1.1 一个基础的数学模型：IRR、折现率与企业价值增厚
我们在《绿电行业暨新型电力系统系列深度报告一：利多因素量变引发质变，看多绿电板块》中，详细介绍了我们构建绿电的估值模型。本节我们对该模型进行简要回顾，作为进一步理论延伸以及基本面讨论的基础。 首先，从 DCF 模型原理出发，构建 IRR、折现率与企业价值增厚的量化关系。任何一笔投资，都可以视为先流出一笔现金，然后在未来一段时间内陆续收回更多现金的过程，对初始投资大、边际成本低的能源领域尤为适用。以一个极简的单项目模型说明：假设某项目的初始投资金额为 100 元，项目期限 5 年，每年获得净现金流入30 元，使用年金公式可以算出该项目的内部收益率 IRR 为 15.24%，内部收益率只与项目本身的现金流有关。但是在计算项目估值时，我们需要引入一个新的参数，即折现率，折现率的本质是外部收益率，即外部投资者要求的必要收益率，与项目本身的风险特征以及估值时点的市场环境、利率环境和风险偏好有关。该案例中，我们假设为 10%，则项目的净现值为13.72元，投产后项目价值为 113.72 元。净现值 13.72 元就是该笔投资带来的企业价值增厚。
为了更清楚的展现出内部收益率 IRR、折现率与项目价值增厚的关系，我们将该过程拆解：采用摊余成本法处理，将项目未来 5 年的现金流分解成等价的5 笔单独投资，视为第0年投资 100 元，第 1 年按照 15.24%的收益率获得 115.24 元，取走30 元，将剩余85.24元进行第二次投资，收益率维持 15.24%，然后以此类推，第五年末项目价值摊到0。定义每一期的经济增加值 EVA（economic value added）=（内部收益率-必要收益率）*每期投资本金。经济增加值的数学内涵就是每一期资本金的实际收益减去机会成本后的净收益。我们将每一期的经济增加值，按照必要收益率折现到第0 年的时点。
1.2 收益率分化的底层因素：级差地租与祖父法则
沿着上节继续讨论，内部收益率与必要收益率的差值是投资创造价值的基础。而必要收益率的背后是机会成本，因此内部收益率高于必要收益率，前提是项目存在壁垒。现有资产的价值增厚，很大程度上取决于壁垒的强度；未来资产的价值增厚，取决于壁垒的可复制性。对于能源领域，不同能源品种以及同类能源品种中的不同资产收益率差别极大，相同的初始投资带来的实体回报乃至二级市场股价走势天壤之别。我们认为该现象可以用古典经济学中的级差地租理论精准描述。 级差地租理论最早用于研究农业生产，由于土地的肥力与位置不同，在相同的劳动投入量下，优质土地耕种者的产出更高，因此单位生产成本低于社会平均成本，从而获得更多利润。但是在劳动力市场和土地租赁市场充分竞争的情况下，超额产出会以地租的形式归优质土地的所有者拥有。只要地租是所谓的“公允价值”，耕种者无法获得超额收益。联系到上述 IRR 模型，地租的涨跌相当于改变了项目的初始投资成本，进而改变IRR，最终使得 IRR 向折现率靠拢。如果 IRR 仍然高于折现率，只能说地租“不够公允”。
现实中，级差地租理论更适合研究农产品而非一般工业品，主要源于农业的两大特点，其一是终端商品同质化，市场化条件下最终售价一样（至少差别不大）；其二是产出差异的重要来源是土壤肥力及地理位置，无法通过技术、管理、营销等人为因素抹平。因此，优质土地的超额产出长期存在 1，差别只是土地产权和租赁合同带来的超额收益归属。对比可以发现，能源产品的生产函数与农产品具有较高的相似性，终端商品同质化以及自然资源禀赋差异化。从传统能源中的煤矿、水电到新能源中的风电、光伏，不同能源品种之间均有可替代性，但是因为自然资源禀赋不同，生产成本存在极大差异，少数低成本供给在收益率的绝对值（利差更大）和稳定性（销量受需求波动影响小）上同时占优。而少数低成本供给获得超额收益的本质，是“祖父法则”下对当初地租不公允的承认。相比经典理论中一年一签的地租，能源行业的初始投资相当于一次性签订了非常长期的地租合约。随着时代、技术以及供需格局的变化，地租的公允价值已经天翻地覆，但是基于“祖父法则”，即对既有事实的承认，地租的收益归能源企业所有。随着市场化持续推进以及优质资产相对愈发稀缺，每种能源品类中的少数低成本供给最终脱颖而出。
1.3 风电相对光伏的竞争优势：资源壁垒与系统成本
如前文所述，水电是整个电力行业中的少数低成本供给，市场对此已有普遍认知。但是在能源转型大背景下，水电受制于资源禀赋的稀缺性，难以承担增量供给的重任。而在新能源领域，风电是相对光伏而言的少数低成本供给，我们认为市场对此认知并不充分。首先，风电优质场址有限，存在资源壁垒，而光伏几乎不存在。从我国风力资源和光照资源分布图可以看出，风力资源受地形影响，质量变化非常陡峭；而光照资源主要受纬度和降雨影响，变化较为平缓。对于典型风场，相隔数十米甚至数米风力强度就可能出现变化，而对于大部分平原地形，方圆数百平方公里内，光照资源往往不会有太大差别。风力资源的最小区间是小于100W/平方米，最大区间是 1000-2000W/平方米；而光照资源的最小区间是小于 1000 kWh/m2·a，最大区间是大于 2100 kWh/m2·a，风力资源的优劣级差显著大于光伏。随着新能源开发规模的扩大，优质资源的“级差地租”会逐步显现，一般资源为优质资源提供收益率支撑。
在土地经营模式上，风电由于涉及更多的基础设施建设，一般为征地，按照建设用地管理，早期风场出让年限多为 50 年。而光伏多为租赁，合同年限为20-25 年。其次，从发电特性来看，风电的系统成本显著低于光伏，进一步提升风电的相对优势。自双碳战略提出以来，从我们的观察来看，在相当长的时间内，市场普遍认为光伏新技术层出不穷、转换效率持续提升，而风电仅仅是机械结构，技术进步空间有限，因此长期来看光伏的综合成本将低于风电。如果单纯从发电成本来看，上述结论没有太大问题，但是考虑在新型电力系统中电力的时间价值极其重要，我们需要比较的是站在终端消费者角度的全社会综合成本。 随着新能源发电量占比持续提升，新能源出力不稳定的问题带来了日益增长的系统成本，在很多区域甚至超过了发电成本。系统成本最主要的构成就是调峰成本，包括了煤电等灵活性机组的合理利润，以及对频繁启停和利用小时数下降补偿。新能源尤其是光伏，出力曲线的最大问题是与用电需求在时间上错配，如每天用电量的最高峰出现在傍晚 6 点-8 点，而此时光伏出力接近零；用电量相对较少的中午则是光伏出力最大的时点。出力曲线形状的劣势无法通过光伏自身的技术进步弥补，当光伏发电量占比提升后，调节性电源的出力呈现出明显的“鸭形曲线”，因酷似鸭子而得名。相比之下，风电一方面单个机组出力的时间特性不明显，另一方面不同机组出力的同时性不高，在大数定律下，多个风场集群的总输出功率相对平滑。
从 2024 年以来典型月份各地现货市场的价格来看，几乎所有月份、所有试点省份，风电均价都高于光伏。直接原因是风电出力曲线更平滑，有更多的出力落在高电价时段，而更根本的原因，是风电的全社会综合成本低。 在市场化条件下，理论上终端消费者会为同质化商品（稳定的、随时可用的电源）支付相同的价格，风电的调峰压力小，因此付出的成本低。只不过由于产业链的分工，新能源的调峰成本并没有体现在风电、光伏的利润表中，而是直接从电价中进行了扣减。部分地区光伏现货均价低于全市场月均价的 50%，就是系统成本高于发电成本的反映。
但是如同劣质土地的最低收益率要求支撑了优质土地的超额收益一样，光伏的生存和发展要求支撑了现货市场的最低电价，进而支撑了风电更高的收益率。推而广之，多数高成本供给的存在支撑了少数低成本供给的超额收益。
如前文所述，超前布局优质资产，对于局中人而言，并非一定是有心栽花，也有可能是无心插柳、先占先得。对于依托自然资源禀赋的行业，历史传承格外重要。换个角度看，龙源电力在风电领域的优势，可以视为对其作为探路者的奖赏。但是早期风机的技术劣势限制了公司优质风场的发挥，风机大型化、以大代小是老树开新花的关键。
2.1 一个看历史传承的行业：优质资源先占先得
龙源电力在我国风电发展史上，很大程度上扮演了探路者的角色。公司前身成立于1993年，由原能源部直管，最初主业为电力技术研发及火电投资，1999 年转至风电运营，是我国最早进军风电行业的公司之一。2002 年第一轮电力体制改革中，龙源电力股权划归国电集团（后与神华集团合并为国家能源集团），并接收了原国家电力公司全部风电资产，很大程度上扮演了我国风电发展过程中的探路者角色。
从龙源电力风电累计装机以及每年新增装机占全国的比例来看，我国风电发展早期竞争格局非常稳定，很少存在因争抢项目而导致“地租飙升”的情况，从而使得公司以非常低的成本获得最优质的风场，包括新疆达坂城、内蒙古赤峰翁牛特等。一般而言，年均风速超过6 米/秒即可称为优质风场，而公司 2009 年招股书中列示的部分风场在50-70 米低空风速即可达到 8-9 米/秒。而当前 6MW 以上大风机塔筒高度超过 100 米，高空风况更好。
公司现有装机是日积月累“攒”出来的，每年新增装机数量有限，并不盲目追求规模。截至 2023 年底，公司拥有风电装机 2775 万千瓦，规模位列A+H 股上市公司第一位。但是从装机增长历程来看，公司的规模优势更多是先发优势的结果，每年新增装机规模有限，尤其是 2020 年双碳战略提出后，公司在资本开支上的克制与行业整体的大干快上形成鲜明对比（当然，也与国家能源集团重组等客观原因有关）。
集团承诺逐步将存续风电资产注入公司，这部分风场历史也比较悠久。根据国家能源集团 2022 年初与公司签订的《避免同业竞争协议》，集团承诺将通过资产注入、组建合资公司、资产置换等方式，切实推进下属其他风电资产合计 2140.67 万千瓦注入龙源电力。注入承诺实际上是确认了公司在国家能源集团新能源战略中的核心地位，集团非上市风电资产主要位于重组前的国华投资旗下，国华投资 2002 年进入风电领域，历史也比较悠久。2024 年 7 月，公司发布公告，国家能源集团拟启动向其注入部分新能源资产的工作，预计新能源装机规模约 400 万千瓦，初步计划分批注入，2024 年10 月公司公告已完成其中203 万千瓦资产注入。同时，控股股东出具关于避免与龙源电力同业竞争的《补充承诺函（二）》，将存续风电业务整合期限延期 3 年至 2028 年 1 月 24 日。
2.2 风机大型化、以大代小与资源价值释放
与上文描述的优质风场资源形成反差的是，公司风电利用小时数与全国平均水平的差距并不明显，而这恰恰是探路者所付出的阶段性代价。从数据上看，公司风电机组平均利用小时数虽然始终高于全国平均水平，但是优势整体在 100-150 小时，并没有显著拉开。
归根结底，龙源电力通过先发优势占了更好的资源，而后来者凭借后发优势上了更好的风机。龙源电力的很多早期风场并非完全商业化运作，而是带有一定的试验性质，甚至一个风场中拥有十几个品牌几十种型号的风机，机组质量差别极大，严重影响了后期维护。而且，从风机技术水平来看，2020 年以来我国风机大型化趋势陡然加速，2023年新增陆上风机的平均单机容量达到 5.6MW，其中 6MW 以上风机占比接近50%。但是在存量风机中，截至 2023 年底，我国在运风机平均单机容量仅有 2.4MW，2010 年之前投运的机组普遍低于 1.5MW，2017 年之前投运的机组普遍低于 2MW。
从具体型号来看，截至 2023 年底，3MW 以下风机在我国在运风机中的占比仍超过60%，但是在新增风机中已经趋于绝迹。 风机大型化可以带来 4 重好处：1）齿轮、转轴、塔筒等零部件成本非等比例增长，带动单位功率整机成本下降；2）摊薄土地、安装成本，带动单位功率投资成本下降；3）更好的利用风场资源，提升装机容量；4）更好的利用风力，提升利用小时数（叶片的自重与长度成正比，但是扫风面积与长度的平方成正比，大风机相比小风机更能利用微风）。
“以大换小”制度障碍已经扫除，随着老旧风场逐步退出，新风机将释放潜力。老旧风场往往享受较高的电价补贴，一旦重新建设，存量未结算完的补贴是否享受，是运营商老旧风场改造决策的重要考虑因素。2021 年 12 月，国家能源局综合司发布《风电场改造升级和退役管理办法》（征求意见稿），鼓励对运行年份超过 15 年的风机进行改造，明确：“运营期未满 20 年且累计发电量未超过改造前项目全生命周期补贴电量的改造升级项目，可享受中央财政补贴资金；风电场完成改造升级后，运营期满20 年或累计发电量超过改造前项目全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金。”简而言之，即改造前应该享受的补贴部分，改造后按照原有的装机容量继续享受。 根据新疆新闻网报道，龙源电力新疆公司达坂城二场为新疆首个“以大代小”增容技改项目，原有 155 台不同型号的风电机组服役年限已超过 30 年。增容改造后，33台金风科技GWH191-6.X 机组接棒， 项目投产后，全场总装机容量 221.5 兆瓦，年发电量增加近1.5倍至 8.56 亿千瓦时。根据上述数据倒算，改造后，风场利用小时数约4000 小时。梳理公司历年分区域利用小时数可以发现，在早期小风机时代，公司也不乏利用小时数接近或超过 3000 小时的区域。目前“以大代小”容量替换比例根据场地以及送出条件不同，从 1:1 到 1:6 不等（改造前容量：改造后容量），增容改造将显著发挥优质风场潜力。
根据模型测算，按照当前单位投资成本，假设为 4500 元/千瓦，以大代小替换优质风机后利用小时数取 3200 小时，则在 0.2 元/千瓦时电价假设下（不考虑老项目损失），资本金IRR 即可达到约 20%。如果锁定资本金 IRR 倒算电价，则在15%资本金IRR目标下，上网电价可以降至 0.175 元/千瓦时，12%资本金 IRR 对应 0.161 元/千瓦时电价。
进一步的，结合第一章提到的企业价值增厚模型，我们可以根据初始投资成本、项目的资本金 IRR、折现率和项目期限唯一确定一笔投资的价值增厚，即现金流的净现值NPV。下表取权益口径，表示每 GW“以大代小”投资带来的权益价值增厚，其余假设与上表相同（计算年限 20 年）。装机口径为改造后的规模，如 1GW 老风场改造为3GW新风场，资本金IRR为 15%，折现率取 7%，则项目改造带来的权益价值增厚为10.4*3=31.2 亿元。
作为典型重资产高杠杆行业，绿电的现金流并不算差。在保守假设下，我们认为风电收益率存在支撑，市场过度担心了风电收益率。
3.1 行业可持续发展前提下的最低电价与收益率支撑
如之前讨论，在现货市场快速推进、碳市场进展相对缓慢的背景下，市场对新能源收益率普遍存在担忧，IRR 与折现率的差值持续收窄，导致绿电板块估值不断向下探底。但是从更长的视角来看，决定估值的并不是短期业绩起伏，而是中长期业绩中枢。我们认为光伏生存与发展需要的最低收益率，为风电提供电价支撑。在现货市场下，光伏的出力曲线最扎堆，理论上大部分时间都是拿最低电价；在已经开启现货市场的省份中，光伏的平均现货结算电价也远低于风电，因此光伏生存与发展需要的最低收益率，保障了新能源电价体系的下限。 我们取三北地区光照条件较好的情况，光伏年利用小时数取1500 小时，单位装机成本取 3000 元/千瓦时，贷款利率取 3%，使用年限取 20 年，其余假设见下表。我们认为光伏保障生存的资本金底线收益率为不低于贷款利率，正常发展的底线收益率应不低于 5%（给予适当的风险补偿以及再投资本金），则按照3%和5%的资本金收益率倒算出的光伏平均上网电价分别为 0.170 元/千瓦时和 0.183 元/千瓦时。
如果光伏在电力市场中的平均结算电价达到上述水平，参考当前现货市场试点中的比例关系，则风电平均电价可以保持在 0.2-0.25 元/千瓦时乃至更高，风电电价的支撑区间显著更高。因此即便风电全电量参与现货交易，电价也有较强支撑，在光伏支撑下，我们预计风电资本金收益率可保持在 10%左右。 将上述模型替换为风电参数，我们测算在 0.2 元/千瓦时上网电价、2400 利用小时数（三北地区新风机实际更高）、4500 元/千瓦初始投资本金假设下，风电资本金IRR可达9.4%；如果电价假设上调到 0.25 元，资本金 IRR 可达 17.9%。
3.2 极限假设下的安全边际测算超过港股当前市值
首先需要明确的是，作为典型重资产、高杠杆行业，虽然存在补贴拖欠问题，但是绿电行业的经营性现金流在整个 A 股市场中并不算差。用经营性现金流量净额/（净利润+财务费用）来表征公司现金流与净利润的匹配程度，龙源电力 2021-2023 年该指标分别为1.53、2.99 和 1.36，在对应年份全 A 样本数据中，均属于靠前位置。经营性现金流量净额与净利润差值的最主要来源是折旧，而在估值语境下，折旧属于沉没成本。
公司 2023 年经营性现金流量净额为 138.84 亿元，应收款项（应收账款及票据、应收款项融资、其他应收款）净增加额为 84.96 亿元。增加的应收款项绝大部分为拖欠的补贴，考虑到现金流的时间价值以及潜在的减值可能，我们对未来新增应收款项净增加额打7折处理（相当于 5%的折现率下拖欠 8 年，1/1.05 8=68%）。 公司 2023 年风电发电量为 613.5 亿千瓦时，参考当前西北省份煤电基准电价与我们上节算出的风电在现货市场中底线电价的差值，如果风电全电量进入现货市场，预计整体含税电价较基准电价 0.05-0.1 元/千瓦时的降幅（进入现货市场不影响公司应获得的补贴部分），考虑到目前龙源电力已有一定市场化比例，非补贴部分较当地基准电价已有3-4分/千瓦时降幅，对于进一步下降空间，我们取 0.05 元/千瓦时，则现货市场利空将减少：613.5*0.05/（1+13%增值税率）*(1-20%平均所得税率）=21.72 亿元净现金流。由此，经调整后，公司 2023 年底 2775 万千瓦风电装机（以及少量其他类型装机）参与DCF 折现的现金流为 138.84+84.96*70%-21.72=176.6 亿元。我国风电上网电价 2016 年开始启动退坡机制，但是 2018 年前核准的机组，退坡幅度较小，退坡幅度较大的是 2019 年之后核准的机组。截至 2023 年底，公司2019 年及之前投产的机组占比达到 72%，2020 年及之前投产机组达到 80%（大量2020 年投产的机组也为2018年之前核准，2019 年底前开工）。 由此可以认为，公司单位装机净现金流相差不大，简化处理，我们直接根据机组退役进度，根据 2023 年的 2775 万千瓦、176.6 亿元调整后净现金流等比例计算未来年份净现金流。
公司 2024 年 9 月底有息负债约为 1350 亿元（长期借款、短期借款、应付债券、其他应付款、一年内到期的非流动负债、其他流动负债），公司各季度之间的利息费用较为平滑，2024 年前三季度利息费用 24.86 亿元，年化 33.15 亿元，预计资本化利息支出在1亿元以内（参考 2023 年年报）。按照 34.15 亿元总利息支出计算，公司综合融资成本仅有2.5%。公司 2024 年 9 月底资产负债率约为 65%，综合所得税率取20%，资本金折现率取8%，则公司加权资本成本： Rwacc=2.5%*65%*（1-20%）+8%*35%=4.1% 至此，我们对公司存量机组调整后的经营性净现金流折现，按照上述Rwacc 折现加总后为 1665 亿元。公司 2024 年 9 月底应收款项约为 400 亿元，考虑时间价值以及坏账风险，我们按 5 折处理，取 200 亿元。再加上货币现金、扣除有息负债后可得：在考虑诸多负面因素的假设下，公司权益价值底线计算为661 亿元，按照资产负债表中的归母比例 86%计算，归母权益价值底线为 567 亿元，高于公司当前港股市值。
进一步考虑“以大换小”带来的价值增厚，我们假设公司2015 年之前投产的机组，预期使用寿命为 20 年，20 年后全部“以大换小”，容量替换比例取1:3，即替换后的装机容量为替换前的 3 倍，替换机组次年开工。我们在 2.2 节用 NPV 公式计算了“以大代小”项目在替换时代的权益价值增厚，考虑到“以大代小”项目投资回报率普遍较高，我们取15%的资本金 IRR，在 8%的折现率下，单 GW 投资 NPV 为 8.5 亿元。由此，计算未来每年“以大代小”项目的 NPV，再用8%的折现率将每年的NPV折现到现在，即可得到“以大代小”潜力对公司权益价值的增厚，基准假设下可增厚约归母权益价值 185 亿元。
综上，在考虑应收账款时间价值、坏账准备、现货市场带来的价格冲击后，公司存量资产的现金流对应归母权益价值为 567 亿元，高于当前港股市值。不考虑公司常规的新项目投产，仅考虑“以大代小”项目，即可再带来约 185 亿元的归母权益价值增厚（上述测算不考虑集团已经承诺的资产注入）。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
