油气田余压发电项目碳资产开发可行性研究
时间：2023-06-13 10:05:14 来源：雅意学习网 本文已影响 人 
王瀚悦 韩翠莲 陈 灿 范爱娟 李映霏
（1.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所，四川 成都 610051；
2.天津排放权交易所有限公司，天津 300457）
在国家推动“双碳”战略目标的大背景下，国内各能源企业积极推动绿色低碳转型发展，通过协同推进节能降碳减污，持续推进综合用能效率提升，并不断提高清洁用能比例。余压、余热资源综合利用，是能源生产企业实现内部高碳用能清洁替代的重要手段，也可实现对外的清洁能源供应，对于提高企业综合用能效率以及清洁利用水平具有重要贡献。油气田拥有丰富的压力能资源，开发利用天然气余压发电项目的潜力巨大，但是当前技术和装备仍不够成熟，影响了余压发电项目的规模效益开发，迫切需要通过碳资产开发来提升项目经济性，推动天然气余压发电产业的健康可持续发展，助力油气田企业如期实现“双碳”目标和新能源业务规模效益发展。
1.1 天然气余压发电技术
天然气余压发电原理是利用压力能，将天然气导入膨胀设备，通过膨胀机将压力能转化为机械能，进而驱动发电机发电，最终实现压力能到电能的转化。根据余压发电的原理，膨胀机和发电机是天然气余压发电的关键设备，其中膨胀机的功能是将天然气的内能转化为机械能，其性能的优劣直接影响发电系统的整体发电效率［1］。天然气余压发电技术在日本、欧美等部分发达国家应用较成熟，尤其在日本已实现产业化。但国内余压发电仍处于示范阶段，技术为引进与自主开发并进，尚未出现标杆企业。
1.2 余压发电项目现状
与国外相比，中国的天然气压差发电示范工程或工程应用起步较晚。2011年，深圳燃气集团在求雨岭建成了我国第一个压力能发电制冰项目。根据公开报道的资料统计，目前仅17个项目应用案例，其中8个运行中案例中仅3个正常运行。
以四川和邦生物双转子压差发电应用为例，该项目于2020年6月建成，由全球首套双转子天然气压力能回收工业化装备于乐山涌江储配站并网发电，在天然气流量为60 000 m3／h的情形下发电功率为720 kW，全年发电量可达570 kW·h，每年可节约标煤1 889 t，可减排二氧化碳5 511 t。
1.3 应用前景展望
余压利用得到国家政策的支持鼓励，《中华人民共和国节约能源法》（2016年7月修正）明确提出国家鼓励工业企业采用余热余压利用以及先进的用能监测和控制等技术，《“十四五”循环经济发展规划》（发改环资〔2021〕969号）要求积极利用余热余压资源，推行热电联产、分布式能源及光伏储能一体化系统应用，推动能源梯级利用［2］。油气田企业在天然气井口、集输及配气站、门站以及储气库等拥有非常丰富的压力能资源，当前技术条件下，在管网集输场站、净化厂等高负荷用能点实施压差发电项目具有良好的可行性。未来，随着在储气库、井口压差发电应用技术取得突破并逐步成熟，余压发电将迎来规模化发展，前景十分良好。
碳资产开发是指具有减碳效果的项目选择合适的碳信用机制并按照其规则要求，将减排项目的减碳效果开发成可用于市场交易的碳信用指标的过程。碳信用的产生基于项目及所采取的减排措施，同时要求这些减排量是指在常规情景（一般称“基准线情景”）之上，因碳信用机制的激励作用而采取措施实现碳排放量的减少或清除。碳信用可以在碳交易市场出售而获得收益，用于补贴节能减碳和新能源项目。
由于余压发电项目尚处于探索和示范阶段，对于单位投资、运行数据等还没有具有参考性的参考数据。此外，其投资估算和财务分析的方法，虽与常规建设项目的理论方法、与国家、集团公司的相关规定一致，但在参数确定方面仍有其特点和难点，难以通过一般性的经济评价方法对碳资产开发对项目收益的影响进行评估。因此，通过与陆上风电、光伏等可再生能源项目对比的方式，对碳资产开发收益对天然气余压发电项目的收益补充情况做简要分析。
根据碳资产开发的相关规定，电力相关的排放或减排计算应采用国家主管部门公布的区域电网容量排放因子和边际排放因子，并按计算场景采用不同折算公式。考虑到不同区域电网排放因子差异较大，且最新的区域排放因子为2019年数据，而电网排放因子随发电技术进步和可再生能源电量比例提升逐渐降低，2021年公布的国家电网平均排放因子低于所有区域电网的电量边际排放因子，仅略高于华中电网和南方电网的组合边际排放因子，因此采用国家电网平均排放因子0.581 t CO2／MWh计算单位装机减排量，更具有代表性。
表1 国内压差发电项目基本情况统计表
参考当前碳市场价格，CCER价格按照45元／t估算，单位kWh装机年收益增加188元，结果表明，天然气余压发电项目，按照设计发电量，单位装机年减排收益达到188元／kWh，远高于陆上风电和光伏项目；
但由于天然气余压发电项目单位装机投资为陆上风光电项目的5～6倍，使得其单位投资年减排收益低于陆上风电项目，与光伏项目基本持平。
表2 不同发电项目减排效益简要对比
碳信用机制按照其发起和管理机构，分为国际碳信用机制、独立碳信用机制、区域／国家和地方碳信用机制三类。根据世界银行《碳定价机制现状与未来发展趋势-2022》，截止2022年4月，全球已有23个区域、国家和地区实施碳信用机制并已签发碳信用。其中，中国项目经常参与的碳信用机制包括清洁发展机制（CDM机制）、核证自愿减排标准机制（VCS机制）、中国核证自愿减排机制（CCER），这三种机制管理结构和开发流程类似，以CCER开发为例分析天然气余压发电项目可行性。
3.1 碳资产开发项目相关原则
碳信用必须是基于项目，需要有独立清晰的项目边界，并且碳信用项目及其减排效果机制需要遵循的原则包括：
1）真实性。应证明所有排放量的减少和清除以及产生这些减排的项目活动都是真实发生的。
2）可测量性。所有排放量的减少和清除均应使用公认的测量工具（包括针对不确定性和泄漏的监测调整），并对应可信赖的排放基准线进行量化。
3）永久性。碳信用应代表永久性的排放量减少和清除。如果项目存在可逆性风险，则至少应采取适当保障措施，以确保将风险最小化，并建立相关机制，确保在任何逆转发生时减排量或碳清除量都可得到弥补或补偿。国际公认的“永久性”期限是100年。
4）额外性。具有额外性是所有减排项目的基本准则。项目产生的减排量和碳清除量不包括如果不执行项目依旧会产生的减排量和碳清除量。
5）独立认证。所有减排量和碳清除量均应由合格的第三方独立机构进行科学合理的认证。
6）独特性。每一吨二氧化碳当量的减排或碳清除量只能对应一个碳信用。碳信用应在独立的登记注册系统中进行存储和核销。
3.2 开发可行性分析
基于碳资产项目开发的管理机制和原则，通过对以下四个方面开发条件的论证，对天然气余压发电CCER开发的可行性进行分析。
1）方法学
方法学是指用于确定项目基准线、论证额外性、计算减排量、制定监测计划等的方法指南。方法学依据项目所采用的技术编写，有方法学的项目才可以被开发，没有方法学的项目可以先申请方法学备案［3］。
废能回收利用项目有两个适用的方法学，分别是CMS-025-V01废能回收利用（废气／废热／废压）项目和CM-005-V1通过废能回收减排温室气体。方法学命名中CMS为小规模项目，是为了简化项目开发程序而编制的方法学，适用于减排量小于6×104t／a的项目；
CM为常规项目，对年减排量没有限制，事实上也可以适用减排量小于6×104t／a的项目。一般而言，小规模项目方法学对额外性、减排量计算方面的要求相对简单，所以如果一个项目同时适用于小规模项目和常规项目方法学，且两个方法学适用性要求差别不大，优先选择小规模项目方法学。天然气余压发电项目对于废能利用的这两个方法学在适用性方面的对应非常好，符合碳资产开发条件。根据技术应用场景推测未来普遍装机将小于6MW，从开发策略选择角度，建议优先选择小规模项目方法学CMS-025-V01废能回收利用（废气／废热／废压）项目作为开发方法学。
2）额外性
额外性指的是项目实施面临某种障碍，原本不会被实施，在碳信用机制激励下，一般是财务方面的即碳信用收益，项目获得实施。目前的开发经验看，额外性是制约项目获得注册／备案的重要因素。
天然气余压发电项目采用小规模方法学，因此可采用CDM碳资产开发工具中的《小规模项目额外性论证工具》进行简化论证，如图1所示。该工具流程相对简单，但项目减排量大于2×104t／a，不能直接使用微型项目工具和正面技术清单，还是需要根据方法学选择所面临的障碍并进行说明。
图1 项目额外性分析流程图
方法学工具中给出了四种障碍选项，分别是：
①投资障碍：项目活动的财政上更可行的替代方案将导致更高的排放，一般通过论述项目财务收益率无法达到行业通用水平证明；
②技术壁垒：由于项目活动所采用的新技术的性能不确定性或市场份额较低，而技术较不先进的项目活动替代方案风险较低，因此会导致较高的排放量，一般对于一项新减排技术早期阶段采用此方式论证；
③普遍性：符合通行做法或现行监管或政策要求将导致实施排放量较高的技术，此选项单独应用较少，一般与投资障碍结合使用；
④其他障碍：如果没有项目活动，由于项目参与者确定的另一个具体原因，例如体制障碍或信息、管理资源、组织能力、财政资源或吸收新技术的能力有限，排放量会更高，目前了解到的项目，尚无采用此选项进行论述。
天然气余压发电项目所采用的技术当前还处于市场应用阶段，面临技术壁垒，例如技术不确定性高、缺少充分培训的操作人员等。处于技术早期阶段的项目都可采用此方式论述，一般来说，当技术覆盖率在行业内达到10%及以上后，继续采用此方式就容易被质疑，一般会转入投资障碍论证，并且那个时候，对于天然气余压发电项目已经有较充分的运行参数，是否仍具有额外性也可以比较清晰的判断［4-5］。
3）监测可行性
方法学中针对余压利用部分的监测要求为：对废能承载介质流的温度和压力的计量；
对于外供给其他设施的电力或热能，对电力和热能的监测应在接受端进行；
对于电力供给电网的情况，应监测净电量。发电项目的减排量计算和监测一般都相对容易实现，通过监测上网电量，并采用电量结算单进行校核即可。由于天然气余压发电项目属于余压利用类型，为了证明项目没有为了获取更多减排量收益而改变工艺流程，需要提供项目实施前3年改造阀门的流量，并对项目实施后的流量进行监测，如果超过历史流量，则仅可以当年历史流量占总流量的比例申请对应发电量的减排量［6-7］。
4）减排量及收益评估
对于碳资产项目，减排量通用公式为：
基准线排放指如果不实施本项目，提供与本项目相同的产品或服务最可能的方式形成的排放。天然气余压发电项目通过余压发电替代电网或其他化石能源供电，减少温室气体排放，因此基准线排放公式：
项目活动导致的项目排放包括：
①由用来增补废气／余热的辅助燃料的燃烧导致的排放；
②由项目活动中因清洗废气在其用来发电之前产生的电力消耗和其他辅助电力消耗导致的排放。
天然气余压发电所采用的技术不存在辅助燃烧和废气清洗的情况，因此项目排放为零。
天然气余压发电项目所采用的方法学不考虑泄漏情况。因此，
项目减排量＝项目发电量*所在电网排放因子（3）
依照（3）式计算项目活动产生的减排量并参考碳交易市场价格，估算项目开发的减排收益。项目发电量一般可依据项目可研报告中的数据进行估算，但项目减排收入估算时要更多考虑项目实际运行情况及行业普遍情况。
项目开发程序是一定的，因此开发成本与项目规模大小关系不大，如前面的统计数据，天然气余压发电项目由于装机规模普遍较小，单个项目减排量会很少，存在碳资产开发角度的经济不可行问题。相对的，因为项目规模小，一旦技术论证充分，存在多个项目同时实施的可能，对于这种情况，可以考虑在项目立项、建设、管理过程中按照同一个项目进行操作，碳资产开发时也按一个项目开发，不同的子项目视为项目的不同施工点位，以此降低开发成本，提升碳资产开发可行性。
油气田企业利用丰富的余压资源开发天然气余压发电项目，是实现内部清洁替代和外部清洁供能的重要方式之一，对于推动油气田企业绿色低碳转型发展具有重要意义。由于国内天然气余压发电技术尚不成熟，技术装备还处于攻关阶段，导致项目经济性不足、规模效益发展受到限制。碳资产开发有助于提升天然气余压发电项目效益，推动天然气余压发电产业的健康可持续发展［8-10］。对天然气余压发电项目收益情况和开发技术可行性分别进行了分析，可以看出在现行CCER规则下，天然气余压发电项目碳资产开发的制约因素主要是项目规模小，单体项目开发成本高。我国CCER机制自2017年暂停至今，包括CDM、VCS机制在内的同类碳信用机制都有较大的发展变化。可以推测，我国的CCER机制重启后，管理机制也将面临较大调整。因此，可以考虑从政策争取和技术方案制定两个方向提升项目开发的可行性。
首先是基于最新规则的技术方案制定，例如文中提到的合并开发，合理设置项目规模简化开发方法等，并建立合适的项目开发沟通管理机制，尽可能降低开发成本，提升项目开发成功率。通过精细化的管理提升项目开发的可行性。
以天然气余压发电代表了我国一类很重要的减排项目类型，有必要关注并积极进行政策完善角度提升项目开发可行性。
第一，特殊类型项目开发规则完善，我国对于众多同质小项目合集的规划性项目缺少专门的开发指导性文件，天然气余压发电项目更适合通过规划性项目方式进行开发。前文提到的同一批规划的项目按照一个项目考虑，要求项目建设时间相近，建设时间相差较远的项目，很难视为同一个。而规划性项目是可以将一定时期内，规划范围内新增的项目自动加入到规划项目中。事实上，随着节能减排管理的精细化，节能减排项目也呈现出分布式的趋势，例如分布式光伏，分布式LNG冷能利用等，推动规划性项目类型开发指导文件的完善，将有利于推动我国分布式节能减排技术的碳资产开发，提升能源精细化管理能力。
第二，关于正面技术清单，在《小规模项目额外性论证工具》中提到的正面技术清单是该工具中引用的CDM机制下的正面技术清单，以分布式可再生能源项目为主。我国发展国情不同，现阶段“碳达峰碳中和”工作还是提升效率和调整能源结构并重的状态，特别是二十大报告中关于“加快发展方式绿色转型”的部分也提到要“实施全面节约战略，推进各类资源节约集约利用，加快构建废弃物循环利用体系”。因此，在CCER机制重启后，针对小规模项目，建立适合我国“双碳”工作发展策略的正面技术清单，对于建立多元化，对“双碳”工作形成有利支撑的碳市场是非常必要的。
第三，在项目管理方面，现阶段的项目开发管理更多依靠现场审定和专家的人工评审，随着数字科技发展，数字化管理也是各种碳信用机制和相关研究探索的重要方向，而我国正在深入推进“放管服”工作，在同时保证碳资产项目开发／监测的可靠性和高效性的基础上，通过数字化管理方式提升开发效率，是降低碳资产项目开发成本的重要途径。
第四，是碳金融工具的应用，按照当前碳信用机制的普遍管理规则，碳资产项目一旦获批，会有较长的可以申请碳信用资产的有效期，即“计入期”，从目前不同机构对碳信用市场价格预测看，从长期看，是有上涨预期的，因此在开发阶段可以适当提高碳资产收益的预期价格，并通过碳金融工具合理安排项目现金流，规避市场风险，这也是国际碳市场的惯例做法。这需要我国碳市场逐渐开放交易主体，丰富交易品种，交易活跃度提升，作为支撑。
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