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。
　　林洋电子与电网公司合作模式可供借鉴。在电费结算政策细则出台前，通过合理的商业模式——与电网公司合作，将双方利益捆绑在一起，借助电网公司的平台解决电费收取和并网的问题，是目前最好的商业模式。另外，爱康科技在张家港、江阴、无锡首创性、低成本的走通了电力公司代收电费模式，只增加了0.02-0.03元/w的运行费用，是另一种比较好的解决办法。
　　运营环节分第三方租赁和PPA两种商业模式，按照国内分布式现状，购电协议（PPA）模式对运营商来说风险更低。
　　Solarcity采用第三方租赁模式，业主无需购买光伏系统，与第三方签订租赁合同。业主自用光伏系统产生的电能，多余电量可出售给电网。理想情况下，业主支付的租金低于每个月节省的电费和补贴之和。国内运营商普遍采用购电协议（PPA）模式，业主通过购电协议购买光伏系统产生的电，而非租赁设备。运营方给予业主一定的电价优惠（打8-9折）作为换取屋顶使用权的对价。

　　在第三方租赁模式中，业主出让屋顶的效益依赖于其用电收益与租金的差额，相对不明确。同时，运营商的收益全部来自业主支付的租金，风险较高。而在PPA模式中，电价优惠比例使业主对出让屋顶的效益更明确。运营商需要向业主收取的仅为打折后的电费，比例较小，应收账款的风险较低。