余電上網執行標桿電價可兜底分布式的收益。根據Solarzoom報道，達到一定要求（35千伏以內并網、有效利用灘涂和魚塘的項目）的分布式項目有望享受地面電站的標桿電價，目前新政已在能源局內部達成一致意見，并在發改委、財政部會簽。如果余電上網執行1元標桿電價，自發自用比例對項目IRR的沖擊會顯著降低。
　　消除自發自用比例風險的最佳方式是就近轉售電。如果能順利實現就近轉售電，樂觀情況下，自發自用比例可以接近100%。《關于分布式光伏發電項目管理暫行辦法的通知》允許開發區內的分布式轉售電，由于該政策會影響電網的利益，具體執行效果有待觀察。另外，如果就近售電能擴大至開發區以外的項目，能顯著提升分布式整體預期收益率。
　　分布式運營商需要考慮業主搬遷或其他因素導致的無法長期用電的極端情況，降低風險的辦法是“就近售電+擇優選擇屋頂業主”，最悲觀情況下需要搬遷電站，大概增加0.2-0.3元/w的成本。因此，從政策制定和執行層面上，解決分布式項目收益率風險的關鍵是余電上網給予標桿電價，允許所有分布式項目就近售電并把政策執行到位。我們認為，前一個政策有望在2014年三季度推出，后一個政策意義更大，但涉及的利益博弈更多，需要在后續項目執行過程中再驗證。
　　電費難收增加運營商的壞賬和現金流風險。目前分布式運營商租賃屋頂有兩種模式：支付固定的屋頂租賃費，業主必須全部接納電站產生的電力；按當地工商業電價的8-9折銷售給業主，不額外支付租賃費。目前關于分布式結算方式的細則還未出臺，兩種模式都面臨企業拖欠電費的風險。
　　林洋電子與電網公司合作模式可供借鑒。在電費結算政策細則出臺前，通過合理的商業模式——與電網公司合作，將雙方利益捆綁在一起，借助電網公司的平臺解決電費收取和并網的問題，是目前最好的商業模式。另外，愛康科技在張家港、江陰、無錫首創性、低成本的走通了電力公司代收電費模式，只增加了0.02-0.03元/w的運行費用，是另一種比較好的解決辦法。
　　運營環節分第三方租賃和PPA兩種商業模式，按照國內分布式現狀，購電協議（PPA）模式對運營商來說風險更低。
　　Solarcity采用第三方租賃模式，業主無需購買光伏系統，與第三方簽訂租賃合同。業主自用光伏系統產生的電能，多余電量可出售給電網。理想情況下，業主支付的租金低于每個月節省的電費和補貼之和。國內運營商普遍采用購電協議（PPA）模式，業主通過購電協議購買光伏系統產生的電，而非租賃設備。運營方給予業主一定的電價優惠（打8-9折）作為換取屋頂使用權的對價。

　　在第三方租賃模式中，業主出讓屋頂的效益依賴于其用電收益與租金的差額，相對不明確。同時，運營商的收益全部來自業主支付的租金，風險較高。而在PPA模式中，電價優惠比例使業主對出讓屋頂的效益更明確。運營商需要向業主收取的僅為打折后的電費，比例較小，應收賬款的風險較低。