龙源电力顶住行业压力与多重误解，兼具安全边际与向上空间

　　（报告出品方作者：申万宏源研究，查浩，邹佩轩）1、基本情况更新：集团明确定位实现两地上市
　　我国装机规模最大的新能源上市公司，完成重大资产重组，实现AH股两地上市。公司为我国装机规模最大的新能源运营商，2022年1月27日发布资产重组实施情况报告书，吸收合并ST平能实现AH股两地上市，同时以现金方式购买国家能源集团旗下8家新能源子公司100股权，合计风电装机199。5万千瓦，资产交割完成。
　　截至2022年6月底，公司控股装机容量达到2882。8万千瓦，其中风电装机2571。14万千瓦，光伏124。16万千瓦，火电187。5万千瓦，新能源在运装机规模位居AH股上市公司之首。地域分布来看，公司在运装机呈现省份广泛，大区集中的特点，目前内地31个省级行政区中28个有分布，但是三北地区（东北、西北、华北）占比接近60，机组分布较三峡能源、华润电力等公司更靠北。年初收购的8家新能源公司位于西南和三北地区，年利用小时数整体高于全国平均，2022年上半年合计净利润达到4。42亿元，盈利能力在全国同类公司中处于领先水平。
　　集团承诺三年内将存续风电资产注入公司，确认公司在集团新能源战略中的核心地位。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》，集团已出具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。在国家碳中和战略持续推进以及集团做大做强新能源板块的目标下，后续资产注入有望加速。预计未来完成注入后，公司装机将在现有体量上增加近一倍。我们分析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。
　　十四五期间，公司计划自身新增新能源装机3000万千瓦。除集团注入外，公司2021年提出十四五期间新增新能源装机3000万千瓦，2021年实现新增装机约200万千瓦。但是2022年受疫情及光伏组件价格高企影响，新项目开发近乎停滞，若想顺利完成十四五装机目标，未来三年公司机组投产速度亟待提升。2、复盘与释疑：既有逻辑未变股价具备安全边际
　　2022年以来公司股价出现重挫，高点至低点下跌约50，我们分析公司当前股价已经处于深度价值区间。为了更好的理解公司当前估值，本章将从以下方面依次展开：公司发展历史回顾、2020年下半年行情复盘、2022年逻辑演绎以及未来展望。问题一：为什么公司2015年2020年上半年股价5年不涨？在我国风电发展历史中，公司很大程度上承担了探路者的角色。回顾发展历程，公司前身可追溯至1993年成立的龙源电力技术公司，主业为电力技术研发及常规电力投资，由原国家能源部直管，1999年主业转至风电运营。2002年第一轮电力体制改革中，国家电力总公司发电资产一分为五，公司股权划归国电集团，并接收了原国家电力总公司的全部风电资产，成为我国风电运营领域名副其实的国家队兼探路者，拥有大量最早期的优质资源。
　　然而，随着补贴开始拖欠，先发优势变成先发劣势，公司长期以来为AH股新能源运营商受欠补困扰最严重的公司之一。由于早期风电项目投资成本高、自身竞争力较差，我国将风资源划分为4个资源区，分区给予补贴，运营商按照核准电价确认营业收入，核准电价中煤电标杆电价以内的部分由省级电网结算，以外的部分由财政部统筹支付。
　　财政部补贴资金来自于终端电价中的可再生能源电价附加，现行标准为1。9分千瓦时，由全社会用电量来补贴非水可再生能源发电量。但是受十三五期间新能源装机增速超预期、全社会用电增速不及预期以及自备电厂附加电费征收不利等多方面因素影响，可再生能源补贴基金缺口迅速扩大。受此影响，2016年开始全国新能源电站普遍面临补贴拖欠问题，体现在财务报表上即应收款项余额迅速增加，形成了只赚利润、不赚现金的局面。20192021年公司每年应收账款增加值超过50亿元。
　　巨额的存量投资对公司的现金流产生负向影响，严重拖累公司新增装机速度，股价的反身性进一步影响公司发展，由此形成恶性循环。越早期的项目核准电价越高，但是在补贴拖欠背景下，新老项目实际收到的钱都是煤电标杆电价，导致了先发优势反而变成劣势。在主流新能源运营商中，公司早期项目最多，盈利能力与现金流均对补贴极度依赖，因此受损也最为严重。而且三大财税因素进一步加剧公司的现金流紧张程度：1）增值税是我国最主要的税种，属于流转税，不进入利润表，由买方支付。因此，我国上网电价中包含增值税销项税额，但是发电企业按照不含税电价确认营业收入。如果电价中的补贴部分无法按时收到，电力公司仍需按照全电价支付对应的销项税额，13的增值税率着实不低（2018年之前为17）。
　　2）所得税按照权责发生制原则下的应记利润缴纳，无论钱是否收到。3）新能源项目贷款多采用等额本息模式，对于初始投资成本高的项目，按时还款付息压力较大。如果补贴持续拖欠，虽然因为折旧的存在，经营性现金流量净额可能大于净利润，但是扣除等额本息还款额后，权益现金流非常少甚至可能为负，需要其他项目接济。综合影响下，补贴拖欠是公司发展的最严重制约，叠加港股市场极度看中现金流，对现金流欠佳的企业予以折价，公司股价从2015年2020年上半年持续下跌，PB最低跌至0。5倍。股价的反身性影响公司的融资能力，进而影响业务发展，从十三五后期开始公司新增装机规模逐步掉队，业绩及发电量增速也乏善可陈。
　　问题二：为什么公司2020年下半年2021年股价短时间内上涨5倍？2020年下半年2021年是公司上市以来的最大行情，我们分析引发此轮上涨的核心因素有两点：第一点是碳中和战略的提出直接改变了行业需求端逻辑，新能源成为能源领域最强成长赛道；第二点是新能源平价时代即将来临。其中，第一点是所有新能源产业链行情的共同逻辑，此处不再赘述，我们主要强调第二点，第二点是第一点的重要支撑。我国新能源电价呈逐年退坡态势，2021年起所有新增陆上风电和集中式光伏平价上网，2022年起所有新增海上风电平价上网。平价上网对股价的影响通过现金流量表实现，具体分为增量机组和存量机组两部分：对于增量机组，平价上网顾名思义，没有补贴就自然不存在补贴拖欠问题，在合理的利润率下，现金流直接与净利润匹配，长坡厚雪赛道打开估值空间。
　　但是对于公司业绩以及现有现金流量表而言，存量机组更为重要。在补贴时代，由于可再生能源电价附加征收不力，不仅历史拖欠的补贴无法收回，每年新增的补贴金额都大于收到的电价附加，因此存量补贴收回就变得遥遥无期，在港股市场，相当部分的投资者直接不给补贴部分的收入估值。但是随着平价上网临近，新增项目不再需要补贴，因此每年需要补贴的项目总盘不再增长，只要每年全社会用电量还在增长，存量的拖欠补贴终究会迎来曙光，市场开始给补贴部分估值，公司PB从极端低估的0。5倍修复至2倍左右。我们分析2倍PB是公司在合理利润率、稳定增长、风险可控情况下的合理中枢，甚至是合理中枢下限。
　　问题三：为什么公司2022年股价突然突然出现大幅下挫？港股市场在2021年2月创下阶段性高点后便转头向下，以龙源电力为代表的绿电板块成为市场少有的亮色。但是公司2022年表现不尽人意，复盘来看，公司的主要下跌浪潮始于7月，且在11月以来的港股反弹中表现弱势，上半年公司股价走势与恒生中国企业指数趋同，其中前四月还表现出了阶段性超额收益。
　　我们分析公司2022年下半年下跌主要源于三方面因素，分别为各地新能源竞价上网与强制配储乱象带来的长期回报率担忧、疫情及组件价格高企带来的阶段性装机不及预期，以及补贴核查趋严带来的存量补贴作废担忧，以下分别展开：1）7月福建海风超低价中标1以及山西光伏现货市场乱象2引发市场对新能源中长期回报率的担忧。两个事件看似彼此孤立，但是风起于青萍之末，2021年新能源平价上网以来，新能源竞价基准直接对标当地煤电基准电价，部分省份煤电基准电价过低，导致新能源回报率不及预期；同时，新能源调峰储能成本难以传导，火电参与调峰也难以获得收益，在弃风弃光率抬头压力下，多省增加新能源强制配置储能要求，进一步增加新能源成本。
　　虽然随后福建海风最低价中标被取消、山西现货市场规则多次修改，政策方向整体有利于新能源运营商，但是市场对新能源中长期回报率的信心仍未修复，成为压制公司股价的重要原因。相比之下，A股电力公司虽然面临着同样的问题，但是火电转型龙头国电电力、华电国际阶段性涨幅翻倍，纯绿电龙头三峡能源股价也较为坚挺。造成上述分野的主要原因即电力体制改革预期，该预期在A股反应更为充分。从更高的视角来看，当前新能源行业面临的绝大部分冲突，都是新发展格局和原有电价体制的冲突。
　　我们当前电力体制仍然脱胎于2002年改革（电改5号文），2015年电改9号文虽然引入了市场化机制，但是仍然不改电力体制的本质，即这是一套为煤电设计的制度，煤电电价处于体系的核心，其他的所有电源都以煤电电价为基准。但是随着碳中和战略的提出，全社会能源清洁化转型背景下，煤电将逐步由基荷电源变成调峰电源，新能源则从补充电源变成主力电源，当前机制就变得愈发不适应。煤电的特点是高发电成本、低系统成本（调峰储能需求），而新能源是低发电成本、高系统成本。
　　具体而言，两者的矛盾集中体现在两个地方：其一，竞价基准不协调。当前各地新能源竞价基准对标本省煤电基准电价，而煤电基准电价由当地煤炭资源禀赋决定，与新能源资源禀赋毫无关系。该矛盾在2020年前不明显，由于有补贴的存在，煤电基准电价只影响运营商现金流，不影响净利润，但是在2021年平价后，尤其是2022年组件价格高企背景下，竞价基准不协调的矛盾开始凸显。
　　其二，调峰储能成本难以传导。原有电价体系整体都是围绕发电成本进行的，基本不涉及调峰储能成本，新形势下，一方面新能源调峰储能成本日益提高，另一方面具备灵活性的火电、水电难以从调峰中受益，因此为了保障新能源消纳，强制配储就只能成为效率低但是不得不的选择，导致新能源收益率腹背受敌。我们认为既然认定新能源运营为长坡厚雪赛道，短期的机制不合理就无法成为长期逻辑的制约。一方面当前股价已经充分反应了机制不合理带来的担忧，从当前煤电亏损、新能源乱象来看，系统性的机制改革迫在眉睫，预计不会遥远，未来政策环境整体向上。
　　另一方面，随着现货市场建设以及绿电市场（碳市场）的建设，新能源回报率有望逐渐回升。11月25日国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，明确优先通过现货市场解决新能源调峰问题，整体思路为谁受益谁承担，谁服务谁受益。虽然现货市场对新能源而言显然是成本，但是现货市场的建设将使新能源受益，核心逻辑在于现货市场是比强制配储显著更高效的调峰解决方案，现货市场推进可以减轻强制配储压力，同时让已经配置的储能获得盈利渠道，而不是单纯的成本项。
　　装机增速不及预期有多方面原因，回A之前主要受制于融资能力，回A之后则是融资意愿。2022年公司风电新增装机受疫情影响较大，光伏装机则受制于组件价格，回报率无法达到公司最低要求。但是换一个角度看，高组件价格背景下严守回报率底线，实际上是对股东负责的行为。展望未来发展，公司近年来虽然新增装机速度较慢，但是积极储备资源。根据公司公告，公司2021年新增风电资源储备11。76GW、光伏资源储备36。70GW，中标项目中风电2。17GW、光伏6。11GW；2022年上半年新增新能源储备16GW，预计项目回报率回升后，公司新增装机具备爆发性。
　　从全国行业情况来看，风电前期准备工作较长，虽然2022年装机量较少，但是招标量持续超预期，奠定2023年高增长基础。从全国风电招标数据来看，据不完全统计，2022年111月全国风电累计中标72。2GW，同比增长98，其中陆风招标量61。6GW，海风招标量10。6GW。2022年风机招标量历史新高，预计2023年风电有望实现快速增长。
　　3）补贴核查趋严带来的存量补贴作废担忧。近期市场担心国家补贴核查政策严格，或导致大量存量补贴作废，对新能源运营行业造成潜在冲击。有外资对此发布看空报告，称我国风电补贴作废率或高达10，港股受此影响出现大幅下跌，我们分析市场担忧过度。实操来看，补贴项目不合规最主要有两种情况：第一种是并网时间点不规范，主要指部分容量并网和全容量并网的分歧，按照政策规定，补贴项目需要在规定时间点之前并网，导致截止日期前产生大量抢装，但是受电网接入能力限制，部分项目在截止日期前可能无法完成所有机组并网，只有部分装机并网，由此产生是否享受补贴的分歧。第二种情况是倒卖路条，近年来我国政府严厉打击倒卖路条行为，一经发现直接取消补贴资格。
　　我们分析这两种情况对龙源电力影响都较为有限，市场反应过度。对于并网时间点问题，首先，市场（包括看空报告在内）对全容量并网概念普遍存在误解。根据财政部2020年11月18日发布的《关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知3》中的附件《可再生能源发电项目全容量并网时间审核办法》，全容量并网并不是指某一个时间点所有装机全部并网，而是指：从项目企业承诺的全容量并网时间起，计算并网后12个月的平均利用小时，不低于同一地区、同类项目、同期间的年平均利用小时的50时，可暂按项目承诺全容量并网时间列入补贴清单。如未达到50，则按月向后平移计算12个月的平均利用小时，直至达到50的月份，暂按此月份为该项目全容量并网时间列入补贴清单。
　　从政策字面意思理解，只要项目未来12个月利用小时数达到三同平均水平的50即可，门槛并不高，只要项目运行效率正常，物理意义的并网时间可以有几个月的缓冲。其次，如前文所述，受补贴拖欠影响，公司近年来新增装机非常少，尤其在两个重要的抢装时间点2020年（陆上风电和集中式光伏退补）和2021年（海上风电退补），公司都没有参与大规模抢装。2016年之前公司乃至全行业都不存在补贴长期拖欠问题，可以认为公司2016年之前的装机绝对安全，高达1737万千瓦，占比接近70。
　　对于倒卖路条问题，我们分析该情况主要发生在后发公司中。部分电力公司清洁化转型较晚、新能源装机规模不足，为快速提高占比、满足考核要求，会通过收购路条方式获取项目。该情况对龙源电力更不适用，公司一直是我国第一大新能源运营商，身兼风电行业的探路者和引领者，在本身极其有限的新增装机规模中，基本不存在倒卖路条行为。
　　公司存量项目规范程度位居电力企业前列，历史欠补已经开始收回。公司2022年三季报已经显示出补贴陆续回收，前三季度经营性现金流入为377亿元，较2021年同期增加约40亿元；经营性现金流量净额达到187。5亿元，约为2021年同期的2倍。截至9月底公司在手现金高达140亿元，处于公司上市以来高位。9月底公司应收款项融资余额为313。7亿元，较6月份环比增加约20亿元；二季度应收款项融资余额实现近年首次下降，三季度小幅回升，但是与一季度比整体仍在下降，公司历史拖欠补贴已经陆续回收。
　　根据DCF模型倒算，我们分析公司2022年12月底的港股市值基本上是建立在未进入目录的补贴全部作废、已有的应收款项坏账率50的极端假设基础上，显然是不合理的。以公司2021年经营性现金流量净额167。55亿元为基数（均为人民币，下同），假设公司不再发展、不再投资、尚未进入目录的补贴全部作废，即公司未来经营性现金流量净额长期保持在167。55亿元。公司大部分项目建设于2010年之后，风电项目设计使用寿命为2025年，假设公司存量项目加权平均剩余使用寿命为15年。我们可以将15年、每年167。55亿元现金流折现，再加上公司当前在手现金、50的应收款项、减去有息负债，可以得到公司极端假设下的最低权益价值。
　　债务综合利率取4，综合所得税率取20，股权折现率取8，长期资产负债率取60，可得wacc840460（120）5。12。未来15年经营性现金流的折现值为1719亿元，公司2022年9月底在手现金为148亿元、应收款项约300亿元、有息负债约1300亿元，由此可得上述最极端假设下，公司现有资产的权益价值为1719148300501300717亿元，归母权益价值约为620亿元，与公司港股12月底的市值基本相当。换而言之，公司现阶段市值是建立在不合理假设基础上的，亟待修复。3、长期逻辑展望：产业链利润转移公司优势增强
　　展望2023年以及更长期，从新能源产业链利润分配规律来看，我们认为随着上游技术扩散，设备制造商竞争激烈，逐步进入红海市场，而以央企国企为代表的下游运营商具有较高的议价能力，利润有望向下游转移，有利于公司优势变现，看多逻辑进一步加强。风机价格持续下降，平价时代运营商回报率不降反升，甚至可以留出调峰储能成本空间。我国风机价格自2020年开始持续下降，至今累计跌幅已经超过一半，2022年10月风机招标最新均价1671元千瓦（不含塔筒），较年初再跌约20。与上游设备价格快速下降相比，下游运营环节竞价上网相对温和，尤其在电力供需趋紧、各地能耗考核趋严背景下，运营商恶性竞争的基础不再存在，风电产业链利润逐渐向运营环节聚集。
　　风机大型化对风电项目的回报率增厚非常明显，同时带来单位成本下降和利用效率提升。近年来我国风电行业最大的特点是大型化，2021年陆上风电主流招标机型单机容量已达到4MW（2020年前普遍为23MW），海上风电则普遍超过10MW。大型化的第一个作用是摊薄零部件、电缆、土建、安装等成本，带动单位装机总投资成本下降。但是在运营商回报率模型中，第二个作用可能更重要且往往被忽略，即大型化可以提高风资源的利用效率。简单理解，风机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，因此风机越大，扫风面积与自重的比值越大，越有利于利用微风，提高全年利用小时数。而且，除了绝对值提升外，提高微风利用率还可以降低风电项目年度利用小时数的波动性、增加业绩稳定性，从估值的角度有望带来项目折现率的下降。
　　按照我们的模型测算，在年利用小时数2400小时，单位装机总投资成本5500元千瓦、贷款利率3。8、资本金比例30、20年测算年限的假设下（实际一般可以使用2530年），在12资本金IRR要求下，上网电价可以降低至0。28元千瓦时；10资本金IRR要求下，上网电价可以降低至0。264元千瓦时。两个电价低于目前绝大部分省份的煤电基准电价以及实际成交价（普遍上浮20，新疆、宁夏、蒙西等低电价省份风况资源较好，利用小时数比假设值更高）。极高的测算回报率以及较为宽裕的电价要求使得风电运营商有更多的空间消化调峰储能成本，按照1。8元Wh储能成本计算，配储2小时10增加单位装机成本360元千瓦，影响项目资本金收益率1。8个百分点，增加的成本甚至不及风机价格2022年降幅。
　　反思风机价格预期差：产业链竞争格局可能是比技术进步速度更重要的因素。复盘来看，2021年以来的风机价格降幅超过大部分市场投资者的预期，在2020年底碳中和战略刚刚提出时，市场普遍对光伏组件价格下降较为乐观，认为风机价格下降空间不足，核心逻辑在于光伏产业链新技术层出不穷、转换效率持续提升、非技术成本占比有限；而风电一方面土建安装等成本占比高，另一方面设备端存在钢材、碳纤维等相对刚性的材料成本。但是后续走势与市场预期截然相反，2021年下半年以来光伏组件受硅料价格影响持续处于高位，而风机价格则持续下跌，两者的走势甚至也超过了绿电运营商等产业资本的预期。相比光伏，风电项目的准备周期更长，绿电运营商对风电价格下降的准备不足，成为了2022年风机价格持续下降背景下，装机量低于预期、招标量超预期的重要原因。
　　风机价格持续下降的最核心原因是风电上游竞争格局的变化，预计变化不可逆。随着上游技术扩散，制造环节壁垒降低，三一重工、中国船舶等工程机械巨头涌入，行业逐渐成为红海市场；而下游竞争格局稳定，议价能力较强，上游产业链让出去的并不是降本空间，而是利润。在更高的视角来看，行业发展早期上游制造环节享受超额收益、技术成熟后利润逐步转移到下游运营环节，符合大多数行业的发展规律，包括但不限于汽车、家电、手机。相比制造环节，运营环节往往规模优势更明显，即便不存在牌照限制，也更容易形成巨头。
　　风机价格持续下降后，公司还拥有其他公司所没有的独有优势，即老旧风场改造。公司早期风电项目处于我国最优质的风场，但是当时风机技术不成熟，一方面无法充分利用风资源，导致利用小时数偏低，另一方面当时风机普遍偏小，2010年之前单机功率普遍在1。5MW以下，而目前已经提升至4MW。将老旧风场的风机以小换大，是公司的独有优势。对于老旧风场改造，假设原有装机单机容量1。5MW，利用小时数为2000小时，剩余使用年限为5年；如果直接换成4MW风机，假设利用小时数达到2800小时，测算年限为20年，单位装机成本、贷款利率、非补贴部分的上网电价采用上述参数。则改造老旧风场的边际增量可以简化为，在前5年，项目发电量为（4MW2800小时1。5MW2000小时），后15年，项目发电量为（4MW2800小时）。由此，测算项目资本金IRR达到14。
　　理论上，我们分析公司2010年之前的项目合计656万千瓦都有改造空间，取上限假设全部为1。5MW，改成4MW风机后可边际增加装机容量约1000万千瓦，如果考虑大小风机密度，实际可增加量可能略小与风电相比，光伏组件价格坚挺的核心因素是出口需求。2022年以来，光伏组件价格长期维持在2元W以上高位，超过国内运营商普遍可以接受的1。9元W上限，直接原因是硅料供需错配，根本原因是全球碳中和背景叠加地缘政治冲突，欧洲能源短缺，自由市场下电价飙升，带来极强的价格接受度，进而支撑国内光伏产业链价格。从终端需求来看，出口是光伏产业链与风电产业链的最大区别。
　　然而从数据来看，根据infolink统计，我国2022年7月光伏组件出口量达到顶峰，810月连续三个月环比负增长。加之近期欧洲天然气价格回落、德国拟对新能源运营商征收暴利税等因素，预计未来组件出口需求增速有限。当前光伏制造中游产能宽裕，组件价格取决于硅料产能释放节奏。受到上游硅料产能制约，硅片、电池片、组件端的开工率均维持在70左右，统计各大光伏企业硅料产能扩产计划，预计到2022年底全球硅料产能达到113。5万吨，2023年底有望达223。6万吨。预计硅料产能释放后，未来风电产业链竞争格局演化及风机降价历程有望在光伏产业链重演，凭借巨量的光伏资源储备，公司有望从风电独大走向风光双轮驱动，带来业绩持续增长。4、盈利预测
　　结合公司三季报情况，不考虑潜在的资产注入情况，我们预计公司20222024年每年新增风电装机275（含年初资产注入）、260、280万千瓦，新增光伏装机100、500、600万千瓦。由此，我们维持公司20222024年年归属于普通股东所有者的净利润预测分别为70。5、88。1、103亿元，当前股价对应PE12倍、9倍和8倍。从估值的角度，我们强调公司当前股价极具安全边际，当前公司PB已经回落到20152019年水平，远低于公司20102014年水平，以及绝大部分A股绿电公司。相较此前两阶段，公司当前位置在碳中和战略、平价时代、风电光伏制造环节持续降价等利好下，中长期成长逻辑凸显。
　　我们用3种方法测算公司的价值底：1）极端假设。如第二章所述，根据DCF模型倒算，公司2022年12月底股价可能包含了存量应收款项坏账50、尚未进入目录的补贴全部作废的极端假设，我们认为这显然是不合理的，公司当前股价具备极高安全边际，下跌空间极为有限。
　　2）中期假设。假设存量已拖欠补贴将在近期收回，每年增量补贴延期3年收回，先不考虑再投资带来的价值增厚，测算公司存量资产的价值。继续以公司2021年经营性现金流量净额167。55亿元为基数，假设存量机组综合剩余使用年限为15年。公司近年应收款项净增加均约50亿元年，我们详细测算的每年营业收入中的补贴金额约为70亿元年。但是考虑到167。55亿元经营性现金流量净额中已经包含了每年能够收到的补贴，我们以每年50亿元作为公司每年的新增净拖欠额，假设延期3年收到，该部分补贴金额再持续10年，折现率wacc继续取5。12。
　　由此计算公司未来现金流折现值（不考虑历史补贴拖欠）为2067亿元，加上公司存量应收款项300亿元、货币资金148亿元，减去有息负债约1300亿元，可得存量资产权益价值为1215亿元，对应归母权益价值1045亿元。再考虑到公司可以不断投资新项目进行价值增厚，给予公司发展能力20溢价，可得归母权益价值为1254亿元（1045120），较当前股价有约50的增长空间。
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