“双碳”背景下油气企业碳资产核算

徐文佳，肖博强，王石龙，董耀华，刘博卿，庞天植，刘红彬

1.石油石化污染物控制与处理国家重点实验室；2.中国石油集团安全环保技术研究院；3.中国石油国际事业公司有限公司；4.中国石油大学（北京）理学院

0 引言

气候变化问题是全球在21世纪遇到的严峻挑战之一。截至2022年底，《联合国气候变化框架公约》共召开了27 次缔约方大会，讨论了人类如何共同面对气候变化的问题，并部署了统一行动。中国也认同《巴黎协定》提出的主要目标，2015年首次提出了到2030年的自主行动目标，并于2019年提前超额完成2020年气候目标［1］。2020年中国更新国家自主贡献目标，提出于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。中国已开启面向“碳中和”的全方位的经济社会转型。

石油天然气和石化行业是关乎能源安全、民生福祉的支柱行业，同时又属于碳密集产业，原油的开采和精炼过程消耗了全球一次能源的3%～4%［2］，石油和天然气业务贡献了能源领域温室气体排放的15%［3］。“双碳”目标的提出推动了石油天然气和石化行业向产业结构优化、能源结构调整、节能提质增效、高附加值延伸、碳资源循环利用等方向加速转型［4-7］。实现“碳中和”的过程中，碳资产将是企业发展的重要因素，除了依靠现有的技术和模式，还应鼓励企业通过市场机制进行碳资产管理。2023年以前，石油天然气和石化行业均未纳入全国碳市场，但部分企业因有自备电厂，被纳入了2021年的全国碳市场，其中约有一半企业因碳排放配额不足，花费了几十万元至上百万元去购买碳排放额。当前，全国碳市场纳入更多行业已是势在必行，石油天然气和石化企业需加强紧迫感，尽早开展碳资产的开发和储备。

当前，国内学者对于碳资产的研究主要集中在管理体系、电力企业碳资产核算等方面［8-10］，本文基于当前中国碳市场的发展形势，尝试对油气企业碳资产进行定义（不涉及碳资产的会计核算），对油气行业碳资产核算中“企业自身排放量”和“核证减排量”等核心问题进行了现状分析和中美对比，并提出了几点建议。

1 碳资产管理发展及碳资产定义

1.1 碳资产管理发展

1.1.1 多项政策出台利好碳减排

自2021年起，国务院办公厅、中国人民银行等部门陆续出台利好碳交易、碳金融等的政策。2021年第二季度，中国人民银行在发布的《中国货币政策执行报告》中提到，下一阶段将有序推动碳减排支持工具落地生效，清洁能源、节能环保以及碳减排技术三大碳减排领域将获得重点扶持。2021年9月，中共中央办公厅、国务院办公厅印发《关于深化生态保护补偿制度改革的意见》，提出完善碳排放权抵消机制，将在林业、可再生能源、甲烷利用等领域具有生态、社会等多种效益的温室气体自愿减排项目纳入全国碳排放权交易市场。中国人民银行发布的金融行业标准JR/T 0228—2021《环境权益融资工具》于2021年7月开始实施，金融市场上包括国家核证自愿减排量（CCER）在内的环境权益资产运作被纳入规范化轨道。2022年12月，国家市场监管总局等九部门联合发布国市监计量发〔2022〕92 号《关于印发建立健全碳达峰碳中和标准计量体系实施方案的通知》，为碳市场交易提供计量支撑。

1.1.2 全国自愿减排交易已重启

CCER 是指对中国温室气体减排效果的量化核证，包括可再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目，并在全国自愿减量交易登记系统中登记。2013年起，CCER 伴随着7 个地方碳市场的建立而兴起，CCER 可以抵消部分排放配额，又可以直接在碳市场交易，但随着CCER 项目越积越多，项目开发也呈现低价竞争不健康局面。为此，国家发展改革委于2017年暂停受理新的CCER 申请，但仍可对已备案的CCER 项目进行交易。2023年3月，生态环境部发函重新征集温室气体自愿减排项目方法学，释放出相关交易市场重启信号。2023年10月19日生态环境部、市场监管总局令第31 号公布《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，10月24日生态环境部发布首批4 项方法学，11月16日全国自愿减排温室气体交易系统公布《温室气体自愿减排交易和结算规则（试行）》。

1.1.3 自愿核证减排拥有巨大市场空间

CCER 作为全国碳市场和地方碳市场的重要组成部分，可按规定的比例对碳排放进行抵消，可以吸引更多的非控排企业参与到碳减排中，扩大了碳交易的规模和种类，增加了市场活跃度。近年来，地方市场也推出了新的碳减排信用机制，如北京认证减排量（PCER）、福建林业碳汇（FFCER）、广东碳普惠（PHCER）等，用于各地方碳市场交易，同时拍卖价格持续走高，引发社会关注。随着碳市场阶段的深入和纳入行业的增加，CCER 等碳减排信用机制将发挥越来越大的作用，自愿市场核证碳减排量的市场空间巨大。

1.2 碳资产的定义

碳资产在碳市场交易机制下产生，目前中国对于碳资产并没有权威的定义，现阶段中国碳市场由政府主导免费发放碳配额（CEA），并未形成活跃的碳市场交易体系，本研究认为对于纳入全国碳市场的控排企业，在未进行碳市场交易前，控排企业的碳资产净值计算公式如下［11］：

式中：Wi——i企业的碳资产净值，元；Ai——政府发放给i企业的年度碳排放配额，tCO2；Ei——i企业的年度二氧化碳排放当量，tCO2；Pjp——j交易日的碳排放配额成交价格，元/tCO2。

从式（1）可以看出：若企业的碳排放量小于碳配额，则企业有富裕的碳配额可以出售，碳资产净值为正；若企业的碳排放量大于碳配额，碳资产净值为负，为履约则需购买其他企业经核证的碳排放配额。

若企业未纳入全国或地方碳市场，无政府发放的免费配额，企业仍可在碳信用机制下的碳市场上进行碳减排量的购买，也可以进行碳资产的开发并通过市场交易获得收益，如开发自愿减排交易机制下CCER 和电力市场下的绿电业务（目前部分地方碳市场纳入），非控排企业的碳资产净值计算公式如下：

式中：n——i企业开发的CCER 项目或其他碳信用机制下减排项目的个数；Cn——第n个CCER 项目或其他碳信用机制下的的核证减排量，tCO2；Pjc为j交易日CCER 的成交价格，元/tCO2；m——i企业开发的绿色电力项目个数；Dm——第m个绿电项目的可再生能源发电上网电量，kW·h；Qj——j交易日绿电成交价格，元/kW·h；g——i企业购买的不同碳信用机制下的碳资产数量，个；Wh——不同碳信用机制下的碳资产，元。

若企业成功开发CCER 或绿证绿电业务，则可在国家或地方碳市场交易获得收益，则碳资产为正。根据公式（1）和公式（2）中碳资产的定义，对于纳入控排的企业和自身想开发碳资产的企业，碳资产核算的核心是企业自身碳排放量的核算和核证减排量的核算。油气企业的碳排放核算遵循联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）、国际标准化组织（ISO）等国际组织出台的一系列标准规范［12］。但欧美发达国家，如美国环境保护署（EPA）经过多年的实践和完善，已经建立了更为细致和完备的油气业务碳排放核算制度，其经验值得中国油气企业借鉴。

2 油气产业链碳排放核算方法研究

根据碳资产的定义，碳资产核算的核心包括企业自身排放量的核算和核证减排量的核算，针对中国与美国油气产业链的核算方法进行对比。

2.1 中国油气企业碳排放核算方法

中国油气行业温室气体排放核算主要依据2014年国家发展改革委颁布的《中国石油天然气生产企业温室气体排放核算方法与报告指南（试行）》（简称《指南》）中的核算方法，核算边界为“最低一级的独立法人企业”，排放环节包括油气勘探、油气开采、油气处理和油气储运过程中的燃料燃烧、火炬燃烧、工艺放空及净电、净热隐含的CO2排放，工艺放空和逃逸CH4排放等。方法主要为排放因子法并结合实际测量的方法，如燃料燃烧排放的计算公式如下：

油气开采中甲烷逸散排放的计算公式如下：

经过10 余年的企业排放上报，大部分石油企业已按照《指南》编制规范的企业排放报告，但国内油气行业也存在几个问题：一是部分企业排放报告编制比较粗略，无法通过分析温室气体排放报告计算减排潜力，不利于企业进一步的减排；二是只有较少的一些企业开展了实际监测，绝大部分企业的燃料低位发热量和单位热值含碳量还是采取的《指南》中的默认值；三是针对非常规油气开发、天然气LNG 接收站、天然气输配等业务环节，目前尚无针对性的核算方法；四是目前石油天然气企业核算方法以“企业法人”为组织边界，统计范围过粗，无法计算原油天然气产品产业链上各排放环节的碳排放量。

2.2 美国油气业务碳排放核算方法

2.2.1 实行强制报送制度

美国在温室气体排放数据上报中，根据EPA 实行设施温室气体强制报送制度（GHGRP）［16］，年排放超过（含）25 000 t 二氧化碳当量的大型设施纳入报送。“设施”采用美国清洁空气法案（Clean Air Act）的定义，即相邻区域内受同一业主（包括运营商）控制的一组排放源为一个设施。该定义下美国油气设施共2 000 余个，燃料和工业气体供应商900 余个，二氧化碳捕获/供应和地下注入设施200 余个。自2010年起，受控设施每年通过“温室气体在线报告平台”（e-GGRT）提交，EPA 通过“设施级温室气体信息”（FLIGHT）等网站公开排放信息。

报送制度针对油气行业制定了一系列的报送编制说明，其中油气供应链包括陆上油气生产、海洋油气生产、陆上油气集输加压、陆上天然气加工、陆上天然气长输压缩站、陆上天然气长输管道、地下储气库、LNG 储罐、LNG 进出口接收站设备、天然气本地输配、其他排放等11 个环节，油气输送环节因为排放量较小，居民用户和商业用户燃气表和调压器不在强制报告范围内。

2.2.2 通过监测更新油气业务排放因子

国家清单天然气供应链的甲烷排放因子主要来源于1996年美国环境保护署天然气技术研究院开展的天然气行业甲烷排放研究（GRI/EPA）。通过工程估算和对少数代表性设施的测量，该研究发布了80余个排放因子，并为后期的一系列项目所借鉴，如EPA “天然气之星”计划、美国石油学会（API）纲要，GRI/EPA 研究也是IPCC 指南中多个排放因子的来源。

石油系统的早期因子来源于1992年API 的全球石油行业甲烷排放数据（API1992）和1999年EPA 和Radian 公司开展的石油行业甲烷排放研究（EPA1999）。为提高数据准确性，国家清单针对油气井完井和修井分设了常规和非常规水力压裂排放因子。同时也针对重质原油和轻质原油的生产和处理分设了不同的因子并每年在编制说明中进行更新。然而，近年来众多的科学研究表明基于排放因子估算的清单数据存在很大的不确定性，针对美国天然气供应链的生产设施、收集和加工、运输和储存，甲烷排放组织开展了大量的实测研究，得出的排放量超过国家清单提供的排放因子［17-20］。

2.2.3 发起甲烷减排计划推动共同减排

在碳减排方面，美国并没有全国性的碳市场，只有区域碳市场。但EPA 发起了石油和天然气自愿减排计划，包括“天然气之星”计划、“国际天然气之星”计划和“甲烷挑战”计划，促进实施成本效益好的技术和实践。“天然气之星”为加入的油气企业评估甲烷减排机会，在可行的情况下实施减排减排项目，并每年向EPA 报告甲烷减排行动并永久记录。2006年，“天然气之星”计划扩展到世界各地的石油和天然气公司，称为“国际天然气之星”计划，该行动计划基于“全球甲烷倡议框架”（Global Methane Initiative）。2016年，EPA 启动“甲烷挑战”计划，以使油气公司做出更具体和透明的承诺，其合作伙伴被认为美国甲烷减排的领导者。

2.3 小结

通过对比美国油气行业碳排放核算的方法和管理措施，并结合中国目前油气企业碳资产核算现状，为更准确地核算中国油气行业碳排放，国内油气企业碳资产核算应从以下几个方面着手。

一是采用更细致的核算边界，参考美国相邻区域内受同一业主（包括运营商）控制的一组排放源为一个设施。该定义的优势是比以企业为边界更加详细，也不会因为单个井排放较小而不纳入上报系统，更有利于产品碳足迹的核算。

二是纳入更多环节。随着油气业务的不断发展，除了要求上报油气和炼化业务排放，还应纳入针对石油产品进出口的报送和地方燃气输配等业务，并包含地下储气库、LNG 储罐等。

三是定期更新排放因子。美国国家清单针对油气井完井和修井分别设置了常规和非常规水力压裂排放因子，针对重质原油和轻质原油也设置不同排放因子。

四是开展甲烷排放因子实测，针对天然气供应链的生产设施、收集和加工、运输和储存甲烷排放组织开展大量的实测研究，更有利于规范碳排放计量核算体系。

3 国内油气企业碳资产核算现状

3.1 油气行业减排项目核算

开发或者购买储备减排项目是企业碳资产管理的重要组成部分，油气行业可在市场交易的减排量主要来自CCER 或其他信用机制下减排量备案和部分地方碳市场认可的电力市场中可交易的绿证、绿电业务。以下对油气行业可以开发的CCER 项目核算现状，以及目前正大力发展的新能源和碳捕集、利用与封存（CCUS）减排项目核算现状进行分析。

之前国家发展改革委网站备案的CCER 方法学中涉及天然气发电、伴生气回收、废能回收、化石燃料转换等，另有部分适合开发为CCER 项目的尚待开发，如原油管输减阻剂、天然气管网余压发电等［21］，但由于2017年3月之后国家发展改革委暂停CCER 项目与减排量备案的审批［22］,很多企业尚未将已经开展的减排技术及措施与碳资产储备联系起来。同时由于CCER 的备案、监测内容非常繁琐，很多企业不愿意开展此项工作，2023年生态环境部重启“温室气体自愿减排项目方法学”征集后，对于油气企业开发新的方法学是有利的时机。

光电、风电、地热能等是目前油气行业主要开展的新能源业务，其中风电和光电根据《可再生能源并网发电方法学》（CM-001-V02）和CCER 风电备案项目核算，供热中使用地热替代化石燃料依据《供热方法学》（CM-022-V01）核算。2023年10月，生态环境部公布的首批4 项方法学中包括《并网光热发电》《并网海上风力发电》2 项新能源相关方法学，但由于绿电、绿证业务已在电力市场交易，下一步绿证制度与绿电交易和碳市场如何进一步融合衔接是亟需解决的难题。

CCUS 有着巨大的减排潜力，但目前中国尚未出台相关利好政策，也未出台核算规范措施。国际上，欧盟、英国、美国相继出台了一系列CCUS 相关政策法规，主要涉及封存许可政策、选址、监控、风险评估、使用权和产权、责任转移等问题。2021年，美国财政部和国税局发布碳捕获与封存税收优惠政策（即45Q 条款最终法案，Section 45Q Credit for Carbon Oxide Sequestration），应用CCUS 企业享受减税35～50 美元/tCO2，并根据通货膨胀率和不同利用方式调整，抵免期限为12年。在石油化工领域，CCUS 项目综合成本在120～500 元/tCO2［23-24］。预期到2030年，中国全流程CCUS（按250 km 运输计）技术成本为310～770 元/tCO2；到2060年，将逐步降至140～410 元/tCO2［25］。中国油气行业已积极开展CCUS 项目，开展减排实践［26］。截至2023年，虽然北京绿色交易所的CCER 价格已提高到80～90 元/tCO2的价格，但仍无法抵消成本。不同浓度的气源在碳捕集压缩项目效益水平存在较大差异，高浓度气源捕集压缩明显优于中低浓度气源，特别是当市场油价处于高位时，驱油效益可以抵消高浓度气源成本，甚至可以创造额外经济利润。出台CCUS 相关核算标准并认证减排量，将显著提高企业开展CCUS 工作的积极性。

造林和营林项目也适合油气行业进行碳资产的储备，此前在发改委网站备案的中国温室气体自愿减排交易体系下有《碳汇造林项目方法学》（ARCM-001-V01）等5 项方法学，国家和行业也发布了一系列标准，规范林业碳汇技术规程、监测、报告、审定和核证。2023年10月，生态环境部公布的首批4 项方法学中包括造《林碳汇》《红树林营造》2项碳汇相关方法学。

通过以上分析，目前油气企业已在传统业务节能降耗、新能源、CCUS、造林营林等方向均进行了碳减排的尝试，但减排项目本身方法学的不完善也是阻碍企业进行碳资产核算的关键因素。

3.2 油气企业碳足迹

对于油气企业，碳足迹贯穿于整个生产经营过程，通过对原油和天然气业务的梳理，建立原油产品产业链包括原油勘探、原油生产、处理、输送、炼油、炼化并最终销售给用户等环节，天然气产品产业链包括生产、收集、处理、输送、加工、存储、分销及用户使用等环节，如图1所示。原油从生产、运输到炼油的碳排放约占整个产业链排放的15%～40%［27］，天然气从生产到用户使用前碳排放约占整个生命周期的碳排放的20%～50%［28］，其余为油品或天然气燃烧排放。

图1 原油产品和天然气产品产业链

4 结论与建议

以油气企业碳资产核算为研究主体，从碳资产的定义出发，认为碳资产核算的核心是企业自身排放量的核算和核证减排量的核算，通过政策追踪及目前油气产业链和减排项目碳排放核算现状分析，得出以下结论和建议。

一是碳资产作为碳市场下企业被赋予的新的资产，未来将影响企业的竞争力。为实现“双碳”目标，国家出台了一系列政策和措施激励企业开展碳资产管理。中国人民银行多项政策出台规范并利好碳减排领域，自愿市场核证减排市场空间巨大。“碳中和”作为中国未来40年的大计，相关政策密集发布，建议企业密切跟踪碳交易相关政策，长远考虑各项规划。石化企业已自2016年起上报碳交易边界的数据，其分配方案还在整体考虑中，石化企业需通过清洁燃料替代、节能减排技术应用等方式，降低自身炼油和乙烯的单位产品碳排放。

二是油气行业在核算边界、排放环节、排放因子实测和更新方面可进一步提升。国内油气企业排放报告编制比较粗略，不利于企业进行进一步的减排；实际监测开展较少，针对非常规油气开发、天然气输配等业务环节，目前尚无针对性的核算方法。国家标准化管理委员会等部门已印发《碳达峰碳中和标准体系建设指南》，着手建设碳减排、碳清除、碳市场等标准体系，建议油气企业依靠传统检测方法及遥感、无人机等新兴监测技术，并融合数字化技术开展碳排放的实测，建设自身碳排放监测能力建设，减少核算数据误差，提升数据质量，有效应对碳市场履约。

三是开发减排项目可有效增加企业碳资产，比如开展油气行业甲烷、天然气相关CCER 的开发和备案，开发可再生能源发电的绿证、绿电以及碳汇项目，目前实施的CCUS 项目有望在未来实现碳减排量核算和储备。在碳价逐年上升的背景下，企业需注重碳资产池建设，购买和开发并举，并通过各项碳资产配置，实现套期保值、成本优化、效益增加。