碳達峰、碳中和背景下油田伴生氣回收項目的經濟評價方法和案例分析

薛瑾艷，孫恪成，黃國良，韋曉強，丁長健，張寶雷

(中海油能源發展股份有限公司采油服務分公司 天津300457)

在第75屆聯合國大會期間，中國提出將提高國家自主貢獻力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取 2060年前實現碳中和。于 2021年兩會，碳達峰、碳中和被首次寫入政府工作報告，標志著“碳達峰、碳中和”已成為國家戰略。碳達峰是指中國承諾 2030年前，二氧化碳的排放不再增長，達到峰值之后逐步降低；碳中和是指 2060年，針對二氧化碳排放，要采取各種措施全部抵消，實現二氧化碳“零排放”。

中國是全球最大的碳排放國，每年碳排放量為10357萬 t；而美國每年碳排放量為 5414萬 t，位居第二。中國碳排放量大的主要原因是中國處于高速發展階段，發展過程中需要消耗大量能源，且主要依靠化石能源，如石油、煤炭、天然氣。因此，研究提升能源使用效率是努力爭取 2030年前實現碳達峰、2060年前實現碳中和的重要保障。

1 中國近海油田伴生氣處理現狀及回收技術

在化石能源中，與石油和煤炭相比，天然氣屬于清潔能源，主要因其燃燒過程中不會產生粉塵/固體顆粒，不會產生太多的復雜烴，不會有太多的不完全燃燒，不會產生太多的二氧化碳排放，1m3天然氣可產生約1.964kg二氧化碳，同等熱值下的標準煤釋放3.4314～3.508 8kg二氧化碳，同等熱值下的柴油釋放約 2.838 9kg二氧化碳。因此，天然氣年均需求逐年增加，而我國是天然氣進口國，天然氣對外依存度由 2008年的2%提高到2020年的43%，其中，管道氣占35%，LNG占65%。

天然氣生產主要來源于油田和天然氣田，在油田中，與石油并存的天然氣就是油田伴生氣，其主要成分為甲烷、乙烷等低分子烷烴，還含有相當數量的丙烷、丁烷等。對于油田伴生氣，海上處理方式主要包括：作為燃料氣供給海上生產裝置自行消耗；通過海底管線輸送到陸地終端加工銷售。目前，隨著岸電出海，沒有透平機或混輸管線的生產設施將會有大量伴生氣需要回收和處理。

根據最新統計，中國近海油氣田需回收的日伴生氣量將達到 80～100萬 m3，熱值相當于約 1319.23t標準煤(1.3300kg/m3標準煤)，相當于約 737.75t LNG(甲烷含量為 82.28%，氣液體積比為 600，LNG密度 0.45t/m3)，如將其放空，則釋放約 458.75t的二氧化碳(2.1622kg/m3二氧化碳排放量)，需要約458.75hm2的闊葉林才能中和。

一方面是國內天然氣供需的不平衡發展，缺口日益增長；另一方面受當前開發模式的影響，如岸電出海，導致富余的油田伴生氣難以利用。因此，控制放空氣排放量、研究回收伴生氣工作迫在眉睫。

根據當前海上伴生氣回收的總體思路，主要有以下2種回收技術。

1.1 基于火炬排放工藝流程優化的回收技術

此技術是在現役生產設施上增加增壓裝置，利用高壓流體抽吸低壓流體，獲得輸出介于高壓與低壓之間某一壓力值的混合流體，減少低壓氣排放量，作為燃料氣自耗或進入管網外輸，此技術在多個油田生產設施中已獲得成功應用。

此種技術有一定的適用條件，僅適用于小氣量(＜2萬m3/d)低壓氣回收，并且壓縮機需要有額外處理能力。同時，生產設施需要具有混輸管線或者透平機，以便處理的伴生氣外輸或者作為自用燃料氣消耗。

1.2 基于海上伴生氣液化的回收技術

基于我國LNG對外依存度高與大量伴生氣等待回收的現狀，以及中國近海油田啟用 LNG動力船舶作為守護船的契機，對于沒有混輸管線以及透平機的生產設施，提出將海上伴生氣液化成 LNG進行罐箱儲運或者給PSV加注的方案。

此方案是在現役生產設施或者新建(改造)簡易平臺上，加裝小型天然氣液化裝置，生產出合格的LNG，用滿足 21類危險品載運證書資質的船舶進行罐箱運輸后銷售，或增加加注系統直接給值守的PSV加注，以解決 PSV船用燃料的供給問題。具體采用哪種方案取決于經濟性和各油田生產結點的條件和特點，如甲板面積以及伴生氣量。一般情況下，伴生氣量小于 2萬元/d的油田生產結點宜采用依托現役生產設施的方案。

此種技術適用范圍廣，不受伴生氣量限制，從日伴生氣量1萬m3到日伴生氣量10萬m3的油田均可采用，且伴生氣氣量越大經濟性越好。

本文針對油田伴生氣回收液化項目加以論述。

2 油田伴生氣回收液化項目的經濟評價方法

建設項目經濟評價包括財務評價(也稱財務分析)和國民經濟評價(也稱經濟分析)。一般而言，企業建設項目僅考慮財務評價即可，然而，對于財務價格扭曲，不能真實反映項目產出的經濟價值，財務成本不能包含項目對資源的全部消耗，財務效益不能包含項目產出的全部經濟效果的項目，需要進行經濟費用效益分析。經濟費用效益分析從資源合理配置的角度，分析項目投資的經濟效率和對社會福利所做出的貢獻，評價項目的經濟合理性，對于財務現金流量不能全面、真實地反映其經濟價值，需要進行經濟費用效益分析的項目，應將經濟費用效益分析的結論作為項目決策的主要依據之一。

對于外部效果顯著的項目，應進行經濟效益分析。外部效果系指項目的產出或投入無意識地給他人帶來費用或效益，而項目卻沒有為此付出代價或為此獲得收益。其中，環境及生態影響的外部效果是經濟費用效益分析必須加以考慮的一種特殊形式的外部效果，應盡可能對項目所帶來的環境影響的效益和費用(損失)進行量化和貨幣化，將其列入經濟現金流。油田伴生氣回收項目屬于環境及生態影響外部效果顯著的項目，因此，除了進行財務分析，還需要進行經濟效益分析，全面反映項目實際經濟價值。

3 海上伴生氣回收液化項目的效益分析

以某 1萬 m3/d的油田伴生氣回收液化項目為例，現役生產設施有布置液化裝置所需的甲板面積，因此，采用現役生產設施加裝小型天然氣液化裝置的方案。小型天然氣液化裝置投資約 3000萬元，投產后需要增加4名作業人員，裝置運營成本除了新增作業人員成本外，還需考慮公用消耗(用電、儀表氣和氮氣消耗等)、設備維修費及保險費，年運營成本合計約 409.48萬元。使用壽命期為 15～20年，但使用年限越長，年使用費越高，一般來說，經濟壽命期為10年，故按照 10年計算運營期。處理后的產品包括約7.75t/d的LNG和約2.1t/d的NGL，LNG和NGL用罐箱船運至碼頭進行銷售，根據運輸周期與船舶單價，LNG 罐箱運輸船按照 300萬元/年分攤計算，碼頭吊裝費按照65萬元/年分攤計算。具體生產銷售流程如圖1所示。

圖1 海上伴生氣回收液化項目生產銷售流程圖Fig.1 Production and sales flow diagram of associated gas recovery and liquefaction project

海上伴生氣回收液化項目應遵循有無對比的原則，正確識別“有項目”與“無項目”情況下的效益和費用，計算增量效益與增量費用，并分析項目的增量盈利能力。因此類項目外部效果顯著，故需從財務分析和經濟費用效益分析2個層面，在識別效益與費用的基礎上，分析財務現金流和經濟現金流，計算財務基準收益率(FIRR)和經濟內部收益率(EIRR)，以此作為評價指標。

說明：①本次評價是針對伴生氣回收液化整個流程進行經濟性分析，不考慮具體商務模式；②為了簡化計算，運營增值稅只考慮銷售環節的銷項稅額；③裝備折舊按照 10年凈殘值率 0%計算；④因回收伴生氣量較少，故不考慮資源稅。

3.1 財務分析

在識別增量效益和費用的基礎上，分析財務現金流，并計算財務基準收益率FIRR。

3.1.1 增量營業收入

根據 2021年 4月2日LNG市場數據，天津掛牌價格為含稅 3300元/t，NGL銷售價格按照含稅4000元/t計算，年運營天數按照330d計算，則含稅年銷售收入為 1121萬元，不含稅年銷售收入為1028萬元。

3.1.2 補貼收入

補貼收入是國家、地方財政扶持領域給予的其他形式的補助。目前，全國有 28個省市出臺節能專項資金政策文件，包括北京、天津、上海、廣東等，以《天津市節能專項資金管理暫行辦法》(津財規[2017]20號)為例，支持類型為節能技術改造、合同能源管理等。其中，節能技術改造項目支持標準為項目投資額不少于 100萬元，節能量不少于 100t標準煤；節能技術改造項目補貼標準為根據項目實際年節能量，給予用能單位 400元/t標準煤的資金補助，單個項目的補助資金不超過 400萬元且不超過項目總投資的30%。

本項目每年可回收伴生氣 330萬 m3，相當于4389t標準煤(1.3300kg/m3標準煤)，控制二氧化碳排放量 7135t(2.1622kg/m3二氧化碳排放量)，補貼收入為 min(0.04萬元/t×4389t標準煤，400萬元，裝置投資 3000萬元×30%)，則補貼收入為175.56 萬元/年。

3.1.3 增量建設投資

小型天然氣液化裝置初始投資約 3000萬元作為增量建設投資。

3.1.4 增量運營成本

增量運營成本包括：①現有生產設施因天然氣液化裝置增加的人員費、公用消耗、維修費及保險費，此部分費用為409.48萬元/年；②儲罐運輸船的運輸成本，此部分費用為300萬元/年；③碼頭吊裝費分攤為65萬元/年。則增量運營成本合計為774.48萬元/年。

3.1.5 增量稅費

增量年銷售增值稅額為 93萬元，增值稅附加額為11.16萬元。

因年折舊額為300萬元，企業所得稅為max[(增量營業收入-增量運營成本-增值稅附加-折舊額)×25%，0]，則企業所得稅為0。

3.1.6 財務凈現金流

各期的凈現金流 NCFt為各期的現金流入 CIt與各期的現金流出COt之差。

第0期凈現金流NCF0為-3000萬元。

第 1～10期凈現金流 NCF0-NCF10為417.92萬元。

3.1.7 財務內部收益率

財務內部收益率 FIRR指能使項目計算期內凈現金流量現值累計等于零時的折現率：

經計算，財務內部收益率FIRR為6.53%。

3.2 經濟效益分析

假設項目處于競爭性市場環境中，采用市場價格作為計算項目投入或產出的影子價格的依據，因此，經濟費用效益分析可在財務分析的基礎上將財務現金流量轉換為經濟效益與費用流量，并計算經濟內部收益率EIRR。

3.2.1 項目間接效益

根據《建設項目經濟評價方法與參數(第三版)》中規定，為對建設項目進行全面的經濟費用效益分析，應重視對環境影響外部效果的經濟費用效益分析，盡可能地對環境成本與效益進行量化，在可行的情況下賦予經濟價值，并納入整個項目經濟費用效益分析的框架體系之中。本項目因伴生氣回收減少了二氧化碳對生態環境的污染，可形成該項目的間接效益。

在《京都協議書》要求減排的6種溫室氣體中，二氧化碳為最大宗，因此，溫室氣體排放權交易以每噸二氧化碳當量為計算單位。在排放總量控制的前提下，包括二氧化碳在內的溫室氣體排放權成為一種稀缺資源，從而具備了商品屬性。

截至2019年，全球共有20個碳排放權交易體系已經投入運行，6個國家和地區正建設碳排放權交易體系，12個國家和地區正在策劃實施碳排放權交易機制。2011年起，我國先后在北京、天津、上海、重慶、廣東、湖北、深圳啟動了7個碳交易試點，探索建立碳交易機制，取得了初步成效，并且作為推進碳達峰、碳中和目標實現的重要抓手，全國統一碳排放交易市場也在加緊建設中。

在《方法與參數》中明確，如果產出物具有完成競爭的市場價格，應直接采用市場價格計算其經濟價值。因此，采用碳交易試點的排放權交易價格作為量化依據。

此項目每年回收伴生氣而減少二氧化碳排放量7135t，碳排放權交易發生在天津，按照天津碳排放交易所2021年3月22日均交易價格25元/t計算，則通過碳排放權交易，每年可實現間接效益17.84萬元。

3.2.2 項目間接費用

該項目無間接費用發生。

3.2.3 經濟凈現金流

在財務現金流基礎上，計算經濟現金流：

第0期凈現金流NCF0為-3000萬元；

第 1～10 期凈現金流 NCF0-NCF10為435.76萬元。

經計算，經濟內部收益率EIRR為7.43%。

由上述分析可知，在考慮伴生氣回收項目所帶來的外部效果后，經濟內部收益率可達到 7.43%，較財務內部收益率可提升 0.9%。對于此類外部效果顯著的項目，應將環境成本與效益進行量化后納入整個項目經濟評價體系，由此計算出的經濟效益指標更能體現建設項目實際帶來的利益。