不同于市场的观点：我们认为2014年上半年国内分布式推广速度低于预期的主要原因可以概括为两端：收费和融资，在现有的政策环境下尚未形成具备可复制性的商业模式，制约了市场的发展。我们认为随着分布式光伏政策的不断细化、调整和落实，2014年下半年有望逐步形成稳定的商业模式，行业进入加速建设期。
三阶段展望：第一阶段，分布式光伏市场形成成熟的商业模式，首先在工商业领域大规模推广；第二阶段，分布式光伏资产价值被市场广泛认可，资产转让或证券化的难度降低，资产周转率有望进一步加快；第三阶段，分布式光伏成本降低至达到居民用电平价上网，工商业分布式光伏逐步摆脱补贴依赖，分布式光伏市场真正的成长性开始爆发。
行业推荐理由：1.长期催化剂：光伏发电的特点决定了光伏未来的主要应用方向是分布式领域，随着系统成本不断降低以及燃煤发电的外部成本不断提高，一旦度电成本低于工商业用电价格，分布式光伏将首先在工商业领域迅速推广，行业的成长性将彻底爆发。2.政策推动：国家对2014年分布式光伏装机8GW目标未变，如果希望目标能够完成需要年中对分布式光伏进行政策加码，促进行业的成熟盈利模式形成，进而带动行业下半年的快速发展。3.市场预期：由于分布式光伏建设速度较慢，市场目前对分布式光伏的预期处于低点，随着政策细则的不断出台和落实，商业模式有望在下半年形成，届时市场将大幅上调分布式光伏建设的预期。
标的选取：1.企业在分布式光伏领域的核心竞争力在于屋顶资源和融资能力。随着分布式光伏建设的加速推进，好的屋顶资源必然会成为稀缺资源，拥有更强的屋顶使用权获取能力意味着更强的项目建设能力；分布式光伏初始投资成本7.5~9元/W，项目的批量建设对企业资金需求较大，因此，企业的融资能力也将成为未来行业竞争的核心竞争力。
2.林洋电子进入分布式光伏建设运营领域，我们认为公司具有三点优势：商业模式创新规避收费端风险；传统业务销售渠道有利于分布式光伏业务跨区域拓展；资产负债率低，融资能力较强。我们预计公司14、15、16年EPS1.28元、1.57元、1.82元，对应PE16.20倍、13.21倍、11.40倍，推荐评级！风险提示：分布式光伏建设低于预期的风险；林洋电子传统业务出现下滑的风险。
一、分布式光伏是未来新能源发展的必然趋势
(一)光伏发电的应用市场在于分布式
分布式光伏发电特指采用光伏组件，将太阳能直接转换为电能的分布式发电系统。它是一种新型的、具有广阔发展前景的发电和能源综合利用方式，倡导就近发电，就近并网，就近转换，就近使用的原则，不仅能够有效提高同等规模光伏电站的发电量，同时还有效解决了电力在升压及长途运输中的损耗问题。
与地面光伏电站相比，分布式光伏电站具备占地面积小、减小对电网供电依赖、灵活智能等优点，被认为是未来光伏发展的主要方向。与风电等其他清洁能源相比，光伏发电与工商业用电峰值基本匹配，因此光伏相比于其他可再生能源更适用于分布式应用。
发展分布式光伏发电系统的优势在于其经济、环保、能够提高供电安全可靠性以及解决边远地区用电等。分布式光伏发电的装机容量一般较小，初始投资和后期运维成本低，建设周期短，能够实现就近供电，对大电网、远距离供电形成有益的互补和替代，未来发展到一定比例时能够有力促进微网的建设发展。
(二)分布式能源将带来能源领域的革命
分布式发电是指位于用户所在地附近的，所生产的电力除由用户自用和就近利用外，多余电力送入当地配电网的发电设施、发电系统或有电力输出的多联供系统。分布式发电形式多种多样，因资源条件和用能需求而异，发电方式包括三大类：1、可再生能源分布式发电：主要包括小型水能、太阳能、风能、生物质能、地热能等；2、天然气分布式能源，主要是热电联产和冷热电多联供等；3、废弃资源综合利用，涵盖工业余压、余热、废弃可燃性气体发电和城市垃圾、污泥发电等。
分布式能源系统分布安置在需求侧的能源梯级利用，以及资源综合利用和可再生能源设施。通过在需求现场灵活满足用户对能源的不同需求，将输送环节的损耗降至最低，从而实现能源利用效能的最大化。
我国能源结构分布严重不均衡，西部和北部为我国能源资源集中地区，而电力消耗的主要区域分布在东南沿海，因此需要建设大量的高压输电线路进行电力运输，造成了一定的浪费，同时，一旦大电网出现大面积停电事故对于经济造成的损失巨大。图表8我国能源分布不平衡，东部可积极发展分布式能源。
我国已成为全球最大的火力发电国，煤炭在能源的比重仍高达70%左右，环境的压力导致能源结构转型迫在眉睫，分布式与可再生能源的发展成为必然趋势。未来分布式能源的兴起必然将带来能源领域的革命，能源从以前的集中、垄断走向分散、民主，清洁能源更多、更高效的应用将逐步改善我国的能源结构，进而改善我国的环境问题。
二、海外分布式发展借鉴
(一)欧美分布式光伏发展迅速
不同的国家或地区为促进分布式光伏发展指定的政策略有不同，早期光伏度电成本较高，多以初始投资补贴政策进行推动，目前主要以上网电价补贴和净电量结算政策为主。
1)初始投资补贴：启动分布式光伏市场的必要手段。
德国于1999年实行的“1000屋顶项目”与1998年实行的“10万屋顶计划”均采用初投资补贴政策。
美国实施投资税抵扣(ITC)政策，加州实施的初始投资补贴政策为直接补贴初始投资的50%。
日本1995年实施的“新阳光计划”，第一年的项目补贴初投资50%，以后新上项目的补贴比例逐年递减10%，直到2005年才取消了初投资补贴。
2)应用侧：上网电价补贴与净电量结算
上网电价补贴在欧洲与日本较为盛行。在这种模式下，通过给予较高的光伏上网电价，将行业与企业培养起来，之后逐年降低光伏的收购电价，从而推动光伏电的低廉化普及，弊端在于电力公司的电价逐步升高，对普通电力消费者造成较大的负担。
欧洲：我们以德国为例，德国2013年的政策规定，500kW以下的光伏系统可以采用“自发自用，余电上网”的政策；大于500kW的系统执行“上网电价”政策。对于2km范围内，一年之内由一家业主完成的，算作一个项目，10MW及以上的单一项目不给予补贴。目前，德国电网零售电价为25欧分/kWh左右，远高于光伏上网电价(13-19欧分/kWh)，因此自发自用比例的提高能够促使分布式项目获得更高的收益率。
日本：推动光伏市场的主要动力来自于高额的上网电价补贴政策。居民侧的上网补贴电价高达42日元，折合人民币2.57元。自2011年福岛核电危机爆发之后，日本政府和国民希望推进新能源供应电力的比重，其中太阳能光伏发电是重中之重。日本计划2020年光伏装机总量达到28GW，是2005年光伏装机总量的20倍。2030年达到53GW。
美国：基于净电量结算方式，政府提供了投资税收返还、加速折旧、投资直接补助等优惠政策，为光伏产业提供了更好的融资环境，孕育出光伏租赁业务、PPA(PowerPurchaseAgreements)等创新业务模式，其受益者包括了投资者、业主、以及普通消费者。
在政策的推动下，2009~2012年欧洲和日本的分布式光伏发展带动了全球分布式光伏装机的快速增长，目前全球分布式光伏装机增速仍保持在25%以上。从全球角度看，欧洲的分布式光伏发电装机比例较高，其中，奥地利、丹麦、荷兰等国家光伏建设基本全部以分布式的形式进行，而我国分布式光伏装机占比偏低，仅占16%左右。
根据Bloomberg对晶硅组件光伏电站度电成本测算，2013年全球平均度电成本为0.149$/kwh，欧洲多数国家如西班牙、英国、意大利、德国等的居民用电成本高于光伏度电成本，其电站建设可以逐步摆脱对光伏补贴的依赖。我国工商业用电远高于居民用电价格，目前基本已达到平价上网，由于居民电价过低，居民侧分布式光伏的发展仍具有较大的困难。
(二)德国：鼓励自发自用
2013年，德国可再生能源发电量占总发电量比例23.9%，消费量占比25.4%。德国光伏市场在政策刺激下于2008年~2010年出现爆发式增长，至2013年底光伏累计装机达到35.5GW，发电量占全国电力消费约5.0%。分布式光伏累计装机26.3GW，装机占光伏总装机比例接近75%。
政策推动：德国为提高可再生能源比例采取了一系列支持政策进行推动分布式光伏的发展，包括可再生能源法、投资税收抵免优惠、政策性银行优惠贷款、地方性资金支持等，其中，最为核心的政策为光伏发电上网政策，通过固定电价补贴促进光伏市场的发展。
鼓励自发自用：德国从2009年开始鼓励用户自发自用，对自用电量进行额外补贴，自用电量比例越大，补贴程度越高。自发自用补贴收益与日益下滑的上网电价补贴水平共同推动了分布式光伏发电的自发自用消费模式。目前德国光伏发电已实现用户端平价上网，住宅型光伏的上网电价为每千瓦时0.15欧元，低于零售电价，因此分布式光伏自发自用比例的提高能够提高项目的投资收益。可再生能源法修正案规定，自2012年4月始停止发放对小型屋顶光伏系统的自发自用补贴，将光伏上网电价的支付限制为一定比例的年光伏发电量：2012年4月以后并网的10kW以下光伏系统仅有80%的发电量可获得上网电价补贴，规模在10kW~1MW的屋顶光伏发电项目仅有90%的发电量可获得上网电价补贴，余下的10%须出售或自用，或以市场价由电网收购。
成本下降促进补贴退出：由于光伏系统成本下降较快，德国自2009年起开始削减光伏补贴额度，2012年4月颁布的可再生能源法修正案生效，不同规模的光伏发电项目享受的上网电价将以特定比例逐月递减，每月的递减比例取决于年度光伏系统的安装数量，电价补贴采取总量控制，每年补贴2.5~3.5GW，当累计装机达到52GW时不再对新增光伏装机进行电价补贴。
融资：分布式光伏电站主要由政策性银行通过商业银行为光伏电站和其他可再生能源项目提供优惠贷款，融资成本较低。经过多年运营经验，光伏项目的稳定现金流得到市场的认可，成为能够获得德国银行认可的资产投资类别。光伏电站业主可以用稳定的电费收益和光伏系统资产作为抵押物，无需或只付出较低比例的初始投资。大型分布式电站项目可以以独立运营的电站开发商(SPV)为核心吸引更为广泛的投资主体，包括机构投资者、基金、银行、社区和个人投资等。所有者以光伏电站项目资产作为抵押，由发电收入进行偿还。所有者股权比例15%~30%，可以由开发商或第三方投资者(如股权基金公司、养老基金、保险公司等)出资。
(三)台湾：标杆上网电价
台湾在2009年出台《可再生能源发展条例》后，光伏电站发展进入高速增长期，2013年年底光伏累计装机3.36GW，分布式光伏装机2.9GW，占比85%以上。
2009年，台湾出台《可再生能源发展条例》，制定6.5GW~10GW的可再生能源补贴总量目标，设立可再生能源发展基金以保障补贴资金来源，规定可再生能源电力并网和全额收购强制义务，并对可再生能源电力实行标杆上网电价统一收购的制度。上网电价执行期限为20年，采用统一电价水平。光伏电站的上网电价采取项目完工时趸购费率基准和竞标机制相结合的方法，根据电站类型和装机容量等级规定上网电价的上限费率。台湾的标杆电价制度使得分布式光伏不存在自发自用比例变化导致收益率不确定的风险，有利于稳定电站项目收益率。
台湾光伏电站上网电价分为4类，以分布式屋顶光伏电站为优先推广类型，30kW以下的屋顶光伏电站可免于竞标而直接获得上限费率电价，分布式屋顶光伏电站的上网电价远高于地面电站。
台湾分布式光伏电站以20年固定上网电价作为保障，投资收益率确定性较强，一般以光伏能源技术服务的模式进行开发运营，融资方面鼓励商业银行建立专案融资机制，引入财产保险和信用担保，有效控制投资风险。
模式一：业主自行负责电站开发投资，并委托能源技术服务公司负责设计、施工建设，业主拥有电站所有权和售电收入。能源技术服务公司可以通过提供20年质保维修等方式协助业主获得融资。
模式二：能源技术服务公司向业主租用屋顶，并提供全方位服务，包括设计、施工、保证发电、以及部分或全额负担电站融资。业主可以通过出租屋顶获取一定的收益，也可以与能源技术服务公司共同出资开发光伏电站，双方按比例分享售电利润。
其他模式还包括合同能源管理模式、能源技术服务公司仅提供技术咨询等。
(四)美国：政策环境催生SolarCity创新商业模式
在美国联邦政府和各州政府政策刺激下，美国分布式光伏市场长期维持40%以上的高增长。2013年底，美国光伏累计装机13.22GW，分布式光伏累计装机6.14GW，占比45%以上。
美国光伏是基于净电量结算方式，政府提供投资税收返还、加速折旧、投资直接补助等优惠政策。
美国联邦政府关于光伏的补贴：
(1)ITC补贴：联邦政府将光伏设备投资额的30%作为投资者的税收减免金额，投资者可用于其它生意的税收减免。
(2)加速折旧：允许投资人将30年使用寿命的设备在5年内快速折现完，作为税收抵扣(美国所得税约35%)快速回款，以减少资金成本。2013年底前，还允许企业在第一年折旧投资额的50%。
州政府的补贴：
包括投资现金返还、度电补贴、税收减免、绿色电力牌照等。具体各个州的补贴方式和幅度都不同，其中加州以度电补贴和现金返还为主，新泽西州以绿色电力牌照为主。联邦政府及州政府的补贴额度，加起来占到目前光伏设备投资额50%左右的份额。
可再生能源配额标准(RPS)是美国州级可再生能源技术应用中最常采用的配套政策形式，以法律的形式强制规定到某个时间结点前电网中可再生能源电力的供应比例。截至2012年底，美国有16个州及华盛顿特区均实行了包括明确太阳能电力目标的可再生能源配额标准(RPS)。尽管各州RPS的政策形式与指定目标不尽相同，但其核心内容是要求零售电力供应商逐渐增多可再生能源电力供应；大部分地区允许可再生能源许可证(RECs)交易，提高配额标准执行的灵活性。2012年，联邦政府提出联邦级清洁能源标准(CES)，未来将可能实现在国家范围内强制要求清洁能源电力供应的比例。
图表28美国主要光伏政策
我们认为，在美国的现有光伏政策条件下，SolarCity成为分布式光伏创新商业模式的最为成功的案例。SolarCity公司于2008年10月成立，是美国一家专门发展家用光伏发电项目的公司，位于加州福斯特城。SolarCity可提供从系统设计、安装以及融资、施工监督等全面的太阳能服务。目前公司在加州、亚利桑那州和俄勒冈州的500个社区提供服务。
SolarCity与众不同的在于其创新的商业模式，公司主要通过与终端消费者签订能源采购合约(PPA)收取租赁费盈利，它还与投资方共同享受政府的返现、税收补贴等，同时住户以支付月费的方式租赁太阳能电池板，并且省去了购买设备和安装的大笔开支。
SolarCity通过其创新的商业模式在美国分布式光伏市场迅速成长，市占率由2012年的12%提高至30%以上，每年新增装机增速高达80%以上。随着装机量的快速增长，未来运营产生的收入和现金流将出现加速上涨态势。
我们认为，SolarCity商业模式成功的核心在于：相比普通的电力公司供电，能够降低用户的用电费用。通过政府给予的税收抵免政策、发电补贴政策为用户提供优惠的用电价格，以此吸引客户，确保现金流的持续流入，同时通过将电站资产进行证券化，通过引入投资基金等来减少前期投入成本，从而维持业务的快速拓展。
公司的销售模式主要分为两种：PPA(PowerPurchaseAgreement)与光伏租赁模式。
PPA(PowerPurchaseAgreement):主要应用在SolarCity的商业项目中。SolarCity、商业用户及电力公司签订三方协议，SolarCity负责建设和维护光伏系统，并将光伏发电出售给电力公司(电价初始议定)；电力公司负责收购光伏电并出售给商业用户；商业用户需要出让屋顶并支付低于常规电力的电费。
PPA的另外一种模式与光伏租赁模式类似，SolarCity直接出售价格较低的光伏电给用户(主要为小型商业项目和一些居民项目)，5年过后用户可以在任何时间内收购自己屋顶的光伏系统。
图表35 PPA模式各方利益总结
PPA模式对于光伏系统开发公司的风险：政策的退出直接导致收益率的下降；竞争对手可能会报出更低的合约价格来吸引PPA客户，进而压缩从事PPA业务的公司的利润。
光伏租赁业务：主要应用在SolarCity的居民项目中。政策前提为美国净计量电价(NetMetering)政策。在光伏租赁模式下，SolarCity与居民用户签订20年协议，为居民用户建设及维护屋顶光伏系统，和提供发电服务；SolarCity对发电量作出保证，若未达到发电量，SolarCity需补偿。用户有两种付费模式：(1)保证用电的基础上，居民每个月向Solarcity缴纳固定的租金(一般低于居民每月电费)；(2)按净用电量结算，居民用户只需支付净额用电量的电费。用电量超过发电量时，居民用户向电力公司购买相应电力；发电量超过用电量时，居民用户则会得到一个基于零售价格的信用额度(可在下期使用)，居民用户从节省的电费中拿出一部分支付给SolarCity作为光伏租赁费(租率根据是否提交少量安装费而定)。
SolarCity的融资模式主要分为三种，VIE模式、转租模式以及售后返祖模式。SolarCity的创新商业模式需要源源不断地融资，进而抢占市场份额。BT业务的资金周转周期为3~6个月；PPA业务因为开发之后不能直接出售系统，周期长达10~20年，回收期需要5年左右，因此，通过不同的融资模式来回收未来的现金流成为业务快速复制的关键。
VIE模式：Solarcity与基金共同出资成立公司，购买solarcity建造的电站，租赁或PPA给客户。主要产生4类经济收益，客户的租赁费、税收抵扣、折旧避税、补贴。
转租模式(LeasePass-through)：Solarcity签订一个主租赁合同给基金，基金再转租赁给客户。总体来讲，投资基金会拿走大部分退税补贴收益和小部分加速折旧避税的收益，Solarcity可以拿到补贴、部分租赁费以及绝大部分加速折旧带来的避税收益。
售出返租(SaleLease-back)：由基金一次性提供资金，然后返租赁给Solarcity，Solarcity再租给客户。三种政府优惠都给予基金，solarcity赚取主次租赁费之间的差价。
Solarcity在以上三种融资模式之外还通过其他途径进行融资，如2013年11月向私人发行配售5400万美金的光伏资产抵押债券(SABS)，利率为4.8%；2012年9月与美国银行、美银美林等银行、企业，达成信用贷款协议；发行普通股、可转换可赎回优先股、可转换高级票据等。
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