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刘明亮:中国风电保险的现状和改进建议ag亚游集团只为非 发布日期:2019-06-15 11:45 浏览量:

  “风电行业面临的巨大风险需要保障。2010年中国成为全球最大的风电装机国家,并在继续快速增长。”12月14日,中国可再生能源学会风能专业委员会刘明亮分析了中国风电保险的现状和改进建议。

  无论已经有的4万台,还是将来每年的1万台,对于保险来说应该市场机会无限。风电行业蓬勃发展的同时,也面临着种种风险:政策风险、自然灾害风险、风资源不确定性风险、设备质量风险、运输风险、建安工程风险和运行维护风险等。

  保险作为风险转移的有效手段之一,能提供针对性的风险解决方案,并弥补部分经济损失,在促进行业健康发展中具有重要作用。与此同时,风电行业的壮大将为保险业带来新的业务增长点。

  刘明亮介绍说,从调研情况看,国内适用于风电行业的保险产品主要以传统型保险产品为主,针对新能源行业的特殊性,保险公司也会增加一些扩展条款来覆盖行业风险。相比国际而言,国内保险产品对风险的覆盖面有限,覆盖政策风险、风资源不稳定风险、风电CDM项目碳交易风险的保险产品还没有出现。

  刘明亮分析了国内风电保险面临的问题和挑战。一是缺乏推动风电保险发展的有效机制;二是风电规模化发展初期的潜在风险阻碍保险公司的介入;三是风电保险赢利水平偏低;四是保险业缺乏长时间承保风电保险业务的数据和经验;五是风电企业缺乏对保险作用和价值的正确认识。

  在欧洲和美国,项目融资是风电场融资的重要方式之一,购买保险的风电项目更易获得银行贷款或投资方青睐。而在国内银行是风电场开发商获得资金的主要渠道之一,银行大多要求借贷方以担保、抵押等方式转移借贷风险,而不是保险。

  上世纪90年代末到2004年左右,德国曾出现过范围较大的风电设备批量故障。我国绝大多数风电机组运行时间不超过3年,批量性的故障风险尚未完全暴露,这被保险业认为是最大的风险。

  国内风电保险的费率偏低,一旦发生事故,保险公司的赔付金额将远远高于保费收入。由于风电保险的高风险、高赔付,目前保险公司经营这一业务多处于亏损或微盈利状态。

  目前在国内风电保险市场上,相关险种的整体赔付率约在60%~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49.5MW风电场为例,财产险和机损险两项的年保费收入为40万~120万元,而齿轮箱发生一次重大故障,各项恢复费用总和就突破百万元。

  

  ICF国际咨询公司罗锐分析说,国际领域保险业的发展,过去的挑战主要来自信息和数据不完备与专业人员素质需要提高。而且随着全球风电业发展,保险产品也临着新的挑战,对风险分析、费率和出险理赔等结构都需要调整,比如大型风机机组、海上风电的风险水平与以前比不尽相同。

  目前,国内部分风电行业保险意识淡薄。一者,尚未考虑用保险这一金融工具来转移行业风险;二者,即使投保,也多针对传统型保险产品,缺乏对行业风险的全面保障。最重要的是,投保企业存在出险后保险公司必须赔付所有损失的错误认识。

  罗锐介绍了国际保险业的几点经验:一是自己的风险管理意识,基于基础数据上的风险意识很强,对风电行业的理解程度会更好一点。二是以需求为导向,保险公司也有相应的技术人员在风电行业里,根据行业发展的需求制造合适的产品。“丹麦的风电行业发展很好,丹麦风电设备认证评审委员会不光是一个专业的技术机构,还有保险业和政府机构同时参与。可以看到,保险业在前期渗透风险管理和可再生能源就非常积极了。”

  国内风电场开发商一般通过延长质保期将风险转嫁给设备制造商,从一开始的2年延长到现在的3~5年。当前风力发电机组的价格战已非常激烈,质保期不断延长,无疑加大了风电设备制造商的成本压力,不利于设备制造业的健康发展。

  

  随着潜在的风电设备批量缺陷,5MW及以上的大型风电机组的批量生产和安装,海上风电场的建设,风电行业新技术的不断发展,保险业需要充分了解即将面临的各项挑战,为保险条款、费率水平和理赔服务的及时调整和修正作好准备。

  为此,刘明亮建议说,政府应尝试建立“风电保险信息平台”,实现保险业与风电行业的信息共享;保险业应积极与第三方技术服务机构开展合作;风电业应建立第三方风电设备维修服务专营机构,改善当前风电设备定损、维修与保险公司存在分歧的局面。风电保险市场上,各利益相关方应充分发挥自身作用,加强彼此之间的沟通和合作,共同推动风电保险的发展。

  更高温度运行的光热电站则可以提高热电转化效率,降低发电成本。更高温的光热电站设计也因此成为致力于削减成本和拓宽光热市场机会的研究者们的关键研究领域。

  盈利喜人。2018年,公司风力发电业务同比增长强劲。售电收入同比增74.4%至13亿元。年内新增权益装机高达471MW(其中风电权益装机470MW),总权益装机量达2277MW(同比增长26.1%),其中1963MW为风电装机。此外,2018年公司风电利用小时数同比增11.8%至2148小时。2015年以来,公司投产项目均为100%控股独资,且2013年后投运电站项目均位于上网电价较高的地区,享有0.61元/度的上网电价(2017年后投运的电站上网电价为0.6元/度),因此2018年风电权益装机的加权平均电价同比略增0.23%至0.5595元/kwh。风电装机稳步增加。

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