碳达峰、碳中和背景下油田伴生气回收项目的经济评价方法和案例分析

薛瑾艳，孙恪成，黄国良，韦晓强，丁长健，张宝雷

(中海油能源发展股份有限公司采油服务分公司 天津300457)

在第75届联合国大会期间，中国提出将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取 2060年前实现碳中和。于 2021年两会，碳达峰、碳中和被首次写入政府工作报告，标志着“碳达峰、碳中和”已成为国家战略。碳达峰是指中国承诺 2030年前，二氧化碳的排放不再增长，达到峰值之后逐步降低；碳中和是指 2060年，针对二氧化碳排放，要采取各种措施全部抵消，实现二氧化碳“零排放”。

中国是全球最大的碳排放国，每年碳排放量为10357万 t；而美国每年碳排放量为 5414万 t，位居第二。中国碳排放量大的主要原因是中国处于高速发展阶段，发展过程中需要消耗大量能源，且主要依靠化石能源，如石油、煤炭、天然气。因此，研究提升能源使用效率是努力争取 2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和的重要保障。

1 中国近海油田伴生气处理现状及回收技术

在化石能源中，与石油和煤炭相比，天然气属于清洁能源，主要因其燃烧过程中不会产生粉尘/固体颗粒，不会产生太多的复杂烃，不会有太多的不完全燃烧，不会产生太多的二氧化碳排放，1m3天然气可产生约1.964kg二氧化碳，同等热值下的标准煤释放3.4314～3.508 8kg二氧化碳，同等热值下的柴油释放约 2.838 9kg二氧化碳。因此，天然气年均需求逐年增加，而我国是天然气进口国，天然气对外依存度由 2008年的2%提高到2020年的43%，其中，管道气占35%，LNG占65%。

天然气生产主要来源于油田和天然气田，在油田中，与石油并存的天然气就是油田伴生气，其主要成分为甲烷、乙烷等低分子烷烃，还含有相当数量的丙烷、丁烷等。对于油田伴生气，海上处理方式主要包括：作为燃料气供给海上生产装置自行消耗；通过海底管线输送到陆地终端加工销售。目前，随着岸电出海，没有透平机或混输管线的生产设施将会有大量伴生气需要回收和处理。

根据最新统计，中国近海油气田需回收的日伴生气量将达到 80～100万 m3，热值相当于约 1319.23t标准煤(1.3300kg/m3标准煤)，相当于约 737.75t LNG(甲烷含量为 82.28%，气液体积比为 600，LNG密度 0.45t/m3)，如将其放空，则释放约 458.75t的二氧化碳(2.1622kg/m3二氧化碳排放量)，需要约458.75hm2的阔叶林才能中和。

一方面是国内天然气供需的不平衡发展，缺口日益增长；另一方面受当前开发模式的影响，如岸电出海，导致富余的油田伴生气难以利用。因此，控制放空气排放量、研究回收伴生气工作迫在眉睫。

根据当前海上伴生气回收的总体思路，主要有以下2种回收技术。

1.1 基于火炬排放工艺流程优化的回收技术

此技术是在现役生产设施上增加增压装置，利用高压流体抽吸低压流体，获得输出介于高压与低压之间某一压力值的混合流体，减少低压气排放量，作为燃料气自耗或进入管网外输，此技术在多个油田生产设施中已获得成功应用。

此种技术有一定的适用条件，仅适用于小气量(＜2万m3/d)低压气回收，并且压缩机需要有额外处理能力。同时，生产设施需要具有混输管线或者透平机，以便处理的伴生气外输或者作为自用燃料气消耗。

1.2 基于海上伴生气液化的回收技术

基于我国LNG对外依存度高与大量伴生气等待回收的现状，以及中国近海油田启用 LNG动力船舶作为守护船的契机，对于没有混输管线以及透平机的生产设施，提出将海上伴生气液化成 LNG进行罐箱储运或者给PSV加注的方案。

此方案是在现役生产设施或者新建(改造)简易平台上，加装小型天然气液化装置，生产出合格的LNG，用满足 21类危险品载运证书资质的船舶进行罐箱运输后销售，或增加加注系统直接给值守的PSV加注，以解决 PSV船用燃料的供给问题。具体采用哪种方案取决于经济性和各油田生产结点的条件和特点，如甲板面积以及伴生气量。一般情况下，伴生气量小于 2万元/d的油田生产结点宜采用依托现役生产设施的方案。

此种技术适用范围广，不受伴生气量限制，从日伴生气量1万m3到日伴生气量10万m3的油田均可采用，且伴生气气量越大经济性越好。

本文针对油田伴生气回收液化项目加以论述。

2 油田伴生气回收液化项目的经济评价方法

建设项目经济评价包括财务评价(也称财务分析)和国民经济评价(也称经济分析)。一般而言，企业建设项目仅考虑财务评价即可，然而，对于财务价格扭曲，不能真实反映项目产出的经济价值，财务成本不能包含项目对资源的全部消耗，财务效益不能包含项目产出的全部经济效果的项目，需要进行经济费用效益分析。经济费用效益分析从资源合理配置的角度，分析项目投资的经济效率和对社会福利所做出的贡献，评价项目的经济合理性，对于财务现金流量不能全面、真实地反映其经济价值，需要进行经济费用效益分析的项目，应将经济费用效益分析的结论作为项目决策的主要依据之一。

对于外部效果显著的项目，应进行经济效益分析。外部效果系指项目的产出或投入无意识地给他人带来费用或效益，而项目却没有为此付出代价或为此获得收益。其中，环境及生态影响的外部效果是经济费用效益分析必须加以考虑的一种特殊形式的外部效果，应尽可能对项目所带来的环境影响的效益和费用(损失)进行量化和货币化，将其列入经济现金流。油田伴生气回收项目属于环境及生态影响外部效果显著的项目，因此，除了进行财务分析，还需要进行经济效益分析，全面反映项目实际经济价值。

3 海上伴生气回收液化项目的效益分析

以某 1万 m3/d的油田伴生气回收液化项目为例，现役生产设施有布置液化装置所需的甲板面积，因此，采用现役生产设施加装小型天然气液化装置的方案。小型天然气液化装置投资约 3000万元，投产后需要增加4名作业人员，装置运营成本除了新增作业人员成本外，还需考虑公用消耗(用电、仪表气和氮气消耗等)、设备维修费及保险费，年运营成本合计约 409.48万元。使用寿命期为 15～20年，但使用年限越长，年使用费越高，一般来说，经济寿命期为10年，故按照 10年计算运营期。处理后的产品包括约7.75t/d的LNG和约2.1t/d的NGL，LNG和NGL用罐箱船运至码头进行销售，根据运输周期与船舶单价，LNG 罐箱运输船按照 300万元/年分摊计算，码头吊装费按照65万元/年分摊计算。具体生产销售流程如图1所示。

图1 海上伴生气回收液化项目生产销售流程图Fig.1 Production and sales flow diagram of associated gas recovery and liquefaction project

海上伴生气回收液化项目应遵循有无对比的原则，正确识别“有项目”与“无项目”情况下的效益和费用，计算增量效益与增量费用，并分析项目的增量盈利能力。因此类项目外部效果显著，故需从财务分析和经济费用效益分析2个层面，在识别效益与费用的基础上，分析财务现金流和经济现金流，计算财务基准收益率(FIRR)和经济内部收益率(EIRR)，以此作为评价指标。

说明：①本次评价是针对伴生气回收液化整个流程进行经济性分析，不考虑具体商务模式；②为了简化计算，运营增值税只考虑销售环节的销项税额；③装备折旧按照 10年净残值率 0%计算；④因回收伴生气量较少，故不考虑资源税。

3.1 财务分析

在识别增量效益和费用的基础上，分析财务现金流，并计算财务基准收益率FIRR。

3.1.1 增量营业收入

根据 2021年 4月2日LNG市场数据，天津挂牌价格为含税 3300元/t，NGL销售价格按照含税4000元/t计算，年运营天数按照330d计算，则含税年销售收入为 1121万元，不含税年销售收入为1028万元。

3.1.2 补贴收入

补贴收入是国家、地方财政扶持领域给予的其他形式的补助。目前，全国有 28个省市出台节能专项资金政策文件，包括北京、天津、上海、广东等，以《天津市节能专项资金管理暂行办法》(津财规[2017]20号)为例，支持类型为节能技术改造、合同能源管理等。其中，节能技术改造项目支持标准为项目投资额不少于 100万元，节能量不少于 100t标准煤；节能技术改造项目补贴标准为根据项目实际年节能量，给予用能单位 400元/t标准煤的资金补助，单个项目的补助资金不超过 400万元且不超过项目总投资的30%。

本项目每年可回收伴生气 330万 m3，相当于4389t标准煤(1.3300kg/m3标准煤)，控制二氧化碳排放量 7135t(2.1622kg/m3二氧化碳排放量)，补贴收入为 min(0.04万元/t×4389t标准煤，400万元，装置投资 3000万元×30%)，则补贴收入为175.56 万元/年。

3.1.3 增量建设投资

小型天然气液化装置初始投资约 3000万元作为增量建设投资。

3.1.4 增量运营成本

增量运营成本包括：①现有生产设施因天然气液化装置增加的人员费、公用消耗、维修费及保险费，此部分费用为409.48万元/年；②储罐运输船的运输成本，此部分费用为300万元/年；③码头吊装费分摊为65万元/年。则增量运营成本合计为774.48万元/年。

3.1.5 增量税费

增量年销售增值税额为 93万元，增值税附加额为11.16万元。

因年折旧额为300万元，企业所得税为max[(增量营业收入-增量运营成本-增值税附加-折旧额)×25%，0]，则企业所得税为0。

3.1.6 财务净现金流

各期的净现金流 NCFt为各期的现金流入 CIt与各期的现金流出COt之差。

第0期净现金流NCF0为-3000万元。

第 1～10期净现金流 NCF0-NCF10为417.92万元。

3.1.7 财务内部收益率

财务内部收益率 FIRR指能使项目计算期内净现金流量现值累计等于零时的折现率：

经计算，财务内部收益率FIRR为6.53%。

3.2 经济效益分析

假设项目处于竞争性市场环境中，采用市场价格作为计算项目投入或产出的影子价格的依据，因此，经济费用效益分析可在财务分析的基础上将财务现金流量转换为经济效益与费用流量，并计算经济内部收益率EIRR。

3.2.1 项目间接效益

根据《建设项目经济评价方法与参数(第三版)》中规定，为对建设项目进行全面的经济费用效益分析，应重视对环境影响外部效果的经济费用效益分析，尽可能地对环境成本与效益进行量化，在可行的情况下赋予经济价值，并纳入整个项目经济费用效益分析的框架体系之中。本项目因伴生气回收减少了二氧化碳对生态环境的污染，可形成该项目的间接效益。

在《京都协议书》要求减排的6种温室气体中，二氧化碳为最大宗，因此，温室气体排放权交易以每吨二氧化碳当量为计算单位。在排放总量控制的前提下，包括二氧化碳在内的温室气体排放权成为一种稀缺资源，从而具备了商品属性。

截至2019年，全球共有20个碳排放权交易体系已经投入运行，6个国家和地区正建设碳排放权交易体系，12个国家和地区正在策划实施碳排放权交易机制。2011年起，我国先后在北京、天津、上海、重庆、广东、湖北、深圳启动了7个碳交易试点，探索建立碳交易机制，取得了初步成效，并且作为推进碳达峰、碳中和目标实现的重要抓手，全国统一碳排放交易市场也在加紧建设中。

在《方法与参数》中明确，如果产出物具有完成竞争的市场价格，应直接采用市场价格计算其经济价值。因此，采用碳交易试点的排放权交易价格作为量化依据。

此项目每年回收伴生气而减少二氧化碳排放量7135t，碳排放权交易发生在天津，按照天津碳排放交易所2021年3月22日均交易价格25元/t计算，则通过碳排放权交易，每年可实现间接效益17.84万元。

3.2.2 项目间接费用

该项目无间接费用发生。

3.2.3 经济净现金流

在财务现金流基础上，计算经济现金流：

第0期净现金流NCF0为-3000万元；

第 1～10 期净现金流 NCF0-NCF10为435.76万元。

经计算，经济内部收益率EIRR为7.43%。

由上述分析可知，在考虑伴生气回收项目所带来的外部效果后，经济内部收益率可达到 7.43%，较财务内部收益率可提升 0.9%。对于此类外部效果显著的项目，应将环境成本与效益进行量化后纳入整个项目经济评价体系，由此计算出的经济效益指标更能体现建设项目实际带来的利益。