(中广核保险经纪有限责任公司,广东深圳 518038)

1 海上风电发展形势

2019年，是风电行业快速增长的一年。全年新增并网风电装机2574万千瓦，海上风电新增并网装机198万千瓦，累计并网装机593万千瓦[1]。

在国内，根据水电水利规划总院的统计，到2020年，江苏、浙江、福建、广东、海南、山东、上海、河北、辽宁等省市，海上风电开工规模总计将突破7800万千瓦（相当于3.4个三峡水电站的装机规模），远远超过《风电发展“十三五”规划》到2020年达到1500万千瓦的目标。国家能源局的数据显示，目前海上风电每千瓦的造价大约16000元，则上述7800万千瓦的总装机容量所对应的需投资额将高达1.2万亿元。如此一来，海上风电的风险保障显得尤为重要。

2 国内海上风电风险

2.1 抢装潮下的施工资源稀缺

2020年1月23日，三部委印发《关于促进非可再生能源发电健康发展的若干意见》中明确：自2020年起，新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，由地方按照实际情况予以支持，按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风电和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。这就说明，2021年底后投产的海上风电项目将实行平价上网，短期内海风抢装潮将持续，竞争空前激烈。为了能赶上补贴，从2019年下半年开始，整个行业进入到抢装时期，抢设备资源、抢船机资源、抢工程建设。

受抢装潮影响，许多新项目都在紧锣密鼓地建设或准备建设中，与之相对应的，却是优质施工资源的明显稀缺，包括施工船舶、有海上施工经验的承包商、作业人员、监理人员等都相当短缺，不少承包商及现场人员对海上作业的特点认识不足，仍按照陆上的经验来开展作业，由此导致的结果是施工风险显著提高。同时，施工船机的紧张导致很多项目直接采用并不适合海上作业的船只，从而也增大了现场作业的风险。

2.2 风机和管桩的产能及质量

随着单个项目规模的增大，风机容量也在不断提升。据统计，2019年国内在建项目的平均单机容量为4.6MW，比2018年新投产项目的单机容量提升了26%，这意味着不少采用新技术的大容量新型风机被采用。但是，国内5MW以上的大容量风机机组，大部分尚处于应用的初期阶段都属于原型机，运行小时数较短，其可靠性仍需更长时间的验证，而且风机厂家以及钢管桩厂家的产能并不能满足如此大规模的订单，只能夜以继日的赶工，因此不排除后续会批量出现质量方面的问题。

2.3 运维能力不足

目前，国内海上风电缺乏长期运营经验和数据积累，海上运维市场尚处于起步阶段。经过十多年的发展，我国海上风电设计和建设经验逐步积累，投资成本逐年下降，预计“十四五”时期，海上风电工程投资造价将下降约16%，但全行业施工和运维经验不足。伴随着海上风电电价退坡，对海上风电的运维策略、运维成本的关注将逐渐凸显。业内运维成本下降的共识已形成，但技术能力专业化打造不足，目前海上风电运维人员多是从陆上调配，海风标准化作业、海缆等特有设备、极端风况观测、大部件吊装等专业化技能人员稀缺，尚未形成针对海上风电特点的标准体系。

3 海上风电保险排分面临的问题

随着国内海上风电项目的爆发式增长，保险市场尤其是国际再保市场对承保国内海上风电项目却呈现出越来越谨慎的态势，在不断提高承保条件的同时，也在持续收紧承保能力的供给，导致国内海上风电行业普遍面临着保险排分愈加困难的局面。具体表现在以下方面：

3.1 巨灾累计风险

海上风电项目地域集中度非常高，主要位于我国东南沿海的近海海域，台风高发，加上单台风机价值在几千万以上，一旦发生巨灾将会是群发性事件。随着承保标的的增多，无论是直保保险人还是再保人，都将越来越关注巨灾累计风险，从而愈发审慎地看待海上风电项目。

3.2 直保条件下降趋势

即使保险市场普遍认为海上风电的风险较高，但是由于单个海上风电项目的投资额通常达几十亿，因此无论是工程险还是运营险，海上风电项目的保费还是相当可观的。在国内保险公司大多以业务为导向的情况下，海上风电项目直保市场的竞争非常激烈，由此导致直保条件呈现不断下降的趋势。与之相对的，是国际再保人所要求承保条件的提高，从而导致直保与再保条件差异越来越明显，难以达至可互相匹配的交叉点。

3.3 市场承保能力有限

国内市场三大家保险人对单个危险单位的最大承保能力都超过50亿，理论上可以独自承保大部分的海上风电项目，但受各公司的承保政策影响，实际业务净自留比例一般不超过10%的最大承保能力。

再保市场是承保能力的主要供给方，但从上文可知，国际再保人不轻易释放其承保能力用以承保国内海上风电项目，由此造成市场的承保能力是有限的、紧缺的。根据经纪公司对国内主流保险公司的调研，承接海上风电项目的主要国内保险人在这些项目上基本没有再保合约的支持，主要采用自留方式，这将对其经营稳定性造成显著影响，且不是一种可持续的、健康的状态，一旦行业内发生重大赔案，将有可能出现保险人“退场”风潮，从而导致承保能力的进一步萎缩。

4 海上风电保险排分策略构想

保险排分策略的总目标是确保海上风电业务能够以合理的承保条件获得持续稳定的承保能力支持。

4.1 直保端排分策略

从风险的总体质量来看，海上风电项目特别是运营险不能算是一个优质业务，或者说是有待时间进一步检验的业务。个人认为，以国内保险市场的风格，在市场承保能力供给主体数量众多的情况下，直保端的排分在未来几年内应不至于有太大问题，但从降低采购成本和减少不确定性角度考虑，提前锁定直保端的参与者及其份额。

4.2 再保端排分策略

相对直保端而言，再保端的排分明显更困难一些，国际再保人的独立性更强，承保利润通常是其考量的首要因素，所以在大环境趋紧的情况下，依靠逐单临分的方式来安排再保，往往事倍功半，难以达至理想的结果。

国际市场上，有兴趣且有能力参与的再保公司包括AXA、Swiss Re、RSA、Allianz等，他们的承保能力大约在20亿美元，大多只愿在WINDCAR条件下提供DSU和BI的保障并要求高免赔的承保条件[2]。这些保险公司谨慎主要是核保信息有限、国内业主不考虑海事检验（MWS）、国内东南部台风等因素，对中国承包商和供应商的了解也不足。为了解决再保问题，建议从以下几个方面着手：

（1）要借鉴欧洲成熟市场海上风电保险管理经验，分析国内海上风电项目实际风险管理需求，研究适合的保险产品和条款；（2）要加强和国际再保市场的沟通和联系，使之了解国内海上风电项目的真实情况，利于高效再保排分。

国内海上风电的保险条款可以借鉴国外的WindCAR条款，但是免赔额及子限额的设定则要根据国情。国外的施工工艺、租船成本、人力成本、施救和重置成本与国内相关成本都有较大不同，甚至国内不同地区、不同项目之间的成本都有较大不同。因此，需要关注国内外海上风电项目理赔数据的搜集和分析，共享大数据，合理划分海上风电项目危险单位，厘定科学有依的承保费率，这对（再）保险公司作出承保决定、扩大承保份额起到决定性影响。

4.3 海上风电相互保险的策略

当传统的商业保险模式难以满足海上风电行业以经济手段分散和转移风险的需求时，作为理论探讨，是否可以寻求创新的解决方案，例如互保。

海上风电行业的损失具有群发特性的特征，故最应关注的是巨灾风险，同时，海上风电项目具备一定的保费规模，因此存在互保的基础。在互保的范围方面，随着国内海上风电项目的增多，可考虑先在各省之间进行互保试验，例如台风频发的广东、福建区域与灾害较少的渤海区域进行互保，如实践良好，再尝试与行业内各建设单位进行合作，推行行业互保。针对灾害不同区域制定不同费率与保险策略。

当然，以上仅是非常粗略的设想，其是否可行，需要进行大量的调研、分析、论证，但个人认为其不失为一种潜在的发展方向，各家保险公司应该有所作为，而其中的关键点便在于拥有一套完整的核保定价体系来对各家海上风电进行保费定价，积累风险资金池，以便来应对将来可能出现的保险人“退场”风潮。对于海上风电整个产业的可持续发展，都具有重要意义。