固定资产贷款风险点及风险防范.ppt

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浅谈授信客户风险分析及控制措施浅谈授信客户风险分析及控制措施一、授信客户的类型：

1、一般公司类客户2、集团客户3、事业法人客户二、共同风险点1、政策风险：

国家产业性政策、目前地方政策导向；对相关市场是否有特殊政策等。

（敏感行业、固定资产）；2、行业风险：

行业结构调整政策（国家及地方鼓励、维持、限制性行业，产能过剩行业）；行业规划发展的内容及变化动态；行业竞争程度、垄断程度，行业所处市场的集中度。

3、市场风险：

行业经营状况对上下游产业的影响程度；供应、销售、产品替代性等风险；二、共同风险点4、财务风险：

负债能力、偿债能力、筹资能力及对现金流控制能力等；5、经营风险：

依法合规经营、调整扩张速度、对市场判断等（资金链、新产品转型、投资风险）；6、管理层风险：

包括管理层经验、诚信、团队精神及还款意愿及高管层变动情况等；7、其他风险：

过度授信风险、担保人风险、抵（质）押物风险等。

三、针对不同的客户类型列示其主要风险三、针对不同的客户类型列示其主要风险及风险防范对策建议及风险防范对策建议：

一般公司类客户：

一般公司类客户：

由于每个授信客户所处行业特点、地域和实际经营情况的不同，除了具有某些共同风险点之外，还具有自己特有的风险因素，应该在通过对授信客户基本面认真分析的基础上，根据对授信客户整体授信要求的实际情况，对可能影响我行授信业务安全的主要风险点进行分析。

下面仅对我行业务权重占比较大的几个行业进行简要分析：

三、针对不同的客户类型列示其主要风险及风险防范对三、针对不同的客户类型列示其主要风险及风险防范对策建议策建议：

（一）电力行业主要风险：

（一）电力行业主要风险

（一）、电力行业：

1、电力行业主要风险电力行业因行业垄断程度高，投资大、风险低，融资规模大、还贷期长，企业经营状况较好、收入稳定、现金流充裕、信用良好，成为各家银行积极争取的对象。

在具体分析时应关注的主要风险点是：

三、针对不同的客户类型列示其主要风险及风险防范对三、针对不同的客户类型列示其主要风险及风险防范对策建议策建议：

（一）电力行业主要风险：

（一）电力行业主要风险

（1）电力盲目投资现象较为普遍，存在行业风险（电力行业目前虽然产需基本平衡，但在建规模很大，潜在着产能过剩问题）；

（2）项目违规运作，存在政策风险（企业是否符合国家相关产业政策、发展规划等市场准入条件，对于应由发改委等有权部门批准或核准的项目，是否获批准或核准）；（3）电力企业经营成本增加，存在经营风险（关注生产成本和原材料供应风险。

原材料供应的充足性，是企业持续生产和发展的保证）；三、针对不同的客户类型列示其主要风险及风险防范对三、针对不同的客户类型列示其主要风险及风险防范对策建议策建议：

（一）电力行业主要风险：

（一）电力行业主要风险（4）贷款条件的降低，致使贷款难以得到有效保证（5）客户风险：

非全国性专业发电集团公司具有相对较大的客户风险，其风险通常大于全国性专业发电集团公司贷款风险，使电力项目的借款主体风险增加。

体现在建设期和还贷期两方面。

（6）电力体制改革带来的政策风险：

电力行业贷款的政策风险主要是电力体制改革以及国家能源政策转向。

电力体制的市场化改革。

国家实施限制高耗能行业发展的政策。

“十一五”国家能源政策出现重大转向，规划中提出“实现2010年单位国内生产总值能源消耗比“十五”期末降低20%左右”的目标。

国家放开长期维持的一次能源价格，注重发挥市场配置资源作用。

2、风险防范对策建议

（1）、认清电力行业潜在过剩的形势，先于电力市场整合主动调整电力贷款存量结构，严格市场准入，按我行电力行业信贷准入退出标准，水电装机规模5万千瓦以下和火电装机规模30万千瓦以下均属退出类。

我行已对电力行业制定出准入、限制和退出标准。

（参见公司客户信贷准入退出标准（建总发2006309号）；电力贷款面临贷款存量结构性风险主要来自二个方面：

一是电力定价模式转变。

二是电力产业结构性调整。

按我行电力行业信贷准入退出标准，水电装机规模5万千瓦以下和火电装机规模30万千瓦以下均属退出类。

当前电力贷款存量结构不尽合理，受到贷款集中度约束，调整电力行业贷款存量结构十分必要。

应根据电力行业准入退出标准，积极扩大属产业调整鼓励类电力项目的优质客户群体、加大电网项目信贷投入、坚决禁止介入不符合国家产业政策的电力项目、审慎对待限制类电力项目、采取措施收回或限期收回淘汰类和退出类电力贷款，及时调整电力贷款存量结构，确保我行信贷资金的安全。

2、风险防范对策建议

（2）严禁介入未经政府核准及提前开工的违规项目；严格信贷流程，对于未经政府核准，不符合环保要求及提前开工的违规项目，严禁介入。

（3）密切关注电力企业成本变化，及时调整信贷政策；（加强行业研究力度，在综合考虑发电设备制造能力、电力需求、煤炭供应和运输能力等配套条件下，密切关注企业经营情况，及时掌握企业财务信息。

当某类企业出现赢利能力减弱或财务指标恶化的情况，应针对这类企业及时调整我行信贷政策，提高客户准入标准并制定有效的资产保全措施。

）2、风险防范对策建议（4）争取采用担保、抵押等贷款方式，确保还款来源；在目前情况下，火电项目贷款风险增加，尽力避免发放信用贷款，应采取股东担保、资产抵押等风险防范措施，切实落实好第二还款来源。

对客户风险小、资金实力强的专业发电集团公司的火电项目，可按无追索项目融资方式提供贷款，落实项目资产和权益抵（质）押，并落实完备的有关项目建设、运营、发电合同或协议、帐户监控等风险防范措施。

（5）优化客户结构及优化电力项目；（从客户选择及项目选择上两方面论述）2、风险防范对策建议（6）严格执行电力项目资本金比例不低于20%的规定,对项目偿债能力风险高的应增大资本金比例。

密切关注股东的资金实力、资本金出资来源和投资安排。

（7）对电力体制改革引致的风险进行跟踪监测，控制信贷风险（“厂网分开、竞价上网”以及未来的全国联网，将使发电企业在公平的市场环境中参与竞争，各发电企业的上网电价将向平均上网电价靠拢。

）3、固定资产贷款项目主要风险及风险控制方案：

1、借款主体：

对在建设期，股东出资能力较弱，自有资金不到位或到位不及时，投资超支无追加投资能力，已出现项目公司资产负债率超过90%，亏损运营；在还贷期，在电煤采购、竟价上网和专业化协调管理等方面弱于专业发电集团公司的企业。

风险防范措施一般要求：

贷款银行要实行电费账户监管，借款人和股东同意还款年度内偿还银行贷款优先于股东分红。

对新建项目落实股东出资能力和资本金出资到位计划，资本金按比例先于银行资金或同时到位；借款人和股东须承诺还款期内在未得到贷款银行同意，不得抽回股东贷款、对外投资、对外设定抵押和提供担保。

3、固定资产贷款项目主要风险及风险控制方案：

2、成本竞价：

市场竞价定价模式下，成本风险来自于火电项目发电成本高出市场竞价形成的上网电价。

对中长期电力贷款，应考虑到一次能源供应稳定和能源比价效应以及区域内成本竞价优势分析对比。

风险防范措施一般要求：

侧重于具有资源成本优势和电网布局优势的客户和项目。

3、投资超概算：

项目的投资业主有较强的实力和火电厂投资经营经验，火电项目投资超支及完工风险不高。

风险防范措施一般要求：

股东承诺项目投资超支由股东增加自有资金解决；落实建设期股东担保或在建工程作抵押和工程保险。

4、融资结构：

火电建设项目投资大，往往涉及多家贷款银行参与项目融资，项目融资结构可能较复杂。

应避免银行间恶性竞争，放松贷款条件，压低贷款利率，放大贷款银行风险；同时关注我行债权受偿地位，避免处于不利的受偿地位。

风险防范措施一般要求：

对一般客户授信控制资产负债率不超过80%；对新建项目落实资本金出资比例不低于20%，对风险较大项目，应要求客户进一步提高资本金比例；多家银行同时提供贷款应尽量采取银团贷款；我行贷款条件和保证措施不低于其他贷款银行。

5、电煤运输和供应:

火电厂燃煤使用量大，稳定的供应渠道和价格以及充足燃煤供应量是项目达到预期效益的保证。

应关注燃煤供应能力、燃煤品种、供应方式等，落实燃煤运输方式和运输保证问题。

风险防范措施一般要求：

落实保障客户发电所需的煤炭供应及联运协议。

3、固定资产贷款项目主要风险及风险控制方案：

6、电网输配能力:

火电厂项目的上网电力应明确供电目标市场，明确具体的供电地区，进行总体和局域平衡分析。

在总体电量供给相对过剩的电网中，有些火电厂作为电网的末端电源支撑项目进行建设，应得到电网企业的认可。

风险防范措施一般要求：

落实客户与电网公司的发电上网、电厂运营调度协议。

7、担保方式等风险：

采取无追索或有限追索项目融资方式需认真落实项目融资条件。

需特别关注项目融资难于对抗电力过剩引发的行业风险。

电费收费权质押不能单独作为无追索项目融资电厂贷款保证，构成有法律效力的担保措施。

采取股东担保有助于降低贷款风险，但需要注意股东的担保能力是否充足。

风险防范措施一般要求：

采取有限追索及无追索项目融资方式的火电项目，应采取的保证措施包括：

（1）项目全部财产和权益抵押；

（2）投保项目建设期工程险或股东提供项目完工担保；（3）投保建成后的财产险，并以贷款银行为保险第一受益人；（4）电费收入账户监管；（5）设立偿债基金账户。

3、固定资产贷款项目主要风险及风险控制方案：

水电项目：

1、资金构成方面的风险：

水电项目投资巨大，其建设资金构成主要是股东投入的资本金和通过各种渠道获得的债务资金。

融资的主要渠道除银行贷款外，还有股东借款、融资租赁、企业债券等。

其主要运营成本之一就是财务成本。

因此，水电项目资本金比例越高，财务负担就越轻，市场竞争力和生存能力越强，银行贷款风险越小。

2、业主经营管理能力不足带来的风险：

水电项目往往建设期较长，建设分项多，如果业主缺乏管理经验和专业技术人员，极有可能造成项目超概算、不能按期完工等后果，甚至出现项目安全问题，轻则影响项目未来的收益，影响还贷，重则可能危及整个项目，都会导致银行贷款出现风险。

3、业主建设过程中转移利润的风险：

近来出现了很多建设施工单位作为股东投资建设的水电站项目，业主有可能通过高估工程投资等方式，使施工单位股东在电站建设期就已经通过施工赚取了高额的回报，将风险转嫁给银行。

3、固定资产贷款项目主要风险及风险控制方案：

4、电网输配能力风险：

由于水电项目往往位于距离负荷中心较远的山区，送出设施投资较大。

应充分关注电网的输配能力，关注项目送出线路的建设主体、时间、规格、投资规模和建设期长短等多方面问题，确保电网输送畅通。

5、电量销售风险：

目前，全国电力供需趋于缓和，电力市场将向供大于求的格局转化，缺电范围和时段大为减少，主要表现为季节性、时段性缺电的特点，电量销售存在一定的不确定性。

应要关注目标市场的需求与供给，合理测算经济增长对电力的需求、详细评估电力供给增长量。

6、技术风险：

第一，复杂的地形地质导致的技术风险。

第二，电站的技术规格导致的技术风险。

第三，水电的送电工程存在一定技术风险。

3、固定资产贷款项目主要风险及风险控制方案：

7、投资超支及完工风险：

由于水电项目投资大、工期长，存在投资超过概算或工程延期的可能。

有实力的、负责任的投资方，在发生投资超支或工期拖延时，可以追加投资，有抗风险能力。

实力弱或不负责任的投资方，贷款银行将可能承受风险。

8、部分电站承担了过多社会效益，盈利能力较差：

水电站的主要收益来自于发电，但一些水电站作为水利枢纽兼有防洪、灌溉、航运、供水等功能。

对这类水电站需要通过股东增加投入或政府给予拨款或补助等形式以获得有较高的资本金比例，减轻电站建成后经营中的财务负担，或者需要国家在电价、电量上给予一定的政策倾斜，以增加经营期收益。

9、担保等风险：

单独设定收费权质押的风险；多重抵押的风险；其他保证措施：

如股东不提供全额担保的水电站建设项目采取以上方式为水电站建设项目提供贷款，难于对抗电力过剩引发的电站还款能力危机。

如果能够取得有实力的股东担保，有助于降低贷款风险，但需要认真审核股东的担保能力。

风险防范措施一般要求：

根据电力行业准入退出标准，积极扩大属产业调整鼓励类电力项目的优质客户群体，审慎对待限制类电力项目，采取措施收回或限期收回淘汰类和退出类电力贷款。

（二）公路行业主要风险及风险防范