□郑小惠 张炜 刘江
众所周知，能源发展的趋势就是低碳、高效、可持续，用清洁能源替代化石能源。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，中长期有巨大的发展空间。2009年国家能源局印发《海上风电场工程规划工作大纲》，为海上风电发展打下基础。统计数据显示中国2017年上风电累计装机达2,788MW，仅次于英国、德国，位列世界第三，正呈现加速发展态势。海上风电项目技术复杂、工程浩大，相比欧洲，在国内起步较晚，故缺乏历史风险经验可循，面临较高的风险。保险作为项目风险管理的重要组成部分，算得上是海上风电项目资金结构里的最后一环，但依然面临保险安排难的困境。本文通过分析海上风电项目在建设期和运营期面临的自然灾害、人为因素、工艺缺陷等各类风险因素，结合国内保险产品条款及管理情况，探索海上风电保险安排方案，解决保险排分困难。
浅析海上风电风险
海上风电面临广阔的市场机遇，同时也面临较高的风险。海上风电项目全寿命周期通常为25年，在这期间主要风险来源包括：自然风险、技术风险、管理风险、人为风险、财务风险等，风险的发生时期亦可区分为项目建设期和运营期。
（一）海上风电建设期风险。海上风电在工程期间比较大的风险包括自然天气因素和施工设计因素。一方面原因是由项目本身的技术特点、地理环境决定的，另一方面也是因为日益繁忙的海上交通、日益扩大的产业规模、以及日益趋严的环境保护和监管力度造成的。
在“自然天气因素”方面，变换的海浪、洋流、海风、高热、高湿度、高盐空气都可能对项目造成影响，抗台、防火、防腐蚀、避让航路甚至海洋生态保护等，都是海上风电风险因素。在“施工设计因素”方面，在中国单个海上风厂设计出力通常为25-40万千瓦，远远超过欧洲海上风电起步阶段的风电场装机， 在国内的海上风电项目上，塔高更高、叶片更长、更强大的抗台设计的风机在海况更复杂的中国海上安装运行。
海上风电的建设期涉及勘察设计、风电机组基础、风电机组运输、风电机组安装、海上升压站安装、海缆敷设等，整个过程工序复杂交错，工期较长。在此阶段，自然风险可能会导致施工船只倾覆、基础损坏；技术风险可能会导致工序反复、工程停滞；管理风险可能会导致局势误判、船只冲撞；人为因素可能会导致设备损坏等。
另外，由于海上风电项目的建设涉及许多主体，包括投资者、工程承包商、货运承运人、供货商、政府和监管机构等等，并且这些主体可能来自多个国家，国际性和复杂性都很高。
（二）海上风电运营期风险。海上风电场所处环境相比陆上风电场更为复杂、恶劣，这是海上风电风险较高的重要因素之一。海上风电项目进入运行期后，其风险更多来源于自然灾害、设备质量、建设期的安装质量、人为误操作等。
水文方面，海水对风机基础会施加多种作用荷载，包括潮汐对风机基础施加的疲劳荷载，海冰与风机基础产生刚性碰撞等；高盐雾造成风机金属材料的电化学腐蚀；风暴潮使海水水位暴涨从而影响风机顶部设施；海上船只偏离航道意外碰撞风机，船舶的非正常抛锚可能会钩断海缆等。
气象方面，热带气旋等极端天气因产生很大的瞬时风速，会对风电场设施的结构造成破坏；雷电可能会导致风电场电路故障、火灾等；地震、海啸等自然灾害也会对风电场造成严重的破坏。
生物环境方面，鸟类飞行可能会撞击运行中的风机叶片从而损坏风机，水生生物依附风机基础会有潜在风险。
人为方面，海缆用于将风机产生的电能传输至陆上，途经区域如有锚区、捕捞作业区，操作不当可能导致海缆被相应工具损坏；从欧洲海上风电的运营记录看，海上风电技术含量高、危险性强，如果运维人员培训、管理不当，亦能造成巨大损失。
此外，海上风电场另一个特别突出的风险特征是风电机组的可达性较差，一旦机组出险，需要特殊维修船舶在适航条件下方可进行抢修，船舶本身也容易出现损失。海上风电建设期参建单位较多，工艺复杂，监管困难，某些施工工艺会在后期某个时间点或者在某种诱因下集中爆发。例如，电缆头的制作工艺、质量不过关，后期可能会造成缆头过热、放电，导致爆炸、起火；承台基础及塔筒连接件焊接标准或工艺有问题可能会导致钢结构在盐雾腐蚀和大风大浪的影响下出现疲劳断裂的现象。
国内海上风电保险现状
国内的海上风电保险始于2008年东海大桥海上风电的开工建设，目前已进入国内海上风电保险领域的主要是人保、太保、平安等中资大型保险公司，普遍采用联合体共保的形式，还会与国际再保签订分保协议，将其所承保的部分风险和责任向其他保险人进行保险。
海上风电项目保险从建设到运营，涉及水险和能源险中的许多领域，建设期主要是建筑安装工程一切险（附带第三责任险）、设备运输险、船舶保险等，运营期主要是财产一切险、机器损坏险、公众责任险等。
（一）海上风电建筑安装工程一切险。建筑工程一切险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。
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都在5‰-7‰左右（抢修工程例外）。当然，费率受免赔额、赔偿限额、海域自然条件、施工单位经验等因素的影响。
（二）海上风电运输险。海上风电运输险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责赔偿责任的保险。海上风电有别于陆上风电，运输模式包含陆路、水路，水域涉及内河和近海。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。
目前，国内海上风电项目设备运输一切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衍生融合而来。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。
（三）财产一切险。财产一切险承保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在1.5‰至2‰之间。
（四）机器损坏险。海上风电场出质保后将其与财产险搭配投保。主要保险责任为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可能较为慎重。从目前的情况来看，海上风电机损险费率可能远高于陆上风电，其实际费率可能在3‰至5‰之间。
（五）公众责任险。承保第三方导致的事故，包括物损和人员伤亡事故。海上风电场地处滩涂或者近海，离传统航道、捕鱼作业区都不远，过往船只若在风电场附近海域抛锚很有可能会出现第三者责任事故。
（六）船舶保险。主要保障建设、勘察和维修的船舶。这些船舶由于功能较为特殊，设备比较专业，造价一般较高；一旦出险维修技术难度较大，能够提供维修服务的船厂有限；雇佣或调度其他船舶替换出险船舶更是难上加难。由于建设海上风电站的海域必然风力较为充足，船舶往往暴露在较大的风浪中；加之海上交通日益繁忙，也大大增加了船舶出险的可能性。此外，船舶与已建成海上风机的碰撞也是不可忽略的风险。
海上风电项目虽然面临各种风险，但通过有效的保险管理手段和技术手段，加强现场安全监管，对风险进行评估和预判，可以有效的进行风险管控，降低各类风险，防止事故的发生。
海上风电保险安排困难
随着国内大规模开发并陆续转入运营，保险需求日益增加。目前国内海上风电项目大多在工程期投保建筑安装工程一切险，运营期投保财产一切险、公众责任险，另外还有人员团体意外伤害险、雇主责任险等。由于过往经验相对匮乏、自身风险点多且涉及高额投保资产，国内市场保险产品单一，条款不够专业，海上风电项目面临保险安排困难的现状，主要如下：
（一）海上风电项目属于offshore风险，在保险市场具有“特险”属性，无再保合约而存在较大的临分需求。国内海上风电项目承保能力受限于各保险公司的自留额，承保份额有限，直保公司只能为单个项目寻找再保临分，必须得要国际再保人的承保能力支持。海上风电项目是100%直保覆盖的，但之后需要再保险的支持，才能完成整个保险的内部消化，但再保市场愿意释放的再保支持非常有限，或附加苛刻条件。
（二）海上风电项目投保资产规模大，各家保险公司对风险的认识不够，报价差异显著。国内单个海上风电项目往往投资庞大，比如装机容量30万千瓦的风电场，投保保额超过40亿人民币，工程期限2-3年，保费在千万级别以上。由于现有的保险数据不充分，保险公司缺乏经验，对潜在的风险状况也不甚了解，各保险公司报价差距有时高达数倍，差异显著。随着国内海上风电规模化发展，保险排分面临的困难更大。
（三）国内保险市场没有专门的海上风电保险产品，国际再保市场接受程度低。国际市场上，有能力并且有兴趣参与海上风电项目的再保公司包括Swiss Re、RSA、Codan、Axa、Allianz等，他们的承保能力共计约20亿美金，大多只愿意在WINDCAR/WINDOP条件下提供DSU和BI的保障并要求高免赔的承保条件。这些保险公司谨慎主要是核保信息有限且多为中文、不考虑海事检验师（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。
海上风电保险安排解决方案
目前海上风电发展亟待建立风险管控体系，而保险作为一种有效的风险管控措施和工具，已经成为保障其平稳健康发展的关键一环。保险助力实业发展，提出如下海上风电保险安排解决方案。
（一）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。首先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；二是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和WindOP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。
在成熟的欧洲保险市场，海上风电项目的承保一般都要求附加海事检验人条款。海事检验人可以视为海上风电的“专业监理”，是伴随海上风电工程顺利完工的重要和必要角色，在海上风电起源地欧洲，保险公司需要看到海事检验人为该海上风电项目背书，方可提供保险保障——海事检验人拥有完整的操作规范和海事检验流程，他们用自己的商誉担保为海上风电项目提供“健康证书”。
（二）保险提前介入，实现风险管理前置和全过程管理。项目风控方面，欧美国家的海上风险项目投资方通常将项目风险以合约的方式分阶段分解、释放，产业链多方共担，风险管理前置；国内项目开发风险主要由业主承担，风险敞口大，管理手段滞后，未来盈利能力的确定性不高。由于海上风电项目尤其是建设期涉及许多主体，包括投资者、工程承包商、货运承运人、供货商、监管机构等，并且这些主体可能来自不同国家，国际性和复杂性都很高。保险作为项目风险管理的重要组成部分，在项目立项阶段提前介入，有利于充分了解项目各主体不同阶段的风险并进行风险排查，制定适合的保险方案，通过适合的保险产品进行风险转移。这样主动积极的风险管控理念不仅仅是对财务安全的保障，真正实现风险管理前置和全过程管理。
（三）选择综合实力强的保险公司，充分发挥保险经纪人的作用。目前国内的海上风电项目，大部分都有保险经纪公司参与，少数由业主直接进行保险招标。保险经纪公司的职责主要是制定保险方案，进行保险招标，主导保险竞争性谈判，挑选具备海上风电承保资质、偿付能力充足、保险服务信誉好的保险公司作为首席承保公司和从共方，组建共保体，安排保险出单，保费支付，发生保险事故时的保险理赔，以及风险查勘、防灾防损等一系列的服务。
保险经纪公司需要对负责的海上风电项目风险有足够的认知，充分了解海上风电的国际和国内保险市场条款、操作惯例，各个保险市场的风险偏好和现状，才能设计出真正适合中国海上风电的保险方案，顺利进行保险排分。另外，根据保险市场反馈，管理项目投资方关于保险的期望，引入先进的风险管理理念，通过海上风电项目的大数据积累，协助业主进行风险管控，将综合风险成本降到最低，力图防止未来隐患的发生。同时，协助保险公司进行适当的再保险排分，将中国的海上风电风险部分转移到国际保险市场，保证未来保险事故发生时能得到快速和足够的保险赔付。因此，保险经纪公司非常重要，要充分发挥保险经纪人的作用。
“十三五”规划提出到2020年，全国海上风电开工规模达10GW，并网容量达5GW以上。从海上风电的成本上看，保险费用约占2%，假设以1.5亿元/万千瓦的造价计算，海上风电的市场空间约1500亿元，海上风电保险市场可达30亿元。海上风电的高速发展需要全产业链的呵护和努力，中国的海上风电保险有必要形成自己的独特风格，培养一批保险专业人才和建立规范有效的保险市场合作体系，只有参与各方务实、开放、互信，才能合作、共赢，脚踏实地为中国海上风电发展保驾护航。