前因为缺乏政策支持导致盈利前景不佳，企业的呼吁尚可理解。而当下不同，补贴电价能够保障项目的基本收益率，经过2年的行业洗牌，存活下来的光伏企业具备相对更好的资本实力和生存能力，一味提高分布式补贴电价并不能有效解决行业的发展问题。
更要命的是，对政策补贴的过于追捧和依赖，让企业忽略了更重要的问题——盈利模式。
盈利模式对于任何行业的重要性不言而喻，因为政策可以出台，示范可以扶持，但模式还需靠企业自己去挖掘。
但是，盘点涉足光伏分布式的上市企业，会发现采用的商业模式分为两种。一种为EPC，即项目建设完毕后直接出售给用户，这种模式存在较大难度，因为分布式收益率存在一定的风险，用户很难接受直接收购电站。另一种为BOT，即项目建成后与用户共同运营光伏电站，将分布式电站收益进行分成，但这种模式下，项目建设方存在收益不确定、回款不及时等风险。
当然，企业不愿涉足盈利模式有自身的客观原因。棘手的原因是，建设需要涉及当地政府、企业、电网等多方利益，但分布式项目体量小、项目分散、可复制性差等，民企要通过自身能力，形成可复制盈利模式的难度较大。
但试想，如果没有好的模式出现，即便补贴继续提高，行业仍会持续“烧钱”的状态。更何况在4月17日，国家能源局新能源司副司长梁志鹏已在公开场合明确表示，“补贴继续增加是不可能的”，这就意味着，唯一的出路是另辟蹊径、挖掘商业模式。
路径需慎择
同样，对分布式光伏路径的选择也不宜跟风。众所周知，跟风是中国商业经济的一大特色。当一个新的领域受到支持时，投资往往会一哄而上，从而导致产业的某一两个方向竞争过于激烈。
当前，即便分布式光伏的市场规模足够大，并且尚处于早期阶段，但跟风的影子已经出现。自3月后，个人光伏的投资和消息层出不穷，但投资工商业领域的信息却很少在公开媒体中出现。
且不说跟风自身引发的后果，因为在一些专业机构分析者看来，眼下投资个人也并非最好的尝试。
对于分布式光伏发展路径研究较多的华创证券就此指出，未来，首先是要通过政策的修改和落实，让分布式光伏市场逐步拥有成熟的商业模式，能够在工商业领域进行大规模推广，而非立即推广个人使用。随后，当分布式光伏度电成本降低至居民用电价格，实现平价上网，才能进入第二阶段，即家庭分布式光伏市场爆发；而第三阶段是，在成本进一步降低的情况下，分布式光伏系统与储能系统结合，才能成为家庭日常投资和消费的必需品。
4月8日，在顺风光电宣布收购无锡尚德获得董事会全票通过的当天，其透露了2014年光伏新增并网装机目标，分布式光伏仅为600兆瓦，占比1/5。
如果与过去1～2年的分布式光伏现状相比，600兆瓦已经是一个相当大的容量。但从2013年8月至今，我国涉及分布式光伏的政策多达14条之多，最明确的是在2014年3月，国家能源局明确提出2014年全年装机8吉瓦的目标。于是，诸如“多地启动分布式光伏申报”“一批分布式光伏项目上马”等说法不断在网络出现，让人感到分布式光伏市场即将引爆、且前景光明。
但前景大并不等于“钱景”好。连行业“黑马”的顺风光电都不过如此，那些银根吃紧的企业，在投入上势必更加谨慎。而眼看2014年已几近过半，到底是什么在影响分布式光伏市场？
机会难落地
其实从2011年产能过剩时算起，光伏行业已经就“政策落地”自我反省了无数次，但直到4月17日的“2014光伏电站投资与金融峰会”上，某光伏企业负责人仍在表示，会保持分布式和地面电站1：4的比例，除非“后期分布式政策明确”。
可见，分布式光伏现阶段发展必须依靠政策驱动。但现实是，中央政策方向态度鲜明，地方落地细则跟进不足，于是影响了盈利模式的形成和融资渠道的打开。
融资渠道未能打开根本上是由于盈利模式的不确定性。目前，分布式光伏发电分为自发自用和余电上网两种，对于工商业用户来说，自发自用的发电收入相当于“工商业电价+补贴电价”，而余电上网的发电收入相当于“火电脱硝电价+补贴电价”，自发自用的比例变化导致了项目投资收益的不确定性。
不仅如此。目前，我国分布式光伏发电没有统一收费机构，而企业间的对接给收费带来一定的风险。缺乏政策导致的另一个结果是，大多人会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。
这就不难理解，为什么在分布式光伏的明确目标提出已过60多天后，国开行尚未向国家级分布式光伏示范区中的任何一家发放贷款，其他商业银行也仅停留在与分布式电站的接洽阶段。
而证券和基金的探索虽然不时出现，却难成气候。一个最显著的例子是，近期募资额为50亿元的国灵光伏应用产业投资基金。但如果按照1千瓦8500元左右的建设成本计算，仅上文提到的顺风光电一家，就需要500亿元。而根据公开消息，光伏基金的首批5亿元就已经有5～10家企业来分享，平均下来，基金不亚于杯水车薪。
因此就不难理解，为什么国家能源局相关人士也在近期直指政策，“中央政策不能覆盖全部，地方政策要提供补充”。
模式欠挖掘
除了部分政策，当下该受板子的还应包括企业。从3月份开始，一些光伏企业在多个场合呼吁调整光伏补贴。不止于此，部分光伏行业协会的资深人士也指出，中国今年要完成8吉瓦的分布式光伏发电目标较难，原因是“财政部的补贴政策并不是真正鼓励分布式发电”。
事实上，从分布式项目模型理性分析来看，若假定分布式光伏电站单位投资为8.5元/瓦、年发电利用小时数1100小时、组件年衰减率0.08%等前提，单个分布式项目投资回收期约6～9年，内部收益率高于10%。也就是说，即使在只考虑国家度电补贴0.42元的情况下，分布式光伏项目的收益率仍具有一定吸引力，补贴电价并非行业没有快速发展的主要症结所在。
如果说此前因为缺乏政策支持导致盈利前景不佳，企业的呼吁尚可理解。而当下不同，补贴电价能够保障项目的基本收益率，经过2年的行业洗牌，存活下来的光伏企业具备相对更好的资本实力和生存能力，一味提高分布式补贴电价并不能有效解决行业的发展问题。
更要命的是，对政策补贴的过于追捧和依赖，让企业忽略了更重要的问题——盈利模式。
盈利模式对于任何行业的重要性不言而喻，因为政策可以出台，示范可以扶持，但模式还需靠企业自己去挖掘。
但是，盘点涉足光伏分布式的上市企业，会发现采用的商业模式分为两种。一种为EPC，即项目建设完毕后直接出售给用户，这种模式存在较大难度，因为分布式收益率存在一定的风险，用户很难接受直接收购电站。另一种为BOT，即项目建成后与用户共同运营光伏电站，将分布式电站收益进行分成，但这种模式下，项目建设方存在收益不确定、回款不及时等风险。
当然，企业不愿涉足盈利模式有自身的客观原因。棘手的原因是，建设需要涉及当地政府、企业、电网等多方利益，但分布式项目体量小、项目分散、可复制性差等，民企要通过自身能力，形成可复制盈利模式的难度较大。
但试想，如果没有好的模式出现，即便补贴继续提高，行业仍会持续“烧钱”的状态。更何况在4月17日，国家能源局新能源司副司长梁志鹏已在公开场合明确表示，“补贴继续增加是不可能的”，这就意味着，唯一的出路是另辟蹊径、挖掘商业模式。
路径需慎择
同样，对分布式光伏路径的选择也不宜跟风。众所周知，跟风是中国商业经济的一大特色。当一个新的领域受到支持时，投资往往会一哄而上，从而导致产业的某一两个方向竞争过于激烈。
当前，即便分布式光伏的市场规模足够大，并且尚处于早期阶段，但跟风的影子已经出现。自3月后，个人光伏的投资和消息层出不穷，但投资工商业领域的信息却很少在公开媒体中出现。
且不说跟风自身引发的后果，因为在一些专业机构分析者看来，眼下投资个人也并非最好的尝试。
对于分布式光伏发展路径研究较多的华创证券就此指出，未来，首先是要通过政策的修改和落实，让分布式光伏市场逐步拥有成熟的商业模式，能够在工商业领域进行大规模推广，而非立即推广个人使用。随后，当分布式光伏度电成本降低至居民用电价格，实现平价上网，才能进入第二阶段，即家庭分布式光伏市场爆发；而第三阶段是，在成本进一步降低的情况下，分布式光伏系统与储能系统结合，才能成为家庭日常投资和消费的必需品。
