1、XX項目風險評估報告【最新資料，WORD文檔，可編輯修改】一、項目所在國概況（境投資項目可從略）包括該國的歷史地理與自然概況、政治體制、經濟概況、文化 教育、外交關系、資源及開發狀況等。二、項目概況包括項目背景、項目意義、項目基本情況介紹等。三、項目風險評估及風險管理策略（一）風險概述在對X X項目各類環境要素和項目本身的信息進行調查、收集、 整理、歸類的基礎上，共識別由戰略、財務、法律、運營、市場五大 類（五大類是所有風險分類， 可根據實際識別情況填寫） 共 項風險對識別由的 項風險，根據各項風險發生的可能性和風險發生后 可能產生的影響兩項指標，對項風險進行進一步分級，共分為高、較高、中、較

2、低及低五個風險級別。其中，XX風險為高風險；XX 風險為較高風險；XX風險為中風險；XX風險為較低風險；XX風 險為低風險（具體的風險發生可能性及產生的影響參見各風險評估主 體部分）。風險類別風險名稱風險可能性風險影響程度風險等級（二）風險詳述（示例）1.政策風險風險名稱：政策風險風險類別：戰略風險財務風險市場風險運宮風險法律風險1V風險描述：風電與太陽能發電屬于新興的能源產業， 尚處于發展初期，對國家政策的扶持的依 賴性較高。我國政府近年來通過出臺一系列電價政策和補貼政策對風電和太陽能發電產 業進行了支持，政策導向基本穩定，但f 的不確定性依然存在。電價方面，風電和太陽能發電項目均需要合理的

3、上網電價來保證項目的經濟性。陸上風電項目（包括潮上灘涂和海島）的全國上網標桿電價已經確定，近期調整的可能性 不大。海上風電尚無國家今固定上網電價，目前按特許招標形成的價格定價存在相對 較高的不確定性，且不排除存在惡性競標造成價格偏低，開發商需權衡收益與競爭優勢。 太陽能發電目前有若干定價體系。另外，地方性太陽能項目的上網電價由地方政府根據 項目情況調整。參照陸上風電政策的先例，太陽能發電項目的固定標桿電價還需在若干 輪競標后才會出臺，現有電價的仍存在一定不確定性。風險產生的原因：（一）陸上風電電價1 .全國標桿電價已固定，短期未見調整跡象，風險系數較低中國陸的風力發電標桿電價于 2009年7月

4、發布，按四類資源區分別為0.51、0.54、 0.58、0.61元/千瓦時。目前雖風電整機設備成本不斷下降，短期，項目仍按照標桿電 價執行，開發商電價風險較低。2 .中長期可能隨陸上風電項目成本下降趨勢下調自2009年國家發改委在關于完善風力發電上網電價政策的通知文件中確定J 風電標桿電價以來，風電整機價格出現了大巾嚇降，除此之外，風電機組的基礎、吊裝等成本也隨業競爭而卜降。由于規模不斷擴大、效率逐步提高以及風機制造產能過剩，2010件主要風電市場的 陸上風機價格均出現大幅卜降，截止到2011年2月，中國風機制造業的價格戰已令風電 機組（不含塔架和施工投資）的報價自2008年以來降低了三分之一

5、，達到37004000 元/千瓦水平。雖然目前全國標桿電價尚未松動， 但國家發改委的“通知”中并未提及有關何時調 整電價，在何情況卜調整電價等具體調整規。 這一調價規則為未來陸上風電上網電價的 走勢提供了不確定因素，中長期看，依據陸上風電發展進程，上網電價將呈下降趨勢。（二）海上風電電價1.目前尚無全國務-上網電價，定價參照的特許招標項目較少我國海上風電項目剛剛起步，尚未確定全國一上網電價。目前定價主要參照2010 年的第一批全國風電特許招標項目中標電價，然而即使第一批特許招標的4個項目同屬 一省區域，項目中標電價仍肩較大差異（0.6235至0.7370元/千瓦時），且項目數量少，單位:元/千

6、瓦時0.9 1浮且奪竟格 價，搶價價 電大除壓成 標較排源造低 中動不資標偏圖形面積代表項目規模 （單位t MW）導致依據該招標項目中標電價測算的上網電價不具有預測性。海上風電第二輪特 件板招標目前偈未 啟動，2012年驪1頁 目暫時以核準槿式 進行券照陸上風電經始， 海上風電固定標桿 電價仍需若干年后 才會出臺0.5 H111-200920102011圖232a :海上風電招標中標電價資料來源：2011風電產業報告，分析2.第二批海上風電全國特許招標仍未啟動，海上風電上網電價標桿需多輪競標后設定早先業一直關注的第二批海上風電特許權招標仍未啟動， 同時國家能源局已批準南 方電網和粵電集團開展兩

7、個海上風電項目的前期工作， 項目分別位于和。今后我國海上 風電開發可能暫由特許權招標轉變為常規項目審批，海上風電標桿電價出臺尚需時日。（三）太陽能發電電價1 .標桿電價設定參照歷史特許招標中標價格根據國家發改委通知，2011年7月1日以前核準建設、2011年12月31日建成投 產、國家發改委尚未核定價格的太陽能光伏發電項目，上網電價統一核定為每千瓦時 1.15元；2011年7月1日及以后核準的太陽能光伏發電項目，以及2011年7月1日之前核準但截至2011年12月31日仍未建成投產的太陽能光伏發電項目，除仍執行每千 瓦時1.15元的上網電價外，其余省（區、市）上網電價均按每千瓦時1元執行。目前

8、剛出臺的標桿電價基于歷史競標價格的平均價格， 國家并未對該價格標桿使用 年限做詳細說明，且歷史光伏招標項目之間上網電價差別較大， 使該標桿價格存在不穩 定性。其他太陽能發電定價體系：（1）特許招標項目招標電價，浮動空間較大，存在較高的不確定性。（2） “金太陽”工程用戶側項目的富余電力仍按當地脫硫火電機組上網電價并網， 企業利潤空間有限。現階段行業存在個別開發商為爭取特許招標權不惜降低自身經濟利益。2010年13個特許招標項目均按“最低價中標” 原則，中標電價普遍偏低，不少開發商不惜壓低報 價以取得市場份額。2.上網電價未來呈下降趨勢據歷史項目克標數據看，克標價格呈快速下降趨勢，再加上十二五規

9、劃設定了光伏 行業成本下降目標，使得企業不得不控制成本順應降價趨勢。 若企業無法有效控制發電 及運營成本，將失去行業競爭優勢，喪失盈利能力。同時國家制定的十二五目標到2015 年光伏產業實現平價上網，上網電價低于0.8元/KWH這一目標的制定標志著未來光伏 上網電價下降的趨勢還將繼續。參照德國太陽能市場經驗，未來上網電價可能以6流右的速度逐年下降，至I 2015年達到0.78元/千瓦時。單位:元，千瓦時4 11圓形面積代表項目規模（單位:MW）0.90.8* 201。年13個特許招標項后均按最依伯中相.原則，中標電/普遍隔低，不少開發商不惜壓低報價以取得布域份額江蘇省地面項目上 網電價2009

10、-2011年 為2.2-11元/千瓦時2011年若改 委出臺光伏 臨時上網電 價，今后仍 將適時調整浙江省2010年起 上網區價 為L伯元/ 千瓦時1.4 元， 千瓦時1.16 元， 千瓦時千鳥時參照德國太 陽能市場經 臉，未來上 網電價可能 以一6%速度 逐年下調， 到2015年達 到口 78元,千 瓦時二 也78元/千瓦時5007 500S 2009 2010 20112015F時間項目價格2007-2008國資委核準4個項目（2個，蒙1個，1個）上網電價均4元/千瓦時2009敦煌10MV#許招標中標價為1.09元/千瓦時2010.4.2國資委批復：發電集團太陽山光伏電站一期，中節能太陽山

11、光伏電站一期， 華電寧東光伏電站，中節能光伏電站一 期上網電價為1.15元/千瓦時2010.6.22國家能源局啟動第二批光伏電站特許項目招標，總規模 28萬KW13個項目最低報價0.72880.9907 元/千瓦時2011.8國家發改委出臺太陽能發電臨時上網 標桿電價1元/千瓦時2008至2011年間競標價格變化情況資料來源：新聞媒體，分析太陽能發電招標中標電價資料來源：2011光伏報告，分析風險發生后可能帶來的影響：上網電價不確定或不穩定將直接導致未來風電與太陽能發電項目收益無法預測， 優 質且高收益的項目有可能因此流失，導致電力無法在預定期限達到規劃的戰略目標， 在 行業競爭中處于不利地位

12、。上網電價，尤其是太陽能發電上網電價，持續下降的趨勢將壓縮項目與公司整體的收益能力，對電力成本控制能力提高要求。風險評估:高較局中較低低V策略：（一）風險管理策略：2.風險規避 風險轉換 風險補償1.風險承擔日4.3 .風險控制日5 .風險對沖口 6.7 .風險轉移口（二）具體應對策略1 .對風電和太陽能發電項目的規劃和收益評審應充分考慮電價的不確定性和未來 隨著產業成熟不斷下調的趨勢，進行詳盡的項目可行性分析、項目財務敏感性分析等， 確保部收益率目標的達成。2 .密切關注國家新能源政策動向，結合政策制定相應發展規劃；在進行項目評估時 應將補貼政策的不確定性納入考量，在經濟技術評估中對未來補貼額度留有一定百分比 的空間。3 .密切關注華東各省市的風電和太陽能發電規劃及補助政策， 在了解分析華東各省 份地方政府政策動向的基礎上制定區域發展規劃， 并利用各地政府關系努力爭取當地優 惠政策，提升業務發展。4 .