“雙碳”背景下油氣企業碳資產核算

徐文佳，肖博強，王石龍，董耀華，劉博卿，龐天植，劉紅彬

1.石油石化污染物控制與處理國家重點實驗室；2.中國石油集團安全環保技術研究院；3.中國石油國際事業公司有限公司；4.中國石油大學（北京）理學院

0 引言

氣候變化問題是全球在21世紀遇到的嚴峻挑戰之一。截至2022年底，《聯合國氣候變化框架公約》共召開了27 次締約方大會，討論了人類如何共同面對氣候變化的問題，并部署了統一行動。中國也認同《巴黎協定》提出的主要目標，2015年首次提出了到2030年的自主行動目標，并于2019年提前超額完成2020年氣候目標［1］。2020年中國更新國家自主貢獻目標，提出于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和。中國已開啟面向“碳中和”的全方位的經濟社會轉型。

石油天然氣和石化行業是關乎能源安全、民生福祉的支柱行業，同時又屬于碳密集產業，原油的開采和精煉過程消耗了全球一次能源的3%～4%［2］，石油和天然氣業務貢獻了能源領域溫室氣體排放的15%［3］?！半p碳”目標的提出推動了石油天然氣和石化行業向產業結構優化、能源結構調整、節能提質增效、高附加值延伸、碳資源循環利用等方向加速轉型［4-7］。實現“碳中和”的過程中，碳資產將是企業發展的重要因素，除了依靠現有的技術和模式，還應鼓勵企業通過市場機制進行碳資產管理。2023年以前，石油天然氣和石化行業均未納入全國碳市場，但部分企業因有自備電廠，被納入了2021年的全國碳市場，其中約有一半企業因碳排放配額不足，花費了幾十萬元至上百萬元去購買碳排放額。當前，全國碳市場納入更多行業已是勢在必行，石油天然氣和石化企業需加強緊迫感，盡早開展碳資產的開發和儲備。

當前，國內學者對于碳資產的研究主要集中在管理體系、電力企業碳資產核算等方面［8-10］，本文基于當前中國碳市場的發展形勢，嘗試對油氣企業碳資產進行定義（不涉及碳資產的會計核算），對油氣行業碳資產核算中“企業自身排放量”和“核證減排量”等核心問題進行了現狀分析和中美對比，并提出了幾點建議。

1 碳資產管理發展及碳資產定義

1.1 碳資產管理發展

1.1.1 多項政策出臺利好碳減排

自2021年起，國務院辦公廳、中國人民銀行等部門陸續出臺利好碳交易、碳金融等的政策。2021年第二季度，中國人民銀行在發布的《中國貨幣政策執行報告》中提到，下一階段將有序推動碳減排支持工具落地生效，清潔能源、節能環保以及碳減排技術三大碳減排領域將獲得重點扶持。2021年9月，中共中央辦公廳、國務院辦公廳印發《關于深化生態保護補償制度改革的意見》，提出完善碳排放權抵消機制，將在林業、可再生能源、甲烷利用等領域具有生態、社會等多種效益的溫室氣體自愿減排項目納入全國碳排放權交易市場。中國人民銀行發布的金融行業標準JR/T 0228—2021《環境權益融資工具》于2021年7月開始實施，金融市場上包括國家核證自愿減排量（CCER）在內的環境權益資產運作被納入規范化軌道。2022年12月，國家市場監管總局等九部門聯合發布國市監計量發〔2022〕92 號《關于印發建立健全碳達峰碳中和標準計量體系實施方案的通知》，為碳市場交易提供計量支撐。

1.1.2 全國自愿減排交易已重啟

CCER 是指對中國溫室氣體減排效果的量化核證，包括可再生能源、林業碳匯、甲烷利用等項目，并在全國自愿減量交易登記系統中登記。2013年起，CCER 伴隨著7 個地方碳市場的建立而興起，CCER 可以抵消部分排放配額，又可以直接在碳市場交易，但隨著CCER 項目越積越多，項目開發也呈現低價競爭不健康局面。為此，國家發展改革委于2017年暫停受理新的CCER 申請，但仍可對已備案的CCER 項目進行交易。2023年3月，生態環境部發函重新征集溫室氣體自愿減排項目方法學，釋放出相關交易市場重啟信號。2023年10月19日生態環境部、市場監管總局令第31 號公布《溫室氣體自愿減排交易管理辦法（試行）》，10月24日生態環境部發布首批4 項方法學，11月16日全國自愿減排溫室氣體交易系統公布《溫室氣體自愿減排交易和結算規則（試行）》。

1.1.3 自愿核證減排擁有巨大市場空間

CCER 作為全國碳市場和地方碳市場的重要組成部分，可按規定的比例對碳排放進行抵消，可以吸引更多的非控排企業參與到碳減排中，擴大了碳交易的規模和種類，增加了市場活躍度。近年來，地方市場也推出了新的碳減排信用機制，如北京認證減排量（PCER）、福建林業碳匯（FFCER）、廣東碳普惠（PHCER）等，用于各地方碳市場交易，同時拍賣價格持續走高，引發社會關注。隨著碳市場階段的深入和納入行業的增加，CCER 等碳減排信用機制將發揮越來越大的作用，自愿市場核證碳減排量的市場空間巨大。

1.2 碳資產的定義

碳資產在碳市場交易機制下產生，目前中國對于碳資產并沒有權威的定義，現階段中國碳市場由政府主導免費發放碳配額（CEA），并未形成活躍的碳市場交易體系，本研究認為對于納入全國碳市場的控排企業，在未進行碳市場交易前，控排企業的碳資產凈值計算公式如下［11］：

式中：Wi——i企業的碳資產凈值，元；Ai——政府發放給i企業的年度碳排放配額，tCO2；Ei——i企業的年度二氧化碳排放當量，tCO2；Pjp——j交易日的碳排放配額成交價格，元/tCO2。

從式（1）可以看出：若企業的碳排放量小于碳配額，則企業有富裕的碳配額可以出售，碳資產凈值為正；若企業的碳排放量大于碳配額，碳資產凈值為負，為履約則需購買其他企業經核證的碳排放配額。

若企業未納入全國或地方碳市場，無政府發放的免費配額，企業仍可在碳信用機制下的碳市場上進行碳減排量的購買，也可以進行碳資產的開發并通過市場交易獲得收益，如開發自愿減排交易機制下CCER 和電力市場下的綠電業務（目前部分地方碳市場納入），非控排企業的碳資產凈值計算公式如下：

式中：n——i企業開發的CCER 項目或其他碳信用機制下減排項目的個數；Cn——第n個CCER 項目或其他碳信用機制下的的核證減排量，tCO2；Pjc為j交易日CCER 的成交價格，元/tCO2；m——i企業開發的綠色電力項目個數；Dm——第m個綠電項目的可再生能源發電上網電量，kW·h；Qj——j交易日綠電成交價格，元/kW·h；g——i企業購買的不同碳信用機制下的碳資產數量，個；Wh——不同碳信用機制下的碳資產，元。

若企業成功開發CCER 或綠證綠電業務，則可在國家或地方碳市場交易獲得收益，則碳資產為正。根據公式（1）和公式（2）中碳資產的定義，對于納入控排的企業和自身想開發碳資產的企業，碳資產核算的核心是企業自身碳排放量的核算和核證減排量的核算。油氣企業的碳排放核算遵循聯合國政府間氣候變化專門委員會（IPCC）、國際標準化組織（ISO）等國際組織出臺的一系列標準規范［12］。但歐美發達國家，如美國環境保護署（EPA）經過多年的實踐和完善，已經建立了更為細致和完備的油氣業務碳排放核算制度，其經驗值得中國油氣企業借鑒。

2 油氣產業鏈碳排放核算方法研究

根據碳資產的定義，碳資產核算的核心包括企業自身排放量的核算和核證減排量的核算，針對中國與美國油氣產業鏈的核算方法進行對比。

2.1 中國油氣企業碳排放核算方法

中國油氣行業溫室氣體排放核算主要依據2014年國家發展改革委頒布的《中國石油天然氣生產企業溫室氣體排放核算方法與報告指南（試行）》（簡稱《指南》）中的核算方法，核算邊界為“最低一級的獨立法人企業”，排放環節包括油氣勘探、油氣開采、油氣處理和油氣儲運過程中的燃料燃燒、火炬燃燒、工藝放空及凈電、凈熱隱含的CO2排放，工藝放空和逃逸CH4排放等。方法主要為排放因子法并結合實際測量的方法，如燃料燃燒排放的計算公式如下：

油氣開采中甲烷逸散排放的計算公式如下：

經過10 余年的企業排放上報，大部分石油企業已按照《指南》編制規范的企業排放報告，但國內油氣行業也存在幾個問題：一是部分企業排放報告編制比較粗略，無法通過分析溫室氣體排放報告計算減排潛力，不利于企業進一步的減排；二是只有較少的一些企業開展了實際監測，絕大部分企業的燃料低位發熱量和單位熱值含碳量還是采取的《指南》中的默認值；三是針對非常規油氣開發、天然氣LNG 接收站、天然氣輸配等業務環節，目前尚無針對性的核算方法；四是目前石油天然氣企業核算方法以“企業法人”為組織邊界，統計范圍過粗，無法計算原油天然氣產品產業鏈上各排放環節的碳排放量。

2.2 美國油氣業務碳排放核算方法

2.2.1 實行強制報送制度

美國在溫室氣體排放數據上報中，根據EPA 實行設施溫室氣體強制報送制度（GHGRP）［16］，年排放超過（含）25 000 t 二氧化碳當量的大型設施納入報送?！霸O施”采用美國清潔空氣法案（Clean Air Act）的定義，即相鄰區域內受同一業主（包括運營商）控制的一組排放源為一個設施。該定義下美國油氣設施共2 000 余個，燃料和工業氣體供應商900 余個，二氧化碳捕獲/供應和地下注入設施200 余個。自2010年起，受控設施每年通過“溫室氣體在線報告平臺”（e-GGRT）提交，EPA 通過“設施級溫室氣體信息”（FLIGHT）等網站公開排放信息。

報送制度針對油氣行業制定了一系列的報送編制說明，其中油氣供應鏈包括陸上油氣生產、海洋油氣生產、陸上油氣集輸加壓、陸上天然氣加工、陸上天然氣長輸壓縮站、陸上天然氣長輸管道、地下儲氣庫、LNG 儲罐、LNG 進出口接收站設備、天然氣本地輸配、其他排放等11 個環節，油氣輸送環節因為排放量較小，居民用戶和商業用戶燃氣表和調壓器不在強制報告范圍內。

2.2.2 通過監測更新油氣業務排放因子

國家清單天然氣供應鏈的甲烷排放因子主要來源于1996年美國環境保護署天然氣技術研究院開展的天然氣行業甲烷排放研究（GRI/EPA）。通過工程估算和對少數代表性設施的測量，該研究發布了80余個排放因子，并為后期的一系列項目所借鑒，如EPA “天然氣之星”計劃、美國石油學會（API）綱要，GRI/EPA 研究也是IPCC 指南中多個排放因子的來源。

石油系統的早期因子來源于1992年API 的全球石油行業甲烷排放數據（API1992）和1999年EPA 和Radian 公司開展的石油行業甲烷排放研究（EPA1999）。為提高數據準確性，國家清單針對油氣井完井和修井分設了常規和非常規水力壓裂排放因子。同時也針對重質原油和輕質原油的生產和處理分設了不同的因子并每年在編制說明中進行更新。然而，近年來眾多的科學研究表明基于排放因子估算的清單數據存在很大的不確定性，針對美國天然氣供應鏈的生產設施、收集和加工、運輸和儲存，甲烷排放組織開展了大量的實測研究，得出的排放量超過國家清單提供的排放因子［17-20］。

2.2.3 發起甲烷減排計劃推動共同減排

在碳減排方面，美國并沒有全國性的碳市場，只有區域碳市場。但EPA 發起了石油和天然氣自愿減排計劃，包括“天然氣之星”計劃、“國際天然氣之星”計劃和“甲烷挑戰”計劃，促進實施成本效益好的技術和實踐?！疤烊粴庵恰睘榧尤氲挠蜌馄髽I評估甲烷減排機會，在可行的情況下實施減排減排項目，并每年向EPA 報告甲烷減排行動并永久記錄。2006年，“天然氣之星”計劃擴展到世界各地的石油和天然氣公司，稱為“國際天然氣之星”計劃，該行動計劃基于“全球甲烷倡議框架”（Global Methane Initiative）。2016年，EPA 啟動“甲烷挑戰”計劃，以使油氣公司做出更具體和透明的承諾，其合作伙伴被認為美國甲烷減排的領導者。

2.3 小結

通過對比美國油氣行業碳排放核算的方法和管理措施，并結合中國目前油氣企業碳資產核算現狀，為更準確地核算中國油氣行業碳排放，國內油氣企業碳資產核算應從以下幾個方面著手。

一是采用更細致的核算邊界，參考美國相鄰區域內受同一業主（包括運營商）控制的一組排放源為一個設施。該定義的優勢是比以企業為邊界更加詳細，也不會因為單個井排放較小而不納入上報系統，更有利于產品碳足跡的核算。

二是納入更多環節。隨著油氣業務的不斷發展，除了要求上報油氣和煉化業務排放，還應納入針對石油產品進出口的報送和地方燃氣輸配等業務，并包含地下儲氣庫、LNG 儲罐等。

三是定期更新排放因子。美國國家清單針對油氣井完井和修井分別設置了常規和非常規水力壓裂排放因子，針對重質原油和輕質原油也設置不同排放因子。

四是開展甲烷排放因子實測，針對天然氣供應鏈的生產設施、收集和加工、運輸和儲存甲烷排放組織開展大量的實測研究，更有利于規范碳排放計量核算體系。

3 國內油氣企業碳資產核算現狀

3.1 油氣行業減排項目核算

開發或者購買儲備減排項目是企業碳資產管理的重要組成部分，油氣行業可在市場交易的減排量主要來自CCER 或其他信用機制下減排量備案和部分地方碳市場認可的電力市場中可交易的綠證、綠電業務。以下對油氣行業可以開發的CCER 項目核算現狀，以及目前正大力發展的新能源和碳捕集、利用與封存（CCUS）減排項目核算現狀進行分析。

之前國家發展改革委網站備案的CCER 方法學中涉及天然氣發電、伴生氣回收、廢能回收、化石燃料轉換等，另有部分適合開發為CCER 項目的尚待開發，如原油管輸減阻劑、天然氣管網余壓發電等［21］，但由于2017年3月之后國家發展改革委暫停CCER 項目與減排量備案的審批［22］,很多企業尚未將已經開展的減排技術及措施與碳資產儲備聯系起來。同時由于CCER 的備案、監測內容非常繁瑣，很多企業不愿意開展此項工作，2023年生態環境部重啟“溫室氣體自愿減排項目方法學”征集后，對于油氣企業開發新的方法學是有利的時機。

光電、風電、地熱能等是目前油氣行業主要開展的新能源業務，其中風電和光電根據《可再生能源并網發電方法學》（CM-001-V02）和CCER 風電備案項目核算，供熱中使用地熱替代化石燃料依據《供熱方法學》（CM-022-V01）核算。2023年10月，生態環境部公布的首批4 項方法學中包括《并網光熱發電》《并網海上風力發電》2 項新能源相關方法學，但由于綠電、綠證業務已在電力市場交易，下一步綠證制度與綠電交易和碳市場如何進一步融合銜接是亟需解決的難題。

CCUS 有著巨大的減排潛力，但目前中國尚未出臺相關利好政策，也未出臺核算規范措施。國際上，歐盟、英國、美國相繼出臺了一系列CCUS 相關政策法規，主要涉及封存許可政策、選址、監控、風險評估、使用權和產權、責任轉移等問題。2021年，美國財政部和國稅局發布碳捕獲與封存稅收優惠政策（即45Q 條款最終法案，Section 45Q Credit for Carbon Oxide Sequestration），應用CCUS 企業享受減稅35～50 美元/tCO2，并根據通貨膨脹率和不同利用方式調整，抵免期限為12年。在石油化工領域，CCUS 項目綜合成本在120～500 元/tCO2［23-24］。預期到2030年，中國全流程CCUS（按250 km 運輸計）技術成本為310～770 元/tCO2；到2060年，將逐步降至140～410 元/tCO2［25］。中國油氣行業已積極開展CCUS 項目，開展減排實踐［26］。截至2023年，雖然北京綠色交易所的CCER 價格已提高到80～90 元/tCO2的價格，但仍無法抵消成本。不同濃度的氣源在碳捕集壓縮項目效益水平存在較大差異，高濃度氣源捕集壓縮明顯優于中低濃度氣源，特別是當市場油價處于高位時，驅油效益可以抵消高濃度氣源成本，甚至可以創造額外經濟利潤。出臺CCUS 相關核算標準并認證減排量，將顯著提高企業開展CCUS 工作的積極性。

造林和營林項目也適合油氣行業進行碳資產的儲備，此前在發改委網站備案的中國溫室氣體自愿減排交易體系下有《碳匯造林項目方法學》（ARCM-001-V01）等5 項方法學，國家和行業也發布了一系列標準，規范林業碳匯技術規程、監測、報告、審定和核證。2023年10月，生態環境部公布的首批4 項方法學中包括造《林碳匯》《紅樹林營造》2項碳匯相關方法學。

通過以上分析，目前油氣企業已在傳統業務節能降耗、新能源、CCUS、造林營林等方向均進行了碳減排的嘗試，但減排項目本身方法學的不完善也是阻礙企業進行碳資產核算的關鍵因素。

3.2 油氣企業碳足跡

對于油氣企業，碳足跡貫穿于整個生產經營過程，通過對原油和天然氣業務的梳理，建立原油產品產業鏈包括原油勘探、原油生產、處理、輸送、煉油、煉化并最終銷售給用戶等環節，天然氣產品產業鏈包括生產、收集、處理、輸送、加工、存儲、分銷及用戶使用等環節，如圖1所示。原油從生產、運輸到煉油的碳排放約占整個產業鏈排放的15%～40%［27］，天然氣從生產到用戶使用前碳排放約占整個生命周期的碳排放的20%～50%［28］，其余為油品或天然氣燃燒排放。

圖1 原油產品和天然氣產品產業鏈

4 結論與建議

以油氣企業碳資產核算為研究主體，從碳資產的定義出發，認為碳資產核算的核心是企業自身排放量的核算和核證減排量的核算，通過政策追蹤及目前油氣產業鏈和減排項目碳排放核算現狀分析，得出以下結論和建議。

一是碳資產作為碳市場下企業被賦予的新的資產，未來將影響企業的競爭力。為實現“雙碳”目標，國家出臺了一系列政策和措施激勵企業開展碳資產管理。中國人民銀行多項政策出臺規范并利好碳減排領域，自愿市場核證減排市場空間巨大?！疤贾泻汀弊鳛橹袊磥?0年的大計，相關政策密集發布，建議企業密切跟蹤碳交易相關政策，長遠考慮各項規劃。石化企業已自2016年起上報碳交易邊界的數據，其分配方案還在整體考慮中，石化企業需通過清潔燃料替代、節能減排技術應用等方式，降低自身煉油和乙烯的單位產品碳排放。

二是油氣行業在核算邊界、排放環節、排放因子實測和更新方面可進一步提升。國內油氣企業排放報告編制比較粗略，不利于企業進行進一步的減排；實際監測開展較少，針對非常規油氣開發、天然氣輸配等業務環節，目前尚無針對性的核算方法。國家標準化管理委員會等部門已印發《碳達峰碳中和標準體系建設指南》，著手建設碳減排、碳清除、碳市場等標準體系，建議油氣企業依靠傳統檢測方法及遙感、無人機等新興監測技術，并融合數字化技術開展碳排放的實測，建設自身碳排放監測能力建設，減少核算數據誤差，提升數據質量，有效應對碳市場履約。

三是開發減排項目可有效增加企業碳資產，比如開展油氣行業甲烷、天然氣相關CCER 的開發和備案，開發可再生能源發電的綠證、綠電以及碳匯項目，目前實施的CCUS 項目有望在未來實現碳減排量核算和儲備。在碳價逐年上升的背景下，企業需注重碳資產池建設，購買和開發并舉，并通過各項碳資產配置，實現套期保值、成本優化、效益增加。