王劭恒 西南财经大学
风能是人类社会可持续发展的首选能源，海上风电已经成为风能开发的重要战略方向，未来市场规模巨大，但风险也很大。我国保险行业应围绕“双碳”和能源战略，培育形成一个能有效保障海上风电发展的保险市场，尤其要提前研究海上风电在能源供给占比逐步提高的趋势下可能产生的系统性风险。本文分析当前我国海上风电保险供需两弱的主要原因，指出仅靠机构自身很难解决保险缺口问题，必须要通过系统化设计，集合行业力量克服市场难题。
海上风电是一种不与人争地、靠近负荷中心并可以大规模开发的可再生清洁能源，是全球能源转型的主要战略方向之一。2022年发生的全球电力缺口与极端气候事件，加上紧张的地缘局势，促使相关国家加速布局海上风电。全球风能理事会（GWEC）报告称，海上风电在所有可再生能源技术中具有巨大的潜在市场。据预测，未来十年，全球完成安装的海上风电机产能将达到23.5亿千瓦。
相比其他海上风电大国，我国起步较晚，第一个海上风电场“上海东海大桥100兆瓦海上风电示范项目”于2008年开工。国家能源局于2009年发布《海上风电场工程规划工作大纲》。在“双碳”政策支持下，我国海上风电发展迅速，最近三年新增装机容量均居全球首位，超过英国成为全球最大的海上风电装机市场。我国海上风电已经在各类新能源中取得成本优势，福建省发改委2022年7月13日公布的2022年首批海上风电竞争性配置项目结果显示，华能联合体中标的连江外海项目价格为0.2元/千瓦时，低于同期欧洲海上风电的价格，基本实现了与火电电价平价，具备较强的竞争力。
我国海上风电还有非常大的发展潜力。据世界银行估计，我国在距离海岸线200公里、水深1000米以内海域，海上风电的技术性开发潜力达到2982吉瓦，而整个欧洲的潜力仅有1228吉瓦。截至2021年，我国累计装机量为26.38吉瓦，仅占开发潜力约0.9%。
以上事实表明，发展海上风电是我国实现“双碳”目标的必选方案。充分挖掘我国海上风电禀赋优势，支持海上风电建设，将有助于我国在保障能源安全、应对气候变化的国际格局中占据有利位置。
海上风电项目技术复杂、工程浩大，风险也比较大，案均赔款较高。据瑞士再保险统计，2020年，在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%。海上风电典型事故包括：美国夏威夷沿海Auwahi风电场发生倒塔事故；
维斯塔斯V112-3.0WM风机在巴西风电场发生机舱着火事故；
Siemens公司2.3MW机组的机舱与风轮坠海；
SeaWork号在丹麦海上风电场内倾覆；
2022年台风“暹芭”造成我国一艘海上风电场施工浮吊船在广东阳江海域沉没。
实施“双碳”和能源战略，平稳发展海上风电，离不开保险行业的参与和支持。保险应从中发挥三个功能：一是财务补偿功能。这是保险的基本功能，也是海上风电项目资金结构的最后一层。二是风险管理功能。保险是海上风电项目风险管理的重要组成部分，贯穿风电项目全生命周期，通过风险管理前置和全过程管理项目风控，实现风险减量和风险转移。三是平滑功能。特别是当海上风电具备战略级规模，在能源占比中达到一定比重后，需要由保险来平滑巨灾损失，补充再投资缺口，维护电网和能源供应长期稳定。
当前，我国保险业发展现状与蓬勃发展且潜力巨大的海上风电市场不匹配，国内海上风电市场的规模已经达到了430亿元，而据中国银行保险报网的估计，相关保险市场规模仅有30亿元，占比约7%。保险覆盖面小，数据积累少，风险识别及管理能力弱，没有专属产品，在国际市场上缺少定价和制定承保条件的话语权。这些问题引起电力界和保险界的重视，并提出了一些保险解决方案。郑小惠（2019）分析了海上风电主要风险，提出保险应提前介入，实现风险管理前置和全过程管理项目风控；
应设计海上风电专用保险条款，与国际市场接轨，争取再保市场排分；
合理划分海上风电项目危险单位，厘定科学合理的承保费率。张作学等（2021）从海上风电产品链风险的角度分析了风电装备制造企业的保险需求，提出“风电产品链保险池”模式，建议用多险种保单对不同数量和类型的风险同时提供保障。甘爱平等（2022）建议，要推动保险机构从传统经济补偿向风险管理和增值服务升级，深耕细分市场，开发多元化产品，打造围绕海上风电的保险生态圈服务体系；
整合国内外保险与再保险市场；
创新项目风险防控模式；
提高数字化水平。这些政策建议从多个角度针对具体问题提出优化方案，很有价值，但同时又侧重于微观层面，着重于产品服务设计，存在一些不足之处：一是忽视了海上风电保险需求端的原因。大多数方案着眼于增加保险供给，提出保险产品与服务设计，但若保险需求不足，就不可能形成一定规模的海上风电保险市场。二是没有突出海上风电最重大的风险——巨灾和系统性风险。各种分析详细梳理了海上风电产业链各环节以及相关各类风险和险种，面面俱到却无重点。自然灾害和机械故障是风电项目最主要的出险环节，自然灾害的影响尤为重大。由于海上风电场比较集中，台风过境可能造成多家风电场同时受损，产生巨额损失。未来，随着海上风电在电网中占比提高，特别是区域性供电占比可能会比较高，异常气候和巨灾风险对电网稳定性的影响必然会加大，必须提前做好预案以应对由此产生的能源安全问题。三是缺乏增强保险行业核心能力的可行方案。有关文献指出了当前我国保险企业能力不足和需要增强的保险“短板”，但大多只有目标，没有路径。比如，针对数据积累不足问题，各种方案建议要加强数据共享，但对各公司视为生命的业务数据如何实现共享的问题却没有具体方案。如果由各保险企业自行探索，培育能力和扩张市场的速度可能难以满足海上风电发展与“双碳”和能源战略的需要。本文在前人研究基础上，重点针对以上三个方面分析问题，提出培育我国海上风电保险市场的建议。
海上风电的产业链很长，从原材料到风机设备、整机制造再到安装与运维，涉及非常多的相关产业，正因为有很长的产业链和足够丰富的生态环境，海上风电保险可以发展出比较大的市场规模。瑞再企商保险有限公司的“海上风电工程作业守则”（Offshore Code of Practice）列出大约500种行业风险，包括自然风险、设备风险、运维风险、技术风险、基建风险、环保风险等。目前，大部分海上风电企业会购买建设期的建筑安装工程一切险、设备运输险和运营期的财产一切险、机器损坏险、公众责任险、人员团体意外险；
小部分企业购买公众责任险、雇主责任险、产品质量保证保险等。但如前所述，我国海上风电保险保费规模很小，现有保险规模与我国巨大的风电市场潜力、丰富的保险场景形成鲜明对比，存在供需两弱的现状。
（一）保险需求的影响因素分析
一是政策因素影响海上风电企业财务成本。2021年，国家取消财政补贴，对海上风电行业来说是一个挑战。在政策出台前，行业出现抢装潮，产生一波保费保额上涨行情，随后较快回落。2022年，随着多省出台补贴政策和一批新项目开工，海上风电市场竞争激烈，在电价趋于平价的趋势下，海上风电企业的降本压力较大，且整个海上风电产业面临全链条的降本，难以负担高昂的保费。同时，国外海上风电普遍采用海事检验人制度（海事检验人是指在海事工程风险控制方面具有丰富经验的监督机构，自身拥有完整的检验流程，以自身的商誉为项目担保），与我国的监理制度不同，据国际风力发电网分析，在安全保障方面，海事检验人比工程监理更加专业。如果风电企业在有监理的情况下再引入海事检验人，就会增加成本，企业意愿不高。但若没有海事检验人，又很难获得海外再保险的支持。
二是自然条件和行业属性决定风险定价较高。自然条件方面，海上风电场离岸距离较远，尤其是在当今深远化的趋势下，面对的气候条件、潮汐变化愈加复杂难测，而我国目前在风电安装与运维方面存在明显短板，这使得海上风电面临相对较高的风险。行业属性方面，海上风电具有较高的技术壁垒和行业准入壁垒，复杂的技术和规模化、集约化趋势，使得初始投资比较高，因而事故发生后的相应损失也较高，提高了风险水平。加上我国海上风电发展时间不长，技术积累不够，项目质量参差不齐，赔付率较高。根据Energy Iceberg的数据，以我国海上风电设备运输险为例，其费率为1.5‰至5‰不等，而一般货物的费率在0.3‰左右；
风电机器损坏险费率为3‰至5‰，财产一切险费率为1.5‰至2‰，而一般货物的费率在1‰左右。可见我国海上风电保险的费率高于其他一般货物的保险费率。
三是现有保险方式不能形成海上风电专属保险产品。项目投资方和运营方大多是大型发电集团，一般将所有电力资产打包通过统保方式投保，并不与保险公司就单一海上风电项目安排保险。由于行业发展时间尚短，重大损失案例不多，企业对保险的认知还限于陆上风电和传统项目，购买海上风电保险的意愿并不强烈。
海上风电企业的成本压力、比较高的保险费用和比较低的保险认知，抑制了保险需求。如果完全由企业在发展过程中逐渐增强财务盈利能力，等待市场缓慢成熟，以及事故增多，特别是巨灾事件的出现来提高企业的保险意识，形成事故驱动型保险需求，则行业成本可能比较大。
（二）保险供给的影响因素分析
当前我国海上风电保险供给的市场结构以几家头部公司占大部分市场份额为特征，基本采用共保模式承保。保险条款一般为建工险、企财险的通用条款，通过特别约定方式满足海上风电的特殊风险保障需求，与国际市场使用专属条款有所不同。
1.行业集中却没有形成行业能力
虽然目前国内有很多风电项目是以共保模式承保的，但各保险公司之间关系松散，在信息与数据分享、保险方案设计、保险产品费率厘定、承保份额划定等核心问题上没有形成互通有无，也未达成共识，目前海上风电行业还没有风险管理标准和核保风险指引。保险公司掌握的数据比较有限，很难准确评估海上风电企业建设与运营期间的风险，往往过高估计风险，使得保险费率出现很大波动。对此，如果没有行业性的解决方案，大多数中小保险公司的专业性和主动性就不可能较快提高，因而难以参与海上风电保险市场，限制了保险供给主体的数量，不利于释放全国的承保能力。
2.应对巨灾的能力有限
保险公司净自留比例一般不超过10%，面对海上风电项目的承保能力不足，不足以承受该产业具有的高风险。国内目前海上风电保险直保的覆盖率达到100%，严重缺乏再保险的支持。保险公司在提供再保险时提出的要求极为苛刻，且份额非常有限。国内的直保公司不得不转向保险市场较为发达的欧洲寻求再保险的支持，从而造成分保倒挂的局面。在寻求海外再保险支持时，直保公司又遇到制度不衔接的问题，比如在海上风电保险较为成熟的欧洲，保险公司要在得到海事检验人提供的证书后，方可为项目提供保险，而我国采用的是监理制度而非海事检验人制度，这就造成海外再保险对国内海上风电保险的分出条件很高。据中国银行保险报网报道，国际市场的再保险公司大多只愿意在WINDCAR/WINDOP条件下提供DSU（延迟完工保险）和BI（生意干扰保险）的保障并要求高免赔的承保条件。
在海上风电发展迅速且具有战略意义的背景下，要培育形成一个能有效保障海上风电发展的保险市场，必须较快地全面提高行业承保能力和承保积极性，创造有利于海上风电保险的环境，才能引导保险企业开发产品，延伸服务，尽快形成一定规模的保险市场，进而形成内生动力。
（一）在保险需求端建设覆盖全产业链、全生命周期的风险保障体系，有效对接金融市场，分散风险，提高运行效率和运维安全
一是将设备产品质量风险、建设安装风险、运维风险、自然灾害四大风险有效统筹整合，既要覆盖全产业链、全生命周期的风险需求，又要避免风险保障交叉覆盖导致的责任不清，进而影响事故处理效率。特别是针对不断步入深海的“双百”海上风电场和漂浮式海上风电平台，要加大风险的研判，保持足够的审慎度，加大风险保障力度。对事故频发的海缆风险出现概率和损失程度的上升趋势要有足够的警惕，要在提高海缆定期体检频率和建设抛锚船只追踪系统的基础上，提高保障能力和保障水平，有效利用保险机制确保经营。
二是加大对新型风险和风险保障方式的研究力度。极端气候事件引发的事故既是海上风电领域的主要风险之一，也是海上风电的重要机遇，如台风等环境下合适的策略能有效增发电量。借助保险业多年来应对极端气候的经验和气象数据整合能力，研究借助“风力指数”等新型保险产品，将抢发电的不确定性有效覆盖，使不利天气状况对营收的影响可以预测，预期现金流更稳定，稳定增加发电量，这将成为海上风电保险今后重要的发展方向。
三是制订财政补贴保费政策，减轻海上风电企业的风险成本。在国家取消财政补贴后，各省纷纷出台区域政策，政策引导是发展海上风电的重要动力，应当把安全与风险放到更重要位置，把保费纳入补贴范围。如果直接补贴海上风电企业，它们可能将补贴金额用于技术发展或扩大规模，而非用于购买保险。为了使财政补贴能起到建设与防险的综合效果最大化，应当专门划出财政补贴额度，用于海上风电企业购买保险，分担行业风险成本，刺激保险需求，并且提升行业吸收风险和巨灾后重建恢复的能力。
（二）在保险供给端建立行业组织，形成行业标准，提高行业承保能力，不断扩大保险保障的深度和广度
一是成立海上风电共保体。在现有共保机制下，集合行业力量，形成更为紧密的联系，制订行业风险管理标准和核保风险指引，降低保险行业与风电行业的风险。建立我国海上风电风险评估标准体系，使我国海上风电项目的投保不需要依赖外国体系，不需要将项目交由外国机构评估，降低技术泄露的风险，同时扭转受制于国际保险市场的不利局面。
二是建立数据共享共用平台与机制。部分地区如广东省已经建立省级海上风电大数据平台，行业组织可以牵头接入政府大数据平台，开发海上风电保险产品。行业组织包括海上风电共保体应当成为数据调节站，加强保险科技的应用。比如隐私计算等技术，以“可用不可见”方式保证保险企业的数据所有权，同时联合数源和建模。数据共享共用平台的建设可以加快数据积累，使海上风电风险的评估更为精确，减少费率波动与过高费率，释放全国的承保能力，减轻对海外再保险市场的依赖。
三是以保险为纽带整合多方资源，形成“保障+风控+服务”的一揽子保险供给。通过整合气象、海事、检验认证等各方面资源要素，为保险产品搭配项目风险评估、海事检验服务、巨灾风险管理、气象灾害预警等专项服务，极大丰富客户风险转嫁解决方案供给，满足各类客户的风险管理和安全保障需求。引导行业良性发展，用保险和技术标准出清劣质产能风电企业，有效发挥金融资源配置作用，保障行业生产有序进行。
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