浅谈油气管道企业碳排放配额分配

前言：想要写出一篇引人入胜的文章？我们特意为您整理了浅谈油气管道企业碳排放配额分配范文，希望能给你带来灵感和参考，敬请阅读。

摘要：碳排放配额分配方法是碳交易市场运行的核心要素，是企业开展数据管理和排放管控的重要依据。简要概括了我国碳交易市场发展现状，详细阐述了油气管道企业碳排放管控边界以及碳交易试点地区碳排放配额分配方法，重点分析了油气管道企业碳排放配额分配方法的影响因素：管控边界、输送工艺、途径地形、油品属性等，提出历史排放强度法更符合当前管道企业排放管控工作，未来随着数据质量提升、分配方法研究成熟，逐步采用基准值法，并建议基准值的确定应建立在一定管输负荷率基础上。

关键词：油气管道；碳市场；配额分配

随着温室效应不断加剧，有效管控温室气体排放已经成为世界各国的共识［1］。碳交易作为一种市场化的减排手段，因其具有可最小化减排成本、促进价格发现、为企业减排提供市场机制等诸多优点而被多数国家和地区所采纳［2—6］。中国作为世界上碳排放总量最多的国家，主动承担减排责任，明确减排目标：到2030年二氧化碳排放量达到峰值并争取尽早达峰，单位国内生产总值二氧化碳排放量比2005年下降60％～65％［7］。为实现上述减排目标，中国正在逐步构建以碳排放权总量控制与交易机制为核心的全国碳交易市场，并以此作为推动低碳转型、统筹全国环境治理需求的重要政策工具之一。碳排放配额分配是碳交易市场运行的核心机制，是排控企业参与碳市场的基础。随着碳交易市场的建设和完善，油气管道企业作为油气工业重要组成部分，将被逐步纳入管控［8—9］，应实时跟踪国家相关政策进展，客观分析行业发展形势，提前研究碳排放配额分配方法等国家管控机制，争取由被动应对转变为主动利用，为尽早实现低碳转型奠定基础。

1碳交易市场发展现状

我国碳交易市场建设起步较晚，总体按照先试点后推广的路径逐步建设。2013年正式启动碳交易市场试点建设，先后设立深圳、上海、北京、广东、天津、湖北、重庆等7个碳交易试点，正式进入碳交易市场建设和运行经验的积累阶段，后期又陆续增设福建、四川碳交易试点市场。各试点地区因经济结构不同，纳入行业企业不尽相同，但均包含了热电、钢铁、化工等高耗能工业企业［10—11］，部分试点也将辖区内的原油炼厂、油田纳入管控。2017年12月，全国碳交易市场正式成立，按照抓大放小的原则，对全国主要的工业企业进行了碳排放的摸底与核查，最终确定首批仅以数据基础较好、排放总量较大的发电行业作为突破口启动全国碳排放交易市场［12］。首批纳入全国碳市场的发电企业约1700家［13］，年排放总量超过30亿吨二氧化碳当量［14］，约占全国总排放的1／3［15］。随着全国碳交易市场建设的逐步推进，其他工业企业也将被逐步纳入。根据试点地区管控情况，石油工业中的油田企业和炼化企业势必很快被纳入管控。油气管道企业作为石油工业重要组成部分，按照全国碳交易市场管控企业排放标准判断也将会被纳入管控，但因其相对排放量较小、管线线性跨区域分布、碳排放管控基准较难确定等诸多因素影响，纳入管控的时间可能相对较晚。碳排放配额的初始分配是碳交易机制的核心要素之一，直接影响到市场公平性和整体减排效率。油气管道因其线性分布、散点排放、行政管理划分与碳市场管控行政区域划分存在较大差异等特点，致使排放配额的确定和分配均存在较大技术和管理难点。油气管道企业应尽早关注并开展相关研究，明确排放数据管理重点，有效应对国家管控。

2油气管道企业碳排放管控边界

排放配额的确定首先应明确企业排放的核算方法和管控边界。油气管道企业并没有独立的温室气体排放核算方法，其作为油气储运业务包含在《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）》（发改办气候［2014］2920号）中［16］。该核算方法确定的油气管道企业温室气体核算边界如下：1）核算气体边界：油气管道企业同时核算二氧化碳和甲烷两种温室气体。2）核算设施边界：在运营上受其控制的所有生产设施，设施范围包括基本生产系统、辅助生产系统以及直接为生产服务的附属生产系统，其中辅助生产系统包括厂区内的动力、供电、供水、采暖、制冷、机修、运输等，附属生产系统包括生产指挥管理系统（如机关等）以及为生产服务的部门和单位（如职工食堂等）。依据上述规定，油气管道企业排放主要包括：输油泵、压缩机、加热炉、锅炉等站场生产设施，站场及机关办公、维抢修队、员工食堂、宿舍、车队、矿区等的用能排放，以及火炬燃烧排放、油气管线甲烷逃逸排放、放空排放等。全国碳市场对企业的实际管控边界与企业核算边界存在一定差异。企业核算边界用于计算企业全部排放的总量，是用于判断是否应纳入管控的标准。根据碳交易试点地区的运行经验以及全国碳市场管控原则判断，管控边界仅包括直接生产设施以及排放量较大且与直接生产密切相关的排放。油气管道企业的管控边界应包括：输油泵、压缩机、生产加热炉以及其他电动执行机构、工艺设备等消耗化石燃料或用电、用热产生的排放，以及由生产工艺导致的放空（包括冷放空和热放空）排放。油气管道的逃逸排放因其计量难度大，可能暂不纳入管控；用于生活的化石燃料燃烧、站场办公及宿舍用电等导致的排放，因排放量较小且一般未单独计量，将根据实际计量情况确定是否剔除。

3碳排放配额分配方法现状

根据碳交易试点市场的运行经验，被纳入排放管控的企业获得排放配额的途径主要包括免费分配和市场购买两种［17—19］。其中，免费分配配额是指政府相关主管部门根据一定的分配方法免费发放给企业的排放配额，是企业获取配额最主要的途径，配额分配方法决定了市场管控效果。各碳交易试点地区结合行业企业特点分别制定了各自的配额分配方案，主要包括历史排放法、历史强度下降法、基准值法三种［20—21］。历史排放法是指依据排控企业的历史碳排放量确定其所能获得的配额，一般将该企业前三年的历史排放作为下一年度配额的分配依据，政府主管部门通过年度下降系数来调整企业减排力度（公式1）。排控企业配额＝历史平均碳排放×年度下降系数（1）该方法对数据量要求小，计算、分配方法简单，易操作，且能够严格控制排放总量，但同时也存在较多弊端：仅适用于生产比较稳定的企业，产量或生产工艺的变动都会导致配额的大幅波动；依据历史排放数据进行分配，导致间接鼓励高排放，且存在“鞭打快牛”的现象。因此，历史排放法在碳交易试点地区并未大面积采用，仅个别试点地区初期应用于矿山开采、微粉研磨以及石化行业企业等产品种类较多，排放边界变化较大的排控企业。历史强度法是历史排放法的一种延伸，指根据历史排放量确定企业历史平均碳排放强度，再根据企业的实际产量、年度下降系数最终确定实际分配配额，政府主管部门通过年度下降系数来调整企业减排力度（公式2）。排放企业配额＝产量×历史平均碳排放强度×年度下降系数（2）该方法相比历史排放法进行了较大改进，实现了对单位生产量的考核，但对企业排放数据的质量要求较高，且历史排放强度仍依据历史排放确定，同样可能发生对高排放企业管控不足、对先进企业管控过严的现象。历史强度法因能够一定程度兼顾企业接受度和管控公平性，而被大部分碳交易试点地区所采纳，一般应用于钢铁、造纸、航空等产品种类较少、数据质量较好的行业企业。基准值法是指参照行业整体排放数据和先进生产工艺，确定单位排放基准，并根据该基准和企业实际产量发放配额，政府主管部门一般通过调整行业排放基准值控制减排力度（公式3）。排控企业配额＝产量×基准值（3）该方法因能够基本实现对相同产品管控的公平性，可以奖励先进生产工艺或企业实施的减排措施，而被广泛应用于发电、水泥、平板玻璃等行业。基准值法的核心难点在于基准值的确定，需要充分收集历史活动水平数据、合理确定产品排放基准。基准制定过低，易导致市场流通配额过度，碳价低迷，减排效果不理想；基准制定过高，易导致对生产效率较低的企业初期管控过严，市场流通配额稀缺，碳价偏高。2016年国家发改委在配额分配草案中提出，全国碳市场将采用基准值法和历史强度法进行配额的免费分配，对于发电、电解铝等基础数据较好、产品单一的行业采用基准值法；对于钢铁、化工、造纸等数据基础较差、能耗无法合理分开的行业采用基于法人或生产边界的历史强度法。国家碳市场首批仅纳入发电企业，采用基准值法进行配额分配。随着碳市场建设的逐步完善和成熟，其他工业企业将会逐步纳入，且采用基准值法的行业企业将逐步增加。油气管道企业的排放地理边界比较特殊，是由线性管道串联散点排放源构成，其线性分布为管控行政区域的基准值确定带来诸多困难。

4油气管道企业碳排放基准确定的影响因素

4．1管控行政边界

国家碳交易市场目前已明确按照省级行政边界进行排放企业管控。油气管道是一个线性、封闭的输送系统，距离较长的管道基本均存在跨省现象，管道沿线的加压站按照输送动力要求分布在沿线各省（图1）。油气资源输送受输送工艺、输量、设备检修等诸多因素影响，沿线各增压站动力设备开启变化可能比较频繁。相同输量条件下，输送工艺等的变化将导致各省域内排放的明显差异，极有可能存在某一考核年度内甲省的A、B站动力设备开启时长和能耗远大于乙省（图1），下一年度发生转变。全国碳市场按照省级行政区域进行管控的模式与对上述实际情况将存在较大矛盾，导致排放管控失真。输油管道是一个线性系统，简单按照行政区域划分进行管控，既无法表征实际排放又不能有效进行管控。目前现行的按省级行政区域管控的模式仅适用该管道全部位于一个省域内或储气库、LNG接收站等，不适用于长输跨省油气管道。

4．2输送工艺

输送工艺是影响油气管道碳排放的核心因素之一。实际输量的大小、增压站启动配置、增压设备的实际功率、输送压力、原油加热温度等工艺参数均对油气管道排放产生影响。目前油气管道输送工艺根据模拟计算确定最优实际工艺方案并执行，受计算模型、输送安全、增压设备运行工况等诸多因素影响，实际执行方案很难达到最优。碳排放管控的排放基准是根据最优输送工艺确定的，油气管道因其管径、设计压力等自身属性无法改变，某一输量下最优输送工艺为确定值，且各管线间不具可比性。管线最优输送工艺较难确定，是碳排放基准确定的难点之一。

4．3管道途径地形

管道途径地形对碳排放具有一定影响。对于输气管线，根据水力计算公式可知，管线起点和终点的高程差、沿途地形起伏程度对输气能力和碳排放产生影响，即相同输量条件下，起点比终点位置越高、起伏程度越小，则输气能力越高、单位输量排放越小，反之亦然。对于输油管线，一般仅起终点高程差对输送能力和排放有影响，起点比终点位置越高，则输油能力越大，单位排放越小，反之亦然。但当管道存在较大落差时，易导致低点压力过高、高处不满流导致离心泵气蚀或断流、形成气袋导致管道压力超限等风险，为保障输送安全，目前管道敷设通常采用隧道穿越或设置减压站的方式，我国兰成渝成品油管线、库鄯原油管线均设置有减压站。减压站的设置一定程度上导致势能的损失。我国目前已基本形成全国油气管网，管道分布广、途径地形复杂。基准值得确定存在两方面问题：其一，基准值难以合理确定；其二，制定的全国统一排放基准无法真实公平的表征实际先进排放水平。

4．4油品属性

油品属性影响因素主要针对原油管线。我国原油管线输送的原油主要包括俄罗斯原油、大庆原油、长庆原油、新疆原油、胜利原油以及其他进口原油等，各油源物性差异较大，对输送的能耗及排放影响，明显，其中粘度和凝点是两个关键影响因素。粘度因素影响：根据水力摩阻系数计算公式，油品粘度越大，水力摩阻就越大，输送相同油品需要的能量就越多；凝点影响因素：原油凝点越高，为保障输送安全，需要对原油进行额外加热或加热更高温度，进而导致能耗和排放增加。以大庆原油和进口俄罗斯原油为例，大庆原油属高粘高凝原油，凝点在30℃左右，常年需要加热炉加热输送，因加热导致的排放是大庆原油输送的主要排放因素之一；进口俄油为轻质油，凝点在－10℃以下，冬季依然能够保证常温密闭输送。由此可见，不同原油管线因输送油品物性的差异导致排放差异，无法准确合理的确定统一的排放基准或单位排放强度。近年来，我国高粘高凝原油输送已逐步采用了添加降凝剂技术、轻质原油掺混技术等，显著降低了运行成本和能耗，新技术的应用进一步增加了碳排放基准值确定的难度。

4．5其他因素

除上述因素外，管径、管壁粗糙度、沿途地温及导热系数、输送压力、增压设备功率等均对管道碳排放产生影响。综上所述，从管控模式来看，按照省级行政区域划分的管控模式不适用于线性分布的跨省管道，在国家已明确按照省级行政单位管控的模式下，管道企业应积极争取同一法人主体不同省级行政区域间配额可自由调配的政策支持，以平抑因输送工艺等因素影响导致的省域间的排放差异。从碳排放配额分配方法来看，全国范围内统一排放基准值尚无法确定，导致基准值法的应用存在较大困难。从短期来看，历史强度法对目前油气管道排放配额分配具有一定适用性，可基于单条管道或法人单位不同输送介质的历史排放强度确定排放配额分配。

5结论与展望

全国碳交易市场已经启动，管控企业范围将逐步扩大，油气管道企业作为油气工业的重要组成部分迟早会被纳入管控。碳排放配额分配方法对排放企业应对管控工作具有重要指导作用。油气管道受输送工艺、地形地势、油品属性等诸多因素影响，历史强度法更加适用于当前管道企业排放管控现状。未来随着油气管道企业碳排放数据质量提高和排放强度趋于平稳，可结合输送工艺的优化模拟确定某条管线或法人单位某一介质的基准值，逐步调整为基准值法进行管控，以进一步提升企业自愿减排的动力。基准值的确定除依据排放强度和输送工艺的优化模拟外，还可借鉴《天然气管道运输价格管理办法（试行）》中关于准许基准收益率的相关规定，“准许收益率按管道符合率不低于75％取得税后全投资收益率8％的原则确定”，即：油气管道碳排放基准值的确定也应基于一定管输负荷率条件下确定。该方法不仅能够提高企业自愿减排的能动性，也有利于促进管输企业积极向第三方开放，以提升管输负荷率，降低排放成本。油气管道企业当前除需做好碳排放基础数据管理工作外，还应坚持以争取配额最大化为基本工作原则，逐步建立排放管控体系，为有效应对国家碳排放管控和实现低碳转型奠定坚实基础。

作者：杨瑞 王亚萍 金俞鑫 田灿 吴超 田望 杨爱兴 单位：中国石油管道公司