《陆上气田试气放喷气回收利用方法学》被认为是有着明显"中国创新"特点的方法学。中石油西南油气 田分公司安全副总监朱进说，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。国际自愿碳减排标准体系现有油气行业方法学中，未包含专门针对其回收的核算方法。 试气放喷是指在天然气井试气过程中的无阻放喷测试，是气田开发中必不可少的环节。上述方法学鼓励 将试气放喷气回收后用于液化天然气、压缩天然气等，促使油气企业改进试气放喷气回收利用技术，带 动油气行业在温室气体减排、资源回收利用等方面的技术升级。 《陆上油田低气量伴生气回收利用方法学》指出，符合条件、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。 伴生气是在石油开采过程中伴随原油一起产出的天然气，主要成分是甲烷。目前，相关企业已对气量 高、气质好、有管网配套条件的伴生气进行回收，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，可回收气量偏小等，这类伴生气的主要处理方式是火炬燃烧后排空。 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说，该方法学为小规模、分散 型的伴生气 ...

科技日报记者 李禾 23日，记者从生态环境部获悉，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、海上 油田伴生气回收利用三项温室气体自愿减排（CCER机制）项目方法学发布，至此，CCER机制启动后 的新版方法学已扩充至九个。 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说，该方法学为小规模、分散 型的伴生气资源化利用项目，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。 以黑龙江某项目为例，其伴生气源规模仅为每天1.5万立方米，目前收益率约为5%，经计算，获得 CCER收益后，收益率可提升至约8.5%。 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、丙烷等。中海油新能源部绿电与碳交易管理处处长张俊峰说，截至今年10月，符合《海上油田伴生 气回收利用方法学》项目有4个，总回收气量约为1.5亿方/年、液化石油气（LPG）产量3.2万吨/年。以 某新建项目为例，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，每年可为该项目 增加收益1280万元。 试气放喷是指在天然气井试气过程中的无阻放喷测试，是气田开发中必不 ...

方法学制定背景 - 生态环境部与国家能源局于2025年11月21日联合印发《陆上油田低气量伴生气回收利用》方法学，旨在动员更广泛行业和企业参与温室气体减排行动[4] - 油田伴生气是石油开采过程中伴随原油产出的天然气，当前中国陆上油田常规井场伴生气回收率已达80%~95%，但低气量伴生气仍难以回收[5] - 该类项目通过回收处理原本通过火炬燃烧排放的油田伴生气，生产可利用产品，具有推动甲烷回收利用、减少二氧化碳排放、提高能源利用效率、增加清洁能源供应等多重效益，对促进行业绿色低碳转型具有积极意义[5] 方法学编制原则 - 科学性原则要求减排机理科学，项目普遍具备额外性，并符合行业相关技术规范要求[7] - 可操作性原则强调精简监测参数，兼顾开发成本和收益，保障所有数据可监测、可追溯、可核实[9] - 保守性原则采用保守方式进行估计和取值，确保项目减排量不被过高计算[10] - 可持续发展原则要求项目符合可持续发展理念，不会对生态环境和社会经济发展造成负面影响[11][12] 项目适用条件 - 方法学适用于陆上油田低气量伴生气回收利用项目，要求同一站场内伴生气处理系统设计规模小于3×10⁴ Nm³/d[14][15] - 回收的伴生气须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[15] - 项目监测数据必须与全国碳市场管理平台联网，减排量产生于监测数据联网之后，且项目需符合国家法律法规和行业发展政策[15] - 同一企业单位内、位于同一省内的多个伴生气项目，若处理系统总设计规模小于3×10⁴ Nm³/d，可合并申请[15] 项目计入期与基准线 - 项目计入期为可申请减排量登记的时间期限，最长不超过10年[17] - 基准线情景为陆上油田伴生气在生产设施处直接燃烧[18] 项目额外性论证 - 陆上油田低气量伴生气回收利用项目受气质组分复杂、井场位置偏远、产品销路受限、气源条件波动等因素影响，普遍存在投资风险带来的障碍[19] - 由于建设投资大、运行成本高，符合适用条件的项目具备额外性[19][20] 减排量核算方法 - 项目减排量来源于通过回收伴生气产品替代新开采的天然气能源，避免燃烧使用新开采天然气产生的排放[21] - 减排量计算公式为：基准线排放量（伴生气直接燃烧产生的排放）减去项目排放量（回收产品生产消耗外购化石燃料和电力产生的排放）再乘以泄漏排放量修正系数[22] - 对于关键参数（伴生气直接燃烧产生的排放量），根据保守性原则采用回收产品产量进行回溯计算，并通过测量处理系统入口处流量、组分与产品产量交叉核对，进行减排量保守取值[23][24] 数据管理要求 - 项目业主需建立内部数据质量保障管理制度，指定专职人员负责数据监测、记录和交叉核对[25] - 计量装置应在检定有效期内，且每年对监测仪表进行校准，出现未校准或延迟校准时需对相应数据进行保守性处理[25] - 项目需设置监测数据储存系统和数据采集网关，实现监测数据每分钟上传，并与全国碳市场管理平台联网[25][26] - 项目设计和实施阶段的所有数据和信息在最后一期减排量登记后需至少保存10年[25] 审定核查与公众监督 - 审定与核查机构应根据方法学对项目监测计划及参数开展审定与减排量核查，并通过全国碳市场管理平台查看监测数据，交叉核对核算结果并保守取值[27] - 项目监测数据将通过省级、设区市级生态环境部门官方网站向社会公开，项目业主应自觉接受公众监督[29][30]

文章核心观点 - 生态环境部与国家能源局联合印发《陆上气田试气放喷气回收利用》温室气体自愿减排项目方法学 旨在推动天然气开采行业绿色低碳转型 通过回收利用试气放喷气替代新开采天然气 实现甲烷回收利用和二氧化碳减排 [5][7][16] 制定背景 - 陆上天然气勘探开发试气放喷期需进行产能测试 试气放喷气回收利用项目将原本点火燃烧气体处理成管输天然气等产品 具有推动甲烷回收利用、减少二氧化碳排放、提高能源利用效率等多重效益 [7] 编写原则 - 科学性原则要求减排量计算科学合理且项目具备额外性 [8] - 可操作性原则要求简化监测参数保障数据可监测、可追溯、可核实 [8] - 保守性原则要求采用保守方式估计确保减排量不被过高计算 [8] - 可持续发展原则要求项目不对生态环境和社会经济造成负面影响 [9] 适用条件 - 适用于陆上常规天然气井、页岩气井和致密气井试气放喷阶段 将气体回收处理成管输天然气等产品 [12] - 项目监测数据需与全国碳市场管理平台联网 减排量产生于数据联网之后 [13] - 单口常规天然气井回收时间不超过7天 致密气井和页岩气井不超过21天 [13] 项目计入期与基准线情景 - 项目计入期最长不超过10年 [14] - 基准线情景为陆上气田试气放喷气在井场放喷池直接燃烧 [14] 额外性论证 - 因试气放喷气点多面广、气量和压力变化大且携带砂酸等杂质 导致项目实施成本和设备运维成本高 存在投资风险障碍 符合条件项目具备额外性 [15] 项目减排量核算方法 - 减排量来源于回收产品替代新开采天然气 避免燃烧新开采天然气产生的排放 [16] - 关键参数采用回收产品产量回溯计算 并通过测量处理系统流量、组分与产品产量交叉核对进行保守取值 [19][20] - 常规天然气井回收超7天、致密气和页岩气井超21天的时间段减排量应予扣减 [21] 数据管理要求 - 需建立内部数据质量保障管理制度 指定专职人员负责数据监测记录和交叉核对 [24] - 计量装置需在检定有效期内且每年校准 未校准数据需保守处理 [24] - 项目数据在最后一期减排量登记后至少保存10年 监测数据需每分钟上传 [24][25] 审定与核查要点 - 审定核查机构需通过全国碳市场管理平台查看项目监测数据 交叉核对减排量核算结果并保守取值 [25][26] 公众监督渠道 - 项目监测数据将通过省级、设区市级生态环境部门官网公开 项目业主需接受公众和媒体监督 [27]

文章核心观点 - 生态环境部与国家能源局联合发布《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）》，旨在推动海上油田伴生气回收利用，通过减少甲烷排放、提高能源效率促进海上油田行业绿色低碳转型 [4][6] 制定背景 - 海上油田伴生气是石油开采过程中产生的共生气体，主要成分为甲烷等烃类，回收利用可避免火炬燃烧排放，兼具甲烷回收、二氧化碳减排、提升能源效率及增加清洁能源供应的多重效益 [6] 方法学原则 - 方法学遵循科学性、可操作性、保守性原则，要求减排机理科学、监测参数精简且数据可追溯，并采用保守估算确保减排量不被高估 [8][9] - 项目需符合可持续发展理念，避免对生态环境和社会经济造成负面影响 [10] 适用条件 - 方法学适用于海上油田伴生气回收项目，需满足伴生气来源为海上油田、产品为管输天然气/LNG/CNG/LPG等条件，且项目投产前与陆地无海底输气管道 [12] - 项目监测数据需与全国碳市场管理平台联网，并符合国家法律法规及行业政策要求 [12][14] 项目计入期与基准线 - 项目计入期最长不超过10年 [16] - 基准线为海上油田伴生气在生产系统中直接燃烧的排放场景 [17] 额外性论证 - 因海上项目具离岸距离远、气源分散、建设运维成本高等投资风险，符合适用条件的项目可免予额外性论证 [20][21] 减排量核算 - 减排量来源于回收产品替代新开采天然气所避免的排放，包括伴生气直接燃烧及船舶运输产生的排放 [23][24] - 关键参数（伴生气燃烧排放量）采用保守原则，按回收产品产量回溯计算，并通过流量、组分与产量交叉核对 [25] 数据管理要求 - 项目业主需建立数据质量保障制度，指定专人负责监测与交叉核对，计量装置需定期校准，数据保存期至少10年 [28][29][31] - 监测数据需每小时上传至平台，未校准期间的数据需保守处理 [33][34] 审定与核查 - 审定机构需按方法学要点核查项目边界、监测计划等，并通过全国碳市场平台交叉核对数据并保守取值 [38][39] 公众监督 - 项目监测数据将通过省、市级生态环境部门官网公开，接受公众及媒体监督 [40]

财务表现 - 2025年上半年收益增加人民币4.63亿元至11.40亿元 [1] - 毛利减少人民币290万元至2480万元 [1] - 公司权益股东应占亏损减少人民币60万元至270万元 [1] 销售数据 - 液化石油气销售量增长102.4千吨至228.6千吨 [1] - 液化天然气销售量增长1.3千吨至2.3千吨 [1] - 压缩天然气销售量减少2.4百万立方米至20.2百万立方米 [1]

广告宣传违规案例 - 某餐厅因在餐饮食品广告中使用涉及疾病治疗和医疗用语被查处 乌苏市市场监管局责令停止发布违法广告并处罚款1380元 [1] - 某店在黄焖鸡米饭广告中使用涉及疾病预防治疗内容被查处 乌苏市市场监管局责令停止发布违法广告并处罚款1000元 [2] 产品质量责任违规案例 - 某车行因未落实工业产品质量安全责任制被查处 未建立日管控周排查月调度制度记录且未开展质量安全追溯管理 乌苏市市场监管局给予警告行政处罚 [2] 计量器具违规案例 - 某加气站因使用不合格且未按规定申请强制检定的计量器具被查处 没收不合格5压缩天然气加气枪流量计并处罚款1800元 [3] - 加气站使用已报停且不在检定周期内的加气枪 经检定确认为不合格计量器具 [3]

公司违规处罚事件 - 广州中油洁能物流有限公司因未按规定制作危险货物运单被广州市交通运输局处以2000元罚款 行政处罚决定书文号为粤穗交运罚〔2025〕2(2025)07140022号[1][3] - 公司曾因利用配送车辆流动销售燃气被广州市海珠区人民政府华洲街道办事处罚款20000元 违法事实为2024年4月1日在停车场内通过粤A36G5N车辆销售15kg气瓶6个 处罚文号为海综处字《2024》082016号[4] - 历史违规行为包括未按规定使用卫星定位汽车行驶记录仪等多项违法事实[3] 公司背景信息 - 广州中油洁能物流有限公司成立于2013年 注册资本1000万元人民币 法定代表人孙权[4] - 公司由广州中油洁能燃气连锁有限公司全资持股 最终控股方为港股上市公司中油洁能控股（01759 HK）[4] 业务范围 - 中油洁能控股为综合液化石油气及天然气供应商 拥有完整产业链[6] - 主营业务包括液化石油气与压缩天然气销售 液化天然气车用加气站运营 液化石油气民用站运营 压缩天然气母站运营以及液化石油气与天然气批发[6]

财务业绩 - 2024年营业收入5.45亿元 同比增长0.38% [1] - 归属于上市公司股东的净利润4517.99万元 同比增长5.10% [1] - 拟每10股派发现金红利0.50元(含税) 合计派发1172.50万元 [1] 业务运营 - 拥有配气站2座 园区气化站1座 CNG自有加气站1座 [1] - 服务CNG/LNG加注站15座 运营输气管网850余公里 [1] - 服务16余万燃气用户 收入主要来自天然气销售及燃气安装工程费 [1] 行业发展趋势 - 中国能源结构向清洁能源转型 天然气消费量将持续增长 [2] - 行业加速向智能化数字化转型 重点发展智能燃气表/智慧管网/数字化运营 [2] - 在"双碳"目标下探索绿色低碳路径 包括生物天然气/氢能融合/碳捕集 [2] 公司战略规划 - 加大输配设施建设和改造 提高场站和管道输配能力 [2] - 开发燃气安全管理模型(燃气AI) 通过智算中心项目布局智能算力赛道 [2] - 推动绿电/氢能与燃气融合 利用天然气掺氢减少碳排放 [3] - 利用智算中心运行产生的热能提供热源 实现零碳排放并降低运营成本 [3] 行业监管环境 - 燃气安全事故促使政府加强安全监管 [2] - 政策法规/技术手段和应急管理将进一步完善和增强 [2]