根据中节能风力发电股份有限公司招股说明书，提示风险如下：
一、自然条件风险
(一)发电量对天气条件依赖较大的风险
风力发电行业对天气条件存在比较大的依赖，任何不可预见的天气变化都可能对公司的电力生产、收入及经营业绩带来不利影响。虽然在开始建造风电项目前，本公司会对每个风电项目进行实地调研，有针对性的进行为期不少于一年的持续风力测试，包括测量风速、风向、气温、气压等，并编制可行性研究报告，但是实际运行中的风力资源仍然会因当地气候变化而发生波动，造成每一年的风资源水平与预测水平产生一定差距，进而影响公司风电场发电量。
(二)重大自然灾害所导致的风险
目前公司大多数风电场位于中国北部及西北部地区，包括新疆、甘肃、内蒙古及河北等地区。当地气候条件恶劣，可能因超过预计的严寒、瞬间狂风等气候条件引发的自然灾害对公司的风电场造成影响，包括对风机设备、风场运营设施的破坏以及输电线路的损坏等。在这种情况下，风电场的生产水平可能会大幅降低甚至暂停运作，严重影响风电场的发电能力，从而对公司的发电量和营业收入造成不利影响。
二、政策和市场风险
(一)国家支持风电行业的相关政策发生变化的风险
国内风力发电行业近年来的高速发展很大程度上受益于国家对可再生能源行业尤其是风电行业在政策、法规及激励措施方面的支持。近年来，国家先后颁布了《可再生能源法》、《可再生能源中长期发展规划》、《关于完善风力发电上网电价政策的通知》等多项政策、法规和条例鼓励开发风能，对上网电价保护、强制并网、强制购电以及各项税收优惠政策都做出了明确规定，显著地提升了风电项目建设的经济可行性。国家发改委于2006年和2007年分别制定的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》和《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》也明确规定，可再生能源发电价格高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额部分在全国省级及以上电网销售电量中分摊。2012年3月，财政部、国家发改委、国家能源局颁布了《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》，规定省级电网企业、地方独立电网企业应根据可再生能源上网电价和实际收购的可再生能源发电上网电量，按月与可再生能源发电企业结算电费;可再生能源电价附加补助资金原则上实行按季预拨、年终清算。
如果未来国家支持风电行业的相关政策发生变化，将可能减少风电项目的收入，从而对公司的经营业绩带来不利影响。
(二)清洁发展机制发生变化所导致的风险
清洁发展机制来源于1997年12月《联合国气候变化框架公约》第三次缔约方大会上通过的《京都议定书》。根据《京都议定书》下的清洁发展机制安排，发展中国家符合资格的节能减排项目可以获得核证减排量的信用额并能向做出温室气体减排承诺的工业化国家出售，我国于2002年批准认可该安排。公司报告期内通过注册清洁发展机制项目从核证减排量销售业务中累计实现毛利21,312.84万元，其中2011年、2012年和2013年核证减排量销售业务毛利分别为10,939.89万元、9,164.44万元和1,208.51万元，分别占公司同期毛利的21.01%、16.70%和2.04%。
1、CDM项目无法注册可能带来的风险。
公司风力发电项目获取核证减排量信用额需要经过非常严格的认定程序，包括从清洁发展机制执行理事会获取风电项目注册、获得国家发改委批准和指定经营实体的核证。如果未来注册程序中的验证标准、交易机制等发生任何重大变化，或者注册政策发生其他变化，可能导致公司今后部分或全部风电项目无法注册为清洁发展机制项目，从而会影响本公司来自CDM的收入。
2、第二承诺期未确定事项可能带来的风险。
《联合国气候变化框架公约》第三次缔约方大会上通过的《京都议定书》，确定了“共同但有区别的责任”原则，规定了在2008年至2012年间发达国家温室气体排放量比1990年的排放量平均要低5.2%，而发展中国家在此期间无需承担减排义务。这一承诺已于2012年12月31日到期(称为“第一承诺期”)。
关于第二承诺期有关事项，2012年11月26日-12月7日联合国在卡塔尔多哈召开了《联合国气候变化框架公约》第18次缔约方会议暨《京都议定书》第八次缔约方大会。根据大会决议，“重申第二个承诺期将于2013年1月1日开始，并决定其于2020年12月31日结束”;“决定附件I所列的每个缔约方将至迟到2014年重新审视第二个承诺期的量化的限制和减少排放的承诺”。2013年11月11日-11月23日，在波兰华沙召开了《联合国气候变化框架公约》第19次缔约方会议暨《京都议定书》第九次缔约方会议，对于各方关心的“第二个承诺期的量化的限制和减少排放的承诺”并无实质推进作用。
由于多哈会议对第二承诺期内《京都议定书》附件I缔约方进一步承诺的量化减排指标尚未确定，华沙会议仍未有实质进展，可能会影响《京都议定书》第二承诺期的市场需求，进而对公司CDM收入造成影响。
3、市场交易可能带来的风险。
2013年，公司核证减排量销售业务毛利为1,208.51万元，占公司同期毛利的比例由2011年的21.01%、2012年的16.70%下降至2013年的2.04%，已显著下降，并且该CDM业务收入来自于公司已注册项目在2012年12月31日前产生的部分CERs。
根据《京都议定书》和公司已签署的《CDM减排量购买协议》，公司已经注册的项目于2012年12月31日以前产生的CERs均按照固定价格销售，2010年-2012年CER的交易平均价格分别为12.82美元、14.20美元和16.12美元。
根据2009年4月23日《欧洲议会和委员会联合通过的决议》(406/2009/EC号)，公司2012年底前已经注册的项目，在第二承诺期可以参与欧盟碳市场的交易。根据已签署的《CDM减排量购买协议》，公司已经注册的项目于2012年12月31日以后产生的CERs按照浮动价格销售，一般为交付日后欧洲气候交易所若干交易日CER现货价格平均值或交付时现货价格的70%-95%。根据世界银行发布的《2012年碳市场现状与趋势报告》，在《京都议定书》第一承诺期内(2008年-2012年)CER价格波动较大，2008年曾达到30多美元，2009年至2011年上半年一直在15美元左右徘徊，2011年下半年以来市场价格进一步下滑。2012年CER价格呈波动下行趋势，从5美元左右跌至2012年12月31日的0.24美元左右。2013年CER价格持续低位运行，价格区间在0.03欧元到0.72欧元之间。鉴于2012年以后《CDM减排量购买协议》约定的价格是以市场价格为定价基准的浮动价格，如果2013年以后CER的市场价格水平维持或低于目前市场价格水平，将导致公司2013年后CDM收入继续下降并且最低可能为0。
公司2012年底前已注册项目在2012年12月31日后产生的CERs尚未有交易发生，未来交易存在不确定性风险;对于公司2012年以后注册的CDM项目，由于第二承诺期内《京都议定书》附件I缔约方进一步承诺的具体减排指标尚未确定，目前尚未有国家明确承诺收购中国产生的CERs，因此，公司2012年后注册成功的CDM项目也存在无法交易的风险。
4、买方违约可能带来的风险。
截至2013年12月底，按照《CDM减排量购买协议》的付款约定，除满井一期项目外，公司CDM项目的买方都按照约定支付了合同金额，但并不排除未来出现其他买方违约不付款的风险。
(三)政府审批风险
风电项目的设计、风场建设、并网发电和上网电价等各个环节都需不同政府部门的审批和许可。本公司风电项目的建造需要获得地方政府投资主管部门的核准，同时还需要获得项目所在地地方政府的其他各项批准和许可，其中包括项目建设用地的审批、环境评价等多项审批或许可。如果未来风电项目的审批标准更加严格，或审批及核准所需时间延长，公司未来可能因为申请程序的拖延而导致失去项目开发的最佳时机，或者因为建设期延长而对项目的投资回收期产生不利影响。
(四)市场竞争风险
风电项目的开发很大程度上受到在有限的地区和特定位置所具备风能资源以及当地电网输送容量的限制。目前风电行业的竞争主要存在于新风电场的开发和对已有优质风电场项目的收购，风电运营企业通过与地方政府协商，以协议的形式约定获取在特定时期、特定区域内开发风电项目的权利。因此，各个风电运营企业在风能资源优越、电力输送容量充足的地理区域开发新风电项目或收购已有优质项目的市场竞争非常激烈。
我国包括风能、太阳能、水能、生物质、地热和海洋能源在内的可再生能源均享受政府相关激励政策，包括上网电价补贴和电力上网优先权等。如果未来国家持续加大对其他可再生能源的政策支持，本公司也可能会面临来自其他可再生能源发电公司的激烈竞争。风电行业也面临来自包括煤炭、天然气以及燃油等传统能源发电行业的竞争，如果因为传统能源开采技术革新或者勘探到大量能源矿藏，则可能因其价格的下降而降低传统能源发电公司的成本，进而对风电行业造成影响。
(五)发电及相关设备价格变动风险
发行人的营业成本主要为风电场的固定资产折旧费用。其中，风机设备的采购成本占风电场全部投资的比重最大，约为50%至60%，故风机价格的变动将直接影响公司未来的营业成本。自2004年中期开始，高涨的风电市场需求曾经使风机的价格一路飙升。然而到2008年，由于整机生产能力的提高及关键部件和主要部件的供应基本平衡，风机的价格开始趋于平稳。2009年以来，受到我国风机产能的不断增长，欧美市场需求增长放缓等综合因素影响，风机制造商在成本和质量上的竞争日益激烈，风机价格持续下降。目前，风机市场价格已趋于平稳。然而，如未来风机价格大幅度上升，则发行人新建项目的投资成本将增加，对发行人未来的经营业绩可能造成重大不利影响。
(六)上网电价下降的风险
发行人经营业绩及财务状况受上网电价显著影响。根据国家发改委《关于完善风力发电上网电价政策的通知》(发改价格[2009]1906号)文件规定，全国按风能资源状况和工程建设条件分为四类风能资源区，相应设定风电标杆上网电价。发行人于2009年8月1日之后取得核准的项目，按风电场所在各地区标杆上网电价将风电项目的发电量出售给当地电网公司。2011年至2013年，发行人风电上网加权平均电价(含增值税价)分别为0.5253元/kWh、0.5216元/kWh和0.5291元/kWh。如果国家发改委或其他政府机构未来调低风电上网电价，则会对发行人未来项目带来重大不利影响。
原标题：中节能风力发电IPO：对天气条件依赖较大 相关政策可能发生变化
