李森圣 王盟浩 徐程浩 胡俊坤 王瀚悅

（1.中國(guó)石油西南油氣田公司天然氣經(jīng)濟(jì)研究所，四川 成都 610051；2.重慶大學(xué)資源與安全學(xué)院，重慶 400044；3.中國(guó)石油西南油氣田公司，四川 成都 610051）

0 引言

碳捕集、利用與封存（以下簡(jiǎn)稱CCUS）作為實(shí)現(xiàn)碳中和目標(biāo)的托底保障技術(shù)，是全球公認(rèn)的最具商業(yè)化應(yīng)用潛力的碳減排技術(shù)，在助力中國(guó)如期實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)過程中將發(fā)揮重要作用。四川盆地天然氣勘探開發(fā)歷史悠久，且是當(dāng)前及未來較長(zhǎng)一段時(shí)期中國(guó)天然氣增儲(chǔ)上產(chǎn)的主戰(zhàn)場(chǎng)，擁有豐富的內(nèi)外部碳源以及枯竭氣藏等碳匯資源，擁有技術(shù)、資源、市場(chǎng)和產(chǎn)業(yè)鏈優(yōu)勢(shì)，在推動(dòng)氣藏CCUS提高天然氣采收率（以下簡(jiǎn)稱CCUS-EGR）技術(shù)規(guī)?；\(yùn)用方面潛力巨大。當(dāng)前，國(guó)內(nèi)外氣藏CCUS-EGR 項(xiàng)目的成功案例極少，屬于世界性難題。四川盆地也處于CCUS 產(chǎn)業(yè)示范初期，當(dāng)前正在積極推進(jìn)CCUS-EGR先導(dǎo)試驗(yàn)項(xiàng)目，探索上產(chǎn)氣田同步推動(dòng)老氣田提高采收率和實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰碳中和的可行性路徑，加快構(gòu)建“天然氣＋CCUS”的油氣與新能源深入融合發(fā)展新模式。區(qū)別于傳統(tǒng)的CCUS-EOR 項(xiàng)目，CCUSEGR 有其自身的技術(shù)、經(jīng)濟(jì)特征，構(gòu)建CCUS-EGR全產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法，為CCUS-EGR 項(xiàng)目示范及未來產(chǎn)業(yè)化發(fā)展奠定基礎(chǔ)。

1 CCUS-EGR全產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)模型

經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)模型主要由全產(chǎn)業(yè)鏈成本核算模型和效益核算模型兩部分組成，其中效益核算模型包括能源收益和環(huán)境效益兩個(gè)方面（圖1）。

圖1 CCUS-EGR全產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)模型示意圖

1.1 CCUS-EGR全產(chǎn)業(yè)鏈成本核算模型

按照CCUS-EGR 流程分為：①捕集壓縮模塊；②集中運(yùn)輸模塊；③封存利用模塊；④分離回注模塊；⑤風(fēng)險(xiǎn)監(jiān)測(cè)模塊。模塊之間相互聯(lián)系和約束，共同組成完整的CCUS系統(tǒng)［1］。

1）捕集壓縮模塊。捕集壓縮模塊成本參照相關(guān)研究分為建設(shè)投資成本CCs（單位為元）及運(yùn)營(yíng)成本OCs（單位為元／a），該環(huán)節(jié)總成本為SCs，總成本計(jì)算式如式1所示。

其中，αS為年金現(xiàn)值系數(shù)。該系數(shù)用于將建設(shè)投資成本轉(zhuǎn)化為分期后的等額年度資本成本，計(jì)算方式如式2；i表示利率；n表示分期年限。

建設(shè)投資成本需要同時(shí)考慮到設(shè)備在使用過程中的改造問題，隨著氣藏注氣開發(fā)規(guī)模的持續(xù)擴(kuò)大，設(shè)備需要升級(jí)擴(kuò)容以匹配用氣量提升的需求。根據(jù)捕集壓縮設(shè)備是否擴(kuò)容來計(jì)算CCs，如式3 所示。

其中，YCEt,r,s,c,f表示t時(shí)期r區(qū)域s工廠c捕集技術(shù)f捕集規(guī)模的CO2捕集設(shè)備是否擴(kuò)容，0或者1；CCEt,r,s,c,f表示t時(shí)期r區(qū)域s工廠c捕集技術(shù)f捕集規(guī)模的CO2捕集擴(kuò)容規(guī)模（t／a）［2］；ICEt,r,s,c,f表示t時(shí)期r區(qū)域s工廠c捕集技術(shù)f捕集規(guī)模的CO2捕集的單位投資建設(shè)成本，元。而擴(kuò)容后的運(yùn)行成本計(jì)算也需要進(jìn)行調(diào)整，如式4所示。

其中，XCCt,r,s,c,f表示t時(shí)期r區(qū)域s工廠c捕集技術(shù)f捕集規(guī)模的CO2捕集量，t；VCCt,r,s,c,f表示t時(shí)期r區(qū)域s工廠c捕集技術(shù)f捕集規(guī)模的CO2捕集的單位可變運(yùn)行成本，元／t；ICCt,r,s,c,f表示t時(shí)期r區(qū)域s工廠c捕集技術(shù)f捕集規(guī)模的初始CO2捕集能力，t／a；FCCt,r,s,c,f表示t時(shí)期r區(qū)域s工廠c捕集技術(shù)f捕集規(guī)模的CO2捕集的單位固定運(yùn)行成本，元／t。

2）集中運(yùn)輸模塊。針對(duì)西南地區(qū)CCUS-EGR流程進(jìn)行分析，考慮CO2氣源分布于氣田周邊，所以僅考慮陸上運(yùn)輸方式，主要對(duì)卡車運(yùn)輸及管道運(yùn)輸成本進(jìn)行分析建模。將運(yùn)輸環(huán)節(jié)成本同樣分為投資成本TIC及運(yùn)營(yíng)成本TOC。

①卡車運(yùn)輸成本

卡車運(yùn)輸?shù)耐顿Y成本主要為卡車購(gòu)置費(fèi)用，而卡車購(gòu)置費(fèi)用由CO2總運(yùn)輸量、每個(gè)卡車單次運(yùn)輸量、單次運(yùn)輸時(shí)間以及每個(gè)卡車的年度可用時(shí)間決定，如式5所示。

其中，?為單輛卡車的購(gòu)置費(fèi)用，元；N為卡車的總需求量。總需求數(shù)量N則是由CO2總運(yùn)輸量及卡車運(yùn)輸能力和年度最大使用時(shí)間決定，如式6所示。

其中，Q為CO2年度總運(yùn)輸量，t；T為每輛卡車年度最大使用時(shí)間，h／a；C為每輛卡車的單次最大運(yùn)輸能力，t；L為運(yùn)輸距離，km；v為卡車運(yùn)輸過程中的平均速度，km／h；t為裝卸時(shí)間，h。

卡車運(yùn)輸?shù)倪\(yùn)營(yíng)成本如式7～式11所示，主要包括四部分：燃料成本FC，勞務(wù)成本LC，維護(hù)成本MC，一般成本GC。其中P為燃料價(jià)格，元；S為單位距離的平均燃油消耗量，單位為L(zhǎng)／km；M為司機(jī)工資，元／h；W為每公里的維護(hù)成本，元／km；E為年度一般費(fèi)用，元／a。

②管道運(yùn)輸成本

使用管道運(yùn)輸CO2的過程中從入口端到出口端壓力會(huì)逐漸降低，為保持CO2的超臨界狀態(tài)需保證入口與出口端的壓差，所以當(dāng)運(yùn)輸距離超過100 km 時(shí)需要使用升壓站來補(bǔ)充運(yùn)輸過程中的壓力降。管道運(yùn)輸成本包括兩部分：一是管道修建成本PC，二是升壓站建造成本BC。如式12所示。

其中，PC主要與管道直徑A（m）以及長(zhǎng)度L（km）有關(guān)，如式13所示。

對(duì)于運(yùn)輸超臨界CO2的管道直徑需要考慮管道使用材料、上下游壓差以及運(yùn)輸距離計(jì)算方法，見式14～式15。其中f為扇動(dòng)系數(shù)；R為材料的粗糙程度，設(shè)定為0.000 457 m。

管道運(yùn)輸?shù)倪\(yùn)營(yíng)成本則主要來自于管道操作成本PO與升壓站操作成本BO，如式16 所示。升壓站操作成本主要源自提升CO2壓力所消耗的電能，按照將1 t 超臨界CO2升高1 MPa 使用的電能BOE（單位為kW · h／（t·MPa））來進(jìn)行成本計(jì)算，如式17 所示，其中EP為工業(yè)用電價(jià)格。

3）封存利用模塊。CO2注入階段主要成本來自于注入井的鉆完井及后續(xù)的注入投入，同樣分為投資成本IIC和運(yùn)營(yíng)成本IOC。在部分油氣田進(jìn)行注氣開發(fā)等二次開發(fā)前，往往經(jīng)歷過衰竭及注水開發(fā)，在進(jìn)行注氣開發(fā)操作時(shí)會(huì)選取部分井作為注氣井。新井和老井注氣前的維護(hù)成本不同，需分開進(jìn)行計(jì)算，具體見式18。

其中，OIWCt,r′,o,w為t時(shí)期r′封存區(qū)域o利用技術(shù)w注入方式的老井改造成本，元／口；NOWt,r′,o,w為t時(shí)期r′封存區(qū)域o利用技術(shù)w注入方式的老井?dāng)?shù)量，口；NIWCt,r′,o,w為t時(shí)期r′封存區(qū)域o利用技術(shù)w注入方式的新井單位投資成本，元／口；NNWt,r′,o,w為t時(shí)期r′封存區(qū)域o利用技術(shù)w注入方式的新井?dāng)?shù)量，口。

運(yùn)營(yíng)成本需分井進(jìn)行討論，考慮到每口井的注入能力存在差異，其注氣參數(shù)會(huì)有所不同，進(jìn)而導(dǎo)致井間消耗能源也會(huì)不同。注氣運(yùn)營(yíng)成本如式19 所示，其中OVUCt,r′,o,w為t時(shí)期r′封存區(qū)域o利用技術(shù)w注入方式的老井注入單位CO2的耗電量，kW · h；OXTEt,r′,o,w為t時(shí)期r′封存區(qū)域o利用技術(shù)w注入方式的老井注氣量，t；NVUCt,r′,o,w為t時(shí)期r′封存區(qū)域o利用技術(shù)w注入方式的新井注入單位CO2的耗電量，kW·h；NXTEt,r′,o,w為t時(shí)期r′封存區(qū)域o利用技術(shù)w注入方式的新井注氣量，t；OECAt,r′,o,w為t時(shí)期r′封存區(qū)域o利用技術(shù)w注入方式的老井單位注氣量，t；OEAOt,r′,o,w為t時(shí)期r′封存區(qū)域o利用技術(shù)w注入方式的老井初始注氣能力；OFUCt,r′,o,w為t時(shí)期r′封存區(qū)域o利用技術(shù)w注入方式的老井單位固定運(yùn)行成本，元／t；NECAt,r′,o,w為t時(shí)期r′封存區(qū)域o利用技術(shù)w注入方式的新井單位注氣量，t；NEAOt,r′,o,w為t時(shí)期r′封存區(qū)域o利用技術(shù)w注入方式的新井初始注氣能力；NFUCt,r′,o,w為t時(shí)期r′封存區(qū)域o利用技術(shù)w注入方式的新井單位固定運(yùn)行成本，元／t。

4）分離回注模塊。在注氣生產(chǎn)前期，由于注入氣還未擴(kuò)散到生產(chǎn)井附近，產(chǎn)出氣中CO2含量較少，無需分離后回注；在生產(chǎn)后期，CO2運(yùn)移前緣靠近生產(chǎn)井，在高速滲流通道以及注CO2波及范圍足夠大的情況下出現(xiàn)氣竄。大量CO2進(jìn)入到生產(chǎn)井內(nèi)，需要對(duì)產(chǎn)出氣中的CO2進(jìn)行分離回注，以提升CO2利用率和埋存率。RCCt,r′,o,g表示CO2回收、分離、提純的投資建設(shè)成本，計(jì)算式如20 所示。ROCt,r′,o,g表示可變運(yùn)行成本和固定運(yùn)行成本，計(jì)算式如式21所示。

其中，YRt,r′,o,g表示t時(shí)期r′區(qū)域o回收技術(shù)g回收規(guī)模的CO2回收設(shè)備是否擴(kuò)容，0或者1；IRCEt,r′,o,g表示t時(shí)期r′區(qū)域o回收技術(shù)g回收規(guī)模的CO2回收設(shè)備的單位投資建設(shè)成本，元／t；NRCEt,r′,o,g表示t 時(shí)期r′封存區(qū)域o回收技術(shù)g回收規(guī)模的回收設(shè)備數(shù)量。

XRCt,r′,o,g表示t時(shí)期r′封存區(qū)域o回收技術(shù)g回收規(guī)模的CO2回收量，t；VRCt,r′,o,g表示t時(shí)期r′封存區(qū)域o回收技術(shù)g回收規(guī)模的CO2回收的單位可變運(yùn)行成本，元／t；NCSt,r′,o表示t時(shí)期r′封存區(qū)域o回收技術(shù)的單位注入量，t；NROAt,r′,o,g表示t時(shí)期r′封存區(qū)域o回收技術(shù)g回收規(guī)模的初始回收能力；FRCt,r′,o,g表示t時(shí)期r′封存區(qū)域o回收技術(shù)g回收規(guī)模的單位固定運(yùn)行成本，元／t。

5）風(fēng)險(xiǎn)監(jiān)測(cè)模塊。全流程過程中監(jiān)測(cè)的總費(fèi)用，主要包括捕集壓縮監(jiān)測(cè)、管道運(yùn)輸監(jiān)測(cè)、封存利用監(jiān)測(cè)和分離回注四個(gè)模塊產(chǎn)生的監(jiān)測(cè)費(fèi)用，計(jì)算式如式22所示。

上述五個(gè)模塊的成本加總構(gòu)成CCUS-EGR 全流程成本測(cè)算通用模型。

1.2 CCUS-EGR全產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)收益模型

CCUS-EGR 全流程經(jīng)濟(jì)收益主要包括兩部分：第一部分為CO2提升天然氣采收率帶來的天然氣增產(chǎn)的銷售收益，第二部分為該過程中埋存的CO2形成的碳指標(biāo)在碳排放交易市場(chǎng)上交易帶來的環(huán)境收益。此外，環(huán)境收益部分受到國(guó)家政策影響，例如深圳在2023 年對(duì)生態(tài)環(huán)境部門授予的近零碳排放稱號(hào)項(xiàng)目給予總投資額10%的一次性獎(jiǎng)勵(lì)；上海徐匯區(qū)按照項(xiàng)目實(shí)現(xiàn)的年節(jié)能量給予每噸標(biāo)準(zhǔn)煤1 200 元的扶持，或按照項(xiàng)目投資額中用于實(shí)現(xiàn)節(jié)能減排降碳功能部分給予20%的扶持；江蘇省實(shí)施降碳成效掛鉤財(cái)政政策，對(duì)空氣質(zhì)量?jī)?yōu)良天數(shù)比率、PM2.5 年均濃度、單位地區(qū)生產(chǎn)總值二氧化碳排放下降率等幾項(xiàng)指標(biāo)達(dá)到目標(biāo)任務(wù)后，對(duì)統(tǒng)籌資金總額的10%進(jìn)行返還［3-6］。

（1）CCUS-EGR增產(chǎn)經(jīng)濟(jì)收益模型

以頁巖氣為例，隨著氣藏的開發(fā)進(jìn)行，頁巖氣產(chǎn)量在儲(chǔ)層及開發(fā)方式的影響下會(huì)出現(xiàn)一定程度的波動(dòng)。注氣方式包括CO2吞吐、一注一采、一注多采等類型，CO2注入井網(wǎng)后生產(chǎn)狀況變化主要分為三個(gè)流動(dòng)階段。第一階段，早期注入階段，儲(chǔ)層壓力仍在上升階段，生產(chǎn)井附近壓降漏斗還無明顯變化，生產(chǎn)過程仍依靠井底壓力降低進(jìn)行；第二階段，隨著CO2注入量的增加并由于競(jìng)爭(zhēng)吸附作用，CO2在頁巖基質(zhì)上的吸附能力大于甲烷，越來越多的CO2吸附在基質(zhì)上，伴隨著越來越多的甲烷從基質(zhì)上解吸出來，生產(chǎn)井產(chǎn)量逐漸上升；第三階段，CO2組分前緣逐漸靠近生產(chǎn)井，產(chǎn)出物中CO2的濃度越來越高，分離回注設(shè)備介入［7-10］。

將以上三個(gè)階段產(chǎn)氣總和作為增產(chǎn)后的天然氣產(chǎn)出量，并以此計(jì)算天然氣出售部分的收益情況，如式23所示。

其 中，XUCt,r′,o表示t時(shí)期r′區(qū)域利用o技術(shù)驅(qū)氣總量，m3；PSBt表示t時(shí)期天然氣價(jià)格，元／m3。

（2）CCUS-EGR資源環(huán)境收益模型

CO2埋存量交易部分為全流程的凈埋存量，CO2凈埋存量為頁巖氣井場(chǎng)的總埋存量減除各個(gè)環(huán)節(jié)消耗能源折算的CO2排放量。按照CCUS-EGR全流程的五個(gè)模塊逐一分析：

1）捕集壓縮模塊。捕集過程中的主要能源消耗包括電力消耗、燃料消耗、蒸汽消耗、脫鹽水和循環(huán)水，并且由于捕集方式的差異，捕集過程的能耗也會(huì)有所不同。

捕集過程額外產(chǎn)生的CO2為：

其中，CACO2為捕集方式；CECO2為該方式捕集一噸CO2額外排放的CO2量。

2）集中運(yùn)輸模塊。運(yùn)輸部分的能量消耗按照運(yùn)輸方式分為管道運(yùn)輸?shù)碾娏ο暮涂ㄜ囘\(yùn)輸?shù)娜剂舷摹？ㄜ囘\(yùn)輸在滿載和空載的情況下消耗的能源量不同，按照往返總路程的平均油耗來計(jì)算，運(yùn)輸過程額外產(chǎn)生的CO2量。

其中，AOC為平均油耗，AEC為平均耗電量，kW·h。管道運(yùn)輸過程中的平均耗電主要由于管道運(yùn)輸需要保持一定的運(yùn)輸壓力，使得流體在壓差作用下向前運(yùn)移。

3）封存利用模塊。封存利用階段的額外能耗主要包括注入設(shè)備運(yùn)行時(shí)使用的電力、水和燃料。此過程中的能耗也非固定值，其不僅與注入量相關(guān)，同時(shí)與注入壓力有關(guān)，注氣壓力越高，單位能耗越大。另外，按照《中國(guó)電力行業(yè)年度發(fā)展報(bào)告2023》中的數(shù)據(jù)計(jì)算每度電發(fā)電排放CO2約為0.541 kg／kW·h。

此過程額外產(chǎn)生的CO2量為：

其中，右側(cè)三部分依次為電力消耗、水消耗和燃料消耗。

4）分離重注模塊。在注氣后期CO2前緣突破后，生產(chǎn)井產(chǎn)物CO2含量升高，需要分離后重新注入。分離重注部分額外能耗主要為消耗的電力、水和燃料，此過程額外產(chǎn)生的CO2量為：

5）檢測(cè)泄露模塊。在CCUS-EGR注入埋存階段會(huì)有部分CO2沒有埋存到安全位置，隨生產(chǎn)氣流出，隨氣產(chǎn)出的CO2量為：

以上為全流程各個(gè)模塊的二氧化碳額外排放量，CO2凈埋存量為CO2總注入量減除各個(gè)階段的額外排放量：

通過碳排放市場(chǎng)進(jìn)行碳交易帶來的環(huán)境收益為：

其中，CTPt為一定時(shí)期內(nèi)的碳交易價(jià)格，元／t。

2 CCUS-EGR全產(chǎn)業(yè)鏈情景設(shè)計(jì)

2.1 研究案例概況

本案例選擇重慶合川某電廠（以下簡(jiǎn)稱合川電廠）作為CO2捕集源頭，針對(duì)位于重慶市境內(nèi)的WLH氣田CO2-EGR項(xiàng)目進(jìn)行全流程經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)。

合川電廠發(fā)電方式為火力發(fā)電，火電廠主要由五部分組成：①燃料系統(tǒng)；②燃燒系統(tǒng)；③汽水系統(tǒng)；④電氣系統(tǒng)；⑤控制系統(tǒng)。其中主要產(chǎn)生CO2的環(huán)節(jié)為燃料系統(tǒng)，包括化石燃料燃燒的二氧化碳排放以及燃煤發(fā)電企業(yè)鍋爐產(chǎn)生的煙氣脫硫過程的二氧化碳排放、對(duì)于生物質(zhì)混合燃料燃燒發(fā)電的二氧化碳排放等環(huán)節(jié)。發(fā)電企業(yè)的全部排放包括化石燃料燃燒的二氧化碳排放、燃煤發(fā)電企業(yè)脫硫過程的二氧化碳排放、企業(yè)凈購(gòu)入使用電力產(chǎn)生的二氧化碳排放。

2.2 項(xiàng)目參數(shù)

（1）碳源情況

根據(jù)《中國(guó)發(fā)電企業(yè)溫室氣體排放核算方法與報(bào)告指南（試行）》，發(fā)電企業(yè)的二氧化碳排放總量等于企業(yè)邊界內(nèi)化石燃料燃燒排放、脫硫過程的排放和凈購(gòu)入使用電力產(chǎn)生的排放之和，計(jì)算方式如下：

按照該核算方式得到合川電廠的碳排放量與實(shí)際可捕集量。另外在成本計(jì)算中提到本研究按照碳排放量?jī)糁颠M(jìn)行計(jì)算，需要除去CCUS-EGR 全流程過程中消耗能源帶來的CO2排放量，故應(yīng)當(dāng)按照捕集量核算出捕集過程中消耗能源帶來的CO2排放量，該排放量即為電廠內(nèi)部消耗購(gòu)買電能帶來的CO2排放。

表1 合川電廠碳排放相關(guān)參數(shù)

重慶合川電廠的現(xiàn)有碳捕集裝置總投資1 235萬元，采用研發(fā)團(tuán)隊(duì)自有技術(shù)，全部設(shè)備均在國(guó)內(nèi)采購(gòu)。碳捕集裝置運(yùn)行過程中，還需如電、蒸汽、水、化工藥品等消耗品，每捕集一噸CO2，要消耗3.5 GJ的低壓蒸汽、約90 kW·h的電量［11-13］。

通過CO2的排放規(guī)模和需求變化使得CO2的捕集設(shè)備擴(kuò)容是一個(gè)動(dòng)態(tài)的過程，根據(jù)相關(guān)研究表明，當(dāng)CO2的年捕集量達(dá)到100×104t 規(guī)模時(shí)，化學(xué)吸收法的規(guī)模效益更加明顯。本模型按照一次擴(kuò)容100×104t，仍然選用采用化學(xué)吸收法，捕集成本為196.42元／t。

（2）碳匯情況

根據(jù)《中國(guó)油氣田開發(fā)志》，四川盆地WLH 氣田封存靶區(qū)參數(shù)如表2所示，按照儲(chǔ)層參數(shù)對(duì)儲(chǔ)層封存容量進(jìn)行估算為5 170×104t，該封存容量為目標(biāo)儲(chǔ)層最大可能容量。

表2 WLH氣田地質(zhì)概況

合川電廠CO2氣源到封存地WLH 氣田封存靶區(qū)的距離約為135 km，CO2可以有三種運(yùn)輸狀態(tài)，分別為氣態(tài)、液態(tài)及超臨界狀態(tài)，考慮運(yùn)輸效率及時(shí)間，卡車運(yùn)輸或者管道運(yùn)輸均選擇超臨界狀態(tài)運(yùn)輸。

WLH 氣田已經(jīng)進(jìn)入開采末期，開采場(chǎng)區(qū)條件良好，設(shè)備齊全，有現(xiàn)成的井孔、管網(wǎng)可以利用。注氣封存部分固定投資成本較低，枯竭氣田封存潛力較大，按照利用導(dǎo)向，WLH 氣田滿足100×104t／a的CO2利用封存要求。假設(shè)需要老注氣井100口，老采氣井60 口。單井改造投資成本按照老注入井100萬元/口，老采氣井100 萬元／口。平均單口井每年需注入1×104t CO2，假設(shè)單口井注氣能力均滿足該數(shù)值。注氣量所消耗電能與注氣壓力直接相關(guān)，按照20 MPa注入壓力，單位耗能約為144.56 kW·h／t。

注氣到一定階段，生產(chǎn)井中CO2含量將會(huì)逐漸增高，初期CO2含量較少時(shí)無需分離后回注，分離回注系數(shù)隨著注氣時(shí)間的增加而變化。規(guī)劃期1～5 年，回收回注系數(shù)為0；規(guī)劃期6～10 年，分離回注系數(shù)為0.05；規(guī)劃期11～15 年，分離回注系數(shù)為0.1；規(guī)劃期16～20年，分離回注系數(shù)為0.2。不同分離量對(duì)分離設(shè)備要求不同，按照最高分離回注系數(shù)0.2 計(jì)算，每年分離回收CO2量不超過20×104t。

（3）情景設(shè)計(jì)

本研究把CCUS-EGR 優(yōu)化模型應(yīng)用于發(fā)電行業(yè)，研究發(fā)電行業(yè)進(jìn)行CO2捕集的節(jié)能減排收益以及評(píng)價(jià)其經(jīng)濟(jì)性。為了分析整個(gè)CCUS-EGR 系統(tǒng)在不同情景下的經(jīng)濟(jì)效益，本研究將從經(jīng)濟(jì)、技術(shù)、政策三個(gè)方面設(shè)計(jì)情景。

1）天然氣價(jià)格情景?？紤]2023年下半年天然氣期貨成交價(jià)格均值約為2.56＄／MMBtu，按照天然氣低位熱值計(jì)算，每百萬英熱單位約為30 m3天然氣（標(biāo)準(zhǔn)大氣壓）。

2）生產(chǎn)工況情景?？紤]WLH 氣田屬于開采末期氣田，生產(chǎn)能力較初期有明顯降低。另外結(jié)合氣藏儲(chǔ)層參數(shù)，分別設(shè)計(jì)幾種換氣比（t／t）為：1∶1、2∶1、2.5∶1.0、3∶1、3.5∶1.0、4∶1、4.5∶1.0、5∶1。以這五種情景分析CCUS-EGR項(xiàng)目在不同產(chǎn)氣工況情景下的經(jīng)濟(jì)效益變化。

3）碳封存補(bǔ)貼情景。目前國(guó)際上對(duì)CCUS 項(xiàng)目的激勵(lì)政策主要是稅收抵免政策，以美國(guó)45Q 政策最具代表性。本研究設(shè)計(jì)碳交易情景，包括0 元／t、50元／t、60元／t、70元／t、80元／t和90元／t五個(gè)碳交易價(jià)格。

4）運(yùn)行成本情景。由于缺少大型項(xiàng)目的工程示范經(jīng)驗(yàn)，現(xiàn)階段CCUS-EGR 技術(shù)在我國(guó)還存在很大程度上的不確定性，根據(jù)不同的項(xiàng)目實(shí)際情況，運(yùn)營(yíng)成本會(huì)發(fā)生變化。本研究設(shè)計(jì)了運(yùn)營(yíng)成本情景，分別計(jì)算100%、85%、70%的運(yùn)營(yíng)成本下項(xiàng)目的內(nèi)部收益率。

5）基準(zhǔn)情景

設(shè)定天然氣交易價(jià)格為2.56＄／MMBtu，換氣比為3.5:1，碳封存補(bǔ)貼0元／噸，無國(guó)家資金支持，運(yùn)營(yíng)成本按照100%計(jì)算，碳交易價(jià)格為0 作為項(xiàng)目的基準(zhǔn)情景。

3 CCUS-EGR全產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)

3.1 基準(zhǔn)情景

（1）捕集壓縮模塊成本。重慶合川電廠首個(gè)萬噸級(jí)碳捕集示范裝置總投資1 235萬元，按照研究中設(shè)定百萬噸捕集計(jì)劃，捕集裝置需要進(jìn)行擴(kuò)容。擴(kuò)容量由1×104t／a 到100×104t／a，擴(kuò)容數(shù)99×104t／a，單位擴(kuò)容成本按照500萬元／（萬噸／年）。擴(kuò)容設(shè)備投入成本為49 500 萬元。按照重慶市實(shí)施碳減排貸款補(bǔ)貼政策，減免后平均利率為3.94%。貸款年限設(shè)定為20 年，計(jì)算得到年金現(xiàn)值系數(shù)為0.073 3。按照高能耗工業(yè)用電價(jià)格0.55元／（kW·h）計(jì)算捕集單位CO2的運(yùn)行成本，捕集每噸CO2消耗約90kW·h 電量，捕集每萬噸CO2的運(yùn)行成本約為495 000 元。捕集壓縮模塊的固定成本計(jì)算表格如表3所示，捕集壓縮模塊總成本為8 629.41萬元。20年周期總計(jì)投入為172 588.2萬元。

表3 捕集壓縮模塊經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)參數(shù)取值

（2）集中運(yùn)輸模塊成本。首先對(duì)卡車運(yùn)輸方式進(jìn)行成本計(jì)算，按照超臨界狀態(tài)進(jìn)行運(yùn)輸。對(duì)模型運(yùn)輸模塊做出以下設(shè)定：?jiǎn)屋v卡車單次最大運(yùn)力為27 t，單輛卡車年度最大使用時(shí)間為2 720 h，每次運(yùn)輸裝車與卸車時(shí)間總計(jì)為2 h，每升油平均行駛距離為5.88 km，油價(jià)設(shè)定為7.81 元／L，司機(jī)時(shí)薪為25元，額外消耗費(fèi)用為2 元／km，年度固定費(fèi)用為2 000元。得到每年公路運(yùn)輸?shù)耐度氤杀九c運(yùn)行成本如表4所示。20年周期總計(jì)投入為78 439萬元。

表4 集中運(yùn)輸模塊經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)參數(shù)取值

（3）封存利用模塊成本。投入成本主要來自于井的維護(hù)和改造，單口井投入10 萬元，總計(jì)160 口井，共計(jì)投入1 600萬元。運(yùn)行費(fèi)用按照注氣耗能計(jì)算，每噸CO2大約消耗144.56 kW·h，工業(yè)用電按照高能耗企業(yè)用電價(jià)格0.55 元／（kW·h）計(jì)算。維護(hù)費(fèi)用總計(jì)7 950.8萬元／年。20年周期總計(jì)投入160 616萬元。

（4）分離回注模塊成本。在初期，伴生氣中CO2含量較低，不需要進(jìn)行回收回注；后期CO2濃度增加，開始對(duì)CO2進(jìn)行提純后N注。回收回注系數(shù)隨時(shí)間增加，規(guī)劃期第1～5年，回收回注系數(shù)為0；規(guī)劃期第6～10年，回收回注系數(shù)為0.05；規(guī)劃期第11～15年，系數(shù)為0.1；規(guī)劃期第16～20年，回收回注系數(shù)為0.2；因此，項(xiàng)目在第6 年新增投資1 235 萬元。循環(huán)注入量按照迭代方法計(jì)算，20 年總計(jì)約202.47萬噸CO2是額外分離后額外注入量，這部分注入費(fèi)用約為10 022萬元。固定資本投入總額如表5所示，20年周期總計(jì)投入成本約為42.29億元。

表5 全流程建設(shè)運(yùn)行成本總值

在基準(zhǔn)情境下，20 年共捕集2 000×104t CO2。按照不同時(shí)期的回收回注系數(shù)，在20 年的評(píng)價(jià)期內(nèi)實(shí)際埋存1 958.63×104t CO2。按照換氣率3.5 計(jì)算，2 000×104t CO2置換571.42×104t 天然氣，約為2.82× 108MMBtu（密度為0.7174 kg／m3，1 MMBtu 約為28.26 m3天然氣）。按照當(dāng)前天然氣期貨價(jià)格計(jì)算，20年周期總能源收益約為54.65億元人民幣。經(jīng)測(cè)算內(nèi)部收益率為2.58%。

3.2 多情景分析

（1）天然氣價(jià)格情景。天然氣價(jià)格波動(dòng)受到較多因素的影響，較難對(duì)未來天然氣價(jià)格做出準(zhǔn)確預(yù)測(cè)以調(diào)整生產(chǎn)方案或修改封存利用計(jì)劃。選擇天然氣價(jià)格分別為3.328、3.072、2.816、2.304、2.048、1.792＄／MMBtu，設(shè)定碳交易價(jià)格為基準(zhǔn)情景中0元／噸，換氣比設(shè)定為3.5:1，得到內(nèi)部收益率變化如表6所示。

表6 不同天然氣價(jià)格的內(nèi)部收益率

（2）生產(chǎn)工況情景。換氣率隨著生產(chǎn)過程的進(jìn)行及注氣技術(shù)的優(yōu)化會(huì)發(fā)生變動(dòng)，按照不同的換氣率計(jì)算，產(chǎn)氣量發(fā)生變動(dòng)。設(shè)定無風(fēng)險(xiǎn)收益率為5%，換氣率與內(nèi)部收益率相關(guān)關(guān)系曲線如圖2所示。

圖2 不同換氣率條件下內(nèi)部收益率變化

（3）碳封存補(bǔ)貼情景。碳排放權(quán)交易中使用的CO2埋存量應(yīng)當(dāng)為CCUS-EGR全過程的凈埋存量，最終埋存的CO2量扣除全過程中消耗能源帶來的CO2排放量、各模塊泄露的CO2量、生產(chǎn)天然氣中含有的CO2量。經(jīng)測(cè)算，20 年周期CO2排放總量約為272.76×104t。將整個(gè)周期捕集壓縮總量減去過程中的排放總量即為CO2凈埋存量，約為1 727.24×104t。在不同的碳交易價(jià)格下，項(xiàng)目20 年周期的內(nèi)部收益率同樣會(huì)發(fā)生波動(dòng)，結(jié)合換氣效率得到以下的內(nèi)部收益率變化圖如圖3所示。

圖3 不同碳排放交易價(jià)格及不同換氣率的內(nèi)部收益率

（4）運(yùn)營(yíng)成本情景。設(shè)計(jì)運(yùn)營(yíng)成本變動(dòng)情況，分別計(jì)算運(yùn)營(yíng)成本為100%、85%、70%、115%、130%時(shí)的內(nèi)部收益率變化情況（表7）。

表7 不同運(yùn)營(yíng)成本的內(nèi)部收益率

3.3 敏感性分析

對(duì)四種設(shè)定情景的參數(shù)進(jìn)行敏感性分析，通過改變每個(gè)參數(shù)的上下浮動(dòng)值，得到單一參數(shù)變動(dòng)對(duì)內(nèi)部收益率的影響，四種敏感性參數(shù)為天然氣價(jià)格、全流程的運(yùn)行成本、碳交易價(jià)格以及換氣比（圖4）。

圖4 設(shè)定情景下不同參數(shù)的敏感性分析

結(jié)果表明，單因素敏感性分析下，換氣比具有最高的敏感性。分析認(rèn)為天然氣交易為CCUS-EGR項(xiàng)目的主要收益來源，而換氣比直接反應(yīng)了天然氣的生產(chǎn)狀況；其次是運(yùn)行成本與天然氣價(jià)格敏感程度接近，以上三個(gè)參數(shù)反應(yīng)了天然氣生產(chǎn)端的收益情況。雖然在以上分析中發(fā)現(xiàn)碳交易價(jià)格上漲能有效提升內(nèi)部收益率，但從整個(gè)CCUS 項(xiàng)目的成本來看，收益的波動(dòng)仍然來自于天然氣生產(chǎn)端；碳交易帶來的收益對(duì)項(xiàng)目整體收益不起到?jīng)Q定性作用，只有在天然氣產(chǎn)量可觀的情況下，碳交易收益可調(diào)節(jié)項(xiàng)目整體收益情況［14-19］。

4 結(jié)論與建議

根據(jù)CCUS-EGR 全流程構(gòu)建由捕集壓縮模塊、運(yùn)輸模塊、注入封存模塊、分離回注模塊、風(fēng)險(xiǎn)監(jiān)測(cè)模塊等5個(gè)模塊構(gòu)成的CCUS-EGR全產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)模型，基于重慶合川某電廠-WLH氣田的全產(chǎn)業(yè)鏈項(xiàng)目案例的經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)結(jié)果表明：天然氣價(jià)格、生產(chǎn)工況、碳交易價(jià)格、運(yùn)行成本對(duì)于全產(chǎn)業(yè)鏈?zhǔn)找婢哂酗@著影響，其中生產(chǎn)工況（換氣比）和碳交易價(jià)格敏感性最高，其次是運(yùn)行成本與天然氣價(jià)格；CCUS-EGR 增產(chǎn)帶來的資源收益可顯著增加全產(chǎn)業(yè)鏈的總收益；同時(shí)，碳交易價(jià)格對(duì)全產(chǎn)業(yè)鏈?zhǔn)找嬷翞橹匾瑢CUS-EGR 凈碳減排量投入碳交易市場(chǎng)可有效促進(jìn)項(xiàng)目收益率的提升。為了提高CCUSEGR項(xiàng)目全產(chǎn)業(yè)鏈經(jīng)濟(jì)效益，提出以下建議：

（1）繼續(xù)深化CO2有效埋存的技術(shù)研究。埋存的安全性和有效性與環(huán)境收益情況直接相關(guān)，如何保證注入的CO2有效埋存是全產(chǎn)業(yè)鏈良性運(yùn)轉(zhuǎn)的關(guān)鍵因素，該方面技術(shù)研究需要繼續(xù)深入。

（2）加快CCUS-EGR 方法學(xué)的研究與建立。在即將重啟并打造全國(guó)統(tǒng)一的自愿減排（CCER）市場(chǎng)的背景下，推動(dòng)CCUS項(xiàng)目納入我國(guó)自愿減排機(jī)制，對(duì)于提高CCUS-EGR 項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性意義重大，在缺乏方法學(xué)和交易機(jī)制的情況下，其項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性難以實(shí)現(xiàn)，大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用面臨挑戰(zhàn)，需要加快CCUSEGR方法學(xué)的研究與建立。

（3）出臺(tái)CCUS-EGR 量化核證標(biāo)準(zhǔn)和產(chǎn)業(yè)支持政策。探索完善CCUS行業(yè)規(guī)范、制度法規(guī)框架體系以及技術(shù)規(guī)范，出臺(tái)CCUS-EGR 量化核證國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)，并參考國(guó)際經(jīng)驗(yàn)，推動(dòng)制定CCUS-EGR 稅收優(yōu)惠和補(bǔ)貼激勵(lì)等支持政策，為提高CCUS-EGR 經(jīng)濟(jì)性提供保障。