电站运营收益

上网电价区间在1.3元-1.6元/千瓦时之间。尽管如此，一位光伏业内人士认为1.2元/千瓦时的电价仍可盈利。据该人士预测，根据这一电价，预计相关示范项目平均内部收益率可与目前光伏项目齐平。而根据目前
情况，我国央企光伏项目的内部收益率普遍在8%-10%之间。国家发改委能源研究所副研究员胡润青曾表示，最终确定光热发电标杆电价定价难度很大，原因是缺乏实际的案例支撑，不确定的因素非常多，包括资源数据、系统集成

财务建模得出的收益率计算，风险管控来自于判断你提供的这些数据的基础在哪里，你累计建造的电站数量和以往电站运营的品质，那些已建成电站的实际发电数据和预测值得比对，从而评估项目的质量和风险。 　　罗
形成体系，没有做起来，主要是电站的收益目前还不透明，不可预测，关键还是政策问题。 　　受不可控因素制约 　　有消息称，安邦财产保险股份有限公司6月份向保监会提交了一份光伏行业新险种的备案文件。这或将成

原计划于2013年底将甘肃179.5MW电站转让给公司参股的电站运营公司常熟中巨，包括嘉峪关49.50MW、金昌100MW、玉门30MW，但由于项目未获核准，因此3.2亿元的利润未能确认，变更计划延至
有望实现8-9亿的营业收入，净利润有望超过1亿元；公司参股比例33.5%，有望获得超过3000万元的投资收益。中报披露，中利电子上半年并未实现销售，净利润为亏损2267万元，表明订单交付与收入确认主要集中在下半年进行 风险提示：政策不达预期；电站备案或发电量不达预期；融资不达预期。

国内现行分布式政策存在缺陷，难以消除投资风险。前面已经提到，造成企业投资收益不确定的根源是国内分布式自发自用，余量上网的光伏政策，在这一政策基础下，电站运营商将面临用电持续性、电费结算能力、自发自用
比例、发电与用电负荷匹配程度等影响电站投资收益的诸多问题，进而影响企业的投资积极性。我们以欧洲、日本、美国等海外主要分布式光伏市场作为对比，分析国内政策存在的问题。 　　1、欧洲与日本：标杆电价

项目实施条件，但其电价收费标准较低，就地消纳的光伏电价相对工业电价差距较大，甚至不如上网电价收益。三是电站运营期间不可控因素多。电站25年寿命期内变数较多，提供屋顶企业存在经营风险、屋顶老化，影响
理想，当前面临收益率低、屋顶难找、融资困难、备案难、负荷长期稳定性难以保证等多方面问题。 　　多位业内人士提出，从18个示范项目的发展情况来看，分布式光伏发电在实际运营中主要存在三方面的问题。第一，电费

工业电价差距较大,甚至不如上网电价收益。三是电站运营期间不可控因素多。电站25年寿命期内变数较多,提供屋顶企业存在经营风险、屋顶老化,影响光伏电力持续稳定消纳,甚至会因搬迁等导致电站停运。 无锡
,尽管今年初国家向多个省区市下达的分布式年度建设指导规模普遍较大,但推进速度也很不理想,当前面临收益率低、屋顶难找、融资困难、备案难、负荷长期稳定性难以保证等多方面问题。 多位业内人士提出,从18

时间，企业自发自用比例平均不超过75%。二是公共建筑电价较低。对于学校、医院、政府等公共屋面资源，有良好的项目实施条件，但其电价收费标准较低，就地消纳的光伏电价相对工业电价差距较大，甚至不如上网电价收益
。三是电站运营期间不可控因素多。电站25年寿命期内变数较多，提供屋顶企业存在经营风险、屋顶老化，影响光伏电力持续稳定消纳，甚至会因搬迁等导致电站停运。无锡示范区的示范规模是50兆瓦，进展同样不及预期

首位，我们预计实际利用小时数会超过1500-1600，电站运营经济性突出。分布式具备先行优势，募投项目驱动规模快速增长。立足地面电站开发的同时，公司利用张家港区域优势与公司制造业资源积累，快速切入
成本，提高电站盈利水平。维持推荐评级。公司转型电站运营方向明确，我们看好其后期电站业务发展态势，2014年底实现500M电站装机规模较为确定，预计2014、2015年EPS分别为0.45、0.94元

国内现行分布式政策存在缺陷，难以消除投资风险。前面已经提到，造成企业投资收益不确定的根源是国内分布式自发自用，余量上网的光伏政策，在这一政策基础下，电站运营商将面临用电持续性、电费结算能力
、自发自用比例、发电与用电负荷匹配程度等影响电站投资收益的诸多问题，进而影响企业的投资积极性。我们以欧洲、日本、美国等海外主要分布式光伏市场作为对比，分析国内政策存在的问题。1、欧洲与日本：标杆电价模式