1、.PAGE . *工程風險評估報告【最新資料，WORD文檔，可編輯修改】一、工程所在國概況境投資工程可從略 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、工程概況包括工程背景、工程意義、工程根本情況介紹等。 三、工程風險評估及風險管理策略一風險概述在對工程各類環境要素和工程本身的信息進展調查、收集、整理、歸類的根底上，共識別出戰略、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。對識別出的 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 項風險進展進一步分級，共分為高、較高、中、較低及低五

2、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生可能性及產生的影響參見各風險評估主體局部。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例如 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營風險法律風險風險描述：風電與太陽能發電屬于新興的能源產業，尚處于開展初期，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展了支持，政策導向根本穩定，但一定的不確定性依然存在。電價方面，風電和太陽能發電工程均需要合理的上網電價來保證工程的經濟性。陸上風電工程包括潮上灘涂

3、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。海上風電尚無國家統一固定上網電價，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。太陽能發電目前有假設干定價體系。另外，地方性太陽能工程的上網電價由地方政府根據工程情況調整。參照陸上風電政策的先例，太陽能發電工程的固定標桿電價還需在假設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月發布，按四類資源區分別為0.51、0.54、0.58、0.61元/千

4、瓦時。目前雖風電整機設備本錢不斷下降，短期，工程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工程本錢下降趨勢下調自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了風電標桿電價以來，風電整機價格出現了大幅下降，除此之外，風電機組的根底、吊裝等本錢也隨業競爭而下降。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年主要風電市場的陸上風機價格均出現大幅下降，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，到達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

5、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。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，依據陸上風電開展進程，上網電價將呈下降趨勢。二海上風電電價1.目前尚無全國統一上網電價，定價參照的特許招標工程較少我國海上風電工程剛剛起步，尚未確定全國統一上網電價。目前定價主要參照2010年的第一批全國風電特許招標工程中標電價，然而即使第一批特許招標的4個工程同屬一省區域，工程中標電價仍有較大差異0.6235至0.7370元/千瓦時，且工程數量少，導致依據該招標工程中標電價測算的上網電價不具有預測性。圖：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

6、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個海上風電工程的前期工作，工程分別位于和。今后我國海上風電開發可能暫由特許權招標轉變為常規工程審批，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日以前核準建立、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工程，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工程，以及2011年7月1日之前核準但截

7、至2011年12月31日仍未建成投產的太陽能光伏發電工程，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，且歷史光伏招標工程之間上網電價差異較大，使該標桿價格存在不穩定性。其他太陽能發電定價體系：1特許招標工程招標電價，浮動空間較大，存在較高的不確定性。2金太陽工程用戶側工程的充裕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個特許招標工程均按最低價中標原則，中標電價普遍偏低，不少開發商不

8、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工程競標數據看，競標價格呈快速下降趨勢，再加上十二五規劃設定了光伏行業本錢下降目標，使得企業不得不控制本錢順應降價趨勢。假設企業無法有效控制發電及運營本錢，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歷，未來上網電價可能以6%左右的速度逐年下降，到2015年到達0.78元/千瓦時。時間工程價格2007-2008國資委核準4個工程 2個， 蒙1個，1個上網電價均4元/千瓦時2009敦煌1

9、0MW特許招標中標價為1.09元/千瓦時國資委批復： 發電集團太陽山光伏電站一期，中節能太陽山光伏電站一期，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/千瓦時國家能源局啟動第二批光伏電站特許工程招標，總規模28萬KW13個工程最低報價0.7288 0.9907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工程收益無法預測，優質且高收益的工程有可能因此流失，導致

10、電力無法在預定期限到達規劃的戰略目標，在行業競爭中處于不利地位。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工程與公司整體的收益能力，對電力本錢控制能力提高要求。風險評估：高較高中較低低策略：一風險管理策略：z1.風險承當2.風險躲避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.對風電和太陽能發電工程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，進展詳盡的工程可行性分析、工程財務敏感性分析等，確保部收益率目標的達成。2.密切關注國家新能源政策劃向，結合政策制定相應開展規劃；在進展工程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劃向的根底上制定區域開展規劃，并利用各地政府關系努力爭取當地優惠政策，提升業務開展。4.在外部電價及補貼政策不確定的環境下，