最新电力新能源项目投资项目风险评估报告模板.pdf

项目风险评估报告项目风险评估报告20142014 年年月月日日一、项目所在国概况（境内投资项目可从略）包括该国的历史地理与自然概况、政治体制、经济概况、文化教育、外交关系、资源及开发状况等。二、项目概况包括项目背景、项目意义、项目基本情况介绍等。三、项目风险评估及风险管理策略（一）风险概述在对项目各类环境要素和项目本身的信息进行调查、收集、整理、归类的基础上，共识别出战略、财务、法律、运营、市场五大类（五大类是所有风险分类，可根据实际识别情况填写）共项风险。对识别出的项风险，根据各项风险发生的可能性和风险发生后可能产生的影响两项指标，对项风险进行进一步分级，共分为高、较高、中、较低及低五个风险级别。其中，风险为高风险；风险为较高风险；风险为中风险；风险为较低风险；风险为低风险（具体的风险发生可能性及产生的影响参见各风险评估主体部分）。风险类别风险名称风险可能性风险影响程度风险等级（二）风险详述（示例）1.政策风险风险名称：政策风险风险名称：政策风险风险类别：风险类别：战略风险战略风险财务风险财务风险市场风险市场风险运营风险运营风险法律风险法律风险风险描述：风险描述：风电与太阳能发电属于新兴的能源产业，尚处于发展初期，对国家政策的扶持的依赖性较高。我国政府近年来通过出台一系列电价政策和补贴政策对风电和太阳能发电产业进行了支持，政策导向基本稳定，但一定的不确定性依然存在。电价方面，风电和太阳能发电项目均需要合理的上网电价来保证项目的经济性。陆上风电项目（包括潮上滩涂和海岛）的全国上网标杆电价已经确定，近期内调整的可能性不大。海上风电尚无国家统一固定上网电价，目前按特许招标形成的价格定价存在相对较高的不确定性，且不排除存在恶性竞标造成价格偏低，开发商需权衡收益与竞争优势。太阳能发电目前有若干定价体系。另外，地方性太阳能项目的上网电价由地方政府根据项目情况调整。参照陆上风电政策的先例，太阳能发电项目的固定标杆电价还需在若干轮竞标后才会出台，现有电价的仍存在一定不确定性。风险产生的原因：风险产生的原因：（一）陆上风电电价（一）陆上风电电价1.1.全国标杆电价已固定，短期未见调整迹象，风险系数较低全国标杆电价已固定，短期未见调整迹象，风险系数较低中国内陆的风力发电标杆电价于 2009 年 7 月发布，按四类资源区分别为 0.51、0.54、0.58、0.61 元/千瓦时。目前虽风电整机设备成本不断下降，短期内，项目仍按照标杆电价执行，开发商电价风险较低。2.2.中长期可能随陆上风电项目成本下降趋势下调中长期可能随陆上风电项目成本下降趋势下调自 2009 年国家发改委在关于完善风力发电上网电价政策的通知文件中确定了风电标杆电价以来，风电整机价格出现了大幅下降，除此之外，风电机组的基础、吊装等成本也随业内竞争而下降。由于规模不断扩大、效率逐步提高以及风机制造产能过剩，2010年主要风电市场的陆上风机价格均出现大幅下降，截止到2011年2月，中国风机制造业的价格战已令风电机组（不含塔架和施工投资）的报价自2008年以来降低了三分之一，达到37004000元/千瓦水平。虽然目前全国标杆电价尚未松动，但国家发改委的“通知”中并未提及有关何时调整电价，在何情况下调整电价等具体调整规范。这一调价规则为未来陆上风电上网电价的走势提供了不确定因素，中长期看，依据陆上风电发展进程，上网电价将呈下降趋势。（二）海上风电电价（二）海上风电电价1.1.目前尚无全国统一上网电价，定价参照的特许招标项目较少目前尚无全国统一上网电价，定价参照的特许招标项目较少我国海上风电项目刚刚起步，尚未确定全国统一上网电价。目前定价主要参照 2010年的第一批全国上海风电特许招标项目中标电价，然而即使第一批特许招标的 4 个项目同属一省区域，项目中标电价仍有较大差异（0.6235 至 0.7370 元/千瓦时），且项目数量少，导致依据该招标项目中标电价测算的上网电价不具有预测性。图 2.3.2a：海上风电招标中标电价资料来源：2011 风电产业报告，德勤分析2.2.第二批海上风电全国特许招标仍未启动，海上风电上网电价标杆需多轮竞标后第二批海上风电全国特许招标仍未启动，海上风电上网电价标杆需多轮竞标后设定设定早先业内一直关注的第二批海上风电特许权招标仍未启动，同时国家能源局已批准南方电网和粤电集团开展两个海上风电项目的前期工作，项目分别位于广东珠海和湛江。今后我国海上风电开发可能暂由特许权招标转变为常规项目审批，海上风电标杆电价出台尚需时日。（三）太阳能发电电价（三）太阳能发电电价1.1.标杆电价设定参照历史特许招标中标价格标杆电价设定参照历史特许招标中标价格根据国家发改委通知，2011 年 7 月 1 日以前核准建设、2011 年 12 月 31 日建成投产、国家发改委尚未核定价格的太阳能光伏发电项目，上网电价统一核定为每千瓦时1.15 元；2011 年 7 月 1 日及以后核准的太阳能光伏发电项目，以及2011 年 7 月 1 日之前核准但截至 2011 年 12 月 31 日仍未建成投产的太阳能光伏发电项目，除西藏仍执行每千瓦时 1.15 元的上网电价外，其余省（区、市）上网电价均按每千瓦时 1 元执行。目前刚出台的标杆电价基于历史竞标价格的平均价格，国家并未对该价格标杆使用年限做详细说明，且历史光伏招标项目之间上网电价差别较大，使该标杆价格存在不稳定性。其他太阳能发电定价体系：（1）特许招标项目招标电价，浮动空间较大，存在较高的不确定性。（2）“金太阳”工程用户侧项目的富余电力仍按当地脱硫火电机组上网电价并网，企业利润空间有限。现阶段行业存在个别开发商为争取特许招标权不惜降低自身经济利益。2010 年 13个特许招标项目均按“最低价中标”原则，中标电价普遍偏低，不少开发商不惜压低报价以取得市场份额。2.2.上网电价未来呈下降趋势上网电价未来呈下降趋势据历史项目竞标数据看，竞标价格呈快速下降趋势，再加上十二五规划设定了光伏行业成本下降目标，使得企业不得不控制成本顺应降价趋势。若企业无法有效控制发电及运营成本，将失去行业竞争优势，丧失盈利能力。同时国家制定的十二五目标到2015年光伏产业实现平价上网，上网电价低于0.8 元/KWH，这一目标的制定标志着未来光伏上网电价下降的趋势还将继续。参照德国太阳能市场经验，未来上网电价可能以 6%左右的速度逐年下降，到 2015 年达到 0.78 元/千瓦时。时间项目蒙 1 个，宁夏 1 个）20092010.4.2甘肃敦煌 10MW 特许招标国资委批复：宁夏发电集团太阳山光伏电站一期，宁夏中节能太阳山光伏电站一期，华电宁夏宁东光伏电站，宁夏中节能石嘴山光伏电站一期2010.6.22国家能源局启动第二批光伏电站特许项目招标，总规模 28 万 KW2011.8国家发改委出台太阳能发电临时上网标杆电价 2008 至 2011 年间竞标价格变化情况资料来源：新闻媒体，德勤分析13时1 元/千瓦时个 项 目 最 低 报 价0.7288 0.9907 元/千瓦中标价为 1.09 元/千瓦时上网电价为 1.15 元/千瓦时价格上网电价均 4 元/千瓦时2007-2008国资委核准 4 个项目（上海 2 个，内太阳能发电招标中标电价资料来源：2011 光伏报告，德勤分析风险发生后可能带来的影响：风险发生后可能带来的影响：上网电价不确定或不稳定将直接导致未来风电与太阳能发电项目收益无法预测，优质且高收益的项目有可能因此流失，导致上海电力无法在预定期限内达到规划的战略目标，在行业竞争中处于不利地位。上网电价，尤其是太阳能发电上网电价，持续下降的趋势将压缩项目与公司整体的收益能力，对上海电力成本控制能力提高要求。风险评估：风险评估：高较高中较低低策略：策略：（一）风险管理策略：（一）风险管理策略：1.1.风险承担风险承担2.2.风险规避风险规避z3.3.风险控制风险控制 4.4.风险转换风险转换5.5.风险对冲风险对冲 6.6.风险补偿风险补偿7.7.风险转移风险转移（二）具体应对策略（二）具体应对策略1.对风电和太阳能发电项目的规划和收益评审应充分考虑电价的不确定性和未来随着产业成熟不断下调的趋势，进行详尽的项目可行性分析、项目财务敏感性分析等，确保内部收益率目标的达成。2.密切关注国家新能源政策动向，结合政策制定相应发展规划；在进行项目评估时应将补贴政策的不确定性纳入考量，在经济技术评估中对未来补贴额度留有一定百分比的空间。3.密切关注华东各省市的风电和太阳能发电规划及补助政策，在了解分析华东各省份地方政府政策动向的基础上制定区域发展规划，并利用各地政府关系努力争取当地优惠政策，提升业务发展。4.在外部电价及补贴政策不确定的环境下，积极培养自身能力，从内部提升项目管理水平，努力通过与供应商战略合作等方式控制项目成本，争取获得成本优势，力争建立风电和太阳能发电项目运营上的市场竞争力。四、结论和建议经过初步风险评估，我们认为项目风险在可控范围之内。随着前期工作的不断深入，我们将继续做好风险管理工作，提高项目风险防控能力。同时，建议公司项目筹备机构2014 年月日