长期以来，新能源项目估值普遍采用剩余经营期现金流折现的方式，并在此基础上将基准日至交易日发生的、预期对未来现金流产生影响的应收应付、未分配利润等款项进行调整。
（来源：微信公众号“风电顺风耳” ID：fengdianshunfenger 作者：宋燕华、吴世龙）
针对在建设期或经营期初以BT模式交易的项目，投资人一般采用项目现金流折现，评估的是项目本身的素质，不因股东和融资结构而异，核心指标是项目IRR、投资回收期、EV/每瓦价值等。
针对投运若干年的项目，由于长期贷款已经解决，新股东只需承接股权；有能力的主体还会进行再融资安排，因此会重点评估叠加了杠杆之后的股权价值，股权回报因人而异，核心指标是股权IRR、分红IRR、投资回收期、PB（股权对价较账面溢价几倍）。
估值方法是亘古不变的，但站在新的发展形势下，假设需要修正。
消失的30年
新能源项目的折旧管理中，一直存在固定资产与无形资产的期限错配。
常规陆上风电项目经营期为20年，而以征地方式取得的升压站、风机点位土地使用期限为50年。会计处理中，部分主体会将二者作为整体以相同期限折旧，比如中广核新能源在2020年年报中披露，电力与蒸汽产生设施的折旧期为17至30年或相关营业执照期间；另一些主体会将土地与其他资产分而治之，比如龙源电力在2020年年报中提出，风机折旧年限为15-25年，土地、楼宇和建筑物折旧年限为10-40年。
历史上，资产估值中交易双方只看20年经营期内的现金流，到期未完成折旧摊销的土地价值进行残值回收。不考虑20年后的收益，这首先是从项目核准和法定经营年限出发；此外，十三五早期，全国整体风电项目寿命还比较年轻，大多数没有出质保，对于20年以后的处置方式，从监管部门到开发商都尚未形成清晰的认知，收益确实难以量化。
成熟资产成为热门标的
如今，市场发生了本质变化。
经过十余年的发展，我国风电存量装机超过2.8亿千瓦。到2021年底，接近半数（129GW）装机运行5年以上，达到出质保状态；1/6装机（47GW）运行10年以上（含）；超过1GW装机运行超过16年，进入项目经营期尾声。
图1 截止2021年底各运行年限风电装机及占比
存量项目交易不仅在发生从卖路条向卖资产的转变、也在从卖早期资产向卖成熟资产顺延。出于回笼资金、变现开发收益等因素考虑，越来越多的民营企业会将成熟资产拿出来待价而沽。对于五大三峡两核等主体来说，扩张的同时需要时刻关注负债率和现金流，因此通过发行ABS、REITs等产品或接盘基金、寻找战略投资人出售存量项目部分股权，会是大型开发商规模增加后的下一步动作。
延展性价值已显现
退役、延寿、翻新、重置，去年还是话题，今年已经是业务。
虽然至今为止全国统一的退役技改重置政策尚未明确，但部分省份已经出台试点政策，大型业主也普遍开始针对运行10年以上的老旧风场提出技改重置方案，保守方案会按照原项目剩余年限作为投资回收期、以容量不变的方式进行设计，中观和乐观方案则考虑增容、在原项目到期后转平价继续运行，测算技改后20-25年的回报。
在技改重置成为可能的前提下，针对一个已运行15年的项目进行股权转让，受让方看重的一定不仅仅是剩余5年的现金流，而是未来30年的延展性。那么针对一个已投运5-10年的项目估值时，是否也应该考虑延展性收益？
买方可能会采取装糊涂的态度。但存量项目业主必须思考如下问题：
你要出售的是本期项目最多20年的经营权？还是基于土地出让制度对升压站和风机点位的50年使用权？抑或是在厂区之内采用见缝插针、机组升级改造等适当方式扩容的开发便利权？以及在绿地资源开发殆尽背景下，高风速地区资源的再开发权？与眼前20年的平庸相比，未来30年是否更具想象空间？
基于目前的一般假设，在20年运行的基础上如能延寿5年，在运维费按照原假设持续3%增长的情况下，项目IRR有望提升0.5%-1%；如果将老旧项目在经营期20年末重置，考虑到升压站、道路、线路、甚至是塔筒均可重复使用，风机设备价格的下降因素，即使存在拆除弃置费和核准开发费，整体新增投资仍将显著低于当前同等装机容量的投资水平，产生可观收益。
从投资回报的角度出发，如果下一个30年IRR与第一个20年相同，50年总体IRR不会增加，但净现值却会翻倍。而且从长周期来看，电价、造价、运维费、收益率要求均为可变因素，但风资源密集地区的资源品质却会保持稳定，这一点在时间面前显得弥足珍贵。
接入比资源更稀缺
今年以来，市场出现了一个值得反思的现象。风机招标量大，但出货量和并网量少；发电侧积极扩张，但电网侧投资并未同步，导致接入通道变得比风光资源更稀缺。
图22021年新能源预期与实际并网量/万千瓦
6月1日，国家发改委、能源局联合印发《关于做好新能源配套送出工程投资建设有关事项的通知》，对于电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的新能源配套送出工程，允许发电企业投资建设，以缓解新能源快速发展带来的并网消纳压力。
回溯历史，上一轮鼓励发电企业自建线路是在十二五早期，根据当时的政策，自建外送线路要么由电网公司择机回购，或者享受电价补贴。但后期执行中，从2018年6月起，全部自建外送线路的补贴被终止发放，但电网公司回购的主要是220kV以上线路。而110kV以下线路至少占自建线路总量一半以上，这部分线路处于既无补贴又没回购的最差状态，成为电改降价下进一步推高开发商运营负担的不可承受之重（具体参见《4万公里外送线路回购待考》）。
相比，本次政策对外送线路的处置方式描述更为模糊，不再有度电补贴，电网回购也没有明确的时间表，仅为“适当时机依法依规回购”。对发电项目投资人而言，没有明确的投资回收机制，自建线路将会进一步拉低本已微薄的项目收益；从政府角度出发，新建线路也会涉及审批、征地、投资等问题，难以一蹴而就。对各方来说，利用存量项目通道都是最为经济可行的选择。
2021年3月，山西省能源局发布《关于进一步梳理全市风电项目有关事宜的通知》，要求各县（市、区）能源局认真疏理属地运行5年及以上的风电项目情况，在保证安全的前提下，充分挖掘风电场潜能，在原风场厂址内利用现有设备设施、已有升压站及送出线路进行项目技改升级置换，扩容规模不超出送出线路最大容量。
在这种状况下，卖出存量项目股权、尤其是含有外送线路的存量项目股权，其实也是在卖出近期新增并网项目的接入权。这一点在存量项目估值中同样被忽视。在接入成为瓶颈的环境下，项目开发思路也应该转变。去年，伴随综合能源热潮，发电侧企业普遍开始了沿着电力流向下行走的探索，但当时的出发点更多是由于发电侧竞争激烈、到达收入和利润的瓶颈期，希望寻找第二主业。如今来看，发电侧与负荷侧对彼此重要性的认识还不够深刻。以源荷一体的方式新建零碳负荷，是对发用电双方来说，都更有意义的方式。
20年太短，应放眼更长期的未来；当接入成为瓶颈，单纯的发电侧开发也无法完成3060目标。在成熟资产成为热门标的的当下，考虑到接入权的稀缺性、土地使用权的长期性、风资源的永久性，假设也应该被重新设置，方可还原一个真实的资产价值。
评论