Hehson财经ESG评级中心提供包括资讯、报告、培训、咨询等在内的14项ESG服务，助力上市公司传播ESG理念，提升ESG可持续发展表现。点击查看【ESG评级中心服务手册】

（来源：易碳家）

关于发布《温室气体自愿减排项目方法学 海上油田伴生气回收利用（CCER—10—002—V01）》等3项方法学的通知

　　为实施积极应对气候变化国家战略，鼓励更广泛的行业、企业自愿参与温室气体减排行动，规范全国温室气体自愿减排项目设计、实施、审定和减排量核算、核查工作，我们根据《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》（以下简称《管理办法》）制定了《温室气体自愿减排项目方法学 海上油田伴生气回收利用（CCER—10—002—V01）》《温室气体自愿减排项目方法学 陆上气田试气放喷气回收利用（CCER—10—003—V01）》《温室气体自愿减排项目方法学 陆上油田低气量伴生气回收利用（CCER—10—004—V01）》（以下简称《方法学》）。现予以发布，并就做好《方法学》贯彻执行通知如下。

　　一、坚持诚信和自愿原则，引导动员社会减排。各地方生态环境、能源等主管部门应鼓励支持符合条件的海上油田伴生气回收利用项目、陆上气田试气放喷气回收利用项目、陆上油田低气量伴生气回收利用项目积极参与全国温室气体自愿减排交易市场并获得减排量收益。指导有关项目业主按照《管理办法》规定，对项目唯一性以及所提供材料的真实性、完整性和有效性作出承诺，并加强能力建设。

　　二、加强信息公开，自觉接受公众和媒体监督。指导有关项目业主按照《方法学》要求将项目监测数据与全国碳市场管理平台（以下简称管理平台）联网。项目监测数据及时与省级、设区的市级生态环境主管部门共享。省级、设区的市级生态环境主管部门应通过官方网站向社会公开上述数据。

　　三、强化事中事后监管，确保项目规范实施。省级、设区的市级生态环境主管部门会同能源等有关主管部门，对已登记的温室气体自愿减排项目设施运行、数据监测等开展监督检查，按照有关规定受理公众对本区域内项目核证自愿减排量真实性、合规性的举报，查处违法违规行为，及时报告有关情况。

　　四、本通知自印发之日起施行。

　　五、联系人和联系方式

　　（一）联系人：应对气候变化司 张艺苑、侯冠羽

　　电话：（010）65645679

　　（二）联系人：国家应对气候变化战略研究和国际合作中心（全国温室气体自愿减排注册登记机构）谭人华、孙艺珈

　　电话：（010）82268489、82268468

　　（三）联系人：信息中心（管理平台）吴海东、沈振

　　电话：（010）84665799

　　生态环境部办公厅

国家能源局综合司

　　2025年11月18日

　　（此件社会公开）

　　抄送：市场监管总局办公厅，各省（自治区、直辖市）和新疆生产建设兵团生态环境厅（局）、发展改革委（能源局），国家应对气候变化战略研究和国际合作中心，生态环境部信息中心，北京绿色交易所。

一图读懂 | 温室气体自愿减排项目方法学 海上油田伴生气回收利用

专家解读 | 全国自愿减排市场新纳入油田气领域，“海上火炬”气体回收利用赋能碳达峰碳中和

近日，生态环境部联合国家能源局正式发布海上油田伴生气回收利用、陆上气田试气放喷气回收利用、陆上油田低气量伴生气回收利用三项温室气体自愿减排（CCER机制）项目方法学，这是继首批造林碳汇、并网光热发电、并网海上风力发电、红树林营造4项方法学，以及第二批低浓度瓦斯和风排瓦斯利用、公路隧道照明两项方法学之后，发布的第三批CCER机制项目方法学。至此，CCER机制启动后的新版方法学已经扩充至九个。

海上油田生产系统在石油开采过程中，伴随石油一起被开采出来的气体即伴生气，主要成分为甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、戊烷和重烃。这些伴生气大都去向哪里？如何能够有效回收利用，从而助力碳达峰碳中和？方法学主要聚焦哪些核心问题？

就相关问题，中国环境报采访了方法学编制成员之一、中国海洋石油集团有限公司新能源部绿电与碳交易管理处处长张俊峰。

若加以回收利用，可大幅减少海上温室气体排放

中国环境报：海上油田伴生气回收利用目前的行业发展现状如何？在温室气体减排方面有怎样的重要意义？

张俊峰：由于海上油田生产系统具有离岸距离远的特点，项目生产设施与陆地之间无天然气管道，伴生气源多且分散，因此在未回收利用的情况下，海上油田伴生气主要在生产设施处通过火炬气放空点直接燃烧，造成海上油气生产温室气体排放。

我国石油天然气工业自2000年以来先后启动了伴生气回收利用技术应用工作。针对海上石油开采伴生气回收利用，行业目前形成了包括新建海底管道输送、液化天然气回收利用、压缩天然气回收利用、液化石油气回收利用等措施的海上油田伴生气回收利用技术路径。这些技术路径已基本成熟且具备工程化应用条件，但受项目经济性影响，目前仅建设实施了少量项目。

推动海上油田伴生气回收利用，不仅能促使企业优化生产流程，提高能源利用效率，保障国家能源安全，也是海上石油开采行业甲烷减排的有效途径，推动海上油田伴生气回收利用对于控制和减少温室气体排放具有重要的意义，有助于实现“双碳”目标。

中国环境报：目前，已建项目运行情况及经济性如何？未来新建项目的减排量如何？

张俊峰：通过对国内主要海上石油开采生产单位进行调研，目前海上油田伴生气回收利用已有少量示范项目，符合方法学项目情景和适用条件的项目数量为4个，经对海上油田伴生气回收的4种项目情景进行测算，项目全投资内部收益率皆低于行业基准收益率。在没有额外的激励措施下，此类项目经济性较差。

未来新建项目的减排量，是根据海上油田伴生气产量规划以及海上油田伴生气回收利用项目规划，综合考虑存量和增量项目，并结合本方法学适用条件估算得到的。经估算，当前已建项目可产生的年减排量约为25万吨二氧化碳，至2030年的年减排量可增加至约100万吨二氧化碳。

适用本方法学的项目须满足什么条件？

中国环境报：什么类型的项目可以申请温室气体自愿减排项目？什么类型不可以申请？使用本方法学申请的项目须满足什么条件？

张俊峰：适用本方法学的项目必须满足两个条件：一是项目回收的伴生气来自于海上油田，并用于生产管输天然气、液化天然气、压缩天然气、液化石油气等产品；二是项目获得批复前生产设施与陆地之间无海底输气管道。对于仅采取伴生气净化处理措施并通过已建海底管道进行外输的项目，内部收益率可以达到行业基准，因此未纳入项目适用条件。

此外，本方法学申请的项目监测数据应与全国碳市场管理平台（https://www.cets.org.cn）联网，减排量产生于项目相关监测数据联网（完成联网试运行）之后；项目应符合法律、法规、标准要求，符合行业发展政策。

中国环境报：从实际应用角度看，本方法学主要适用于两种技术路径（如海底管道、LNG/CNG/LPG回收），他们在核算上有何区别？

张俊峰：两种技术路径在核算上没有本质区别，均以回收产品燃烧产生的排放量作为基准线情景下的排放量，以回收项目因消耗化石燃料、电力和运输产生的排放量作为项目排放量。

中国环境报：获得中国核证自愿减排量（CCER）收益后，企业收益可以提升多少？您如何看待方法学在提升项目经济性方面的作用？

张俊峰：截至2025年10月，目前在运营的符合方法学项目情景和适用条件的海上伴生气回收利用项目数量为4个，包括生产管输天然气、液化石油气等项目，总回收气量约为1.5亿方/年、LPG产量3.2万吨/年。以某新建海管伴生气回收利用项目为例，年回收天然气约1亿方，年减排量约16万吨。CCER按80元/吨估算，每年可为伴生气项目增加收益1280万元。

适用条件更为符合我国产业发展趋势和政策导向

中国环境报：本次方法学编制设计的最核心理念是什么？

张俊峰：本方法学设计中，最核心的理念是：科学严谨，操作简便，易于推广。能够确保数据可追溯，保障方法学高质量，鼓励企业开展自主减排，提升自愿减排市场公信力和影响力。

中国环境报：海上油田伴生气回收利用此前是否发布过方法学？与国际自愿减排机制方法学相比，有哪些机制或思路上的创新？

张俊峰：自《京都议定书》灵活履约机制开创以来，全球范围内出现了多种减排机制。全球性的自愿减排标准，包括清洁发展机制（CDM）、核证碳标准（VCS）等。除全球性减排标准外，还有各国认可的减排体系，如德国的上游减排机制（UER）、CCER机制等。截至目前，CDM备案的伴生气相关方法学分别为：AM0009燃放或排空的油田伴生气回收利用、AM0037减少油田伴生气的燃放或排空并用作原料、AM0077回收排空或燃放的油气井并供应给专门终端用户、AMS-Ⅲ.Q废能回收利用。CDM方法学体系适用于UER项目和VCS项目，早期的CCER机制对以上CDM方法学进行了转化，分别为CM-029-V01、CM-014-V01、CM-065-V01、CM-025-V01。

本方法学在参考借鉴多个油田伴生气回收利用方法学的基础上，总结已有海上油田伴生气回收利用项目经验，在适用条件和数据质量要求等方面作出了改进和完善。

一是适用条件更为符合我国伴生气回收利用的发展趋势和政策导向，支持的项目类型综合考虑了我国海上油田伴生气的主要回收利用措施。二是数据质量要求更高，通过采用末端计量、默认值等方式，项目减排量计算保守，同时要求项目的监测数据须与全国碳市场管理平台（https://www.cets.org.cn）联网，减排量须产生于项目监测数据联网之后，并且方法学明确提出了各参数的监测频次、数据记录频次，提升对项目监测数据监管的可操作性，避免出现数据质量问题。三是在充分调研的基础上，免予额外性论证，降低项目开发和监管成本。

中国环境报：文件中多次提到“保守性原则”，请您解释一下这一原则在减排量计算和基准线设定中的作用。

张俊峰：“保守性原则”指的是在温室气体自愿减排项目减排量核算或者核查过程中，如果缺少有效的技术手段或者技术规范要求，存在一定的不确定性，难以对相关参数、技术路径进行精准判断时，应当采用保守方式进行估计、取值等，确保项目减排量不被过高计算。

这意味着企业需要建立健全内部管理制度，确保减排数据的准确无误。在确保所有数据可监测、可追溯、可核实的基础上，严格按照保守性原则进行数据监测与核算，对于开展监测的参数，以及存在不确定性的温室气体源等，采用保守方式进行估计、取值，确保项目减排量不被过高计算，同类项目减排量结果公平、可比。

中国环境报：在编制过程中，如何平衡“与国际机制接轨”和“体现中国实际特色”之间的关系？

张俊峰：本方法学参考借鉴国内外发布的方法学，又遵循《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》及《温室气体自愿减排项目设计与实施指南》等要求，在适用条件、额外性、数据质量等方面进行了改进和提升，编制形成了既符合国际减排机制惯例，又符合我国政策导向，更具可操作性、数据质量更有保障的海上油田伴生气回收利用方法学。

例如，对项目适用条件进行限定，聚焦于海上油田伴生气回收利用项目，符合条件的项目可免予额外性论证；针对关键参数进行正反算验证、监测数据联网，采用末端计量的方式计算基准线情景下的排放量；同时，考虑到目前海上油田伴生气回收利用已有少量示范项目，为确保基准线排放的保守性，本方法学参考国际经验，首次引入了参数Ry——项目所属行业符合本方法学适用条件的伴生气回收利用率，对所申请项目的基准线排放量进行调整。

为保障Ry取值的科学合理，我们对中国海油海上石油开采生产单位进行了深入调研，经过大量数据统计分析才确定了取值。考虑了基准线的动态更新原则，后续在方法学的修订过程中，也会根据当时行业的发展情况，对这一数值进行更新和完善。

海上油田作业环境复杂，数据质量如何保障？

中国环境报：海上油田作业环境复杂，文件中提到共涉及28个监测参数，其中19个需企业自测。能否介绍下这些关键参数及其质量控制要求？方法学如何确保数据质量和监测的可操作性？数据质量如何保障？如何避免重复计算或遗漏？在计算参数与监测频率设定时，如何兼顾科学性与成本控制？

张俊峰：本方法学以“数据真实、准确、可追溯”为核心目标，针对海上油田伴生气回收利用项目的数据特点，确保减排量核算基础数据的可靠性。本方法学中共涉及参数28个，需企业监测的参数有19个，包括产品产量、电量、化石燃料消耗量、进入净化系统的伴生气的组分及流量、温度、压力、项目运行时长等，针对这些参数的监测仪表均规定了相应监测标准要求及检定规程。

对于在线监测要求，由于海上平台的作业环境和网络限制等原因，开展数据连续监测时，当日回收气态产品的体积、当日气体或液体化石燃料消耗量等监测原始数据每秒接入项目监测数据存储系统，每小时上传数据，每整点记录，可以有效辅助第三方机构审定核查，增强政府部门远程在线监管能力，有效防范数据造假，有力提升数据质量。

为避免重复计算或遗漏，在伴生气净化系统入口增加了监测点位，连续监测回收的伴生气量，并定期检测伴生气组分，核算进入净化系统的伴生气直接燃烧产生的排放量，确保产品和原料能够交叉验证。

在兼顾科学性与成本控制方面，考虑到回收产品在脱水、脱硫（碳）等处理过程有损耗，采用了末端计量的方式，以回收产品燃烧产生的排放量作为基准线情景下的排放量，减少了甲烷逸散、生产损耗等相关参数的监测，不仅符合保守性原则，也大大降低了项目业主的监测成本。

中国环境报：在船舶运输排放核算方面，为什么采用“往返距离×产品质量×平均排放因子”的方式？

张俊峰：由于国内船舶运输消耗的化石燃料总量不易计量、追溯、核查，本方法学采用“运输往返距离”乘以“运输产品质量”乘以“船舶的平均排放因子”的方式计算国内船舶运输产生的二氧化碳排放量。运输工具排放因子选取《建筑碳排放计算标准》（GB/T 51366）的数据；目前国内运输船只排放情况没有权威来源，编制组对GB/T 51366运输船只排放情况与国外相关碳足迹因子数据库相关数据进行比对，数据指标相近，考虑数据因子本土化的要求，故采用GB/T 51366数据。对于海上船运运输距离，调研了目前海上油气平台最远的运输距离，按照保守原则取值，即单程500公里、往返1000公里。按照1000公里往返距离测算，海上运输环节碳排放量仅占总减排量的千分之六，因此，此方法既符合守性原则，又大大简化了船舶运输排放的监测和核算。

来源 | 中国环境APP

记者 | 徐卫星

编辑 | 张韵晨

一图读懂 | 温室气体自愿减排项目方法学  陆上油田低气量伴生气回收利用

专家解读 | 陆上油田伴生气CCER方法学出台，“变废为宝”助力降碳减污

“到2027年，全国温室气体自愿减排交易市场实现重点领域全覆盖。”这是《中共中央办公厅 国务院办公厅关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见》中确定的具体目标。

近日，全国温室气体自愿减排交易市场的覆盖领域迎来进一步扩大。生态环境部联合国家能源局正式发布《温室气体自愿减排项目方法学  陆上油田低气量伴生气回收利用》（以下简称《方法学》）。

《方法学》明确提出，符合条件的规模小于每天3万立方米的陆上油田伴生气（以下简称伴生气）项目可申请CCER。

为何《方法学》聚焦于低气量伴生气？低气量伴生气有何特点，如何助力降碳减污？企业申请CCER项目收益情况如何？本报记者采访了《方法学》的牵头编制单位负责人、中国石油集团安全环保技术研究院有限公司碳中和技术研究所副所长范巍。

“废气”华丽变身“商品气”，哪些企业可入局？

中国环境报：伴生气有什么特点？以前是怎么处理的？

范巍：伴生气是在石油开采过程中伴随原油一起产出的天然气，其主要成分是甲烷，在100年时间尺度上，甲烷的温室效应是二氧化碳的28倍。

为了避免甲烷直接排空，一般会在生产设施处通过火炬燃烧掉，将强效温室气体甲烷氧化成温室效应弱得多的二氧化碳和水蒸气，这是一个“降级”处理。它依然在排放温室气体，只是排放的温室效应减弱了，而且，如果燃烧不充分（大风、设备故障等），会有部分甲烷未被燃烧而直接排放，造成污染。

经历了十几年的技术发展，企业已对气量高、气质好、有管网配套条件的伴生气进行了回收，但还有部分伴生气在目前条件下不具备经济可行性。

例如，井场所在区域偏僻、孤立，或者受到工艺、地质等条件限制，周边没有现成集输管网，还有些项目可回收气量偏小，同时存在潜在的气量衰减风险等，这类伴生气现场主要采用火炬燃烧后排空的方式处理。

《方法学》确定的申请CCER项目规模门槛是，项目回收的伴生气来自于陆上油田，且同一站场（厂）内伴生气处理系统设计总规模小于每天3万立方米。也就是说，《方法学》为那些将伴生气有效资源化利用的小规模分散型项目以及目前条件下不具备经济可行性的项目提供了激励机制。

中国环境报：方法学对实现国家自主贡献目标有怎样的推动作用？

范巍：通过回收这些伴生气，可以有效实现“减污降碳”协同增效，一举两得。因为伴生气过去通过火炬烧掉，既排二氧化碳，又产生污染物。现在通过技术手段，把“废气”变成了“商品气”，用于生产管输天然气、液化天然气、压缩天然气、液化石油气、稳定轻烃、混烃等产品。在实现碳减排的同时，也改善了区域空气质量，社会效益与环保效益兼具。

同时，伴生气回收是对国家能源安全的“绿色补充”。可以说，把原来浪费的伴生气回收起来，就等于为国家增产了清洁天然气，助力国内油气供应能力的提升，是“变废为宝”支持国家能源战略的生动实践。

总的来说，这项工作为我国实现“双碳”目标提供了实实在在的减排量，是能源行业兑现国家自主贡献承诺的一个重要组成部分。

减排有潜力，开发项目企业收益率如何？

中国环境报：伴生气的减排潜力如何？获得CCER收益后，企业收益可以提升多少？ 

范巍：据估算，当前已建项目可产生减排量约为每年30万吨CO2e。到2030年，项目可产生减排量预计将增加至每年约150万吨CO2e。

目前，对于规模小于每天3万立方米的伴生气回收项目，由于回收规模小、产品产量低，同时存在气量衰减等问题，投资成本高、经济性差，普遍低于《国家发展改革委、住房城乡建设部关于调整部分行业建设项目融资前税前财务基准收益率的通知》规定的石油行业项目融资前税前财务基准收益率水平，部分已建设的项目处于停产状态。CCER收益对这些企业具有一定的吸引力。

以黑龙江省某项目为例，伴生气源规模仅为每天1.5万立方米，目前收益率为5%左右，经计算，获得CCER收益后，收益率可提升至约8.5%，激励效果显著。

根据《方法学》，申请项目的减排量产生于项目相关监测数据联网之后，即项目监测数据应与全国碳市场管理平台（https://www.cets.org.cn）联网，完成联网试运行之后，根据监测数据，按照相应的计算公式，得出项目总体的减排量。

中国环境报：企业申请CCER项目需要有哪些投资成本，如何控制开发成本？大概多久可以收回投资成本？

范巍：新开发项目需要的投入包括项目自身和审定核查两个方面。企业需要按照《方法学》要求，进行计量监测设备的配备和维护，开展伴生气组分的定期监测，并对需要联网上传的数据配备联网条件。此外，企业还需缴纳项目审定与核查的费用。

但具体投资成本是多少，比较难预测，不同项目的基础条件不同，投入和回收周期不同。

但《方法学》为企业控制项目成本提供了一些路径。为了方便企业操作，《方法学》设置了可以整合申请的情况，即同一企业单位内，位于同一省（自治区、直辖市）内的多个伴生气项目且伴生气处理系统总设计规模小于每天3万立方米的项目，可合并申请。这是基于《方法学》适用对象为低气量伴生气回收项目减排量较小，结合目前CCER的整体开发成本考虑，提出的激励性条款。

此外，为减少企业的监测成本、简化核查环节，《方法学》在不对减排核定结果造成明显影响的前提下，允许对部分参数采用默认值。如针对回收产品管输天然气、压缩天然气、液化天然气、液化石油气、稳定轻烃、混烃的低位发热量、单位热值含碳量、碳氧化率等，均可采用国家标准中规定的默认值。

防范数据造假，开发企业与第三方企业怎么做？

中国环境报：如何确保数据质量？《方法学》对数据监测提出了哪些要求？

范巍：《方法学》对项目运行时长、气体的流量、温度和绝对压力、以及回收产品的质量、项目外购化石燃料质量或流量、项目下网电量、运输车辆往返距离、进入处理系统的伴生气组分等参数提出监测要求。

目前，油田生产相关数据普遍接入企业内部分散式控制系统（DCS），相应的监测数据按监测频次进行存储，具备监测数据联网条件，通过增设传感器、采集网关、数据传输存储系统、数据上传网关等，按要求接入全国碳市场管理平台，可以有效辅助第三方审定与核查机构根据全国碳市场管理平台数据、项目监测储存系统、生产数据统计台账等材料进行交叉核对，防范数据造假风险。

第三方核查机构需要开展项目适用条件、项目边界和项目监测计划等方面的审定与核查，并交叉核对减排量。例如：通过查阅可研、环评等文件，结合现场查看，核实项目实际规模及产品用途；依据设计文件，并利用北斗卫星导航系统（BDS）等技术手段，精准校核项目边界与拐点坐标，确保其描述准确；检查监测计划、计量点位图及仪表检定记录，现场核验关键仪表的安装、精度与数据，确保监测系统完整、准确且按计划运行；基于平台监测数据与产量、能耗等证明，对核算报告进行交叉比对，并遵循保守原则对减排量进行取值核定等。

中国环境报：在监测设备方面，《方法学》有哪些要求？

范巍：《方法学》要求，项目安装使用的电能表、流量计、温度计、压力计、电子汽车衡等，在安装前应当由国家法定计量检定机构或者获得计量授权的计量技术机构依据相关规程的要求进行检定。

在使用期间，项目业主应委托获得中国合格评定国家认可委员会（CNAS）认可的第三方计量技术机构，按照现行有效的相关标准和规范的要求定期进行校准，并且出具报告。项目中回收产品流量、产量、下网电量、化石燃料消耗量、进入处理系统的流量等关键参数的计量装置出现未校准、延迟校准或者准确度超过规定要求时，应对该时间段内的数据采用相关措施进行保守性处理。

面对“真金白银”，如何确定项目减排量？

中国环境报：项目减排量就是真金白银，减排量的多少直接关系企业的收益，根据《方法学》，项目是如何计算减排量的？有哪些关键参数？参数获得的方法是什么？

范巍：《方法学》中，项目减排量由项目基准线排放量减去项目排放量和项目泄漏量得到。

项目排放量包括项目消耗的外购化石燃料产生的排放量、项目电耗以及项目运输排放；项目泄漏量，即项目有可能导致上游部门在开采、加工、运输等环节中使用化石燃料等情形，与项目减排量相比，其泄漏量较小，可以忽略不计。

《方法学》中，伴生气项目的基准线排放量为伴生气在生产设施处直接燃烧的排放量。

不过，陆上油田伴生气直接燃烧的热值、单位热值含碳量等数据在实际情况下难以获取，同时依据保守性原则，《方法学》规定，要根据产品产量进行回溯计算。为避免混入其他来源伴生气，特规定测量伴生气处理系统入口处流量、组分并与产量交叉核对，按照保守原则取值。

同时，考虑到目前伴生气已有少量设计规模在每天3万方以下的示范项目，为确保基准线排放的保守性，对行业符合《方法学》适用条件的伴生气回收率进行扣减。

也就是说，要确定项目的减排量（回收的伴生气在基准线情景下的排放量），要根据保守性原则采用回收产品产量进行回溯计算，即需计算气态天然气、液化天然气和其它回收产品直接燃烧产生的排放量。这要对伴生气回收产品的流量、温度、绝对压力等参数进行监测，同时需测量伴生气处理系统入口处气体的流量与组分，并与产品产量和排放量进行交叉核对，对项目减排量保守性取值判断，如出现产品产量计算出的排放量超过按照入口伴生气计算排放量的情形，需对超过部分的减排量进行扣减。

中国环境报：《方法学》与国际相关机制相比有何不同？这些不同基于何种考虑？

范巍：国际上清洁发展机制（CDM）、核证碳标准（VCS）等机制均包含有伴生气领域甲烷减排项目方法学，注册项目使用频率较高的方法学为AM0009“燃烧或放空的油田伴生气回收利用”。

《方法学》充分借鉴总结国内外已有油田伴生气回收方法学编制经验，并结合项目现场实地调研，在适用条件和数据质量要求等方面进行了改进和完善，确保基准线保守、数据质量可监管和可操作。

一是适用条件更为符合目前我国伴生气回收的技术发展现状和政策导向，支持陆上油田低气量伴生气回收；二是数据质量要求更高，采用产品产量追溯进行减排量计算，同时用回收气体流量组分进行校核，更符合保守性原则，设定监测值的监测频率、数据记录频次和联网等要求，更有利于数据监管；三是对于符合适用条件的项目免予额外性论证，简化审定与核查程序。

来源 | 中国环境APP

记者 | 乔建华

编辑 | 张韵晨

一图读懂 | 温室气体自愿减排项目方法学 陆上气田试气放喷气回收利用

专家解读 | 发布《陆上气田试气放喷气回收利用方法学》为何具有开创性意义？

近日，生态环境部联合国家能源局发布了3项温室气体自愿减排项目方法学，《陆上气田试气放喷气回收利用方法学》（以下简称“方法学”）是其中之一。

生态环境部相关负责人介绍，今年将分批次发布多项方法学，具有覆盖行业领域广、温室气体种类多、结合国情推出“中国创新”等特点。《陆上气田试气放喷气回收利用方法学》就是一项有明显“中国创新”特点的方法学。

参与这项方法学编制的中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司安全副总监朱进、工程师周微（以下简称方法学编制人）向记者介绍，目前，全球范围内尚未建立起针对试气放喷气回收项目的市场化减排激励机制和政策支持体系。国际自愿碳减排标准体系（如核证碳标准、黄金标准等）现有的油气行业方法学中，均未包含专门针对试气放喷气回收的核算方法。

“相比之下，此次编制的《陆上气田试气放喷气回收利用方法学》具有开创性意义。”周微说。

减少天然气燃烧，强化回收利用实现节能降碳

中国环境报：发布这项方法学的背景是什么？对促进温室气体减排有什么意义？

方法学编制人：试气放喷是指在天然气井试气过程中的无阻放喷测试，是气田开发过程中必不可少的一个阶段。

由于放喷初期含有大量的压裂砂与返排液，产出的天然气气量波动大，试气放喷气直接进入采气管网会对管网造成极大的损坏，因此试气放喷气不能直接进入采气管网，而是在放喷池进行燃烧，导致产生二氧化碳排放。而通过回收这部分原本在放喷池直接燃烧的试气放喷气，形成可以给用户使用的天然气产品，进而减少用户使用新开采的天然气，可以减少燃烧新开采天然气时产生的二氧化碳排放，一定程度上减少温室气体的排放，同时降低气田开发对环境的影响。

这一方法学鼓励将试气放喷气回收后用于生产管输天然气、液化天然气、压缩天然气等，实现了资源的回收利用，提高能源利用效率，也为实现国家自主贡献目标提供支持。

此外，方法学的应用将促使油气企业改进试气放喷气回收利用技术，可以带动油气行业在温室气体减排和资源回收利用方面的技术升级。

目前，不同地区气田的地质条件、井型、开发压力以及气质等关键因素差异较大，不同气田试气放喷气回收项目需要针对具体情况进行设计。一些企业已经开始采用相关技术进行试气放喷气的回收。但整体来看，这类技术仍处于发展初期阶段，部分企业由于技术、成本等因素，尚未全面开展试气放喷气回收利用工作。

未来，试气放喷气回收利用技术将朝着更加绿色低碳化、智能化和小型化的方向发展。一方面，更加注重提升技术装备适应性，降低投资成本。另一方面，通过绿色低碳化技术集成以及借助物联网、大数据和人工智能技术，提高回收系统的稳定性、自动化水平以及回收效率。

三类气井适用，煤层气井不适用

中国环境报：哪些项目可以申请陆上气田试气放喷气回收利用项目？哪些类型的不可以申请？

方法学编制人：本方法学的减排机理是将原本燃烧的试气放喷气处理成可利用的产品，通过输送系统外销，避免项目区域内的其他天然气产生的温室气体排放。

在符合法律法规要求、行业发展政策的前提下，使用本方法学的项目须满足方法学中规定的适用条件。

第一，方法学适用于常规天然气井、页岩气井和致密气井的试气放喷阶段，不包括煤层气井的试气放喷阶段。为什么煤层气井的试气放喷阶段不满足方法学申请条件？因为煤层气试气放喷的核心是“控压排液、缓慢见气”，工艺上以排水设备为主、放喷为辅，与其他类型的天然气井在放喷目的、流体特征上存在差异，因此本方法学不适用于煤层气井。

此外要注意，在计算减排量时，方法学对可计入减排量的回收时间进行了规定，常规天然气井回收时间不超过7天，页岩气井和致密气井回收时间不超过21天。

这是考虑到，在实际生产过程中，不能根据单一的标准对放喷阶段进行判断。各井口因为类别（页岩气、致密气、常规气）、钻井深度、井形（水平井、直立井）、地层压力、储层特点、所在区域等差异，使得放喷阶段的判断标准均不一致。试气放喷的原则是将压裂进入地层的液体、砂等尽量排空，使产出天然气达到管输要求。天然气储层物性决定放喷难度、周期。因此基于生产实际普遍放喷时间及保守性原则，对试气放喷阶段的时间进行了规定，以确保各项目按照统一标准理解试气放喷阶段的定义内涵。

第二，将试气放喷气回收处理成管输天然气、压缩天然气、液化天然气产品。

第三，项目监测数据应与全国碳市场管理平台联网，减排量产生于项目相关监测数据联网（完成联网试运行）之后。

第四，项目应符合法律、法规要求，符合行业发展政策。

项目缺乏经济吸引力，免予额外性论证支持规模化发展

中国环境报：本方法学的额外性为什么免予论证？

方法学编制人：对符合本方法学适用条件的项目进行免予额外性论证，主要基于以下3个方面的考量。

一是不同地区气田的地质条件、井型、开发压力以及气质等关键因素差异较大，开展试气放喷气回收项目所需的设备需要针对不同气田具体情况定制相应设备，导致直接投资较大。

二是由于试气放喷阶段时间短，回收装置需搬迁到不同井口开展回收处理工作，且含大量的砂、酸及返排液等对回收设备损耗大。相较于其他项目而言，设备搬迁费用、维修费用较高，导致这类项目要实现经济性存在障碍。经调研，已开展的试气放喷气回收利用项目全投资内部收益率均低于行业基准收益率，不具备经济性。

三是受试气放喷气特点的制约，回收气量具有一定上限，因此无法通过规模化开展该项目来提升该类项目的收益率。

由此可见，符合本方法学适用性的项目普遍难以达到行业内投资预期，缺乏经济吸引力。在没有额外激励措施的情况下，项目业主大多不会主动开展此类项目。因此，适用于本方法学的自愿减排项目额外性免予论证。以期通过温室气体自愿减排交易机制支持此类项目由产业发展初期向规模化发展顺利过渡。

明确监测、审定与核查要求，保障数据质量和可信度

中国环境报：项目减排量是如何计算的？项目寿命期限如何确定？

方法学编制人：项目减排量为基准线排放量与项目排放量之差。其中，基准线排放量为项目回收利用的陆上气田试气放喷气在井场放喷池直接燃烧产生的温室气体排放量。但由于在净化系统、压缩天然气（CNG）生产装置、液化天然气（LNG）生产装置、天然气增压装置处存在泄漏及损耗，并且陆上气田试气放喷气直接燃烧排放的热值、单位热值含碳量等数据在实际情况下无法直接获取，因此基于保守性原则和可操作性原则，使用回收产品燃烧产生的二氧化碳量作为项目基准线排放量。同时，依据最新联合国气候变化框架公约第6.4条机制下方法学的设计思路，项目基准线排放量按所属行业适合本方法学适用条件的试气放喷气回收利用率进行扣减。

项目的排放量由净化系统、CNG生产装置、LNG生产装置、天然气增压装置消耗的化石燃料或电量产生的温室气体排放量，输送系统因输送回收产品至门站、工厂所产生的排放量组成。

项目寿命期限的开始时间应为整个项目区域内第一口井实施试气放喷气回收开始。项目寿命期限的结束时间为项目区域内最后一口井实施试气放喷气回收结束。项目计入期为可申请项目减排量登记的时间期限，项目减排量的产生时间开始，最长不超过10年。

中国环境报：监测时有哪些要求？数据质量如何保障？

方法学编制人：方法学主要通过以下方式保障数据质量和可信度：一是明确项目业主应遵循项目设计阶段确定的数据监测程序与方法要求，制定详细的监测计划，并明确需联网的数据及联网要求；二是明确电能表、流量计、温度计量仪、压力计量仪等计量装置的检定或校准要求和数据准确度控制与校正要求；三是明确数据管理与归档要求，确保数据管理规范、可追溯；四是明确审定与核查环节对于数据质量的审定与核查要点，包括参数取值来源、计量装置的安装、数据异常处理等。

若项目边界内涉及5个以下（含）井口，审定与核查机构应对所有井口开展现场走访；若项目边界内井口总数超过5个，应按照本方法学中的抽样方案进行抽样，并按照抽样结果赴现场进行走访，其中至少包含一个正在开展试气放喷气回收利用的现场。若抽取的井口存在不符合审定与核查要点的情形，则审定与核查机构应加倍扩大抽样量，如果扩大抽样仍然存在不符合情形，则继续加倍扩大抽样量，直至抽取全部样本。审定与核查机构通过查看全国碳市场管理平台联网监测数据，交叉核对核算报告中计算的减排量，按照保守原则取值。

来源 | 中国环境APP

记者 | 刘良伟

编辑 | 张韵晨

　　Hehson财经ESG评级中心简介

　　Hehson财经ESG评级中心是业内首个中文ESG专业资讯和评级聚合平台，致力于宣传和推广可持续发展，责任投资，与ESG（环境、社会和公司治理）价值理念，传播ESG的企业实践行动和榜样力量，推动中国ESG事业的发展，促进中国ESG评估标准的建立和企业评级的提升。

　　依托ESG评级中心，Hehson财经发布多只ESG创新指数，为关注企业ESG表现的投资者提供更多选择。同时，Hehson财经成立中国ESG领导者组织论坛，携手中国ESG领导企业和合作伙伴，通过环境、社会和公司治理理念，推动建立适合中国时代特征的ESG评价标准体系，促进中国资产管理行业ESG投资发展。