CCUS-EGR全產業鏈經濟評價方法

李森圣 王盟浩 徐程浩 胡俊坤 王瀚悅

（1.中國石油西南油氣田公司天然氣經濟研究所，四川 成都 610051；2.重慶大學資源與安全學院，重慶 400044；3.中國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（以下簡稱CCUS）作為實現碳中和目標的托底保障技術，是全球公認的最具商業化應用潛力的碳減排技術，在助力中國如期實現“雙碳”目標過程中將發揮重要作用。四川盆地天然氣勘探開發歷史悠久，且是當前及未來較長一段時期中國天然氣增儲上產的主戰場，擁有豐富的內外部碳源以及枯竭氣藏等碳匯資源，擁有技術、資源、市場和產業鏈優勢，在推動氣藏CCUS提高天然氣采收率（以下簡稱CCUS-EGR）技術規?；\用方面潛力巨大。當前，國內外氣藏CCUS-EGR 項目的成功案例極少，屬于世界性難題。四川盆地也處于CCUS 產業示范初期，當前正在積極推進CCUS-EGR先導試驗項目，探索上產氣田同步推動老氣田提高采收率和實現碳達峰碳中和的可行性路徑，加快構建“天然氣＋CCUS”的油氣與新能源深入融合發展新模式。區別于傳統的CCUS-EOR 項目，CCUSEGR 有其自身的技術、經濟特征，構建CCUS-EGR全產業鏈經濟評價方法，為CCUS-EGR 項目示范及未來產業化發展奠定基礎。

1 CCUS-EGR全產業鏈經濟評價模型

經濟評價模型主要由全產業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境效益兩個方面（圖1）。

圖1 CCUS-EGR全產業鏈經濟評價模型示意圖

1.1 CCUS-EGR全產業鏈成本核算模型

按照CCUS-EGR 流程分為：①捕集壓縮模塊；②集中運輸模塊；③封存利用模塊；④分離回注模塊；⑤風險監測模塊。模塊之間相互聯系和約束，共同組成完整的CCUS系統［1］。

1）捕集壓縮模塊。捕集壓縮模塊成本參照相關研究分為建設投資成本CCs（單位為元）及運營成本OCs（單位為元／a），該環節總成本為SCs，總成本計算式如式1所示。

其中，αS為年金現值系數。該系數用于將建設投資成本轉化為分期后的等額年度資本成本，計算方式如式2；i表示利率；n表示分期年限。

建設投資成本需要同時考慮到設備在使用過程中的改造問題，隨著氣藏注氣開發規模的持續擴大，設備需要升級擴容以匹配用氣量提升的需求。根據捕集壓縮設備是否擴容來計算CCs，如式3 所示。

其中，YCEt,r,s,c,f表示t時期r區域s工廠c捕集技術f捕集規模的CO2捕集設備是否擴容，0或者1；CCEt,r,s,c,f表示t時期r區域s工廠c捕集技術f捕集規模的CO2捕集擴容規模（t／a）［2］；ICEt,r,s,c,f表示t時期r區域s工廠c捕集技術f捕集規模的CO2捕集的單位投資建設成本，元。而擴容后的運行成本計算也需要進行調整，如式4所示。

其中，XCCt,r,s,c,f表示t時期r區域s工廠c捕集技術f捕集規模的CO2捕集量，t；VCCt,r,s,c,f表示t時期r區域s工廠c捕集技術f捕集規模的CO2捕集的單位可變運行成本，元／t；ICCt,r,s,c,f表示t時期r區域s工廠c捕集技術f捕集規模的初始CO2捕集能力，t／a；FCCt,r,s,c,f表示t時期r區域s工廠c捕集技術f捕集規模的CO2捕集的單位固定運行成本，元／t。

2）集中運輸模塊。針對西南地區CCUS-EGR流程進行分析，考慮CO2氣源分布于氣田周邊，所以僅考慮陸上運輸方式，主要對卡車運輸及管道運輸成本進行分析建模。將運輸環節成本同樣分為投資成本TIC及運營成本TOC。

①卡車運輸成本

卡車運輸的投資成本主要為卡車購置費用，而卡車購置費用由CO2總運輸量、每個卡車單次運輸量、單次運輸時間以及每個卡車的年度可用時間決定，如式5所示。

其中，?為單輛卡車的購置費用，元；N為卡車的總需求量?？傂枨髷盗縉則是由CO2總運輸量及卡車運輸能力和年度最大使用時間決定，如式6所示。

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

卡車運輸的運營成本如式7～式11所示，主要包括四部分：燃料成本FC，勞務成本LC，維護成本MC，一般成本GC。其中P為燃料價格，元；S為單位距離的平均燃油消耗量，單位為L／km；M為司機工資，元／h；W為每公里的維護成本，元／km；E為年度一般費用，元／a。

②管道運輸成本

使用管道運輸CO2的過程中從入口端到出口端壓力會逐漸降低，為保持CO2的超臨界狀態需保證入口與出口端的壓差，所以當運輸距離超過100 km 時需要使用升壓站來補充運輸過程中的壓力降。管道運輸成本包括兩部分：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）以及長度L（km）有關，如式13所示。

對于運輸超臨界CO2的管道直徑需要考慮管道使用材料、上下游壓差以及運輸距離計算方法，見式14～式15。其中f為扇動系數；R為材料的粗糙程度，設定為0.000 457 m。

管道運輸的運營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））來進行成本計算，如式17 所示，其中EP為工業用電價格。

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的注入投入，同樣分為投資成本IIC和運營成本IOC。在部分油氣田進行注氣開發等二次開發前，往往經歷過衰竭及注水開發，在進行注氣開發操作時會選取部分井作為注氣井。新井和老井注氣前的維護成本不同，需分開進行計算，具體見式18。

其中，OIWCt,r′,o,w為t時期r′封存區域o利用技術w注入方式的老井改造成本，元／口；NOWt,r′,o,w為t時期r′封存區域o利用技術w注入方式的老井數量，口；NIWCt,r′,o,w為t時期r′封存區域o利用技術w注入方式的新井單位投資成本，元／口；NNWt,r′,o,w為t時期r′封存區域o利用技術w注入方式的新井數量，口。

運營成本需分井進行討論，考慮到每口井的注入能力存在差異，其注氣參數會有所不同，進而導致井間消耗能源也會不同。注氣運營成本如式19 所示，其中OVUCt,r′,o,w為t時期r′封存區域o利用技術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時期r′封存區域o利用技術w注入方式的老井注氣量，t；NVUCt,r′,o,w為t時期r′封存區域o利用技術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時期r′封存區域o利用技術w注入方式的新井注氣量，t；OECAt,r′,o,w為t時期r′封存區域o利用技術w注入方式的老井單位注氣量，t；OEAOt,r′,o,w為t時期r′封存區域o利用技術w注入方式的老井初始注氣能力；OFUCt,r′,o,w為t時期r′封存區域o利用技術w注入方式的老井單位固定運行成本，元／t；NECAt,r′,o,w為t時期r′封存區域o利用技術w注入方式的新井單位注氣量，t；NEAOt,r′,o,w為t時期r′封存區域o利用技術w注入方式的新井初始注氣能力；NFUCt,r′,o,w為t時期r′封存區域o利用技術w注入方式的新井單位固定運行成本，元／t。

4）分離回注模塊。在注氣生產前期，由于注入氣還未擴散到生產井附近，產出氣中CO2含量較少，無需分離后回注；在生產后期，CO2運移前緣靠近生產井，在高速滲流通道以及注CO2波及范圍足夠大的情況下出現氣竄。大量CO2進入到生產井內，需要對產出氣中的CO2進行分離回注，以提升CO2利用率和埋存率。RCCt,r′,o,g表示CO2回收、分離、提純的投資建設成本，計算式如20 所示。ROCt,r′,o,g表示可變運行成本和固定運行成本，計算式如式21所示。

其中，YRt,r′,o,g表示t時期r′區域o回收技術g回收規模的CO2回收設備是否擴容，0或者1；IRCEt,r′,o,g表示t時期r′區域o回收技術g回收規模的CO2回收設備的單位投資建設成本，元／t；NRCEt,r′,o,g表示t 時期r′封存區域o回收技術g回收規模的回收設備數量。

XRCt,r′,o,g表示t時期r′封存區域o回收技術g回收規模的CO2回收量，t；VRCt,r′,o,g表示t時期r′封存區域o回收技術g回收規模的CO2回收的單位可變運行成本，元／t；NCSt,r′,o表示t時期r′封存區域o回收技術的單位注入量，t；NROAt,r′,o,g表示t時期r′封存區域o回收技術g回收規模的初始回收能力；FRCt,r′,o,g表示t時期r′封存區域o回收技術g回收規模的單位固定運行成本，元／t。

5）風險監測模塊。全流程過程中監測的總費用，主要包括捕集壓縮監測、管道運輸監測、封存利用監測和分離回注四個模塊產生的監測費用，計算式如式22所示。

上述五個模塊的成本加總構成CCUS-EGR 全流程成本測算通用模型。

1.2 CCUS-EGR全產業鏈經濟評價收益模型

CCUS-EGR 全流程經濟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的銷售收益，第二部分為該過程中埋存的CO2形成的碳指標在碳排放交易市場上交易帶來的環境收益。此外，環境收益部分受到國家政策影響，例如深圳在2023 年對生態環境部門授予的近零碳排放稱號項目給予總投資額10%的一次性獎勵；上海徐匯區按照項目實現的年節能量給予每噸標準煤1 200 元的扶持，或按照項目投資額中用于實現節能減排降碳功能部分給予20%的扶持；江蘇省實施降碳成效掛鉤財政政策，對空氣質量優良天數比率、PM2.5 年均濃度、單位地區生產總值二氧化碳排放下降率等幾項指標達到目標任務后，對統籌資金總額的10%進行返還［3-6］。

（1）CCUS-EGR增產經濟收益模型

以頁巖氣為例，隨著氣藏的開發進行，頁巖氣產量在儲層及開發方式的影響下會出現一定程度的波動。注氣方式包括CO2吞吐、一注一采、一注多采等類型，CO2注入井網后生產狀況變化主要分為三個流動階段。第一階段，早期注入階段，儲層壓力仍在上升階段，生產井附近壓降漏斗還無明顯變化，生產過程仍依靠井底壓力降低進行；第二階段，隨著CO2注入量的增加并由于競爭吸附作用，CO2在頁巖基質上的吸附能力大于甲烷，越來越多的CO2吸附在基質上，伴隨著越來越多的甲烷從基質上解吸出來，生產井產量逐漸上升；第三階段，CO2組分前緣逐漸靠近生產井，產出物中CO2的濃度越來越高，分離回注設備介入［7-10］。

將以上三個階段產氣總和作為增產后的天然氣產出量，并以此計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時期r′區域利用o技術驅氣總量，m3；PSBt表示t時期天然氣價格，元／m3。

（2）CCUS-EGR資源環境收益模型

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的總埋存量減除各個環節消耗能源折算的CO2排放量。按照CCUS-EGR全流程的五個模塊逐一分析：

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、脫鹽水和循環水，并且由于捕集方式的差異，捕集過程的能耗也會有所不同。

捕集過程額外產生的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）集中運輸模塊。運輸部分的能量消耗按照運輸方式分為管道運輸的電力消耗和卡車運輸的燃料消耗?？ㄜ囘\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算，運輸過程額外產生的CO2量。

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

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備運行時使用的電力、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，同時與注入壓力有關，注氣壓力越高，單位能耗越大。另外，按照《中國電力行業年度發展報告2023》中的數據計算每度電發電排放CO2約為0.541 kg／kW·h。

此過程額外產生的CO2量為：

其中，右側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，生產井產物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，此過程額外產生的CO2量為：

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

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

通過碳排放市場進行碳交易帶來的環境收益為：

其中，CTPt為一定時期內的碳交易價格，元／t。

2 CCUS-EGR全產業鏈情景設計

2.1 研究案例概況

本案例選擇重慶合川某電廠（以下簡稱合川電廠）作為CO2捕集源頭，針對位于重慶市境內的WLH氣田CO2-EGR項目進行全流程經濟性評價。

合川電廠發電方式為火力發電，火電廠主要由五部分組成：①燃料系統；②燃燒系統；③汽水系統；④電氣系統；⑤控制系統。其中主要產生CO2的環節為燃料系統，包括化石燃料燃燒的二氧化碳排放以及燃煤發電企業鍋爐產生的煙氣脫硫過程的二氧化碳排放、對于生物質混合燃料燃燒發電的二氧化碳排放等環節。發電企業的全部排放包括化石燃料燃燒的二氧化碳排放、燃煤發電企業脫硫過程的二氧化碳排放、企業凈購入使用電力產生的二氧化碳排放。

2.2 項目參數

（1）碳源情況

根據《中國發電企業溫室氣體排放核算方法與報告指南（試行）》，發電企業的二氧化碳排放總量等于企業邊界內化石燃料燃燒排放、脫硫過程的排放和凈購入使用電力產生的排放之和，計算方式如下：

按照該核算方式得到合川電廠的碳排放量與實際可捕集量。另外在成本計算中提到本研究按照碳排放量凈值進行計算，需要除去CCUS-EGR 全流程過程中消耗能源帶來的CO2排放量，故應當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部消耗購買電能帶來的CO2排放。

表1 合川電廠碳排放相關參數

重慶合川電廠的現有碳捕集裝置總投資1 235萬元，采用研發團隊自有技術，全部設備均在國內采購。碳捕集裝置運行過程中，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的排放規模和需求變化使得CO2的捕集設備擴容是一個動態的過程，根據相關研究表明，當CO2的年捕集量達到100×104t 規模時，化學吸收法的規模效益更加明顯。本模型按照一次擴容100×104t，仍然選用采用化學吸收法，捕集成本為196.42元／t。

（2）碳匯情況

根據《中國油氣田開發志》，四川盆地WLH 氣田封存靶區參數如表2所示，按照儲層參數對儲層封存容量進行估算為5 170×104t，該封存容量為目標儲層最大可能容量。

表2 WLH氣田地質概況

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

WLH 氣田已經進入開采末期，開采場區條件良好，設備齊全，有現成的井孔、管網可以利用。注氣封存部分固定投資成本較低，枯竭氣田封存潛力較大，按照利用導向，WLH 氣田滿足100×104t／a的CO2利用封存要求。假設需要老注氣井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，假設單口井注氣能力均滿足該數值。注氣量所消耗電能與注氣壓力直接相關，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，生產井中CO2含量將會逐漸增高，初期CO2含量較少時無需分離后回注，分離回注系數隨著注氣時間的增加而變化。規劃期1～5 年，回收回注系數為0；規劃期6～10 年，分離回注系數為0.05；規劃期11～15 年，分離回注系數為0.1；規劃期16～20年，分離回注系數為0.2。不同分離量對分離設備要求不同，按照最高分離回注系數0.2 計算，每年分離回收CO2量不超過20×104t。

（3）情景設計

本研究把CCUS-EGR 優化模型應用于發電行業，研究發電行業進行CO2捕集的節能減排收益以及評價其經濟性。為了分析整個CCUS-EGR 系統在不同情景下的經濟效益，本研究將從經濟、技術、政策三個方面設計情景。

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

2）生產工況情景?？紤]WLH 氣田屬于開采末期氣田，生產能力較初期有明顯降低。另外結合氣藏儲層參數，分別設計幾種換氣比（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項目在不同產氣工況情景下的經濟效益變化。

3）碳封存補貼情景。目前國際上對CCUS 項目的激勵政策主要是稅收抵免政策，以美國45Q 政策最具代表性。本研究設計碳交易情景，包括0 元／t、50元／t、60元／t、70元／t、80元／t和90元／t五個碳交易價格。

4）運行成本情景。由于缺少大型項目的工程示范經驗，現階段CCUS-EGR 技術在我國還存在很大程度上的不確定性，根據不同的項目實際情況，運營成本會發生變化。本研究設計了運營成本情景，分別計算100%、85%、70%的運營成本下項目的內部收益率。

5）基準情景

設定天然氣交易價格為2.56＄／MMBtu，換氣比為3.5:1，碳封存補貼0元／噸，無國家資金支持，運營成本按照100%計算，碳交易價格為0 作為項目的基準情景。

3 CCUS-EGR全產業鏈經濟性評價

3.1 基準情景

（1）捕集壓縮模塊成本。重慶合川電廠首個萬噸級碳捕集示范裝置總投資1 235萬元，按照研究中設定百萬噸捕集計劃，捕集裝置需要進行擴容。擴容量由1×104t／a 到100×104t／a，擴容數99×104t／a，單位擴容成本按照500萬元／（萬噸／年）。擴容設備投入成本為49 500 萬元。按照重慶市實施碳減排貸款補貼政策，減免后平均利率為3.94%。貸款年限設定為20 年，計算得到年金現值系數為0.073 3。按照高能耗工業用電價格0.55元／（kW·h）計算捕集單位CO2的運行成本，捕集每噸CO2消耗約90kW·h 電量，捕集每萬噸CO2的運行成本約為495 000 元。捕集壓縮模塊的固定成本計算表格如表3所示，捕集壓縮模塊總成本為8 629.41萬元。20年周期總計投入為172 588.2萬元。

表3 捕集壓縮模塊經濟評價參數取值

（2）集中運輸模塊成本。首先對卡車運輸方式進行成本計算，按照超臨界狀態進行運輸。對模型運輸模塊做出以下設定：單輛卡車單次最大運力為27 t，單輛卡車年度最大使用時間為2 720 h，每次運輸裝車與卸車時間總計為2 h，每升油平均行駛距離為5.88 km，油價設定為7.81 元／L，司機時薪為25元，額外消耗費用為2 元／km，年度固定費用為2 000元。得到每年公路運輸的投入成本與運行成本如表4所示。20年周期總計投入為78 439萬元。

表4 集中運輸模塊經濟評價參數取值

（3）封存利用模塊成本。投入成本主要來自于井的維護和改造，單口井投入10 萬元，總計160 口井，共計投入1 600萬元。運行費用按照注氣耗能計算，每噸CO2大約消耗144.56 kW·h，工業用電按照高能耗企業用電價格0.55 元／（kW·h）計算。維護費用總計7 950.8萬元／年。20年周期總計投入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，不需要進行回收回注；后期CO2濃度增加，開始對CO2進行提純后N注?；厥栈刈⑾禂惦S時間增加，規劃期第1～5年，回收回注系數為0；規劃期第6～10年，回收回注系數為0.05；規劃期第11～15年，系數為0.1；規劃期第16～20年，回收回注系數為0.2；因此，項目在第6 年新增投資1 235 萬元。循環注入量按照迭代方法計算，20 年總計約202.47萬噸CO2是額外分離后額外注入量，這部分注入費用約為10 022萬元。固定資本投入總額如表5所示，20年周期總計投入成本約為42.29億元。

表5 全流程建設運行成本總值

在基準情境下，20 年共捕集2 000×104t CO2。按照不同時期的回收回注系數，在20 年的評價期內實際埋存1 958.63×104t CO2。按照換氣率3.5 計算，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）。按照當前天然氣期貨價格計算，20年周期總能源收益約為54.65億元人民幣。經測算內部收益率為2.58%。

3.2 多情景分析

（1）天然氣價格情景。天然氣價格波動受到較多因素的影響，較難對未來天然氣價格做出準確預測以調整生產方案或修改封存利用計劃。選擇天然氣價格分別為3.328、3.072、2.816、2.304、2.048、1.792＄／MMBtu，設定碳交易價格為基準情景中0元／噸，換氣比設定為3.5:1，得到內部收益率變化如表6所示。

表6 不同天然氣價格的內部收益率

（2）生產工況情景。換氣率隨著生產過程的進行及注氣技術的優化會發生變動，按照不同的換氣率計算，產氣量發生變動。設定無風險收益率為5%，換氣率與內部收益率相關關系曲線如圖2所示。

圖2 不同換氣率條件下內部收益率變化

（3）碳封存補貼情景。碳排放權交易中使用的CO2埋存量應當為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、生產天然氣中含有的CO2量。經測算，20 年周期CO2排放總量約為272.76×104t。將整個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。在不同的碳交易價格下，項目20 年周期的內部收益率同樣會發生波動，結合換氣效率得到以下的內部收益率變化圖如圖3所示。

圖3 不同碳排放交易價格及不同換氣率的內部收益率

（4）運營成本情景。設計運營成本變動情況，分別計算運營成本為100%、85%、70%、115%、130%時的內部收益率變化情況（表7）。

表7 不同運營成本的內部收益率

3.3 敏感性分析

對四種設定情景的參數進行敏感性分析，通過改變每個參數的上下浮動值，得到單一參數變動對內部收益率的影響，四種敏感性參數為天然氣價格、全流程的運行成本、碳交易價格以及換氣比（圖4）。

圖4 設定情景下不同參數的敏感性分析

結果表明，單因素敏感性分析下，換氣比具有最高的敏感性。分析認為天然氣交易為CCUS-EGR項目的主要收益來源，而換氣比直接反應了天然氣的生產狀況；其次是運行成本與天然氣價格敏感程度接近，以上三個參數反應了天然氣生產端的收益情況。雖然在以上分析中發現碳交易價格上漲能有效提升內部收益率，但從整個CCUS 項目的成本來看，收益的波動仍然來自于天然氣生產端；碳交易帶來的收益對項目整體收益不起到決定性作用，只有在天然氣產量可觀的情況下，碳交易收益可調節項目整體收益情況［14-19］。

4 結論與建議

根據CCUS-EGR 全流程構建由捕集壓縮模塊、運輸模塊、注入封存模塊、分離回注模塊、風險監測模塊等5個模塊構成的CCUS-EGR全產業鏈經濟評價模型，基于重慶合川某電廠-WLH氣田的全產業鏈項目案例的經濟評價結果表明：天然氣價格、生產工況、碳交易價格、運行成本對于全產業鏈收益具有顯著影響，其中生產工況（換氣比）和碳交易價格敏感性最高，其次是運行成本與天然氣價格；CCUS-EGR 增產帶來的資源收益可顯著增加全產業鏈的總收益；同時，碳交易價格對全產業鏈收益至為重要，將CCUS-EGR 凈碳減排量投入碳交易市場可有效促進項目收益率的提升。為了提高CCUSEGR項目全產業鏈經濟效益，提出以下建議：

（1）繼續深化CO2有效埋存的技術研究。埋存的安全性和有效性與環境收益情況直接相關，如何保證注入的CO2有效埋存是全產業鏈良性運轉的關鍵因素，該方面技術研究需要繼續深入。

（2）加快CCUS-EGR 方法學的研究與建立。在即將重啟并打造全國統一的自愿減排（CCER）市場的背景下，推動CCUS項目納入我國自愿減排機制，對于提高CCUS-EGR 項目經濟性意義重大，在缺乏方法學和交易機制的情況下，其項目經濟性難以實現，大規模商業化應用面臨挑戰，需要加快CCUSEGR方法學的研究與建立。

（3）出臺CCUS-EGR 量化核證標準和產業支持政策。探索完善CCUS行業規范、制度法規框架體系以及技術規范，出臺CCUS-EGR 量化核證國家標準，并參考國際經驗，推動制定CCUS-EGR 稅收優惠和補貼激勵等支持政策，為提高CCUS-EGR 經濟性提供保障。