工业油市场分析

工业油市场分析（精选6篇）

1.工业油市场分析 篇一

成品扒料机增设干油润滑泵分析报告

成品扒料机机组在装置中用于尿素散装粒状尿素扒料，行走机构带动扒料机在轨道上来回行走，当扒料机的门架经过堆积物料堆上方时，升降机构将悬吊在门架上的扒臂放下，使固定在环形扒链上的刮刀插入料堆表面一定深度。随着扒臂回转机构的运行，刮刀收集物料，送到沿料场侧面安放的输送皮带机上，运至下道工序包装。

一、现对成品车间扒料机增设干油润滑泵的分析如下：

1.安装干油润滑泵的不可行性：

（1）.扒料机干油润滑点理论上有53点，分布在两端行走机构、门架和主副扒上。各润滑点到干油润滑泵分配器的距离较长且分布不均，安装后难以保证各润滑点的到油量情况。

（2）.整个干油润滑系统设备体积较大且重，现场无安装位置。

（3）.现场环境粉尘严重，易发生堵管，堵管后难以发现润滑点油脂是否到位。

2、安装干油润滑泵的经济效益分析：

（1）安装干油润滑泵系统费用：

a.盖式电动补脂泵DJB-V70，外形尺寸610X610X1250，重量60Kg,5000元/台； b.电动润滑泵装置DRB6-P235Z-JK/JK，外形尺寸750X850X1000，重量200Kg，12000元/台；

c.二位四通阀、压力开关和电控柜，8000元/套；

d.双线分配器8SSPQ2-P1.5，外形尺寸145X55X115，重量5KgK，150元/台； e.高压球阀，2件，200元/件；

f.干油过滤器GGQ-P20，2件，100元/件；

g.现场配管管路附件含安装费，400元/点，53点，共21200元。安装两台合计费用为：8万元。

（2）安装干油润滑泵的非必要性：

扒料机与刮料机不同，可停下加油，且每个月由2人加油一次，用时1小时。如果安装干油润滑泵，需安装两台，费用（设备+配管+安装）至少为8万元。今后还要对润滑设备维护，故对公司没有带来经济效率，只是减小了每个月中一个小时的劳动强度，故没有必要增设干油润滑泵。

二、由以上分析得出结论，增加干油润滑泵具有不可行性和无经济效益性。故建议取消此项目。

机动处

2010.5.6

2.工业油市场分析 篇二

目前, 兰州石化公司的催化油浆年产油浆约20 万吨, 催化剂固体含量在2 000~8 000 ppm之间。由于油浆中催化剂固体含量高, 主要作为燃料油出厂, 这种方案虽然可以有效解决油浆的出路问题, 但它对油浆这一宝贵资源的利用率低, 不是油浆利用的最佳方案。

根据兰州石化公司的加工流程, 催化油浆进入延迟焦化装置加工, 是最优化的加工方案。但是由于催化油浆中含有大量催化剂粉末, 这些固体颗粒物会对油浆深加工产品和下游设备造成严重的影响, 不利于油浆的综合利用。

目前脱除催化油浆中催化剂粉末的方法主要有五种:自然沉降法、离心分离法、静电分离法、过滤分离法和沉降助剂法[2]。

自然沉降法是最早使用的方法, 仅靠重力沉降, 但是由于催化剂粉末的颗粒细小 (直径在1~80 μm之间) , 油浆的粘度和比重都较大, 加之双电层的存在, 所以分离时间长、效率低、净化效果不高, 难以在工业上大规模应用。

离心分离法虽然可获得良好的分离效果, 但不便于操作维护, 处理量不大, 尚无工业应用实例。

静电分离法在国外用的很多, 分离效率高, 处理量大;缺点是设备投资大, 操作费用高。

过滤分离法净化效果稳定, 在工业应用中比较成功, 但对设备的要求很高, 过滤装置要求滤孔的尺寸很小, 因而容易堵塞, 需要频繁地反冲洗。因而存在装置投资较高等缺点。

沉降助剂法分离效率高, 成本低, 经济效益可观, 目前国内正积极进行该法的研究。本次工业试验使用的就是沉降助剂法。

1 油浆催化剂固体粉末捕获沉降剂的作用机理

油浆催化剂固体粉末捕获沉降剂 (以下简称油浆沉降剂) 的作用机理包括凝聚和絮凝两种作用过程。凝聚即是将油浆中的固体颗粒脱稳并形成细小的凝聚体, 而絮凝则是在絮凝剂的作用下将细小的凝聚体连接成大体积的絮凝物, 然后利用自然沉降的方法使油浆中的固体颗粒脱除。

2 工业试验

2.1 试验原料

本次试验使用的原料为重油催化裂化装置生产的油浆和深圳市科拉达精细化工有限公司研发的新型“油浆催化剂固体粉末捕获沉降剂”。催化油浆性质和油浆沉降剂性质详见表1、表2 所示。

2.2 试验过程

本次试验的目的是考察加入油浆沉降剂后的催化油浆中的灰分能否降至800 ppm以下, 使油浆可以作为延迟焦化的优质原料, 以进一步提高原油加工的轻质化率, 增加炼油厂的经济效益, 减少黑色产品。

2013 年11 月9 日至11 月30 日催化裂化装置油浆系统进行了油浆沉降剂的工业试验。本次试验分别进行了空白样自然沉降试验和加沉降剂试验。空白试验目的是考察油浆在自然沉降条件下的灰分沉降效果, 与加剂试验数据作为对比说明沉降剂的效果。

本次试验沉降剂加注系统流程见图1, 油浆沉降剂与油浆混合至注入油浆沉降罐中管线距离约2 000 m, 沉降剂在输送过程中完全可以混合均匀。

本次工业试验根据生产装置的实际生产情况, 规定了严格的操作条件, 详见表3 所示。为了保证试验结果的一致性, 同时规定了加剂后油浆的采样位置, 沉降罐上部采样位置在满罐液面下0.6~0.7 m;中部采样位置在沉降罐几何中间位置;下部采样位置在沉降罐出料口界面以上0.6~0.75 m。

2.3 试验结果

本次试验共进行了两次加剂量不同的试验, 注剂量分别为800 ppm和500 ppm。同时由于油浆产品生产、储运等条件的限制, 本次试验选取静止时间最长为72 h。试验期间的油浆样品灰分分析数据及油浆灰分脱除率见表4、5、6 所示。

灰分脱除率计算公式为:

脱除率%= (油浆加剂前灰分质量分数%-油浆沉降一定时间后灰分平均质量分数%) /油浆加剂前灰分质量分数。

2.3.1 空白试验

从表4 可以看出, 不加油浆沉降剂的油浆, 在自然沉降条件下, 24 h、48 h、72 h灰分数据为与刚满罐时的数据基本没有发生多大的变化。由此说明, 自然沉降对油浆中的灰分脱除作用不大。

2.3.2 第一次加剂试验

根据油浆沉降剂实验室试验结果, 本次工业试验将加剂量定为800 ppm, 试验数据详见表5 所示。

从上表可以看出在催化油浆中加入800 ppm的油浆沉降剂, 经过在油浆沉降罐中静止72 h后, 催化油浆中的灰分降至0.067%, 灰分脱除率达到89.69%, 达到了进入延迟焦化装置进行加工的标准。

2.3.3 第二次加剂试验

为了验证试验的准确性和降低加工成本, 在第一次加注800 ppm油浆沉降剂试验成功的基础上, 第二次试验将油浆沉降剂加注量降至500 ppm。详细数据见表6。

从上表可以看出加入沉降剂后的油浆在沉降罐中静止72 h后, 油浆中的灰分降至0.073%, 灰分脱除率为89.10%, 也达到了进入延迟焦化装置加工的标准。

2.3.4 两次试验结果对比

从图2 可以看出, 加入油浆沉降剂后的油浆经过管道的混合, 当在罐中开始静止沉降时, 灰分的脱除率已到达70%。且随着静止时间的增加, 灰分脱除率显著变大。当静止时间为72 h时, 油浆中的灰分脱除率达到89%左右。

同时从图2 可以看出, 分别加注油浆沉降剂800 ppm和500 ppm时, 油浆中灰分的脱除率随时间的变化基本一致。

2.3.5 小结

通过本次工业试验可以看出, 当油浆与油浆沉降剂的混合温度保持在110 ℃左右, 加剂量在500 ppm~800 ppm, 油浆在沉降罐中沉降时温度控制在90 ℃左右, 沉降72 h后, 油浆中的灰分可降至800 ppm以下, 脱除率为89%左右。

3 经济效益计算

催化油浆经脱除其中的催化剂固体粉末后可作为延迟焦化装置的原料, 进入延迟焦化装置加工, 转化为干气、汽油、柴油等产品, 进入焦化装置掺炼后, 产生的经济效益测算如下所示。

(1) 催化油浆进延迟焦化装置加工产生的经济效益: (油浆进延迟焦化装置掺炼比例按10%计算)

催化油浆进延迟焦化装置可产生效益1 814.02 元/t, 1 814.02 元/t×1 200 000 t/a×10%=21 768.24 万元/a;

(2) 催化油浆做燃油外卖, 价格为3 558 元/t, 则这部分效益为 (3 558-1 914) 元/t×1 200 000t/a×10%=19728 万元/a;

(3) 实际可产生效益

21 768.24 万元/a-19 728 万元/年=2 040.24 万元/a。

4 结论

(1) 通过本次工业试验, 可以看出新型“油浆催化剂固体粉末捕获沉降剂”对兰州石化公司催化油浆中的灰分脱除率十分明显, 具有良好的使用效果。

(2) 使用新型“油浆催化剂固体粉末捕获沉降剂”处理过的催化油浆中的灰分可以降至800 ppm以下, 使催化油浆可以进入延迟焦化装置进行再次加工, 取得良好的经济效益, 预计可增加效益2 040.24万元/年。

参考文献

[1]林秀丽, 卢春燕, 马诲桐, 等.催化裂化油浆综合利用的发展趋势[J], 广东石油化工学院学报, 2011, 21 (3) :8-11.

3.工业油市场分析 篇三

直升机滑油冷却风扇性能试验及分析

按照国标要求组建了通风机空气动力性能试验专用试验台,对某型直升机国产和进口主减滑油冷却风扇空气动力性能进行了测试,利用专用软件对试验数据进行了处理,并对试验结果进行了对比分析.结果表明,国产风扇工作状态下的性能达到甚至超过了进口风扇,为国产主减滑油冷却风扇的设计定型提供了数据支持.试飞结果表明其完全可以代替进口风扇装机使用.

作 者：谢永奇 余建祖 高红霞 XIE Yong-qi YU Jian-zu GAO Hong-xia 作者单位：北京航空航天大学,北京,100083刊 名：流体机械 ISTIC PKU英文刊名：FLUID MACHINERY年，卷(期)：34(7)分类号：V245.3关键词：直升机 轴流风机 风机性能 试验

4.工业油市场分析 篇四

对于一些长期处于关闭的油井要定期开展检查工作，并且将检查结果记录在案，对每口长关井都进行安全等级划分，对于一些安全隐患较大的长关井可以使用安装安全装置的方式加以控制，降低安全隐患；长关井因为长期处于无人看管状态，一些违法人员为了能够获得经济利益经常对这些油井进行破坏，常见的有盲板盲死套管、套管丢失等情况，很容易发生溢流或者憋压现象，甚至引发井喷，使得这部分无人管理的长关井存在很大安全隐患；如果对一些安全隐患较大的长关井及时安装防盗装置和可控装置，可以加强长关井的可控性。同时，为了更好的消除隐患，还可以通过对长关井分批次进行带压打眼泄压治理、自我电气焊整改治理、坐标定位仪井口查找等方式对长关井进行定期治理，强化长关井的安全管理工作。在管理长关井的过程中要尽量恢复这些油井的石油产量，创造更大的经济价值，因为长关井数量较多，在管理过程中要做好选择，对每口长关井的价值都进行合理评估，对一些潜力加大的长关井要加强管理力度。在挖掘长关井潜力的同时，还要从完善井区注采系统出发，对周边连通注水井进行后期保护工作，进一步巩固治理效果。管理长关井工作需要长期进行，要对一些重点油井进行长期跟踪保护，每次检查油井都要对油井的经济价值和开采价值进行重新评估，针对不同的油井采取不同的管理方案进行管理。

2.2选取正确的捞油技术

随着科技的不断进步，捞油技术也在不断的更新换代，最新的捞油技术能够将传统的捞油产量由每年一百多吨提升为每年近三百吨。一是按照捞油现场的情况出发，很多捞油井筒在捞油过程中很容易受到阻碍，这是因为捞油的时候原油预冷液态结成固态沾覆在井筒内壁，捞油抽子在进行上下运动的过程中多次压实，引发固态原有变成硬蜡阻碍捞油抽子遇阻。出现这种情况的时候，就必须使用清蜡刮削的方式解决阻碍问题。具体操作方法是，当捞油抽子受到阻碍的时候，要分析造成这种现象的原因，通常都用高于90°的热水进行浇灌，达到软化熔蜡的效果，用捞油车捞油抽子底部加装加重杆，对捞油井进行反复重复，直到捞油抽子阻碍消除；二是很多捞油井是注采对应缺失造成能量下降，简单的注水二次采油无法完成地下能量补充或剩余边角油储量较少不足以常规开采的单井。出现这种情况的时候就要科学的制定捞油周期，既要实现捞油井的.经济效益，还要对周边的环境进行保护，当二者出现冲突的时候，以保护环境作为首选。对长关井进行捞油的工作经验十分宝贵，每次捞油过程中都要对工作环节进行详细记录，不断研究创新，正确每次工作都能够做得更好，如果工作经验丰富可以对一些为进行捞油的长关井进行大胆的尝试，最大限度的挖掘和利用每口长关井的潜在价值。提高长关井安全管理和捞油管理工作，还要高管理工作人员的综合素质，不断更新管理理念，创新管理措施，对于一些工作方式要大胆创新，不断改进工作方式方法。要定期组织管理人员参加培训活动，对一些新出现的管理措施要对其进行详细讲解，为我所用。可以通过组建工作小组的方式定期召开研究会议，对一些工作中出现的问题进行研究探讨，对一些新建议进行论证，必要时可以通过实地实验的方式考究各种工作措施的有效性。因为长关井进行捞油作业存在的安全隐患问题较多，在作业过程中必须做好各项防护措施，特别是对周边环境的保护工作，坚决不能够以牺牲环境为代价换取经济利益。在捞油前期要做好评估工作，确保捞油价值大于投入价值，用最小的成本实施了长停井、废弃井的二次利用，增加了原油产量。

3总结

长关井的安全管理工作是采油区安全生产中的重要环节，在管理过程中制定一套完善的管理制度是十分必要的，对长关井巡查周期进行明确规定，对长关井的安全等级划分进行详细界定，都有助于长关井的安全管理工作。在对具有潜力的长关井进行捞油作业的时候，要注重前期的调查工作，科学分析长关井捞油的合理周期，不断创新捞油措施，通过科技的手段提高捞油产量，减少捞油成本，避免对环境造成破坏。对于一些新发现的捞油井，我们要合理使用，不能一味过度开采，确保油井能够实现最大化的经济效益和社会效益。

参考文献

[1]李胜利,于兴河.生产动态和油藏静态结合研究剩余油分布的理论与方法[J].资源产业,(02):256-257.

[2]车艳利.过渡带地区低效井的界定及治理[J].油气田地面工程,(03):123-125.

[3]周玉华,尚明忠,苏映宏.低效井的判别模型及控制措施[J].油气田地面工程,2015(12):185-189.

[4]王玉环,赵杰,何永福.马油田老井复查长关井恢复及扩边研究[J].内蒙古石油化工,(02):36-38.

5.工业油市场分析 篇五

石油作为一种清洁燃料和优质原料，已与人们生活息息相关。近几年国际油价持续上升给中国经济产生了严重的影响，石油的安全供应问题，已经成为影响中国经济和社会发展的瓶颈，实施石油替代战略已势在必行。

煤代油是指通过发展清洁煤技术实现对石油的有效替代，煤制甲醇可与汽油按一定比例掺烧，煤制二甲醚可与液化石油气(LPG)和柴油掺烧，煤制烯烃替代石油裂解制得的低碳烯烃，煤制油则直接生产柴油、汽油、石脑油等油品和石油化工产品。

煤代油是一个新兴的高技术产业，产业带动性强。在中国煤制氢、煤制甲醇已经具有良好的产业及技术基础。随着煤制油、煤制烯烃技术的日臻成熟，煤通过清洁转化代替石油几乎可生产用石油生产的任何产品。在国际石油价格高于30美元/桶时，煤代油将具有良好的经济性和产业前景。煤的清洁转化将是中国未来一定时期内石油替代的主要方向，前景较好。

本报告利用前瞻资讯长期对煤代油产业跟踪搜集的市场数据，全面而准确地为您从产业的整体高度来架构分析体系。报告主要分析了中国煤代油产业发展环境;煤代油产业经济效益与前景;煤制油行业发展状况;煤制甲醇行业发展状况;煤制二甲醚行业发展状况;煤制烯烃行业发展状况;煤制氢行业发展状况;煤代油项目发展状况;煤代油产业投融资状况。同时，佐之以煤代油产业近年来全面详实的一手市场数据，让您全面、准确地把握整个煤代油产业的市场现状和发展趋势，从而在竞争中赢得先机!

本报告最大的特点就是前瞻性和适时性。报告通过对大量一手市场调研数据的前瞻性分析，深入而客观地剖析中国当前煤代油产业的发展环境、发展现状和发展模式，是煤代油产业投资、开发及运营商准确了解煤代油产业当前最新发展动态，把握市场机会，做出正确经营决策和明确企业发展方向不可多得的精品，也是业内第一份对煤代油产业进行全面系统分析的重量级报告。

6.工业油市场分析 篇六

3. 1 可保条件符合性分析

海上石油勘探开发溢油环境风险具有同质性，且大量标的存在风险。本文标的是指面临风险的海洋生态结构和功能。风险性质方面，井涌、地质性溢油、管道破裂及火灾爆炸等事故的结果基本都表现为石油泄漏入海，并对一定区域造成生态系统损害，因此我国大量海上石油平台有着相似的环境风险性质。另一方面，我国海上风险源众多，2013 年我国在生产的海上油气平台有196 座，产油量约5217 万立方米。有96% 的海上油气平台分布在北海和南海区域( 国家海洋局，2014) ，与此相关的其他工作船舶作为风险源在数量上覆盖了一个较大的溢油风险标的范围。

海上石油勘探开发溢油环境风险具有意外性，非故意。海上石油泄漏事故往往事发突然，一旦溢油事故超过了一定程度，作业者将面临停注、停钻、停产，以及大规模的人力、物力、财力的投入以控制污染局势，并可能负担长期的跟踪监测活动和法律责任，事故处理成本巨大。因此，从经济角度考虑，海上溢油事故的引发通常不是投保人的故意目的和行为。

海上石油勘探开发溢油环境风险对于平台个体而言具有偶然性。石油勘探开发所涉及的石油平台、海底管道和工作船舶等设备都十分复杂，具有机械性，而且由人操控，且海洋环境特性不利于溢油污染控制，而这三个要素无法做到100% 安全。这就导致海上石油勘探开发溢油发生的时间、地点、环境损害程度往往不可预知，具有偶然性。另一方面，假设溢油是安全生产制度不健全引发的环境责任事故，风险发生存在必然性，但风险概率存在于与事故责任相关的多个平台。那么特定平台的个体溢油风险是否会发生，何时发生，及环境影响都具有偶然性。

海上石油勘探开发溢油环境风险具有纯粹性。海上溢油所造成的生态环境损失体现在时间和空间上，溢油首先造成水环境容量的损失，接着导致水产养殖业和捕捞业的经济损失，引发海洋生物、哺乳动物及海鸟的直接或间接死亡，最终传导至生态系统结构层面，导致生态系统服务功能的损失。且大型溢油污染空间范围广，延续时间长，意味着更大的经济损失和法律责任。而这些损失本身并不能给投保人带来任何的经济利益，因此，溢油环境损害无法使投保人获益的特性决定了此类风险是纯粹风险。

3. 2 可保条件矛盾性分析

地质性溢油损害难以评估。地质性溢油可能表现为地层断裂，导致油藏通过通天断层向海泄露。这种泄露不同于井涌，井涌可通过井口的流量监测评估溢油量，但地层破裂的位置、数量、范围具有随机性，漏油断层处不一定布有监测传感器。所以，溢油量计算的多个重要参数可能无法直接获得，影响溢油量的计算，直接导致海洋环境容量损失评估的不确定性。一旦环境容量损失估算不被法律认可或被低估，海洋生态环境损失将不完全具备可保的条件。

海洋生态损害评估范围划定困难。海上溢油污染损害是一个复杂的系统，污染的后果会涉及生态系统结构和功能的方方面面。在同一污染事件中，除了直接产生的生态损失，如环境容量损失、生物的直接死亡，还会通过食物链把间接生态损失，如生物健康损害、服务功能损失等也包括在损失范围内，赔偿范围也随之扩大。因此，生态损失范围没有明确边界，影响范围广，随着污染损害中因果链的加长，因果关系的认定会趋于弱化。另一方面，溢油的发生与生态损害事实出现之间可能存在较长的潜伏期，潜伏期内发生生态损害的几率非常高，这就产生了长期风险，但依然没有明确边界。然而，近年来司法实践表现出强化受害人利益保护以及加重侵权责任的倾向，司法演进及溯及性的影响也加大了风险空间和时间尺度的不可评估性，高额赔偿金的裁定可能使保险公司和再保险公司遭受较大损失。

3. 3 风险可保性的辩证分析

一方面，海洋石油勘探溢油环境风险本身的特征决定了在风险的同质性、意外性、偶然性、纯粹性等方面是符合理想可保条件的。符合性分析的结论说明，从定性的角度来说，不管损害程度和风险发生的概率，该风险从这几个角度看理论上是存在一定可保性的。因此，不考虑风险涉及的具体量化技术问题时，海洋石油勘探溢油环境风险是可保风险。

另一方面，风险可保在操作层面上的实现必须以科学的定量评估为基础。当风险涉及到需要具体定量的技术问题时，海洋石油勘探溢油环境风险的特征与理想可保条件出现了部分的矛盾。这种矛盾主要表现为风险的可评估性不强，这包括风险发生概率预测、溢油量估算、生态损害评估范围划定，以及货币化标准。这种技术性矛盾更多地体现在大型溢油事故中，而此类风险却有着很大的风险分散需求。而由此引发的根本性的矛盾是巨大的风险和有限的赔付能力之间的差距。或者说在自愿保险的情况下，难以厘定出合理的保费，以防止逆向选择的发生，同时又在投保人承受范围之内。

从保险实践角度出发，理想可保风险条件对于可保风险的界定比较模糊，并且多数属于定性的、原则性的描述，可操作性不强。因此，这些可保性理想条件是适应一定时代条件下的较为经典的基本原则，可以做为初步判断的标尺，但并不能成为当前风险发展形势和需求下，判断某类具体风险是否可保的严格依据，更不是解决不可保的风险变成可保的风险的技术手段。然而，保险的实质是一种合约，只要保险人和被保险人双方能够达成利益上的共识，保险就会成立。而能否达成利益共识的关键就在于风险的可分散性。因此，在定性可保的基本前提下，海洋石油勘探溢油环境风险可以通过解决一些技术性和政策性问题，并设置具体的保险合约条件，运用多样化的保险技术手段，诸如免赔额、再保险和除外责任等工具，在操作层面实现有条件的可保。

4 溢油风险可保化对策的讨论

4. 1 溢油风险的特性曲线

风险损失特性曲线主要是通过风险的损失程度和发生事故的概率来表示的，即用风险事故发生的损失程度和对应损失程度发生的次数( 即概率) 来建立风险损失特性曲线，即保险精算中所说的损失额分布( 罗云等，2004) 。非寿险的保险实务中，风险分布主要有以下两类: ( 1) 损失额度越大的保险事故发生的概率越小，而损失额度越小的保险事故发生的概率越大。符合此类分布的有指数分布和帕累托分布。( 2) 当损失额度很小时发生的频率也很小，当损失量增加时，其发生的概率也在增大，但当损失额度达到某一个额度时，发生损失的频率随着损失量的再增加反而减少，中间有一个单峰值。符合此类分布的有正态分布、对数正态分布等。大部分保险标的都存在大量的小额损失风险。

对于海洋石油勘探开发风险而言，虽然风险源众多，包括钻井平台、采油平台、海底输油管线、浮式生产储油装置( FPSO) 以及其他工作船舶等。但溢油多为小型事故。近年来发生海洋石油勘探开发溢油十多起，大多数是极少量原油入海。可见海上石油勘探开发溢油风险特性曲线也基本符合以上两种风险分布类型，存在大量小额损失。总的来说，多数事故溢油量小且可控，同时生态损害程度有限，但发生频率较高，对其承包可能导致众多小额赔付占用大量保险成本，不利于保险运作和大型风险分散。

4. 2 溢油风险可保化的技术手段

通过设置免赔额去除部分小额赔付溢油风险。由保险可保风险的定义可知，理论上损失程度比较小并且发生概率较大的溢油风险属于保险效果不好的风险。这部分小额损失风险可能会占据了保险公司大量的理赔成本，相应的附加费率就会比较高，对于保险双方来说都是不利的，同时也会削弱对大型溢油事故的救济能力。而免赔额的设定正是为了将这些小型可控溢油事故的小额损失风险除去，使剩余的风险属于较大的风险，达到石油勘探开发溢油风险可保化的效果。免赔额包括绝对免赔和相对免赔两种方式。假设A 为某次溢油事故绝对免赔额的数值，如图1 所示，那么表现在风险特性曲线上就是将低于免赔额A 的风险全部截取去，对低于A的损失不予承保，而对A 右侧损失较大的溢油风险予以承保。再者，假设A 为某次溢油事故相对免赔额的数值，对低于A 的损失不予承保。但如果当损失超过相对免赔额A 后，对规定数额A 以下的部分也承担赔偿责任，即相对免赔。免赔额的设置可以将石油勘探过程中容易消减和控制的微小环境损害排除在保险范围之外，而将承保的重点集中在对海洋生态环境威胁较大影响深远的事故损失上，集中保障生态损失救济的`全面性。

通过再保险转移分散大额赔付溢油风险。再保险是保险人在原保险合同的基础上，通过签订分保合同，将其所承保的部分风险和责任向其他保险人进行保险的行为( 杨燕，2012) 。如规模较大的地质性溢油或平台事故，其环境风险损失程度和出现概率可评估性较弱，不完全具备可保风险条件的风险，保险公司若不愿或难以承担该风险，可以选择超额再保险方式将这些风险可保化。超额再保险是指超出一定限额的赔偿责任由再保险人承担的一种再保险。对于原保险人因同一原因所发生的任何一次损失，或因同一原因所导致的各次赔款的总和，超过约定的自负额时，自负责任限额以内的损失由再保险分出人自行承担，超过自负责任限额以上的损失由再保险接受人负担最高限额内的部分。在风险特性曲线上是起到部分右截断的作用，巨大的损失风险将除去，如下图2 所示。正因为如此，大型溢油影响时空范围广、定损难所导致的不可保问题可以通过超额再保险的手段得到缓解。即使只明确部分海洋环境损害，且损失额度已经超越再保险分出人自负额度的情况下，再保险分出人就可以对溢油损害开展赔偿工作，而无需等到完全确认所有的损失。这样有利于及时赔付部分损失，开展生态赔偿和油污清理工作，而且不妨碍对损害的进一步确认，以及再保险接收人对超出赔付额度的赔偿责任。可见，保险人通过再保方式进行溢油风险转移，一方面可以扩大其承保能力，另一方面也可以使这些风险满足可保风险的条件。

通过除外责任避免不可保溢油风险。除外责任又称责任免除，指保险人依照法律规定或合同约定，不承担保险责任的范围，是对保险责任的限制( 李宁等，2008) 。对于由战争、地震、海啸所导致的大规模海上溢油而言，这类评估困难的、不具备大量同质保险标的、人为故意的，以及自然不可抗力造成的溢油风险可以认为是不可保风险。可以考虑采用除外责任将此类风险排除，使保险标的面临的风险尽量可保化。保险公司没有义务对所有的海上石油勘探开发溢油风险都给与承保，对于一些损失极其巨大或者原因比较特殊的风险，保险人可以不予承担此保险责任。

4. 3 政府的政策引导

大型溢油环境风险的保险需求是十分迫切的，政策性的保障必不可少。从生态环境救济角度来说，大型溢油的预防、清理、修复及监测等措施需要大量的资金支持，长期依赖国家财政救济的做法只会助长溢油风险的不断发生。从经济健康发展角度来说，溢油风险总会存在，企业的石油勘探开发行为通过政府审批有其正当性，高额赔偿有可能将石油企业或作业者推向逆境，不利于行业的健康发展。因此，海上石油勘探开发溢油环境风险可保化的实践，需要政府做出方向性的循序渐进的引导和扶持，来转变依赖财政的海洋生态环境救济模式，需要建立更完善的保险制度保障，从政策层面保障投保行为的合理性，培养并提升海洋石油企业的主动投保意愿，并落实更加严格的海洋石油勘探开发工程溢油风险论证监督机制。

制度建设方面，起步阶段我国宜选择以强制责任保险为主，以自主保险为辅的保险模式作为过渡，以应对我国海洋生态环境压力大，企业主动性不强的现实情况; 政策引导方面，允许从时间尺度上分散大型溢油风险，给予高额赔偿分期、分批次的赔偿许可，合理设置环境责任保险追溯年限，并鼓励环境风险的再保险，强化环境风险社会化分担机制，维护社会经济活动的正当性; 监督管理方面，严把海上石油勘探开发活动的风险论证关，强化风险情景的量化分析，推动溢油损害国家赔偿管理办法和货币化赔偿技术标准规范的出台，并重点引领解决大型溢油的科学评估难题。

5 研究小结

随着我国海洋战略和能源战略实施的不断深入，海上石油勘探开发的规模和深度不断扩大。在海洋石油勘探开发领域，溢油环境风险中的“ 损失” 涵盖生态系统的损失，以及已经和即将实施的修复预防措施所需要的费用。在油气资源密集区域，相对高密度的海上石油钻井平台、采油平台、海底输油管线、浮式生产储油装置( FPSO) 以及其他工作船舶均是海上溢油的重要风险源。一旦发生大规模溢油，必将给海洋生态系统及其相关的沿岸社会经济带来巨大危害，并可能引发高额海洋生态损害赔偿和渔业资源赔偿。因此，有必要对海上勘探开发溢油风险的可保性进行讨论，探索社会化方式分散风险，保障受损海域生态系统结构和功能损失及时得到充分的救济。

海上石油勘探开发溢油环境风险特征为: 人为事故居多、风险呈现区域集中性、风险损失范围难确定、风险损失不易量化和货币化。风险的可保性主要取决于是否符合风险可保条件。目前对于一般风险的可保条件，学界认为可以承保的风险一般必须满足大量性、纯粹性、可评估性、偶然性、经济可行性和分散性的原则。随着科学技术进步与社会的不断发展，新的风险应运而生，实际很难完全满足理想可保条件，但新的保险需求却实际存在且越发明显。保险泛化理论认为可报风险的界限是相对的，实践操作上不存在绝对的界限，保险实际是一种契约，在一定条件下，只要被保险人和保险人达成契约，风险自然也是可保的。技术上的可保判定不能完全依赖理想化的理论标准。因此，理论上如海上石油勘探开发引发的大型溢油损失，可能不能完全满足所有理想可保条件要求，但在一定约束条件下，保险契约依然有成立的可能。

海上溢油的海洋生态环境风险已成为海洋工程环境监督管理领域关注的重点，但目前我国海上石油勘探开发溢油环境风险的社会化分散机制缺乏操作层面的探索。本文通过对海上石油勘探开发溢油风险特征的总结，结合保险理想可保条件，对石油勘探开发溢油环境风险的可保性进行了辩证的分析，并认为该风险在操作层面可以实现有条件地可保，并依据风险特征曲线提出了风险可保化的技术性手段和政策引导建议。

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