2014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：发电量波动（气候和电站质量导致）；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）；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。一季度多数省份分布式新增备案规模占配额比规划不足5%，甚至部分省市未有新增备案项目。我们认为，三季度分布式政策加码和配套措施出台将促使分布式市场一触即发，三季度逐渐上量，四季度爆发式增长。
保险的介入将是改变银行对分布式态度的关键。2014年6月初，安邦财产保险向保监会提交了一份光伏行业新险种的备案文件，涉及光伏电站发电量的险种，英大泰和、怡和立信也在进行尝试。健全的保险体制能降低运营商的风险，打消银行的部分顾虑，是光伏电站实现资产证券化的重要基础。
以航禹太阳能购买的140kw分布式项目保单为例：保单期限为12个月，承包范围包括物质损失险和额外费用保险。物质损失险即对整个光伏发电系统损失、丢失和遭到破坏的保险，额外费用险则是发电量保险。
保险的基础是，以有电力资质的设计院出具的科研报告为基础参照，该项目评估的年发电量为17万kwh.保单中对额外费用保险的赔偿方式为：如果年发电量没有达到报告评估机构评估的年预计发电数的90%，保险人负责赔偿额外费用，按照每千瓦每天赔偿3元（4月1日到9月30日）和5元（10月1日至3月31日）计算，赔偿限额为7万3千元。保费为物质损失部分1700元，额外费用保险555元。该保险由鼎和保险投保。
引入保险增加的成本较低。综合考虑自发自用和余电上网的收益，分布式每度电实现1.12元收入，按17万度电的预期发电量，合计年收入19万元电费。555元的发电量保险仅增加0.29%的运维费用，即使考虑物质损失险，增加1.1%的运维费用，对IRR影响有限。
发电量保险兜底电站收益。按预期的19万元年电费收入，除非遇到极端情况，90%的发电量保险和7.3万元的赔偿限额能兜底17.1万元的电费收入。假设电站运营净利率30%，预期5.7万元净利润和13.3万元成本（包括财务费用、折旧和运维费用），加入保险后，成本提升到13.5万元，60%-90%的实际发电量能实现保底3.6万元净利润，锁定预期利润的63%.
自发自用比例对电站运营IRR影响很大。自发自用每度电收益1.18元（0.85*90%+0.42），余电上网收益仅0.82元（0.40+0.42），100%、80%和0%的自发自用比例对应的加杠杆IRR分别为19%、15%和5%.相比地面电站直接按标杆电价卖电的简单模式，分布式的业主用电存在波动性，而且是否能长期经营也存在不确定性，使项目难有明晰的预期IRR.
余电上网执行标杆电价可兜底分布式的收益。根据Solarzoom报道，达到一定要求（35千伏以内并网、有效利用滩涂和鱼塘的项目）的分布式项目有望享受地面电站的标杆电价，目前新政已在能源局内部达成一致意见，并在发改委、财政部会签。如果余电上网执行1元标杆电价，自发自用比例对项目IRR的冲击会显著降低。
消除自发自用比例风险的最佳方式是就近转售电。如果能顺利实现就近转售电，乐观情况下，自发自用比例可以接近100%.《关于分布式光伏发电项目管理暂行办法的通知》允许开发区内的分布式转售电，由于该政策会影响电网的利益，具体执行效果有待观察。另外，如果就近售电能扩大至开发区以外的项目，能显著提升分布式整体预期收益率。
分布式运营商需要考虑业主搬迁或其他因素导致的无法长期用电的极端情况，降低风险的办法是就近售电+择优选择屋顶业主，最悲观情况下需要搬迁电站，大概增加0.2-0.3元/w的成本。因此，从政策制定和执行层面上，解决分布式项目收益率风险的关键是余电上网给予标杆电价，允许所有分布式项目就近售电并把政策执行到位。我们认为，前一个政策有望在2014年三季度推出，后一个政策意义更大，但涉及的利益博弈更多，需要在后续项目执行过程中再验证。
电费难收增加运营商的坏账和现金流风险。目前分布式运营商租赁屋顶有两种模式：支付固定的屋顶租赁费，业主必须全部接纳电站产生的电力；按当地工商业电价的8-9折销售给业主，不额外支付租赁费。目前关于分布式结算方式的细则还未出台，两种模式都面临企业拖欠电费的风险。
