海上平台岸电替代海电的工业可行性与经济效益

蔡方斌

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司， 天津 300452）

0 引言

海上平台距离陆地较远，一般是通过平台发电机对平台上的设备进行供电，平台发电机的动力来源为焚烧自采的海上油气。将自采的油气资源通过平台发电机（透平）进行电能转换的方式称为海上发电，也简称为海电。由于海电的发电方式为利用油气资源，不可避免造成碳排放的增加，同时，会造成油气产量的下降[1]。

国内外少见有采用岸电替代海电的例子。2021年，中海油实施绿色低碳发展战略，通过技术革新，推动常规海洋平台油田供电方式变革，首先在渤海部分油田进行了小规模岸电应用，成为中国唯一一家通过岸电为平台供电的企业。目前，国内岸电替代海电后的经济效益分析和研究较为少见，中海油在进行岸电推广的同时，建立岸电替代海电的工业经济效益评价体系，能够为后续南海、东海油田的岸电推广提供借鉴和指导，为后续海上平台供电方式的选择提供决策参考。

1 海电、岸电成本分析

1.1 海电成本分析

海洋平台的主要发电方式为通过燃烧开采的石油或天然气进行自发电，通过海电为平台供电，涉及的成本有以下三个组成部分：海洋平台上固定资产折旧费用、自采石油天然气能源的燃料费用成本和平台发电机（透平）的设备维护费用。

采用海电方式对平台进行供电，其耗费的固定资产购置费、折旧成本主要包括平台发电机的设备购置费用、平台安装用的结构物料投资费用、在某个平台资深燃料不足时铺设海洋水下输油管线的费用和传递电能的水下电缆费用等。海上平台发电机相关设备一般采用从国外购置的方式，前期投资较大。由于海洋平台上空间狭小，而平台发电机体积一般较大，因此，在考虑海电方案时，需要预留更大的平台空间，平台的建造面积和结构尺寸都加大。除此之外，具备发电功能的海电组件的平台，在实际应用中，还会向附近多个平台供电，海电方案执行的同时，还需要铺设海洋水下输油管线，铺设传递电能的水下电缆。

为了维持发电机组的运转，需要考虑其生产成本，包括人员费、日常检修费用、平台每年停电检修时的大修费用、维修发电机的费用以及购置发电机组备件的费用等。由于部分发电机从国外进口，返厂维护和保养时，需要发送至生产国，发电机组生产厂家需要赴平台进行维保，备件也涉及进出口原因，导致成本进一步增加。

除了平台固定资产的折旧费用、平台发电机的设备维护费用之外，还需要考虑燃料费用，燃料费用的高低与平台燃烧的燃料有关。通过海电方式进行配电的平台，燃料的品种主要有原油、天然气与柴油。其中，主流方案为原油、天然气燃烧发电，柴油发电一般应用在需要应急电源的场合。

1.2 岸电成本分析

岸电成本主要由固定资产折旧、岸电的运营成本和购电费用三部分构成。

固定资产投资部分主要是购置、建造陆地电网引导至海上平台“桥梁”，主要包括有陆地电网的开关站、电网的配电站、电网的变电站、电路传输线路、海底的电力传输电缆以及海上移动电动力平台等设备的购置费用。

岸电的运营成本则主要包括有陆地电网的开关站、电网的配电站、电网的变电站的人员费用、海上应急船、应急队伍的使用费与租赁费用以及工程保险费等。

购买岸电，平台还需要支付岸电的容量电费与电度电费，容量电费的定义一般为占用了电网电容量而消耗的电费，按（变压器容量×电容容量）进行计算，是电价中的固定费用。而电度电费是计算统计客户实际消耗的用电量，为用电量与单位电价的乘积。容量电费与电度电费的总和，则为全部的岸电购置费用。

2 海电成本与岸电成本对比

海电成本与岸电成本的对比见表1，老旧油田由于发电机组平台发电机的设备购置费用，平台安装用的结构物料投资费用已经完成支付，对老旧油田与岸电成本进行对比时，应当去除已经支付的费用。在新投产的开发区块油田，海电成本与岸电成本对比时，需要增加表1 内部全部费用。

表1 海电成本与岸电成本的对比

3 岸电替代海电的工业经济效益评价体系

不同的工业经济效益评价，一般采用费用现值，海上平台岸电替代海电的情况则较为特殊。老旧油田由于发电机组平台发电机的设备购置费用、平台安装用的结构物料投资费用已经完成支付，在老旧油田与岸电成本进行对比时，应当去除已经支付的费用。而且，海上平台海电方案，消耗的成本为自采的油气资源，在常规工业经济效益体系中，一般选择将其从整体产量中进行去除，去除的部分作为商品量赋予商品的属性。因此，对海上平台岸电替代海电的情况进行评估，主要体现为“销售收入”的差异。在对岸电替代海电的工业经济效益进行评价时，除了考虑成本的差异，还要考虑销售收入受到影响后的差值。销售收入不同直接影响资源税缴纳的多少，而费用现值法只能对成本进行评估，不能体现销售收入和资源税相关的差异。因此，在进行岸电替代海电的工业经济效益评价中，建议采用有—无增量法，或简化为纯增量法。将海电方案视为无项目、岸电方案视为有项目，通过将岸电方案减去海电方案的成本，计算增量投入，增量产出，从而对岸电工业经济效益进行评估。

4 经济要素评价指标

从经济要素评价指标来看，海洋石油平台岸电替代海电，在投资方面，节省了新增海上发电设备的购置费用，增加了岸电设备的工程投资费用。在设备的运营成本上，降低了海上发动机的运行维护成本，增加了岸电设备的运行维护成本与购电费。从销售收入方面来看，能够有效降低平台开采油气在平台上的消耗量，有效增加油气产量，提升销售收入。

此外，采用岸电来替代海电，还能进一步挖掘平台上原有发电机的剩余价值，在平台全面采用岸电驱动后，原有的海上发动机组中的60%能够执行退出机制，该部分机组进行回收再利用后，便可进一步提升岸电方案的经济效益优势。在计算这一部分的剩余价值时，还应扣除机组拆除费和设备的运输费，从而获得准确的经济要素评价对比参数。

采用岸电替代海电，从碳排放角度来看，能减少CO2排放量，在后续碳回收、碳利用和碳交易市场不断成熟后，减排CO2能够带来显著的经济效益，该部分也可纳入经济效益评价，进一步提高岸电的经济性。岸电与海电的经济要素评价指标表见表2。

表2 经济要素评价指标附表

影响岸电经济性的因素是于岸电投资前期敷设海底高压海缆的费用，岸电作业的50%以上费用耗费在高压海缆敷设上。因此，越是距离海岸近的平台，其岸电方案经济性效益越好。国外岸电的应用案例集中在北欧，其平台距离海岸一般为300 km，而国内近海平台，如曹妃甸片区，普遍在50～70 km。相比于国外应用岸电的平台，国内的岸电敷设工况具备优势。此外，岸电的建设规模、岸电设施购电价格水平、海上发动机的燃料类别，也是影响岸电经济性的要素，例如：新疆地区的电费普遍较低，通过利用电网串联，将偏远地区的电引入海上，有益于进一步提高岸电的经济性指标。

5 结语

中海油作为国内采用岸电替代海电的开创者，2021 年，首先在渤海部分油田进行了小规模岸电应用，是中国目前唯一一家通过岸电为平台供电的企业。

海洋平台主要发电方式为通过燃烧开采的石油或天然气等油气资源自行发电。海洋平台通过海电为平台供电，主要涉及的成本有平台固定资产的折旧费用、石油天然气的燃料费用成本和平台发电机的设备维护费用。岸电成本主要由三部分构成，即：固定资产折旧、岸电的运营成本和购电的费用。岸电经济性的要素主要在于岸电的建设规模、岸电设施购电价格水平和海上发动机的燃料类别等。

中海油在进行岸电推广的同时，建立起岸电替代海电的工业经济效益评价体系，能够为后续南海、东海油田的岸电推广提供借鉴和指导，为后续海上平台供电方式的选择提供决策参考。