我國海上風電工程項目在經(jīng)歷了2019-2020年兩年的“搶裝潮”后，逐漸有大量的項目并網(wǎng)轉(zhuǎn)入初始運營期。值得關(guān)注的是，與裝機容量增長相對應的是核準上網(wǎng)電價不斷下降。對海上風電投資者而言，為抵消上網(wǎng)電價下行對于投資回報收益率的影響，降低項目的平準化度電成本（LCOE）是確保項目盈利的關(guān)鍵，而確保項目的年上網(wǎng)等效小時數(shù)（EOH），是確保投資回報收益的核心要素。
較陸上風電而言，海上風電的故障率高、運維難度大、故障發(fā)生后維修時間長。一旦海上風電項目發(fā)生事故，其對整個風電場的收益及現(xiàn)金流都可能造成很大影響。
然而，傳統(tǒng)的“營業(yè)中斷險”，由于其較為簡單的理算模式，不完全適用于海上風電項目，本文將拋磚引玉，探討將風機的SCADA引入營業(yè)中斷保險模式中，為海上風電項目量身打造全面保障方案的可行性。
本文作者：北京鑒衡認證中心(CGC) 副總裁 張宇
永誠財產(chǎn)保險(AIC） 承保部企工線負責人 袁相時
海上風電項目盈利的相關(guān)要素
根據(jù)全球風能理事會（GWEC）2021年2月發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示，中國連續(xù)第三年成為海上風電最大市場，2020年新增海上風電并網(wǎng)容量超過3GW，占全球增量的50%。同時根據(jù)我國十四五規(guī)劃，海上新增裝機將超過32GW，年均新增海上風電裝機容量6GW以上。
值得關(guān)注的是，與海上風電容量增長相對應的是海上風電上網(wǎng)電價的下行。根據(jù)國家發(fā)改委發(fā)布的《關(guān)于完善風電上網(wǎng)電價政策的通知》，2019年符合規(guī)劃、納入財政補貼年度規(guī)模管理的新核準近海風電指導價調(diào)整為0.8元/千瓦時，2020年調(diào)整為0.75元/千瓦時。2018年底前已核準的海上風電項目，如在2021年底前全部機組完成并網(wǎng)的，執(zhí)行核準時0.85元/千瓦時的上網(wǎng)電價；未在2021年底前完成并網(wǎng)的，國家不再補貼。相比沿海省份約0.4元/千瓦時的標桿燃煤電價，目前海上風電電價幾乎翻番。而實現(xiàn)平價上網(wǎng)后，海上風電上網(wǎng)電價將降至約0.45元/千瓦時，幾近腰斬。因此對于海上風電工程期項目而言，正進入平價前的沖刺階段，也就是我們俗稱的“搶裝潮”。
為抵消上網(wǎng)電價下行對于投資回報收益率的影響，對于海上風電投資企業(yè)而言，降低項目的平準化度電成（LCOE）是確保項目盈利的關(guān)鍵。
影響風電企業(yè)度電成本主要取決于以下因素：①初始投資（單位裝機造價）、②年上網(wǎng)電量（年等效滿負荷小時）、③運維成本（折舊、修理費）、④財務費用（貸款比率、貸款利息）、⑤折現(xiàn)率。
通過永誠與鑒衡對于風電度電成本的敏感性分析，“年上網(wǎng)電量”在上述五項因素中，對于LCOE影響最大，影響幅度超過10%。
海上風電發(fā)電量的關(guān)鍵影響因素
影響風電項目發(fā)電量的主要因素包含：①可利用率、②風機發(fā)電性能、③風速資源。對于海上風電來說，風機發(fā)電性能和風速資源對發(fā)電量的影響與陸上項目相似，但是可利用率（這里的可利用率包括風電機組的可利用率和其他相關(guān)配套設(shè)施的可利用率）卻存在較大差異。引起這種差異的主要原因如下：
從中不難發(fā)現(xiàn)，較陸上風電而言，海上風電的故障率高、運維難度大、故障發(fā)生后維修時間長。一旦海上風電項目發(fā)生事故，其對整個風電場的收益及現(xiàn)金流可能造成很大影響。
海上風電現(xiàn)有傳統(tǒng)風險保障
對于海上風電投資者而言，目前擁有的保障主要來源于兩大主體：①由風機制造商提供的質(zhì)量保障條款，②由保險公司提供的工程期&運營期保險。
風機制造商的質(zhì)保合同，通過對于質(zhì)保期內(nèi)設(shè)備的可利用率及功率曲線進行考核約定，部分質(zhì)保合同甚至對整個風場的等效滿負荷小時數(shù)進行兜底。
保險公司目前提供的工程期&運營期常規(guī)保險，其保單格式及條款內(nèi)容大同小異，主要承擔由于非制造商原因，造成意外事故或自然災害對項目造成的直接物質(zhì)損失。
看似這兩者相互配合，覆蓋了主要風險，為海上風電投資者提供的全面的保障，而實際上，這兩者均不保障由于意外事故導致營業(yè)中斷對業(yè)主帶來的收入風險。
傳統(tǒng)營業(yè)中斷保險并不適合海上風電項目
營業(yè)中斷類保險在保險業(yè)界內(nèi)，雖早已不是什么新鮮事物，然而傳統(tǒng)的營業(yè)中斷類保險，無論是工程險項下的DSU，還是財產(chǎn)險項下的BI，均不完全適應海上風電項目。
其原因是，在過往的風電場營業(yè)中斷保險理賠中，對于故障停機時間段內(nèi)發(fā)電量損失的計算，通常是參考該風電場歷史上的平均發(fā)電情況估算停機時間段內(nèi)的發(fā)電量。但是風速具有非常強的年際波動性和季節(jié)波動性，如果用已運行時間段的發(fā)電水平代表某些時間段的發(fā)電水平，會引起較大的誤差。以下以公開數(shù)據(jù)MERRA2（風速高度為50m，坐標點為（26°N, 120°E），空間位置如圖1），以某研究機組為例，計算歷年年累計發(fā)電量和長期平均情況下不同月份的月平均發(fā)電量（圖2和圖3）。
圖1 圖中綠色坐標點即為本次測試數(shù)據(jù)的空間位置（26°N, 120°E）
圖2 將1980年-2020年的測風數(shù)據(jù)，以年份作為時間軸，將風速數(shù)據(jù)帶入風機功率曲線，計算該風機的逐年發(fā)電量情況
圖3 將1980年-2020年的測風數(shù)據(jù)，以月份作為時間軸，將風速數(shù)據(jù)帶入風機功率曲線，計算該風機的逐月發(fā)電量情況
結(jié)合圖2與圖3的數(shù)據(jù)對比，我們不難發(fā)現(xiàn)，風資源在各年份及各月份之間具有較大波動性，這點與太陽能熱輻射資源有較大差異。
圖4 將圖2與圖3中的風速數(shù)據(jù)及發(fā)電量數(shù)據(jù)整合并再次對比
通過對于圖2和圖3紅框中的內(nèi)容進一步比較的不同年份和不同月份的風資源差異，及其對應的發(fā)電量差異的對比，我們不難發(fā)現(xiàn)：長期平均情況下月平均最小風速為長期平均情況下月平均最大風速的68.5%，對應的發(fā)電量比例為48.2%；最小年平均風速為最大年平均風速的84.8%，對應的發(fā)電量比例為74.9%。由此可見，風速波動性和發(fā)電量波動性之間并不是線性關(guān)系，發(fā)電量波動的幅度大于風速波動的幅度。因此如果賠付時只參考某段時間的平均情況，有很大可能會造成賠付和實際損失不匹配。
引入基于SCADA數(shù)據(jù)和具體機型專用算法的意義
對于當前正在運行的大部分風電場而言，每臺風電機組上都裝有數(shù)據(jù)采集與監(jiān)控系統(tǒng)（英文名為：SupervisoryControl and Data Acquisition System, 簡稱SCADA系統(tǒng)）。SCADA數(shù)據(jù)記錄了機組運行的外部環(huán)境（如風速、風向、環(huán)境溫度等）及機組運行狀態(tài)（如有功功率、發(fā)電機轉(zhuǎn)速、變槳角度等），數(shù)據(jù)的時間分辨率一般為10min。這為解決上述分析中提到的賠付和實際損失不匹配的情況提供了一種更加有效的參考依據(jù)。
機組在實際運行過程中通常會因為外部原因和內(nèi)部原因?qū)е聶C組降功率運行甚至停機。其中外部原因包含電網(wǎng)限電、臺風等原因造成的電網(wǎng)掉電、機組巡檢、機組運維、技改等，內(nèi)部原因包含機組發(fā)電性能下降、機組故障等。因此在進行保險理賠前應統(tǒng)計機組在正常情況下的發(fā)電量(實際運行理論發(fā)電量)，以及不同原因造成的發(fā)電量損失情況(實際運行損失發(fā)電量)。雖然SCADA數(shù)據(jù)中包含了機組運行狀態(tài)，但是部分機型對于機組運行狀態(tài)記錄的詳細程度可能仍不足以辨識機組是否處于正常發(fā)電狀態(tài)。這種情況下，就需要結(jié)合每種機型的數(shù)據(jù)特點和控制策略給出相應的數(shù)據(jù)篩選規(guī)則用于計算正常發(fā)電狀態(tài)下的功率曲線，進而結(jié)合實際風速計算風電機組處于正常發(fā)電狀態(tài)下的理論發(fā)電量。
由于該方法基于每臺風電機組實際記錄的SCADA數(shù)據(jù)和每種機型的控制策略展開，因此相較于傳統(tǒng)發(fā)電量損失計算方法而言，計算結(jié)果的時間分辨率和空間分辨率更高，其背后的物理機制也更清晰明確，計算得到的各類損失發(fā)電量更能代表每臺風機實際情況，具備輔助保險公司厘定確定各類保險責任范圍內(nèi)的發(fā)電量損失情況的技術(shù)基礎(chǔ)。為保證核算的專業(yè)性和公正性，也可由業(yè)主和保險公司認可的、具備相應機型原始設(shè)計認證數(shù)據(jù)的獨立第三方機構(gòu)進行獨立核算，從而使理賠金額對保險人和被保險人雙方都更客觀公正。
總結(jié)
綜上所述，為了降低海上風電項目的發(fā)電量風險，可根據(jù)業(yè)主及風電場的實際情況匹配營業(yè)中斷保險方案及核算技術(shù)，以減小極端自然災害等意外事故帶來的收益波動和風險。在和發(fā)電量相關(guān)的承保核算、理賠核算中，引入基于SCADA數(shù)據(jù)和具體機型的差異化算法科學評估停機時間造成的發(fā)電量損失，將有效減少傳統(tǒng)損失電量計算方式帶給營業(yè)中斷保險方案的不合理性，從而讓營業(yè)中斷保險更好的地幫助海上風電規(guī)避風險、穩(wěn)定收益。
關(guān)于將引入SCADA數(shù)據(jù)和具體機型的差異化算法科學評估后擬定的營業(yè)中斷險保險方案，永誠與鑒衡已經(jīng)擬定制定了初步的方案，出于文章篇幅的考慮，在本文中將不做闡述，后續(xù)將發(fā)布白皮書進行詳細介紹。
