長期以來，新能源項目估值普遍采用剩余經營期現金流折現的方式，并在此基礎上將基準日至交易日發生的、預期對未來現金流產生影響的應收應付、未分配利潤等款項進行調整。

針對在建設期或經營期初以BT模式交易的項目，投資人一般采用項目現金流折現，評估的是項目本身的素質，不因股東和融資結構而異，核心指標是項目IRR、投資回收期、EV/每瓦價值等。

針對投運若干年的項目，由于長期貸款已經解決，新股東只需承接股權；有能力的主體還會進行再融資安排，因此會重點評估疊加了杠桿之后的股權價值，股權回報因人而異，核心指標是股權IRR、分紅IRR、投資回收期、PB（股權對價較賬面溢價幾倍）。

估值方法是亙古不變的，但站在新的發展形勢下，假設需要修正。

消失的30年

新能源項目的折舊管理中，一直存在固定資產與無形資產的期限錯配。

常規陸上風電項目經營期為20年，而以征地方式取得的升壓站、風機點位土地使用期限為50年。會計處理中，部分主體會將二者作為整體以相同期限折舊，比如中廣核新能源在2020年年報中披露，電力與蒸汽產生設施的折舊期為17至30年或相關營業執照期間；另一些主體會將土地與其他資產分而治之，比如龍源電力在2020年年報中提出，風機折舊年限為15-25年，土地、樓宇和建筑物折舊年限為10-40年。

歷史上，資產估值中交易雙方只看20年經營期內的現金流，到期未完成折舊攤銷的土地價值進行殘值回收。不考慮20年后的收益，這首先是從項目核準和法定經營年限出發；此外，十三五早期，全國整體風電項目壽命還比較年輕，大多數沒有出質保，對于20年以后的處置方式，從監管部門到開發商都尚未形成清晰的認知，收益確實難以量化。

成熟資產成為熱門標的

如今，市場發生了本質變化。

經過十余年的發展，我國風電存量裝機超過2.8億千瓦。到2021年底，接近半數（129GW）裝機運行5年以上，達到出質保狀態；1/6裝機（47GW）運行10年以上（含）；超過1GW裝機運行超過16年，進入項目經營期尾聲。

圖1 截止2021年底各運行年限風電裝機及占比

存量項目交易不僅在發生從賣路條向賣資產的轉變、也在從賣早期資產向賣成熟資產順延。出于回籠資金、變現開發收益等因素考慮，越來越多的民營企業會將成熟資產拿出來待價而沽。對于五大三峽兩核等主體來說，擴張的同時需要時刻關注負債率和現金流，因此通過發行ABS、REITs等產品或接盤基金、尋找戰略投資人出售存量項目部分股權，會是大型開發商規模增加后的下一步動作。

延展性價值已顯現

退役、延壽、翻新、重置，去年還是話題，今年已經是業務。

雖然至今為止全國統一的退役技改重置政策尚未明確，但部分省份已經出臺試點政策，大型業主也普遍開始針對運行10年以上的老舊風場提出技改重置方案，保守方案會按照原項目剩余年限作為投資回收期、以容量不變的方式進行設計，中觀和樂觀方案則考慮增容、在原項目到期后轉平價繼續運行，測算技改后20-25年的回報。

在技改重置成為可能的前提下，針對一個已運行15年的項目進行股權轉讓，受讓方看重的一定不僅僅是剩余5年的現金流，而是未來30年的延展性。那么針對一個已投運5-10年的項目估值時，是否也應該考慮延展性收益？

買方可能會采取裝糊涂的態度。但存量項目業主必須思考如下問題：

你要出售的是本期項目最多20年的經營權？還是基于土地出讓制度對升壓站和風機點位的50年使用權？抑或是在廠區之內采用見縫插針、機組升級改造等適當方式擴容的開發便利權？以及在綠地資源開發殆盡背景下，高風速地區資源的再開發權？與眼前20年的平庸相比，未來30年是否更具想象空間？

基于目前的一般假設，在20年運行的基礎上如能延壽5年，在運維費按照原假設持續3%增長的情況下，項目IRR有望提升0.5%-1%；如果將老舊項目在經營期20年末重置，考慮到升壓站、道路、線路、甚至是塔筒均可重復使用，風機設備價格的下降因素，即使存在拆除棄置費和核準開發費，整體新增投資仍將顯著低于當前同等裝機容量的投資水平，產生可觀收益。

從投資回報的角度出發，如果下一個30年IRR與第一個20年相同，50年總體IRR不會增加，但凈現值卻會翻倍。而且從長周期來看，電價、造價、運維費、收益率要求均為可變因素，但風資源密集地區的資源品質卻會保持穩定，這一點在時間面前顯得彌足珍貴。

接入比資源更稀缺

今年以來，市場出現了一個值得反思的現象。風機招標量大，但出貨量和并網量少；發電側積極擴張，但電網側投資并未同步，導致接入通道變得比風光資源更稀缺。

圖22021年新能源預期與實際并網量/萬千瓦

6月1日，國家發改委、能源局聯合印發《關于做好新能源配套送出工程投資建設有關事項的通知》，對于電網企業建設有困難或規劃建設時序不匹配的新能源配套送出工程，允許發電企業投資建設，以緩解新能源快速發展帶來的并網消納壓力。

回溯歷史，上一輪鼓勵發電企業自建線路是在十二五早期，根據當時的政策，自建外送線路要么由電網公司擇機回購，或者享受電價補貼。但后期執行中，從2018年6月起，全部自建外送線路的補貼被終止發放，但電網公司回購的主要是220kV以上線路。而110kV以下線路至少占自建線路總量一半以上，這部分線路處于既無補貼又沒回購的最差狀態，成為電改降價下進一步推高開發商運營負擔的不可承受之重（具體參見《4萬公里外送線路回購待考》）。

相比，本次政策對外送線路的處置方式描述更為模糊，不再有度電補貼，電網回購也沒有明確的時間表，僅為“適當時機依法依規回購”。對發電項目投資人而言，沒有明確的投資回收機制，自建線路將會進一步拉低本已微薄的項目收益；從政府角度出發，新建線路也會涉及審批、征地、投資等問題，難以一蹴而就。對各方來說，利用存量項目通道都是最為經濟可行的選擇。

2021年3月，山西省能源局發布《關于進一步梳理全市風電項目有關事宜的通知》，要求各縣（市、區）能源局認真疏理屬地運行5年及以上的風電項目情況，在保證安全的前提下，充分挖掘風電場潛能，在原風場廠址內利用現有設備設施、已有升壓站及送出線路進行項目技改升級置換，擴容規模不超出送出線路最大容量。

在這種狀況下，賣出存量項目股權、尤其是含有外送線路的存量項目股權，其實也是在賣出近期新增并網項目的接入權。這一點在存量項目估值中同樣被忽視。在接入成為瓶頸的環境下，項目開發思路也應該轉變。去年，伴隨綜合能源熱潮，發電側企業普遍開始了沿著電力流向下行走的探索，但當時的出發點更多是由于發電側競爭激烈、到達收入和利潤的瓶頸期，希望尋找第二主業。如今來看，發電側與負荷側對彼此重要性的認識還不夠深刻。以源荷一體的方式新建零碳負荷，是對發用電雙方來說，都更有意義的方式。

20年太短，應放眼更長期的未來；當接入成為瓶頸，單純的發電側開發也無法完成3060目標。在成熟資產成為熱門標的的當下，考慮到接入權的稀缺性、土地使用權的長期性、風資源的永久性，假設也應該被重新設置，方可還原一個真實的資產價值。