二氧化碳捕集利用与封存技术（CCUS）是化石能源实现大规模碳减排并最终实现碳中和目标的兜底技术,但是高成本、低收益难题制约了CCUS产业的规模化发展。为了推动川渝地区CCUS产业的发展,系统梳理了CCUS国内外产业发展政策,以一个假定的CCUS-ERG示范项目为例,开展投资成本分析,并测算不同政府补贴和碳价下的项目经济性,为川渝地区CCUS示范项目支持政策提供参考。研究结果表明：① 在中碳价情形下,达到盈亏平衡的政府补贴水平为145.50~285.50元／t;② 扩大地质封存规模有利于降低补贴水平,在中碳价情形下,将回注CO₂规模扩大一倍,达到盈亏平衡的政府补贴水平可减少30~80元／t。最后,为更好推动CCUS产业示范和规模化发展,做大CCUS项目规模实现成本下降,提出3个方面的对策建议：① 川渝地方政府加快制定支持CCUS产业发展的政府补贴、产业基金、低息贷款等政策;② 推动CCUS与碳交易市场的链接,通过CCER或地方CER来实现CCUS项目的碳价收益;③ 通过源汇匹配,链接内外部碳源和碳汇,做大CCUS项目规模实现成本下降。

在“碳达峰、碳中和”背景下,碳资产开发是提升节能减排及新能源项目经济效益的重要手段,有利于油气田企业按期实现碳达峰以及新能源业务规模效益发展。为了加快油气田企业绿色低碳转型发展,助力实现“双碳”目标,对国内外碳资产开发体系进行了系统梳理,分析了油气田企业碳资产开发的重点方向,提出了碳资产的开发路径。研究结果表明：① 油气田企业碳资产开发重点方向主要集中于甲烷减排和回收利用、余热余压利用、可再生能源/新能源利用以及二氧化碳捕集利用和封存（CCUS）等类型项目;② 大型风光电等并网可再生能源类型项目可筹备申请国家CCER,不上网的小型分布式光伏、地热源利用等可再生能源类型项目,以及余热余压等自用项目,伴生气回收、逸散甲烷回收等油气田自身减排类型项目可以同步考虑UER项目和VCS项目;③ 油气田伴生气回收利用类项目,目前只有针对油田的减排方法学,气矿类项目需要做适当优化,余压余热利用、可再生能源和新能源利用的减排机制及方法学已经非常成熟,CCUS建议联合第三方开发新的方法学;④ 建议油气田企业提前摸底企业碳资产可开发资源,建立专业的碳资产开发管理团队,因地制宜及时启动减排项目开发。

油气田拥有丰富的压力能资源,开发利用天然气余压发电项目潜力较大,由于当前技术和装备仍不够成熟,影响了余压发电项目的规模效益开发,迫切需要通过碳资产开发来提升项目的经济性。为了推动天然气余压发电产业的健康可持续发展,助力油气田企业如期实现“双碳”目标和新能源业务规模效益发展,对油气田余压发电项目碳资产开发进行了可行性评估,测算了碳资产开发对天然气余压发电项目收益的影响,分析了项目碳资产开发的可行性。研究结果表明：① 参考当前碳市场价格,天然气余压发电的单位装机年减排收益达到188元/kWh,远高于陆上风电和光伏项目,但其单位投资年减排收益低于陆上风电项目,与光伏项目基本持平;② 从方法学、额外性、监测可行性、减排量及收益评估等四个方面论证了余压发电项目碳资产开发的可行性;③ 天然气余压发电项目碳资产开发及监测管理在技术角度不存在困难, 但因项目规模较小,单个项目开发收益不具经济可行性,可采取多个项目可研方案整体设计,碳资产捆绑开发;④ 通过特殊类型项目开发规则完善、建立适合我国“双碳”工作发展策略的正面技术清单、采用数字化管理方式提升开发效率、碳金融工具的应用等4方面举措来推动余压发电碳资产开发。