海上风电风险分析及损失案例

海上风电风险分析及损失案例 文 / 刘蓉前海再保险研究院 内容Content 一、全球海上风电的跨越式发展4 二、海上风电的风险分析7 （一）不同阶段的风险因素（二）机组的风险因素（三）电缆的风险因素（四）安全事件风险因素791112 三、海上风险的保险类型14 四、海上风电的保险风险17 五、海上风电损失案例19 案例 1：升压站桩基弯曲案案例 2：海底电缆受损案案例 3：水上平台浸水案案例 4：履带吊沉海案案例 5：不可抗力因素的代位求偿案例1919202020 参考文献 22 前言Preface 党的十八大以来，习近平总书记多次强调“海洋是高质量发展战略要地”“绿色发展，离不开绿色金融资金支持“ “要把促进新能源和清洁能源发展放在更加突出的位置”。在 2025 年的中央财经委员会第六次会议上，习近平总书记进一步指出推进中国式现代化必须推动海洋经济高质量发展，走出一条具有中国特色的向海图强之路。这一系列重要论述，把海洋资源、绿色金融与绿色能源紧密耦合，为新时代海洋强国建设指明了方向。海上风电作为当前技术最成熟、规模最可观的海洋绿色能源，正从“补充电源”迈向“主力电源”。然而，深远海台风、复杂地质、设备大型化带来的系统性风险也同步放大。如何在总书记擘画的“蓝色经济 + 绿色金融”框架下，识别、定价并转移这些海上风险，已成为保障我国海上风电高质量跃升、实现“双碳”目标的关键举措。 一、全球海上风电的跨越式发展 1991年，丹麦Vindeby建成了全球第一座海上风力发电厂，采用了11台450KW的风力发电机，装机容量为4.95MW。2010年以前，荷兰、瑞典、英国等在浅海开展小规模试验海上风电，累计容量不足3GW，项目规模多在100MW以内，主要用于验证技术的可行性。2010年以后，欧洲进入海上风电规模化商用阶段，度电成本快速下降。 收益预期促进了社会资本的大举进入。2016年《可再生能源发展“十三五”规划》提出鼓励沿海各省（区、市）和主要开发企业建设海上风电示范项目，到2020年，海上风电开工建设1000万千瓦，确保建成500万千瓦的目标。海上风电建设浪潮由江苏、上海扩展至广东、福建、山东等地。 2017-2020年，中国海上风电年新增装机从1.2GW增至3.1GW， 复 合 增 速 为38%。2021年 是 中 央 财 政 补贴最后节点，当年新增16.9GW，占全球新装机总量的80%，创历史新高。2022年，随着国家电价补贴的退出，中国海上风电并未陷入“寒冬”，而是通过“省补接力+大型化降本+深远海示范”的三轨并行策略，迅速完成由政策驱动向市场驱动的切换。 2007年，海上风电机组在渤海绥中油田并网发电，标志着我国海上风电开发正式起步。2009年和2010年，江苏如东潮间带试验风电场和上海东海大桥100MW示范项目相继建成，为我国海上风电规模化发展奠定了基础。2014年6月，国家发改委公布海上风电上网电价，潮间带0.75元/kWh、近海0.85元/kWh，海上风电明确的 2010年，全球新增接入电网的装机容量首次突破1GW,2021年达到了21GW，随后略有下降。截至2024年底， 全球海上风电累计装机容量达到83.2GW，欧洲和中国占据了全球主要海上风电装机量。 （数据来源：GWEC 《Global Offshore Wind Report 2025》） 2024 年海上风电全球新装机容量 8GW，中国大陆占比 50.47%，其次是英国、中国台湾、德国、法国等。 （数据来源：GWEC 《Global Offshore Wind Report 2025》） 截 至 2024 年 末， 全 球 海 上 风 电 总 装 机 容 量 83.2GW，中 国 大 陆 占 比 超 50%， 英 国 占 比 19.2%， 德 国 占 比 10.9%，其次是荷兰、丹麦、中国台湾、比利时等。 全球风能协会（GWEC）市场情报部预计，全球海上风电 2029 年之前复合年均增长率为 28%、2034 年之前为15% 的情况下，年新增装机容量预计将在 2030 年超过30GW，2033 年超过 50GW。未来十年（2025–2034 年）将新增超过 350GW 的海上风电装机容量，到 2034 年底 总装机容量将达到 441GW。 我国近海和深远海 150 米高度、离岸 200 公里内且水深小于 100 米的海上风能资源技术可开发量为 27.8 亿千瓦，实际装机容量利用率不足 0.9%，未来开发潜力巨大。1 海上风电具有装机规模大、风能质量高、靠近负荷中心的特点，但也面临各种风险，在建设期和运营期需要面对恶劣天气、复杂海洋环境、建设施工难度大、维护成本高等 诸多挑战。分析海上风电面临的风险，有助于我们更好地理解和设计保险风险。 （一）不同阶段的风险因素 海上风电项目一般分为四个阶段，规划期、施工期、运维期和退役期。规划期主要是向相关部门申请海域、确定风场的布局，提交可行性研究、参与招标等以获得项目的开发核准。施工期是建设海上风电项目的关键期，主要包含施工交通运输、风机和升压站基础工程施工、风力发电设备安装、海底电缆敷设以及涉及测量、防护、调试等工程， 常规近海项目建设期约 15–24 个月，深远海、大容量项目（>500 MW、水深 >40 m）建设期可达 30–34 个月。运营期是海上风电关键的风险周期，通过持续的巡视、维护和服务，确保海上风电场的正常运行发电，巡视维护内容主要包括风电机组、装机基础、设备设施、测风装置、升压变电站、配电路线、防腐系统等方面的安全和运行状 2025 年 12 月 况进行巡视，发现问题及时修复，运营期一般为 25 年。退役期是海上风电机组到达设计寿命后，拆除相关设施， 质、沿途数据分辨率等因素也可能导致基础选型失误等。在施工期，台风、风暴等可能会使工期延误，海浪与涌浪可能影响插桩船的定位和叶片的吊装，海冰与浓雾、深水安装船的不足也可能影响工期，电缆是施工中最容易损坏的部分，海上施工的复杂性还会增加作业的风险。 海上风电项目在规划、施工、维护和退役阶段面临着各类风险。在规划期，如风速、波浪、潮流数据不足或代表性差，可能导致项目发电量预测出现较大偏差；国家和地方对海上风电补贴政策及上网电价的变化，可导致项目投资收益率出现较大偏差，影响项目的预期收益率；海洋地形、地 在运维期，海底电缆受各种因素的影响损坏的可能性较高，风机等设备的老化导致维修和停机时间加长，台风、冬季风暴等极端天气可能对机组带来巨大损坏，运维过程的作 业安全风险也值得关注。在退役期，项目方应拆除机组设施，存在拆除施工风险和环境安全风险等。 （二）机组的风险因素 单个海上风电机组包括叶片、风机、塔身和基础部分。近年来，海上风电风机呈现出叶尖高度不断增高，叶轮直径 不断增大，单机容量持续提升的趋势。 30%；2024 年 16MW 海上风机实现批量化应用，行业进入“大型化跳步”阶段。根据各公司官网招标相关情况统计，2023 年海上风电招标以小于 8.5MW 的机型为主，2024年海风招标小于 8.5MW 的机型从 2023 年的 50% 占比降至 21%， 而 10-14MW 的 机 型 则 从 36% 增 长 至 57%，15MW 以上的大机型从 7% 增长至 14%。3 2024 年 12 月， 全 球 最 大 的 26 兆 瓦 级 海 上 风 力 发 电 机组在福建下线，轮毂中心设计高度 185 米，叶轮直径超过 310 米，扫风面积超过 7.7 万平方米，是目前全球单机容量最大、叶轮直径最长的海上全国产化风电机组。根据中国可再生能源学会风能专业委员会（CWEA）的数据，2023 年海风平均单机容量分别达 9.6MW，同比提升 （数据来源：联储证券研究院） 根据研究显示，研发投入强度每下降 1%，风机设备故障率提升 1.2%，运营费用增加 0.8 元 / 度。3海上风电场离岸较远，不便于频繁的日常巡视，因此海上风电机组设备故障率显著高于陆上风电。4据统计，海上风电机组的年平均可用率只有 70% ～ 90%，远远低于陆上风电机组 95% ～ 99% 的可用率。5，6与陆上风机相比，在海上风电设备运行可靠性方面，存在故障率高、可利用率低， 维护环境恶劣，通达困难，维护成本高，海洋腐蚀，散热等风险。2019 年中国电机工程学会年会的论文《海上风电运营概况及退坡机制下面临的挑战》，对某公司近三年海上风电机组运营故障统计发现，变桨系统故障占比近30%，其次是变频器故障（15.7%）、发电机故障（11.2%）、齿轮箱故障（11.1%）、偏航故障（10.2%）、叶片故障（7.65%）、主控系统故障（7.2%）和液压系统故障（6.1%）。 （三）电缆的风险因素 Huang Hui 等人 (2024) 通过专案调查和专家咨询的方法，将海上风电电缆分为 5 个主要风险因素和 22 个次要风险 因素，5 个主要风险因素分别是设备因素、人员因素、环境因素、管理因素和第三方破坏因素。（见图 9） 该研究进一步运用层级分析法（AHP）将主要风险因子依严重程度、发生机率和检测难度进行排序，并根据各二级风险因子的评估结果，制作了四色风险矩阵图（图10）。该图采用颜色对风险进行分类，其中红色表示主要风险，橙色表示重大风险，黄色表示一般风险，蓝色表示低风险。22 个二级风险因子中，红色区域的主要风险 3 个， 分别是复杂海底地形（B10）、水下能见度低（B14）和渔业作业（B20）; 橙色区域的重大风险 13 个；黄色区域的一般风险 4 个，蓝色区域的低风险 2 个。 （四）安全事件风险因素 海上风电安全事件是影响保险核保和理赔的重要因素。总可记录伤害率 (Total recordable injury rate, TRIR) 和损失时间伤害频率（Lost time injury frequency, LTIF）是统计安全事件的重要指标。TRIR 是指每百万工时内发生的死亡、损失工作日事件、限制工作日事件以及医疗处理伤害的总次数，而 LTIF 只包含其中的死亡和损失工作日事件。 G + G l o b a l o f f s h o r e W i n d H e a l t h a n d S a f e t yOrganisation （简称 G+）作为国际组织，根据会员报告的海上风电安全事件（不含中国），分析了 2020 年 -2024年 海 上 风 电 的 TRIR 和 LTIF 总 体 呈 下 降 趋 势，TRIR 从2020 年的 3.76 下降至 2.93，LTIF 从 1.7 下降至 1.27。 根据 G+ 的报告，2024 年报告了 1967 起独立安全事件，包含人身伤害、资产损坏、微损或接近损失的事件以及安 全隐患。根据发生事件的场地来分类，建设场地发生的安全事件占 60%，其次是运营场地占 32%，开发场地为 8%。 三、海上风险的保险类型 过程中发生的损害等。自有施工设备险主要覆盖自升式平台、履带吊、临时房屋等，可扩展至安全装置损坏、钥匙丢失、CPA 合同吊装责任、滚装船运输等。租赁设备险主要覆盖对租赁方的“损失 + 继续租金”的双赔偿，包含CPA 合同吊装、滚装船、地面陷困回收等扩展责任。收入损失险（DSU）的承保 CAR 项下物质损失导致的工期延误，通常覆盖预期的毛利润损失或预期的总收入损失。 境外海上风电保险一般分为建设期的保险产品和运营期的保险产品。以 Allianz 英国的海上风电的保险产品为例，建设期的保险一般包含建安工程一切险（CAR）、自有施工设备险 、租赁设备险、收入损失险、第三方责任险以及 JCT 合同下地面沉降责任险。建安工程一切险主要覆盖永久工程、临时工程、甲供材料和在途 / 在库物资，覆盖风暴、火灾、运输、吊装、试车、残骸清理和专业费用等，但典型的除外包含设备设计缺陷、正常磨损、海空 / 空运 害或财产