海上風電保險排分和相互保險策略的構想

(中廣核保險經紀有限責任公司,廣東深圳 518038)

1 海上風電發展形勢

2019年，是風電行業快速增長的一年。全年新增并網風電裝機2574萬千瓦，海上風電新增并網裝機198萬千瓦，累計并網裝機593萬千瓦[1]。

在國內，根據水電水利規劃總院的統計，到2020年，江蘇、浙江、福建、廣東、海南、山東、上海、河北、遼寧等省市，海上風電開工規模總計將突破7800萬千瓦（相當于3.4個三峽水電站的裝機規模），遠遠超過《風電發展“十三五”規劃》到2020年達到1500萬千瓦的目標。國家能源局的數據顯示，目前海上風電每千瓦的造價大約16000元，則上述7800萬千瓦的總裝機容量所對應的需投資額將高達1.2萬億元。如此一來，海上風電的風險保障顯得尤為重要。

2 國內海上風電風險

2.1 搶裝潮下的施工資源稀缺

2020年1月23日，三部委印發《關于促進非可再生能源發電健康發展的若干意見》中明確：自2020年起，新增海上風電和光熱項目不再納入中央財政補貼范圍，由地方按照實際情況予以支持，按規定完成核準（備案）并于2021年12月31日前全部機組完成并網的存量海上風電和太陽能光熱發電項目，按相應價格政策納入中央財政補貼范圍。這就說明，2021年底后投產的海上風電項目將實行平價上網，短期內海風搶裝潮將持續，競爭空前激烈。為了能趕上補貼，從2019年下半年開始，整個行業進入到搶裝時期，搶設備資源、搶船機資源、搶工程建設。

受搶裝潮影響，許多新項目都在緊鑼密鼓地建設或準備建設中，與之相對應的，卻是優質施工資源的明顯稀缺，包括施工船舶、有海上施工經驗的承包商、作業人員、監理人員等都相當短缺，不少承包商及現場人員對海上作業的特點認識不足，仍按照陸上的經驗來開展作業，由此導致的結果是施工風險顯著提高。同時，施工船機的緊張導致很多項目直接采用并不適合海上作業的船只，從而也增大了現場作業的風險。

2.2 風機和管樁的產能及質量

隨著單個項目規模的增大，風機容量也在不斷提升。據統計，2019年國內在建項目的平均單機容量為4.6MW，比2018年新投產項目的單機容量提升了26%，這意味著不少采用新技術的大容量新型風機被采用。但是，國內5MW以上的大容量風機機組，大部分尚處于應用的初期階段都屬于原型機，運行小時數較短，其可靠性仍需更長時間的驗證，而且風機廠家以及鋼管樁廠家的產能并不能滿足如此大規模的訂單，只能夜以繼日的趕工，因此不排除后續會批量出現質量方面的問題。

2.3 運維能力不足

目前，國內海上風電缺乏長期運營經驗和數據積累，海上運維市場尚處于起步階段。經過十多年的發展，我國海上風電設計和建設經驗逐步積累，投資成本逐年下降，預計“十四五”時期，海上風電工程投資造價將下降約16%，但全行業施工和運維經驗不足。伴隨著海上風電電價退坡，對海上風電的運維策略、運維成本的關注將逐漸凸顯。業內運維成本下降的共識已形成，但技術能力專業化打造不足，目前海上風電運維人員多是從陸上調配，海風標準化作業、海纜等特有設備、極端風況觀測、大部件吊裝等專業化技能人員稀缺，尚未形成針對海上風電特點的標準體系。

3 海上風電保險排分面臨的問題

隨著國內海上風電項目的爆發式增長，保險市場尤其是國際再保市場對承保國內海上風電項目卻呈現出越來越謹慎的態勢，在不斷提高承保條件的同時，也在持續收緊承保能力的供給，導致國內海上風電行業普遍面臨著保險排分愈加困難的局面。具體表現在以下方面：

3.1 巨災累計風險

海上風電項目地域集中度非常高，主要位于我國東南沿海的近海海域，臺風高發，加上單臺風機價值在幾千萬以上，一旦發生巨災將會是群發性事件。隨著承保標的的增多，無論是直保保險人還是再保人，都將越來越關注巨災累計風險，從而愈發審慎地看待海上風電項目。

3.2 直保條件下降趨勢

即使保險市場普遍認為海上風電的風險較高，但是由于單個海上風電項目的投資額通常達幾十億，因此無論是工程險還是運營險，海上風電項目的保費還是相當可觀的。在國內保險公司大多以業務為導向的情況下，海上風電項目直保市場的競爭非常激烈，由此導致直保條件呈現不斷下降的趨勢。與之相對的，是國際再保人所要求承保條件的提高，從而導致直保與再保條件差異越來越明顯，難以達至可互相匹配的交叉點。

3.3 市場承保能力有限

國內市場三大家保險人對單個危險單位的最大承保能力都超過50億，理論上可以獨自承保大部分的海上風電項目，但受各公司的承保政策影響，實際業務凈自留比例一般不超過10%的最大承保能力。

再保市場是承保能力的主要供給方，但從上文可知，國際再保人不輕易釋放其承保能力用以承保國內海上風電項目，由此造成市場的承保能力是有限的、緊缺的。根據經紀公司對國內主流保險公司的調研，承接海上風電項目的主要國內保險人在這些項目上基本沒有再保合約的支持，主要采用自留方式，這將對其經營穩定性造成顯著影響，且不是一種可持續的、健康的狀態，一旦行業內發生重大賠案，將有可能出現保險人“退場”風潮，從而導致承保能力的進一步萎縮。

4 海上風電保險排分策略構想

保險排分策略的總目標是確保海上風電業務能夠以合理的承保條件獲得持續穩定的承保能力支持。

4.1 直保端排分策略

從風險的總體質量來看，海上風電項目特別是運營險不能算是一個優質業務，或者說是有待時間進一步檢驗的業務。個人認為，以國內保險市場的風格，在市場承保能力供給主體數量眾多的情況下，直保端的排分在未來幾年內應不至于有太大問題，但從降低采購成本和減少不確定性角度考慮，提前鎖定直保端的參與者及其份額。

4.2 再保端排分策略

相對直保端而言，再保端的排分明顯更困難一些，國際再保人的獨立性更強，承保利潤通常是其考量的首要因素，所以在大環境趨緊的情況下，依靠逐單臨分的方式來安排再保，往往事倍功半，難以達至理想的結果。

國際市場上，有興趣且有能力參與的再保公司包括AXA、Swiss Re、RSA、Allianz等，他們的承保能力大約在20億美元，大多只愿在WINDCAR條件下提供DSU和BI的保障并要求高免賠的承保條件[2]。這些保險公司謹慎主要是核保信息有限、國內業主不考慮海事檢驗（MWS）、國內東南部臺風等因素，對中國承包商和供應商的了解也不足。為了解決再保問題，建議從以下幾個方面著手：

（1）要借鑒歐洲成熟市場海上風電保險管理經驗，分析國內海上風電項目實際風險管理需求，研究適合的保險產品和條款；（2）要加強和國際再保市場的溝通和聯系，使之了解國內海上風電項目的真實情況，利于高效再保排分。

國內海上風電的保險條款可以借鑒國外的WindCAR條款，但是免賠額及子限額的設定則要根據國情。國外的施工工藝、租船成本、人力成本、施救和重置成本與國內相關成本都有較大不同，甚至國內不同地區、不同項目之間的成本都有較大不同。因此，需要關注國內外海上風電項目理賠數據的搜集和分析，共享大數據，合理劃分海上風電項目危險單位，厘定科學有依的承保費率，這對（再）保險公司作出承保決定、擴大承保份額起到決定性影響。

4.3 海上風電相互保險的策略

當傳統的商業保險模式難以滿足海上風電行業以經濟手段分散和轉移風險的需求時，作為理論探討，是否可以尋求創新的解決方案，例如互保。

海上風電行業的損失具有群發特性的特征，故最應關注的是巨災風險，同時，海上風電項目具備一定的保費規模，因此存在互保的基礎。在互保的范圍方面，隨著國內海上風電項目的增多，可考慮先在各省之間進行互保試驗，例如臺風頻發的廣東、福建區域與災害較少的渤海區域進行互保，如實踐良好，再嘗試與行業內各建設單位進行合作，推行行業互保。針對災害不同區域制定不同費率與保險策略。

當然，以上僅是非常粗略的設想，其是否可行，需要進行大量的調研、分析、論證，但個人認為其不失為一種潛在的發展方向，各家保險公司應該有所作為，而其中的關鍵點便在于擁有一套完整的核保定價體系來對各家海上風電進行保費定價，積累風險資金池，以便來應對將來可能出現的保險人“退場”風潮。對于海上風電整個產業的可持續發展，都具有重要意義。