我国海上风电风险管理及其保险对策

甘爱平 张 淇 上海海事大学经济管理学院

近年来，我国海上风电快速发展，装机规模已成为世界第一。然而，海上风电投资规模巨大，面临诸多风险挑战。本文阐述了海上风电项目风险来源、国内外保险险种及其出险状况等，并通过分析我国海上风电保险存在的问题，结合国际上海上风电项目的保险经验，提出对策。

一、我国海上风电投资巨大

根据我国碳达峰、碳中和“3060”目标，化石能源要从2019年84%的占比下降到2060年的22%，再生能源要达到70%，其中风能要从2019年的3%上升到2060年的17%（见图1）。

海上风电是风能的重点领域。2021年9月底，中国海上风电累计并网容量约1318万千瓦，装机规模已成为世界第一。海上风电是资金和技术密集型产业，投资规模巨大。目前，我国在建、已核准待建和处于核准前公示阶段的海上风电项目总规模达到49.3吉瓦（1吉瓦=100万千瓦），对应的投资计划达9300亿元（皮秀、朱栋、张龑，2019）。不仅如此，仅单一的海上风电项目投资都要超过百亿元。如2021年12月20日，三峡能源发布公告，拟投资建设三峡阳江青洲五、六、七海上风电场项目，规划装机容量均为100万千瓦，三个风电场项目动态投资金额分别为140.53亿元、137.61亿元、133.56亿元。

▶图1 中国能源结构图（2019—2060E）

然而，蓬勃发展的态势难掩海上风电风险隐忧。国际上，海上风电重大事故并不鲜见，如丹麦维斯塔斯公司V112-3.0MW风机在巴西风电场发生机舱着火事故，美国夏威夷沿海Auwahi风电场发生倒塔事故，Siemens公司2.3MW机组发生机舱与风轮坠海事故，SeaWork号在丹麦海上风电场内倾覆等（夏黎，2019）。众多事故给海上风电敲起了高风险警钟。近年来，我国海上风电平台施工与运维作业过程中所产生的风险问题日益凸显，如海上风电在国内“抢装潮”的影响下快速发展，一大批风电企业订单暴涨，很多项目业主甚至还没有做好充分准备就急于开工建设。2021年以来，随着全国风电场施工如火如荼地进行，已发生多起安全事故，涉及机舱浸水、吊机折臂、起重机失稳、运输事故、火灾、海底冲刷、穿刺、倾覆等。为保障海上风电行业健康有序发展，必须加强海上风电的风险防控。

二、海上风电风险来源及保险种类

（一）海上风电的风险来源

海上风电项目投资涉及的影响因素较多，如海上风力发电机组、支撑结构和基础、海上升压站、海底电缆，甚至运维配套设施等都面临着不同的风险。

（二）海上风电涉及的险种

保险是管控和分散海上风电事故带来的损失风险的重要手段之一。国内外对海上风电风险保障有不同的险种安排。

▶表1 海上风电风险来源

1.国外海上风电涉及的险种

海上风电保险从建设到运营，涉及水险和能源险中的许多领域。国际上主要包括：货运险（Cargo）、船舶险（Hull）、海上建工险（Offshore Construction）、保赔险（P&I）、海上能源险（Offshore Energy）、信用保险、责任保险、保证保险等，分别对应不同阶段的保险主体（见图2）。

2.国内海上风电涉及的险种

针对海上风电项目，国内保险公司提供了多种保险产品。建设期主要有建筑安装工程一切险（附带第三责任险）、设备运输险；运营期主要有财产一切险、机器损坏险、公众责任险，以及设备厂商可能会购买的产品质量保证保险。

（1）海上风电建筑安装工程一切险。该险种承保海上风电项目在建造过程中因自然灾害或意外事故而引起的一切损失。该险种主要预防在建设期可能出现的极端气象灾害对在建海上风电场及临时堆场的设施、设备造成的损坏带来的损失。目前，由于前期国内海上风电项目较少，保险公司对海上风电项目的风险评估过高，导致保险费率居高不下。近几年，海上风电建安险费率一般在5‰左右（抢修工程例外）。当然，费率会受免赔额、赔偿限额、海域自然条件、施工单位经验等因素影响而有所差异。

（2）海上风电设备运输险。这是以运输途中的风机机组及其附件作为保险标的，保险人对由自然灾害和意外事故造成的货物损失负赔偿责任的保险。海上风电有别于陆上风电，运输模式包含陆路、水路，水路涉及内河和近海，运输过程中可能会发生设备刮擦、落水、进水等风险。运输险一般由设备运输单位直接购买。

▶图2 国外海上风电涉及的险种

目前，国内海上风电项目设备运输险保单主要由原陆路货物运输险、国内水路运输险及海洋运输险融合衍生而来。根据每一运输工具的最高保额、免赔额、运输路径风险、运输载具状况等，以保险标的金额为基数进行计费，保险费率为1.5‰至5‰不等。

（3）财产一切险。该险种承保的是由于自然灾害或意外事故造成保险标的直接物质损坏或灭失的损失。根据海上风电场所处的海域环境、风电机组基础形式、风电机组可靠性、免赔额等因素确定财产一切险的保险费率，一般在0.6‰至0.9‰之间。

（4）机器损坏险。该险种一般与海上风电场财产一切险搭配投保。主要保险责任包括：风力发电设备设计不当；材料、材质或尺度之缺陷；制造、装配或安装之缺陷；操作不良、疏忽或怠工；物理性爆炸、电气短路、电弧或因离心作用所造成之撕裂等。考虑到国内海上风电机组的技术还不够成熟，保险公司在费率方面较为慎重。从目前的情况来看，海上风电机损险费率一般远高于陆上风电，其实际费率可能在3‰至5‰之间。

（5）风电产品质量保证保险。该险种是针对风电设备供应商所生产的成套风机因制造、销售或修理本身的产品质量问题致使风电场遭受的经济损失（如修理、重新购置等），由保险人负赔偿责任的保险。目前，由于对风电设备质量的担忧，保险公司对承保这一险种比较谨慎，所以这一保险保费高昂。除了装机容量较大的机型，国内鲜有风机厂商会购买产品质量保证保险。

（三）海上风电的风险事故类型占比

2020年，全球海上风电保险市场上，由海上风电项目建设和运营产生的风险损失达22.5亿欧元，超过了全球海上能源险市场保费的70%。2018年，全球海上风力项目发生严重事故89起，占比7.4%；人身伤害102起，占比8.4%；叶片失灵234起，占比19.4%；火灾185起，占比15.3%；结构事故128起，占比10.6%；结冰坠落事故34起，占比2.8%；运输事故94起，占比7.8%；环境破坏108起，占比8.9%；其他事故234起，占比19.4%（数据来源：瑞士再保险）。在这些海上风电造成的风险事故中，严重事故、人身伤害、火灾、环境破坏等往往损失较大，问题复杂。

在国内，目前赔付率较高的海上风电保险主要集中在建筑安装工程一切险和财产一切险，出险的事故原因主要是极端天气或者电网影响等。

三、我国海上风电保险存在的问题

我国的海上风电保险始于2008年。当时，随着东海大桥海上风电的开工建设，国内多家保险公司组成共保体，承接了东海大桥风电场的建筑安装工程一切险。目前，已进入国内海上风电保险领域的主要是中资大型保险公司。承接海上风电项目的保险公司为降低、分摊自己的风险，普遍采用联合共保体的形式；同时，也有些保险公司在承保后，还会与国际再保险公司签订分保协议，进一步分摊风险。我国海上风电保险存在的问题如下：

第一，没有形成海上风电特色的保险模式。作为一个新的产业，海上风电在我国起步较晚，保险仍未形成规模，保险品种与管理模式基本都沿用陆上风电管理模式，一般只采用简单的保险招标采购模式，即保险方案主要是通过公开招标或者通过经纪公司邀标并展开竞争性谈判确定。而海上风电的建设工程与营运过程与陆上风电截然不同，一个在陆地，一个在海洋，海上风电所面临的风险更大更复杂，要将船舶险、海上建工险、保赔险、海上能源险、信用保险、责任保险、保证保险等诸多险种纳入海上风电保险设计中。

第二，国内风电保险的费率偏低，目前保险公司经营这一业务多处于微利或亏损状态。由于海上风电的高风险特点，目前在国内风电保险市场上，相关险种的整体赔付率在60%至70%，机损险的赔付率达85%，一旦出现重大故障，赔付金额就会高于保费收入。以保险公司承保4.95万千瓦风电场为例，财产险和机损险两项的年保费收入为40万至120万元，而齿轮箱发生一次重大故障，各项恢复费用总和将超过百万元（中国行业研究网：《风电行业面临的巨大风险及对策分析》）。

第三，国内提供海上风电保险的保险公司及产品较少。目前，国内能提供海上风电保险的保险公司“应者寥寥”，只有个别自保公司，如粤电自保公司牵头开展海上风电保险。另外，国内保险公司目前提供的风险保障大部分局限于财产险，适合海上风电项目的险种较缺乏，如风机的长期质量保证保险、储能领域的相关保险等。导致以上情况的主要原因，一是海上风电保险的“特险”属性决定了海上风电场常被一般保险公司列为除外项目。受限于自留额（自留额是原保险人对其所承保的各类保险业务，根据其危险程度、业务质量的好坏以及自身承担责任的能力，在订立再保险合同时，预先确定的对每一危险单位自负的责任限额）有限，一旦发生重大保险事故，保险公司不得不用自有资本金来兜底，这将直接冲击公司的经营与发展。二是由于海上风电项目技术复杂、工程投资巨大，相比欧洲，我国海上保险起步较晚，故缺乏历史经验数据可循，往往一次风险触发就导致巨额赔款。因此，作为高风险产业，保险公司开办海上风电保险业务较为谨慎。

第四，海上风电项目全生命周期集成风险管理能力弱。海上风电项目从设计、制造，到环境勘察、施工、调试，再到后期的运维，都需要更加严谨的风险防范规划，从整体上把控项目风险。而目前的传统保险以静态风险管理体系为主，将风险管理视为一个线性过程，保险产品和风险控制措施只与项目本身直接相关，对风险管理的各阶段进行了人为分割。

第五，缺乏再保险支持。目前国内经营的保险公司在其再保险合约中大多未将海上风电纳入其中，原保险公司只能选择到国际市场上寻求临分再保险支持。对于超高风险项目，再保市场也极其谨慎，或提供非常有限的再保支持，或附加苛刻条件。其主要原因是，国际再保公司普遍会在建工险方面要求提供海事检验人（Marine Warranty Survey,MWS）证明。海事检验人，是再保公司在为高价值或高风险海上项目提供再保安排时，为了增强对项目的风控能力邀请的在海事工程风险控制方面具有丰富经验的独立第三方监督机构，并由其来帮助再保公司对项目进行技术审查和评估，旨在确保重要流程和环节的安全。海事检验人拥有完整的操作规范和海事检验流程，会用自己的商誉担保为海上风电项目提供“健康证书”。在成熟的欧洲市场，一个海上风电项目，无“海事检验”不成立。然而，中国海上风电项目的业主目前还不能接受海事检验，因为在国内有一种“类似”服务叫“工程监理”。业主普遍认为，工程都是按照国家的一系列标准在执行，同时又有工程监理，为什么还要多增加成本去申请海事检验呢？其实，工程监理与海事检验之间还是存在较大区别的，工程监理注重的是工程质量，海事检验更注重项目的安全与稳定。在安全保障方面，海事检验比工程监理更加专业。因此，没有海事检验证明，项目基本无法在国际上获得再保支持。目前，我国大部分的海上风电项目是用保险公司的自留额来提供承保，能真正获得国际再保险市场支持的预计不到一半。未来，随着我国海上风电项目的快速铺开，海事检验的需求也定将随之攀升，但是目前在中国市场提供海事检验的公司并不多，显然不足以应对未来的需求增长。

第六，海上风电保险需要的项目认证未强制实施。项目认证的概念早在国际电工管理委员会（IEC）于2001年发布的IECWT 01中即被提出；2010年，IEC 61400-22（风力发电机组一致性测试与认证）正式发布，该认证模式成为全球风电认证体系的基石。2018年，IEC宣布撤销IEC 61400-22，并发布替换标准IECREOD-501（风力发电机组及部件认证实施规则）与OD-502（风电场项目认证实施规则），规定了风电设备与项目的认证模式包含型式认证、部件认证以及项目认证，其中项目认证对海上风电项目的发展显得尤为重要。项目认证可以避免风电场项目设计上的缺陷，解决机组在特定项目上的适应性问题，同时对设备制造和项目建设过程进行监督和控制，保证项目交付时各项技术指标能够达到设计预期，避免存在系统性设计风险。海上风电的项目认证涉及整个风电场，同时需要考虑基础、电缆和升压站的技术问题以及施工能力，需要对海域环境和塔基设计进行评估，其不仅仅是获得融资和保险的筹码，更有甚者已经成为获得项目许可的必要条件。例如，德国、丹麦等政府相继把获得项目认证证书列为海上项目开发的强制要求，这一趋势将影响到其他国家海上风电的开发。

2015年，随着《国家能源局关于规范风电设备市场秩序有关要求的通知》（国能新能〔2014〕412号）的实施，国内风电开始全面进行型式认证。型式认证对风电设备整机厂商具有强制性约束，但目前国内针对项目的认证属于自愿性认证，非强制要求。项目认证的主要模块分为场址评估、塔基设计评估以及安装评估（可选），认证费用在千万元人民币量级，认证周期从半年至两年不等。对国内海上风电市场来说，由于项目认证并不具强制性，不少开发商和金融机构还未形成全面的风险保护意识，因此没有足够的动力去推动。随着我国风电产业逐步与国际接轨，一方面，技术、设备、资本等出口逐年扩大；另一方面，国际标准、金融与保险服务体系也亟需项目认证。因此，有必要从立法和政府管理者的层面去推动项目认证的强制执行。

第七，海上风电保险人才缺乏。海上风电产业涉及工程制造、环境安全、船舶运输与安装、电力生产、安全运维、技术检验、项目管理与认证等多个方面，需要大量懂技术、懂保险的复合型人才。目前，我国海上风电保险人才较为缺乏，需要加大培养力度。

四、对策

（一）政府层面

1.加大政策支持力度

以《推动财产保险业高质量发展三年行动方案（2020—2022年）》为指导，财险行业进行服务转型，推动保险机构从销售及价格竞争驱动向产品服务驱动转型，从传统经济补偿向风险管理和增值服务升级，鼓励海上风电的互联网保险、相互保险（如海上风电保赔协会）、自保公司等创新发展；推动财产保险公司实现专业化、精细化发展，改进业态模式，深耕细分市场，开发多元化产品，推动服务创新，打造围绕海上风电的保险生态圈服务体系。

2.推动建立我国海上风电保险标准，加强与国际同行的交流

细化海上风电项目开发的有关规定，推进相关企业制定“海上风电风险管理标准”，健全海上风电保险条款费率市场化形成机制；出台示范型海上风电保险合同与精算制度，修订准备金管理、条款费率管理、再保险业务管理等监管规定，建立产品创新保护机制，着力解决由于制度缺失或不完备带来的问题；指导行业强化风险基础定价与产品研发能力，推动行业基础数据库建设。鼓励保险企业对国际公认的标准IECRE OD-501（风力发电机组及部件认证实施规则）与OD-502（风电场项目认证实施规则）等开展学习与交流，并且结合中国实际，积极参与到相关国际认证委员会的工作中，参与和完善相关标准编制。

3.加快再保险市场发展

推动增加再保险市场主体，鼓励有条件的财产保险公司设立专门的再保险功能性机构，提升再保险承保能力和服务能力，健全完善再保险市场体系；支持外资再保险公司增加投入，强化和突出风险管理服务、产品开发技术支持等。

4.积极引导项目认证和引入海事检验

在电力公司及其自有经纪公司安排保险过程中，相关部门加强海事检验作用的宣传引导，加强我国海事检验角色的塑造；发展能为海上风电企业提供具备相关专业资质，具备海上工程、海事检验的经验和专业能力，并且熟悉中国市场的海事检验服务的供给方；发展第三方检测认证机构和项目认证机构，建设风电装备检测认证平台，在此平台上设立（引进）风电研发中心、技术中心、大数据中心和运维中心；鼓励设立“国家海上风电装备质量监督检验中心”；支持和鼓励国内外原保险和再保险公司与中国海事局（CCS）合作，就海上风电场设施业务的风险防范、技术交流、客户资源共享、市场合作等领域开展全面合作，共同为中国海上风电业务的快速发展保驾护航。

5.大力培养相关人才

将海上风电及相关保险人才列入紧缺人才目录体系内，支持并引导企业对紧缺人才的培养与引进；加强对高校专业人才的培养，鼓励有条件的企业在校设立大学生海上风电实习实践基地和搭建交流平台；对从事海上风电的企业，如选派中青年技术骨干到国内外高校、科研院所和大型企业进修培养的，予以财政激励或补贴支持。

（二）企业层面

1.制定专属的保险产品及方案

加强对海上风电机组运行风险的研究与技术储备和服务，避免在费率上过度竞争。通过全面分析和评估海上风电项目的风险特点及防控措施，设计与项目匹配的风险转移计划，包括专属的保险方案和条款；建立项目联合共保体，优化保险服务、理赔服务和风控服务流程，针对海上风电项目的风险特点进行保险产品的设计、开发和报备。设计定制海上风电工程险条款和营运期条款及其扩展条款，使条款更贴近需求，并能切实保障海上风电工程实际操作中可能面临的风险。

2.创新项目风险防控模式

引入国际上先进且成熟的管理理念、管理流程、风险控制策略。通过引入海事检验机制，建立项目公司、保险公司、海事检验机构三方协同、共同合作的新型风控模式，为海上风电项目提供损失案例分析、风险特点分析、风险因子识别等风险防控量化服务，以减少项目风险敞口，发挥保险的风险管控和事故预防作用。

3.加强对投保人长期的风险防控能力建设，输入项目全生命周期风险管理服务

对设备运输、安装和运营维护各维度，以及项目建设期与运营期各阶段的风险管控持续关注。一是对海上风电项目全生命周期的风险防控提前干预、提前设计；二是通过对海上风电项目风险特点的定性分析，以综合集成方法为指导，对海上风电项目进行全生命周期动态风险管理，全面覆盖项目的规划、设计、建设和运营各个阶段，使风险管理的理念从传统的“分裂式”转变为“集成式”，以完善系统的风险管理机制，预见可能出现的危险和灾害，从而尽早采取有效的预防和控制措施；三是将建设期和运营期进行整合，对海上风电项目的保险保障应覆盖从设备采购到最后调试完毕各个阶段的各种行为可能产生的风险，有效规避两个期间衔接的问题，且通过协议预约方式锁定未来营运项目保险条件，防止因意外出现较大损失时市场的强烈波动，以确保项目在整个生命周期内能够正常运营发电。

4.整合国内外保险与再保险市场

积极引导国内直保公司参加前端共保，增强海上风电项目的保险供给能力；积极引入国际保险/再保险公司参与项目的再保安排，通过海外路演解答再保人的专业问题（围绕风机选型、海缆敷设、升压站防火、防台策略、运维管理、质保管理、备品备件管理等），撬动国际再保险市场资源，为我国海上风电项目提供承保和风险控制服务。

5.提升海上风电保险数字化水平

财产保险公司应制定数字化转型战略，加大科技投入和智力支持，使科技赋能海上风电保险。财产保险公司利用大数据、云计算、区块链、人工智能等科技手段，对海上风电传统保险操作流程进行更新再造，提高数字化、线上化、智能化建设水平。通过数字化升级风险管控能力，提升风险定价、细分客户以及反欺诈等核心竞争力。