薛瑾艷，孫恪成，黃國良，韋曉強(qiáng)，丁長健，張寶雷

(中海油能源發(fā)展股份有限公司采油服務(wù)分公司 天津300457)

在第75屆聯(lián)合國大會期間，中國提出將提高國家自主貢獻(xiàn)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(dá)到峰值，努力爭取 2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和。于 2021年兩會，碳達(dá)峰、碳中和被首次寫入政府工作報告，標(biāo)志著“碳達(dá)峰、碳中和”已成為國家戰(zhàn)略。碳達(dá)峰是指中國承諾 2030年前，二氧化碳的排放不再增長，達(dá)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(shí)現(xiàn)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(fā)展階段，發(fā)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(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰、2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和的重要保障。

1 中國近海油田伴生氣處理現(xiàn)狀及回收技術(shù)

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(chǎn)生粉塵/固體顆粒，不會產(chǎn)生太多的復(fù)雜烴，不會有太多的不完全燃燒，不會產(chǎn)生太多的二氧化碳排放，1m3天然氣可產(chǎn)生約1.964kg二氧化碳，同等熱值下的標(biāo)準(zhǔn)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(jìn)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(chǎn)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(dāng)數(shù)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(chǎn)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(jī)或混輸管線的生產(chǎn)設(shè)施將會有大量伴生氣需要回收和處理。

根據(jù)最新統(tǒng)計，中國近海油氣田需回收的日伴生氣量將達(dá)到 80～100萬 m3，熱值相當(dāng)于約 1319.23t標(biāo)準(zhǔn)煤(1.3300kg/m3標(biāo)準(zhǔn)煤)，相當(dāng)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(nèi)天然氣供需的不平衡發(fā)展，缺口日益增長；另一方面受當(dāng)前開發(fā)模式的影響，如岸電出海，導(dǎo)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(jù)當(dāng)前海上伴生氣回收的總體思路，主要有以下2種回收技術(shù)。

1.1 基于火炬排放工藝流程優(yōu)化的回收技術(shù)

此技術(shù)是在現(xiàn)役生產(chǎn)設(shè)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(jìn)入管網(wǎng)外輸，此技術(shù)在多個油田生產(chǎn)設(shè)施中已獲得成功應(yīng)用。

此種技術(shù)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(jī)需要有額外處理能力。同時，生產(chǎn)設(shè)施需要具有混輸管線或者透平機(jī)，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(shù)

基于我國LNG對外依存度高與大量伴生氣等待回收的現(xiàn)狀，以及中國近海油田啟用 LNG動力船舶作為守護(hù)船的契機(jī)，對于沒有混輸管線以及透平機(jī)的生產(chǎn)設(shè)施，提出將海上伴生氣液化成 LNG進(jìn)行罐箱儲運(yùn)或者給PSV加注的方案。

此方案是在現(xiàn)役生產(chǎn)設(shè)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(chǎn)出合格的LNG，用滿足 21類危險品載運(yùn)證書資質(zhì)的船舶進(jìn)行罐箱運(yùn)輸后銷售，或增加加注系統(tǒng)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(jīng)濟(jì)性和各油田生產(chǎn)結(jié)點(diǎn)的條件和特點(diǎn)，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(chǎn)結(jié)點(diǎn)宜采用依托現(xiàn)役生產(chǎn)設(shè)施的方案。

此種技術(shù)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(jīng)濟(jì)性越好。

本文針對油田伴生氣回收液化項(xiàng)目加以論述。

2 油田伴生氣回收液化項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)評價方法

建設(shè)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評價包括財務(wù)評價(也稱財務(wù)分析)和國民經(jīng)濟(jì)評價(也稱經(jīng)濟(jì)分析)。一般而言，企業(yè)建設(shè)項(xiàng)目僅考慮財務(wù)評價即可，然而，對于財務(wù)價格扭曲，不能真實(shí)反映項(xiàng)目產(chǎn)出的經(jīng)濟(jì)價值，財務(wù)成本不能包含項(xiàng)目對資源的全部消耗，財務(wù)效益不能包含項(xiàng)目產(chǎn)出的全部經(jīng)濟(jì)效果的項(xiàng)目，需要進(jìn)行經(jīng)濟(jì)費(fèi)用效益分析。經(jīng)濟(jì)費(fèi)用效益分析從資源合理配置的角度，分析項(xiàng)目投資的經(jīng)濟(jì)效率和對社會福利所做出的貢獻(xiàn)，評價項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)合理性，對于財務(wù)現(xiàn)金流量不能全面、真實(shí)地反映其經(jīng)濟(jì)價值，需要進(jìn)行經(jīng)濟(jì)費(fèi)用效益分析的項(xiàng)目，應(yīng)將經(jīng)濟(jì)費(fèi)用效益分析的結(jié)論作為項(xiàng)目決策的主要依據(jù)之一。

對于外部效果顯著的項(xiàng)目，應(yīng)進(jìn)行經(jīng)濟(jì)效益分析。外部效果系指項(xiàng)目的產(chǎn)出或投入無意識地給他人帶來費(fèi)用或效益，而項(xiàng)目卻沒有為此付出代價或?yàn)榇双@得收益。其中，環(huán)境及生態(tài)影響的外部效果是經(jīng)濟(jì)費(fèi)用效益分析必須加以考慮的一種特殊形式的外部效果，應(yīng)盡可能對項(xiàng)目所帶來的環(huán)境影響的效益和費(fèi)用(損失)進(jìn)行量化和貨幣化，將其列入經(jīng)濟(jì)現(xiàn)金流。油田伴生氣回收項(xiàng)目屬于環(huán)境及生態(tài)影響外部效果顯著的項(xiàng)目，因此，除了進(jìn)行財務(wù)分析，還需要進(jìn)行經(jīng)濟(jì)效益分析，全面反映項(xiàng)目實(shí)際經(jīng)濟(jì)價值。

3 海上伴生氣回收液化項(xiàng)目的效益分析

以某 1萬 m3/d的油田伴生氣回收液化項(xiàng)目為例，現(xiàn)役生產(chǎn)設(shè)施有布置液化裝置所需的甲板面積，因此，采用現(xiàn)役生產(chǎn)設(shè)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(chǎn)后需要增加4名作業(yè)人員，裝置運(yùn)營成本除了新增作業(yè)人員成本外，還需考慮公用消耗(用電、儀表氣和氮?dú)庀牡?、設(shè)備維修費(fèi)及保險費(fèi)，年運(yùn)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(fèi)越高，一般來說，經(jīng)濟(jì)壽命期為10年，故按照 10年計算運(yùn)營期。處理后的產(chǎn)品包括約7.75t/d的LNG和約2.1t/d的NGL，LNG和NGL用罐箱船運(yùn)至碼頭進(jìn)行銷售，根據(jù)運(yùn)輸周期與船舶單價，LNG 罐箱運(yùn)輸船按照 300萬元/年分?jǐn)傆嬎?，碼頭吊裝費(fèi)按照65萬元/年分?jǐn)傆嬎恪＞唧w生產(chǎn)銷售流程如圖1所示。

圖1 海上伴生氣回收液化項(xiàng)目生產(chǎn)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(xiàng)目應(yīng)遵循有無對比的原則，正確識別“有項(xiàng)目”與“無項(xiàng)目”情況下的效益和費(fèi)用，計算增量效益與增量費(fèi)用，并分析項(xiàng)目的增量盈利能力。因此類項(xiàng)目外部效果顯著，故需從財務(wù)分析和經(jīng)濟(jì)費(fèi)用效益分析2個層面，在識別效益與費(fèi)用的基礎(chǔ)上，分析財務(wù)現(xiàn)金流和經(jīng)濟(jì)現(xiàn)金流，計算財務(wù)基準(zhǔn)收益率(FIRR)和經(jīng)濟(jì)內(nèi)部收益率(EIRR)，以此作為評價指標(biāo)。

說明：①本次評價是針對伴生氣回收液化整個流程進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析，不考慮具體商務(wù)模式；②為了簡化計算，運(yùn)營增值稅只考慮銷售環(huán)節(jié)的銷項(xiàng)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(wù)分析

在識別增量效益和費(fèi)用的基礎(chǔ)上，分析財務(wù)現(xiàn)金流，并計算財務(wù)基準(zhǔn)收益率FIRR。

3.1.1 增量營業(yè)收入

根據(jù) 2021年 4月2日LNG市場數(shù)據(jù)，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(yùn)營天數(shù)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(bǔ)貼收入

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

本項(xiàng)目每年可回收伴生氣 330萬 m3，相當(dāng)于4389t標(biāo)準(zhǔn)煤(1.3300kg/m3標(biāo)準(zhǔn)煤)，控制二氧化碳排放量 7135t(2.1622kg/m3二氧化碳排放量)，補(bǔ)貼收入為 min(0.04萬元/t×4389t標(biāo)準(zhǔn)煤，400萬元，裝置投資 3000萬元×30%)，則補(bǔ)貼收入為175.56 萬元/年。

3.1.3 增量建設(shè)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(shè)投資。

3.1.4 增量運(yùn)營成本

增量運(yùn)營成本包括：①現(xiàn)有生產(chǎn)設(shè)施因天然氣液化裝置增加的人員費(fèi)、公用消耗、維修費(fèi)及保險費(fèi)，此部分費(fèi)用為409.48萬元/年；②儲罐運(yùn)輸船的運(yùn)輸成本，此部分費(fèi)用為300萬元/年；③碼頭吊裝費(fèi)分?jǐn)倿?5萬元/年。則增量運(yùn)營成本合計為774.48萬元/年。

3.1.5 增量稅費(fèi)

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(yè)所得稅為max[(增量營業(yè)收入-增量運(yùn)營成本-增值稅附加-折舊額)×25%，0]，則企業(yè)所得稅為0。

3.1.6 財務(wù)凈現(xiàn)金流

各期的凈現(xiàn)金流 NCFt為各期的現(xiàn)金流入 CIt與各期的現(xiàn)金流出COt之差。

第0期凈現(xiàn)金流NCF0為-3000萬元。

第 1～10期凈現(xiàn)金流 NCF0-NCF10為417.92萬元。

3.1.7 財務(wù)內(nèi)部收益率

財務(wù)內(nèi)部收益率 FIRR指能使項(xiàng)目計算期內(nèi)凈現(xiàn)金流量現(xiàn)值累計等于零時的折現(xiàn)率：

經(jīng)計算，財務(wù)內(nèi)部收益率FIRR為6.53%。

3.2 經(jīng)濟(jì)效益分析

假設(shè)項(xiàng)目處于競爭性市場環(huán)境中，采用市場價格作為計算項(xiàng)目投入或產(chǎn)出的影子價格的依據(jù)，因此，經(jīng)濟(jì)費(fèi)用效益分析可在財務(wù)分析的基礎(chǔ)上將財務(wù)現(xiàn)金流量轉(zhuǎn)換為經(jīng)濟(jì)效益與費(fèi)用流量，并計算經(jīng)濟(jì)內(nèi)部收益率EIRR。

3.2.1 項(xiàng)目間接效益

根據(jù)《建設(shè)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評價方法與參數(shù)(第三版)》中規(guī)定，為對建設(shè)項(xiàng)目進(jìn)行全面的經(jīng)濟(jì)費(fèi)用效益分析，應(yīng)重視對環(huán)境影響外部效果的經(jīng)濟(jì)費(fèi)用效益分析，盡可能地對環(huán)境成本與效益進(jìn)行量化，在可行的情況下賦予經(jīng)濟(jì)價值，并納入整個項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)費(fèi)用效益分析的框架體系之中。本項(xiàng)目因伴生氣回收減少了二氧化碳對生態(tài)環(huán)境的污染，可形成該項(xiàng)目的間接效益。

在《京都協(xié)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(quán)交易以每噸二氧化碳當(dāng)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(nèi)的溫室氣體排放權(quán)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(quán)交易體系已經(jīng)投入運(yùn)行，6個國家和地區(qū)正建設(shè)碳排放權(quán)交易體系，12個國家和地區(qū)正在策劃實(shí)施碳排放權(quán)交易機(jī)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(diǎn)，探索建立碳交易機(jī)制，取得了初步成效，并且作為推進(jìn)碳達(dá)峰、碳中和目標(biāo)實(shí)現(xiàn)的重要抓手，全國統(tǒng)一碳排放交易市場也在加緊建設(shè)中。

在《方法與參數(shù)》中明確，如果產(chǎn)出物具有完成競爭的市場價格，應(yīng)直接采用市場價格計算其經(jīng)濟(jì)價值。因此，采用碳交易試點(diǎn)的排放權(quán)交易價格作為量化依據(jù)。

此項(xiàng)目每年回收伴生氣而減少二氧化碳排放量7135t，碳排放權(quán)交易發(fā)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(quán)交易，每年可實(shí)現(xiàn)間接效益17.84萬元。

3.2.2 項(xiàng)目間接費(fèi)用

該項(xiàng)目無間接費(fèi)用發(fā)生。

3.2.3 經(jīng)濟(jì)凈現(xiàn)金流

在財務(wù)現(xiàn)金流基礎(chǔ)上，計算經(jīng)濟(jì)現(xiàn)金流：

第0期凈現(xiàn)金流NCF0為-3000萬元；

第 1～10 期凈現(xiàn)金流 NCF0-NCF10為435.76萬元。

經(jīng)計算，經(jīng)濟(jì)內(nèi)部收益率EIRR為7.43%。

由上述分析可知，在考慮伴生氣回收項(xiàng)目所帶來的外部效果后，經(jīng)濟(jì)內(nèi)部收益率可達(dá)到 7.43%，較財務(wù)內(nèi)部收益率可提升 0.9%。對于此類外部效果顯著的項(xiàng)目，應(yīng)將環(huán)境成本與效益進(jìn)行量化后納入整個項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評價體系，由此計算出的經(jīng)濟(jì)效益指標(biāo)更能體現(xiàn)建設(shè)項(xiàng)目實(shí)際帶來的利益。