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第1页共11页XX项目风险评估报告第2页共11页一、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第3页共11页【最新资料，WORD文档，可编辑修改】第4页共11页（二）风险详述（示例）1.政策风险风险名称：政策风险风险类别：战略风险财务风险市场风险运营风险法律风险√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：（一）陆上风电电价1.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.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3700～4000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个项目第5页共11页同属一省区域，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.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...