關于XX項目風險評估報告

.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（境內投資項目可從略） 包括該國的歷史地理與自然概況、政治體制、經(jīng)濟概況、文化教育、外交關系、資源及開發(fā)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）風險概述在對項目各類環(huán)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，共識別出戰(zhàn)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(jù)實際識別情況填寫）共 項風險。對識別出的 項風險，根據(jù)各項風險發(fā)生的可能性和風險發(fā)生后可能產(chǎn)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、較低及低五個風險級別。其中，風險為高風險；風險為較高風險；風險為中風險；風險為較低風險；風險為低風險（具體的風險發(fā)生可能性及產(chǎn)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(zhàn)略風險財務風險市場風險運營風險法律風險 風險描述： 風電與太陽能發(fā)電屬于新興的能源產(chǎn)業(yè)，尚處于發(fā)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(fā)電產(chǎn)業(yè)進行了支持，政策導向基本穩(wěn)定，但一定的不確定性依然存在。電價方面，風電和太陽能發(fā)電項目均需要合理的上網(wǎng)電價來保證項目的經(jīng)濟性。陸上風電項目（包括潮上灘涂和海島）的全國上網(wǎng)標桿電價已經(jīng)確定，近期內調整的可能性不大。海上風電尚無國家統(tǒng)一固定上網(wǎng)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(fā)商需權衡收益與競爭優(yōu)勢。太陽能發(fā)電目前有若干定價體系。另外，地方性太陽能項目的上網(wǎng)電價由地方政府根據(jù)項目情況調整。參照陸上風電政策的先例，太陽能發(fā)電項目的固定標桿電價還需在若干輪競標后才會出臺，現(xiàn)有電價的仍存在一定不確定性。風險產(chǎn)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(shù)較低中國內陸的風力發(fā)電標桿電價于2009年7月發(fā)布，按四類資源區(qū)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，短期內，項目仍按照標桿電價執(zhí)行，開發(fā)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(fā)改委在關于完善風力發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知文件中確定了風電標桿電價以來，風電整機價格出現(xiàn)了大幅下降，除此之外，風電機組的基礎、吊裝等成本也隨業(yè)內競爭而下降。由于規(guī)模不斷擴大、效率逐步提高以及風機制造產(chǎn)能過剩，2010年主要風電市場的陸上風機價格均出現(xiàn)大幅下降，截止到2011年2月，中國風機制造業(yè)的價格戰(zhàn)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，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(fā)改委的“通知”中并未提及有關何時調整電價，在何情況下調整電價等具體調整規(guī)范。這一調價規(guī)則為未來陸上風電上網(wǎng)電價的走勢提供了不確定因素，中長期看，依據(jù)陸上風電發(fā)展進程，上網(wǎng)電價將呈下降趨勢。（二）海上風電電價1.目前尚無全國統(tǒng)一上網(wǎng)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，尚未確定全國統(tǒng)一上網(wǎng)電價。目前定價主要參照2010年的第一批全國上海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(qū)域，項目中標電價仍有較大差異（0.6235至0.7370元/千瓦時），且項目數(shù)量少，導致依據(jù)該招標項目中標電價測算的上網(wǎng)電價不具有預測性。圖2.3.2a：海上風電招標中標電價 資料來源：2011風電產(chǎn)業(yè)報告，德勤分析2.第二批海上風電全國特許招標仍未啟動，海上風電上網(wǎng)電價標桿需多輪競標后設定早先業(yè)內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(wǎng)和粵電集團開展兩個海上風電項目的前期工作，項目分別位于廣東珠海和湛江。今后我國海上風電開發(fā)可能暫由特許權招標轉變?yōu)槌Ｒ?guī)項目審批，海上風電標桿電價出臺尚需時日。（三）太陽能發(fā)電電價1.標桿電價設定參照歷史特許招標中標價格根據(jù)國家發(fā)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(chǎn)、國家發(fā)改委尚未核定價格的太陽能光伏發(fā)電項目，上網(wǎng)電價統(tǒng)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(fā)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(chǎn)的太陽能光伏發(fā)電項目，除西藏仍執(zhí)行每千瓦時1.15元的上網(wǎng)電價外，其余?。▍^(qū)、市）上網(wǎng)電價均按每千瓦時1元執(zhí)行。目前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(wǎng)電價差別較大，使該標桿價格存在不穩(wěn)定性。其他太陽能發(fā)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?shù)孛摿蚧痣姍C組上網(wǎng)電價并網(wǎng)，企業(yè)利潤空間有限?，F(xiàn)階段行業(yè)存在個別開發(fā)商為爭取特許招標權不惜降低自身經(jīng)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(fā)商不惜壓低報價以取得市場份額。2.上網(wǎng)電價未來呈下降趨勢據(jù)歷史項目競標數(shù)據(jù)看，競標價格呈快速下降趨勢，再加上十二五規(guī)劃設定了光伏行業(yè)成本下降目標，使得企業(yè)不得不控制成本順應降價趨勢。若企業(yè)無法有效控制發(fā)電及運營成本，將失去行業(yè)競爭優(yōu)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(chǎn)業(yè)實現(xiàn)平價上網(wǎng)，上網(wǎng)電價低于0.8元/KWH，這一目標的制定標志著未來光伏上網(wǎng)電價下降的趨勢還將繼續(xù)。參照德國太陽能市場經(jīng)驗，未來上網(wǎng)電價可能以6%左右的速度逐年下降，到2015年達到0.78元/千瓦時。時間項目價格2007-2008國資委核準4個項目 （上海2個， 內蒙1個，寧夏1個）上網(wǎng)電價均4元/千瓦時2009甘肅敦煌10MW特許招標中標價為1.09元/千瓦時2010.4.2國資委批復： 寧夏發(fā)電集團太陽山光伏電站一期，寧夏中節(jié)能太陽山光伏電站一期，華電寧夏寧東光伏電站，寧夏中節(jié)能石嘴山光伏電站一期上網(wǎng)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(guī)模28萬KW13個項目最低報價0.7288 0.9907元/千瓦時2011.8國家發(fā)改委出臺太陽能發(fā)電臨時上網(wǎng)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，德勤分析太陽能發(fā)電招標中標電價資料來源：2011光伏報告，德勤分析風險發(fā)生后可能帶來的影響：上網(wǎng)電價不確定或不穩(wěn)定將直接導致未來風電與太陽能發(fā)電項目收益無法預測，優(yōu)質且高收益的項目有可能因此流失，導致上海電力無法在預定期限內達到規(guī)劃的戰(zhàn)略目標，在行業(yè)競爭中處于不利地位。上網(wǎng)電價，尤其是太陽能發(fā)電上網(wǎng)電價，持續(xù)下降的趨勢將壓縮項目與公司整體的收益能力，對上海電力成本控制能力提高要求。風險評估：高較高中較低低 策略：（一）風險管理策略：z1.風險承擔 2.風險規(guī)避 3.風險控制 4.風險轉換 5.風險對沖 6.風險補償 7.風險轉移 （二）具體應對策略1.對風電和太陽能發(fā)電項目的規(guī)劃和收益評審應充分考慮電價的不確定性和未來隨著產(chǎn)業(yè)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，確保內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(fā)展規(guī)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(jīng)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(fā)電規(guī)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(qū)域發(fā)展規(guī)劃，并利用各地政府關系努力爭取當?shù)貎?yōu)惠政策，提升業(yè)務發(fā)展。4.在外部電價及補貼政策不確定的環(huán)境下，