我國海上風電保險市場的構建策略研究

王劭恒 西南財經大學

風能是人類社會可持續發展的首選能源，海上風電已經成為風能開發的重要戰略方向，未來市場規模巨大，但風險也很大。我國保險行業應圍繞“雙碳”和能源戰略，培育形成一個能有效保障海上風電發展的保險市場，尤其要提前研究海上風電在能源供給占比逐步提高的趨勢下可能產生的系統性風險。本文分析當前我國海上風電保險供需兩弱的主要原因，指出僅靠機構自身很難解決保險缺口問題，必須要通過系統化設計，集合行業力量克服市場難題。

一、海上風電保險在“雙碳”和能源戰略中具有重大意義

海上風電是一種不與人爭地、靠近負荷中心并可以大規模開發的可再生清潔能源，是全球能源轉型的主要戰略方向之一。2022年發生的全球電力缺口與極端氣候事件，加上緊張的地緣局勢，促使相關國家加速布局海上風電。全球風能理事會（GWEC）報告稱，海上風電在所有可再生能源技術中具有巨大的潛在市場。據預測，未來十年，全球完成安裝的海上風電機產能將達到23.5億千瓦。

相比其他海上風電大國，我國起步較晚，第一個海上風電場“上海東海大橋100兆瓦海上風電示范項目”于2008年開工。國家能源局于2009年發布《海上風電場工程規劃工作大綱》。在“雙碳”政策支持下，我國海上風電發展迅速，最近三年新增裝機容量均居全球首位，超過英國成為全球最大的海上風電裝機市場。我國海上風電已經在各類新能源中取得成本優勢，福建省發改委2022年7月13日公布的2022年首批海上風電競爭性配置項目結果顯示，華能聯合體中標的連江外海項目價格為0.2元/千瓦時，低于同期歐洲海上風電的價格，基本實現了與火電電價平價，具備較強的競爭力。

我國海上風電還有非常大的發展潛力。據世界銀行估計，我國在距離海岸線200公里、水深1000米以內海域，海上風電的技術性開發潛力達到2982吉瓦，而整個歐洲的潛力僅有1228吉瓦。截至2021年，我國累計裝機量為26.38吉瓦，僅占開發潛力約0.9%。

以上事實表明，發展海上風電是我國實現“雙碳”目標的必選方案。充分挖掘我國海上風電稟賦優勢，支持海上風電建設，將有助于我國在保障能源安全、應對氣候變化的國際格局中占據有利位置。

海上風電項目技術復雜、工程浩大，風險也比較大，案均賠款較高。據瑞士再保險統計，2020年，在全球海上風電保險市場上，由海上風電項目建設和運營產生的風險損失達22.5億歐元，超過了全球海上能源險市場保費的70%。海上風電典型事故包括：美國夏威夷沿海Auwahi風電場發生倒塔事故；維斯塔斯V112-3.0WM風機在巴西風電場發生機艙著火事故；Siemens公司2.3MW機組的機艙與風輪墜海；SeaWork號在丹麥海上風電場內傾覆；2022年臺風“暹芭”造成我國一艘海上風電場施工浮吊船在廣東陽江海域沉沒。

實施“雙碳”和能源戰略，平穩發展海上風電，離不開保險行業的參與和支持。保險應從中發揮三個功能：一是財務補償功能。這是保險的基本功能，也是海上風電項目資金結構的最后一層。二是風險管理功能。保險是海上風電項目風險管理的重要組成部分，貫穿風電項目全生命周期，通過風險管理前置和全過程管理項目風控，實現風險減量和風險轉移。三是平滑功能。特別是當海上風電具備戰略級規模，在能源占比中達到一定比重后，需要由保險來平滑巨災損失，補充再投資缺口，維護電網和能源供應長期穩定。

二、我國海上風電保險市場的主要問題

當前，我國保險業發展現狀與蓬勃發展且潛力巨大的海上風電市場不匹配，國內海上風電市場的規模已經達到了430億元，而據中國銀行保險報網的估計，相關保險市場規模僅有30億元，占比約7%。保險覆蓋面小，數據積累少，風險識別及管理能力弱，沒有專屬產品，在國際市場上缺少定價和制定承保條件的話語權。這些問題引起電力界和保險界的重視，并提出了一些保險解決方案。鄭小惠（2019）分析了海上風電主要風險，提出保險應提前介入，實現風險管理前置和全過程管理項目風控；應設計海上風電專用保險條款，與國際市場接軌，爭取再保市場排分；合理劃分海上風電項目危險單位，厘定科學合理的承保費率。張作學等（2021）從海上風電產品鏈風險的角度分析了風電裝備制造企業的保險需求，提出“風電產品鏈保險池”模式，建議用多險種保單對不同數量和類型的風險同時提供保障。甘愛平等（2022）建議，要推動保險機構從傳統經濟補償向風險管理和增值服務升級，深耕細分市場，開發多元化產品，打造圍繞海上風電的保險生態圈服務體系；整合國內外保險與再保險市場；創新項目風險防控模式；提高數字化水平。這些政策建議從多個角度針對具體問題提出優化方案，很有價值，但同時又側重于微觀層面，著重于產品服務設計，存在一些不足之處：一是忽視了海上風電保險需求端的原因。大多數方案著眼于增加保險供給，提出保險產品與服務設計，但若保險需求不足，就不可能形成一定規模的海上風電保險市場。二是沒有突出海上風電最重大的風險——巨災和系統性風險。各種分析詳細梳理了海上風電產業鏈各環節以及相關各類風險和險種，面面俱到卻無重點。自然災害和機械故障是風電項目最主要的出險環節，自然災害的影響尤為重大。由于海上風電場比較集中，臺風過境可能造成多家風電場同時受損，產生巨額損失。未來，隨著海上風電在電網中占比提高，特別是區域性供電占比可能會比較高，異常氣候和巨災風險對電網穩定性的影響必然會加大，必須提前做好預案以應對由此產生的能源安全問題。三是缺乏增強保險行業核心能力的可行方案。有關文獻指出了當前我國保險企業能力不足和需要增強的保險“短板”，但大多只有目標，沒有路徑。比如，針對數據積累不足問題，各種方案建議要加強數據共享，但對各公司視為生命的業務數據如何實現共享的問題卻沒有具體方案。如果由各保險企業自行探索，培育能力和擴張市場的速度可能難以滿足海上風電發展與“雙碳”和能源戰略的需要。本文在前人研究基礎上，重點針對以上三個方面分析問題，提出培育我國海上風電保險市場的建議。

三、我國海上風電保險供需兩端分析

海上風電的產業鏈很長，從原材料到風機設備、整機制造再到安裝與運維，涉及非常多的相關產業，正因為有很長的產業鏈和足夠豐富的生態環境，海上風電保險可以發展出比較大的市場規模。瑞再企商保險有限公司的“海上風電工程作業守則”（Offshore Code of Practice）列出大約500種行業風險，包括自然風險、設備風險、運維風險、技術風險、基建風險、環保風險等。目前，大部分海上風電企業會購買建設期的建筑安裝工程一切險、設備運輸險和運營期的財產一切險、機器損壞險、公眾責任險、人員團體意外險；小部分企業購買公眾責任險、雇主責任險、產品質量保證保險等。但如前所述，我國海上風電保險保費規模很小，現有保險規模與我國巨大的風電市場潛力、豐富的保險場景形成鮮明對比，存在供需兩弱的現狀。

（一）保險需求的影響因素分析

一是政策因素影響海上風電企業財務成本。2021年，國家取消財政補貼，對海上風電行業來說是一個挑戰。在政策出臺前，行業出現搶裝潮，產生一波保費保額上漲行情，隨后較快回落。2022年，隨著多省出臺補貼政策和一批新項目開工，海上風電市場競爭激烈，在電價趨于平價的趨勢下，海上風電企業的降本壓力較大，且整個海上風電產業面臨全鏈條的降本，難以負擔高昂的保費。同時，國外海上風電普遍采用海事檢驗人制度（海事檢驗人是指在海事工程風險控制方面具有豐富經驗的監督機構，自身擁有完整的檢驗流程，以自身的商譽為項目擔保），與我國的監理制度不同，據國際風力發電網分析，在安全保障方面，海事檢驗人比工程監理更加專業。如果風電企業在有監理的情況下再引入海事檢驗人，就會增加成本，企業意愿不高。但若沒有海事檢驗人，又很難獲得海外再保險的支持。

二是自然條件和行業屬性決定風險定價較高。自然條件方面，海上風電場離岸距離較遠，尤其是在當今深遠化的趨勢下，面對的氣候條件、潮汐變化愈加復雜難測，而我國目前在風電安裝與運維方面存在明顯短板，這使得海上風電面臨相對較高的風險。行業屬性方面，海上風電具有較高的技術壁壘和行業準入壁壘，復雜的技術和規模化、集約化趨勢，使得初始投資比較高，因而事故發生后的相應損失也較高，提高了風險水平。加上我國海上風電發展時間不長，技術積累不夠，項目質量參差不齊，賠付率較高。根據Energy Iceberg的數據，以我國海上風電設備運輸險為例，其費率為1.5‰至5‰不等，而一般貨物的費率在0.3‰左右；風電機器損壞險費率為3‰至5‰，財產一切險費率為1.5‰至2‰，而一般貨物的費率在1‰左右。可見我國海上風電保險的費率高于其他一般貨物的保險費率。

三是現有保險方式不能形成海上風電專屬保險產品。項目投資方和運營方大多是大型發電集團，一般將所有電力資產打包通過統保方式投保，并不與保險公司就單一海上風電項目安排保險。由于行業發展時間尚短，重大損失案例不多，企業對保險的認知還限于陸上風電和傳統項目，購買海上風電保險的意愿并不強烈。

海上風電企業的成本壓力、比較高的保險費用和比較低的保險認知，抑制了保險需求。如果完全由企業在發展過程中逐漸增強財務盈利能力，等待市場緩慢成熟，以及事故增多，特別是巨災事件的出現來提高企業的保險意識，形成事故驅動型保險需求，則行業成本可能比較大。

（二）保險供給的影響因素分析

當前我國海上風電保險供給的市場結構以幾家頭部公司占大部分市場份額為特征，基本采用共保模式承保。保險條款一般為建工險、企財險的通用條款，通過特別約定方式滿足海上風電的特殊風險保障需求，與國際市場使用專屬條款有所不同。

1.行業集中卻沒有形成行業能力

雖然目前國內有很多風電項目是以共保模式承保的，但各保險公司之間關系松散，在信息與數據分享、保險方案設計、保險產品費率厘定、承保份額劃定等核心問題上沒有形成互通有無，也未達成共識，目前海上風電行業還沒有風險管理標準和核保風險指引。保險公司掌握的數據比較有限，很難準確評估海上風電企業建設與運營期間的風險，往往過高估計風險，使得保險費率出現很大波動。對此，如果沒有行業性的解決方案，大多數中小保險公司的專業性和主動性就不可能較快提高，因而難以參與海上風電保險市場，限制了保險供給主體的數量，不利于釋放全國的承保能力。

2.應對巨災的能力有限

保險公司凈自留比例一般不超過10%，面對海上風電項目的承保能力不足，不足以承受該產業具有的高風險。國內目前海上風電保險直保的覆蓋率達到100%，嚴重缺乏再保險的支持。保險公司在提供再保險時提出的要求極為苛刻，且份額非常有限。國內的直保公司不得不轉向保險市場較為發達的歐洲尋求再保險的支持，從而造成分保倒掛的局面。在尋求海外再保險支持時，直保公司又遇到制度不銜接的問題，比如在海上風電保險較為成熟的歐洲，保險公司要在得到海事檢驗人提供的證書后，方可為項目提供保險，而我國采用的是監理制度而非海事檢驗人制度，這就造成海外再保險對國內海上風電保險的分出條件很高。據中國銀行保險報網報道，國際市場的再保險公司大多只愿意在WINDCAR/WINDOP條件下提供DSU（延遲完工保險）和BI（生意干擾保險）的保障并要求高免賠的承保條件。

在海上風電發展迅速且具有戰略意義的背景下，要培育形成一個能有效保障海上風電發展的保險市場，必須較快地全面提高行業承保能力和承保積極性，創造有利于海上風電保險的環境，才能引導保險企業開發產品，延伸服務，盡快形成一定規模的保險市場，進而形成內生動力。

四、構建我國海上風電保險市場的建議

（一）在保險需求端建設覆蓋全產業鏈、全生命周期的風險保障體系，有效對接金融市場，分散風險，提高運行效率和運維安全

一是將設備產品質量風險、建設安裝風險、運維風險、自然災害四大風險有效統籌整合，既要覆蓋全產業鏈、全生命周期的風險需求，又要避免風險保障交叉覆蓋導致的責任不清，進而影響事故處理效率。特別是針對不斷步入深海的“雙百”海上風電場和漂浮式海上風電平臺，要加大風險的研判，保持足夠的審慎度，加大風險保障力度。對事故頻發的海纜風險出現概率和損失程度的上升趨勢要有足夠的警惕，要在提高海纜定期體檢頻率和建設拋錨船只追蹤系統的基礎上，提高保障能力和保障水平，有效利用保險機制確保經營。

二是加大對新型風險和風險保障方式的研究力度。極端氣候事件引發的事故既是海上風電領域的主要風險之一，也是海上風電的重要機遇，如臺風等環境下合適的策略能有效增發電量。借助保險業多年來應對極端氣候的經驗和氣象數據整合能力，研究借助“風力指數”等新型保險產品，將搶發電的不確定性有效覆蓋，使不利天氣狀況對營收的影響可以預測，預期現金流更穩定，穩定增加發電量，這將成為海上風電保險今后重要的發展方向。

三是制訂財政補貼保費政策，減輕海上風電企業的風險成本。在國家取消財政補貼后，各省紛紛出臺區域政策，政策引導是發展海上風電的重要動力，應當把安全與風險放到更重要位置，把保費納入補貼范圍。如果直接補貼海上風電企業，它們可能將補貼金額用于技術發展或擴大規模，而非用于購買保險。為了使財政補貼能起到建設與防險的綜合效果最大化，應當專門劃出財政補貼額度，用于海上風電企業購買保險，分擔行業風險成本，刺激保險需求，并且提升行業吸收風險和巨災后重建恢復的能力。

（二）在保險供給端建立行業組織，形成行業標準，提高行業承保能力，不斷擴大保險保障的深度和廣度

一是成立海上風電共保體。在現有共保機制下，集合行業力量，形成更為緊密的聯系，制訂行業風險管理標準和核保風險指引，降低保險行業與風電行業的風險。建立我國海上風電風險評估標準體系，使我國海上風電項目的投保不需要依賴外國體系，不需要將項目交由外國機構評估，降低技術泄露的風險，同時扭轉受制于國際保險市場的不利局面。

二是建立數據共享共用平臺與機制。部分地區如廣東省已經建立省級海上風電大數據平臺，行業組織可以牽頭接入政府大數據平臺，開發海上風電保險產品。行業組織包括海上風電共保體應當成為數據調節站，加強保險科技的應用。比如隱私計算等技術，以“可用不可見”方式保證保險企業的數據所有權，同時聯合數源和建模。數據共享共用平臺的建設可以加快數據積累，使海上風電風險的評估更為精確，減少費率波動與過高費率，釋放全國的承保能力，減輕對海外再保險市場的依賴。

三是以保險為紐帶整合多方資源，形成“保障+風控+服務”的一攬子保險供給。通過整合氣象、海事、檢驗認證等各方面資源要素，為保險產品搭配項目風險評估、海事檢驗服務、巨災風險管理、氣象災害預警等專項服務，極大豐富客戶風險轉嫁解決方案供給，滿足各類客戶的風險管理和安全保障需求。引導行業良性發展，用保險和技術標準出清劣質產能風電企業，有效發揮金融資源配置作用，保障行業生產有序進行。