ZIJN OFFSHORE WINDMOLENS VERZEKERBAAR? 17 APRIL 2017

ZIJN OFFSHORE WINDMOLENS VERZEKERBAAR? 17 APRIL 2017

Inhoud van de Presentatie Introductie Marsh - Mees & Zoonen Ontwikkelingen Offshore Wind Industrie Trends Verzekeringsindustrie Vragen

01 May 2017 2

Offshore Windmolen

Ontwikkelingen Vindeby Offshore Windfarm Denmark - 1991 4,95MW 11 WTG s 0,45MW per WTG Turbine hoogte 52,2 mtr 2 4 mtr waterdiepte 1,8 km van de kust Deutsche Bucht Germany - 2017 252MW 31 WTG s 8MW per WTG Turbine hoogte 187 mtr 40 mtr waterdiepte 117 km van de kust

PAST PRESENT FUTURE Capaciteit 2 3 MW 5 9 MW 10 -?? Ontwikkeling Aangepaste Standaard offshore Project specifieke onshore turbine ontwerp technologie Jaar Productie 3.000 3.500 FLH 3.500 4.000 FLH 3.800+? FLH Rotor Diameter 90 110 mtr 130 170 mtr 190 220+ mtr

Prijzen en overheidstenders Projects awarded subsidy contracts through competitive auction tenders in Europe. Projecten met subsidie contracten door openbare aanbesteding in Europa Year (FID) Year (online) Capacity WTG rating Water depth (ave.) Distance from shore Tariff (local currency/m Wh) Tariff ( /MWh) Tariff ( /MWh adjusted) Horns Rev III (DK) 2016 2018 400 MW 8 MW 16 m 30 km 770 DKR 103,6 117.6 East Anglia I (UK) 2016 2019 714 MW 7 MW 36 m 55 km 119,9 GBP 140,3 140,3 Vesterhav Syd & Nord (DK) 2017 2019 350 MW TBC 20 m 6 km 475 DKR 63,9 72,9 Borssele I&II (NL) 2017 2019 700 MW 8 MW 26 m 31 km 72,7 EUR 72,7 86,7 Kriegers Flak (DK) 2017 2020 600 MW TBC 22 m 25 km 372 DKR 50,0 64,0 Borssele III&IV (NL) 2018 2020 680 MW 8 MW 26 m 36 km 54,5 EUR 54,5 68,5 Source: REWIND OFFSHORE March 2017

Het verzekeren van Offshore Windparken Een typisch Windmolenpark bestaat uit: Turbines op fundaties Kabels tussen de turbines (Inter-array) met aansluiting op Offshore Substation Exportkabel naar land Onshore Substation Risico s: 1. Materiele Schade 2. Inkomensverlies 3. Aansprakelijkheid Fases: I Constructie 2-3 jaar II Operationeel ca 20-25 jaar

Wat zijn de kosten ongeveer 500MW+ Windpark Europese wateren, diepte 20-30 meter ECV1,75 miljard Euro Item +/- kosten EUR miljoen +/- kosten unit EUR miljoen Percentage van CAPEX Turbines 950 7 54 % Fundering 330 2 19 % Inter-array kabels 85 1 5 % Export kabels 115 39 6 % Offshore OHVS 135 68 8 % Onshore Transformer 65 65 4 % Project Management 75 75 4 %

Verzekeringsvormen al dan niet gecombineerd Risico 1: Materiële Schade 1. Transport 2. CAR (Welcar / WindCar) & DIC, DIL & DID onderaannemers 3. Machinebreuk / Brand (WindOp) Risico 2: Inkomensverlies 1. DSU / ALOP (ook Marine-DSU) 2. BI / CBI Risico 3: Aansprakelijkheid 1. Sectie 2 ofwel project-aansprakelijkheid onder de CAR 2. AVB 3. P & I

Kenmerkend voor offshore wind verzekeringen Ingang verzekering tijdens prefabricage Aansluiting/overlap van constructie op zeetransport Extra dekkingen door middel van hoge Sublimits (10-25 Miljoen per Sublimit) Stand-by charges removal of wreck and debris Cable Cutting Clause Sue & Labor Forwarding charges Evacuation expenses Marine Warranty Surveyor: Niet gecertificeerd, geen dekking Hoge Eigen Risico s Zgn marine DSU

Waar kijken verzekeraars naar? 1. Wie? 2. Betrokken aannemers 3. Type WTG, type OHVS, Type fundatie 4. Locatie: diepte, afstand tot kust, bodem gesteldheid 5. Offshore condities, klimaat 6. Voorwaarden: ER, extra s 7. Grootte project 8. Plan B/Tijdspad 9. MWS 10. Financierbaarheid 11. Cumulatie? 12. Concurrentie... 13. En altijd in relatie tot onze eigen ervaringen / betaalde schades...

Dalende tendens Kosten realisatie offshore windparken dalen ook premies dalen in percentage en in geld, terwijl de dekking uitgebreider wordt. 2006 offshore windproject 1,790% CAR en 2,175% DSU 2016 offshore windproject 0,525% CAR en 1,500% DSU. Ofwel: Premie Dekking

Voor de Beeldvorming

Met speciale aandacht voor:

EML PML (maximale schade) Typisch: Het verlies van 1 Offshore Substation, met als gevolg een vertraging van 12-18 maanden, resulterend in DSU tot de limiet

En dan doet men dit Miljoen Euro bespaard EML tijdelijk 400 Miljoen hoger

Schaden gedurende operationele fase nieuwe trend? Gedurende de laatste 2 jaar trend in export kabelschaden als gevolg van interne fouten in de kabel. In 2015 meer dan 10 schaden op export kabels op verschillende projecten terwijl projecten operationeel zijn. Herstelkosten vaak > EUR 10 mio Hersteltijd 30 170 dagen Gemiddelde hersteltijd 110 130 dagen

Schade scenario s Het gaat nog wel eens mis

Wat is het percentage schaden? Source: Lloyd Warwick & Codan

Allocatie Schadekosten Vessel charges Site works Admin costs 8% 5% 5% Special machinery Engineering costs Materials Ontwikkeling Schaden Algemeen Herstel Herstel export kabel +/- 6 maanden Herstel inter-array kabel +/- 3 months Late melding schaden Twee maanden na incident eerst melding Late betrokkenheid verzekeringspecialisten Veranderende kosten en omstandigheden Aflopende garanties op operationele assets Business Interruption claims zullen toenemen Huidige markt onder druk door lage premies en 16% grote schaden met de vraag hoe lang dat goed 1% 65% zal gaan.

Ontwikkelingen Sterk schuivende panelen, baggeraars worden aannemer, aannemer wordt eigenaar veel (technische) ontwikkelingen (monopiles, floating, suction buckets...) Van 3-8 MW turbines in een paar jaar naar? Veel nieuwe spelers met verschillende achtergronden Verzekeringstechnische ontwikkelingen: Meer capaciteit: (waarom? Captives, Onderlingen zoals OIL, Corporate relations, herverzekeringscapaciteit) Premie verlaging leg2 versus leg3 Guarantee maintenance vs Extended of Visit Maintenance

Zijn offshore wind parken te verzekeren? Conclusie: Ja Voldoende spelers, maar voor hoe lang?