解读重磅！第三批CCER方法学发布：《温室气体自愿减排项目方法学 纯农林生物质并网发电、热电联产》等4项方法学（征求意见稿）

放喷气为什么不能直接进管网

试气放喷是天然气井试气过程中的无阻放喷测试，是勘探开发中必不可少的一道工序。放喷初期含有大量压裂砂与返排液，产出的天然气气量波动大，如果直接进入采气管网，会对管网造成极大损坏。因此，试气放喷气不能直接进入采气管网，而是在放喷池进行燃烧，这就产生了二氧化碳排放。

但回收并非易事：试气放喷阶段时间短，回收设备需不断搬迁到不同井口；放喷气气量波动大，含有大量砂、酸及返排液，对回收设备损耗大。这些现实难题，正是方法学出台的背景。

方法学编制的来龙去脉

2023年4月，生态环境部向全社会公开征集方法学建议，组织开展评估遴选工作，由方法学建议提交单位及领域专家成立编制组。2023年5月至2024年12月，编制组通过实地调研、座谈研讨等方式，广泛调研试气放喷气回收利用情况，形成初稿。

2025年1月至4月，编制组多次组织专家研讨会，广泛听取各部委、科研院所、行业协会及有关企业的意见，对内容进行完善。2025年5月至7月，编制组赴具有代表性的项目开展实地调研，经进一步修改完善，最终形成征求意见稿。整个编制过程历时两年多，经历了征集、调研、研讨、再调研的完整闭环。

九章两附录的顶层设计

本文件共9章和2个附录。第1章说明减排机理为将直接燃烧的气田试气放喷气回收并利用，明确本方法学属于燃料（固体、石油和天然气）的逸散性排放领域方法学。第2章明确适用于陆上气田的常规天然气井、页岩气井和致密气井的试气放喷气回收利用项目。第3章列出引用的国家标准、行业标准和检定规程。

第4章规定了8个主要术语。第5章以文字描述和项目边界图明确项目边界包括净化系统、CNG生产装置、LNG生产装置、天然气增压装置、输送及配套系统。第6章规定基准线情景、额外性论证方式和减排量计算方法。第7章列举设计阶段和监测阶段的参数要求。第8章针对适用条件、项目边界、计入期、监测计划等给出审定与核查要点。第9章列举编制贡献单位。附录A提供监测数据联网基础信息表，附录B提供常见化石燃料低位发热量等参数推荐值。

煤层气井为何被排除在外

天然气井依据储层类型可分为常规天然气井和非常规天然气井，其中非常规气井主要分为页岩气井、致密气井和煤层气井。方法学适用于常规天然气井、页岩气井和致密气井，但明确不适用于煤层气井。原因在于，煤层气井的典型放喷方式是缓慢控制放喷，以避免煤粉堵塞井筒，其放喷气可以通过管网回收，与其他类型气井通过撬装装置回收的方式不同。

同时，按照《陆上石油天然气开采工业大气污染物排放标准》（GB 39728—2020）要求，对油气田放空天然气应予以回收，不能回收或难以回收的应经燃烧后放空。因此，本方法学规定气井必须处于难以回收的试气放喷阶段，这一限定既符合标准要求，也划清了方法学的适用边界。

基准线排放为何采用末端计量

本方法学的基准线排放量，为项目回收利用的陆上气田试气放喷气在井场放喷池处直接燃烧产生的温室气体排放量。由于试气放喷阶段天然气气量波动大，实时监测流量和组分困难，方法学遵循保守性原则，采用末端计量的方式。

具体做法是，将试气放喷气回收产品贸易交接点的产品总量视为直接燃烧的试气放喷气总量。该点位于生产装置之后，已扣除设备损耗和逸散排放，同时可以应用生产台账数据和贸易结算凭证进行交叉核对，以确保数据的准确性。这种设计兼顾了可操作性与数据的可靠性。

抽样核查与数据质量保障

鉴于试气放喷气井口分布较为分散，在审定与核查的现场评审环节，若项目边界内涉及5座以下（含）回收利用井口，审定与核查机构应对所有井口开展现场走访；若井口总数超过5座，则按抽样方案抽样走访。若抽取的井口存在不符合审定与核查要点的情形，应扩大抽样量。

数据质量方面，本方法学共涉及参数19个，其中需要企业自测的参数有6个，分别为回收气态天然气产品体积、回收液体天然气产品质量、消耗外购化石燃料体积或质量、消耗的下网电量、车辆往返运输距离、车辆运输回收产品的总质量。由于单口井试气放喷阶段时间短、回收撬装装置需在不同井口之间移动，无法在整个项目计入期内实现连续监测，故单口井回收期间监测数据缺失和中断3天的，审定与核查机构需重点核查。同时，考虑到多数陆上气田地处偏远、网络条件有限，方法学要求项目监测数据储存系统数据按监测频率要求保存，并在具备条件时上传至全国碳市场管理平台。

免予额外性论证背后的经济账

不同地区气田的地质条件、井型、开发压力以及气质等关键因素差异较大，开展试气放喷气回收利用项目需要针对不同气田具体情况定制相应设备，导致项目直接投资较大。加之试气放喷阶段时间短，回收装置需反复搬迁，且放喷气含大量砂、酸及返排液，对设备损耗大，搬迁费用和维修费用较高，项目运行成本高。

更关键的是，试气放喷气的可回收气量小、收益低，目前无法实现规模化生产。经调研，已开展的试气放喷气回收利用项目全投资内部收益率均低于行业基准收益率12%，不具备经济性。正因如此，本方法学采用免予额外性论证的方式，以期通过温室气体自愿减排交易机制，支持陆上气田试气放喷气回收利用项目由产业发展初期向规模化发展顺利过渡。经估算，当前已建项目可产生的年减排量约为65万吨二氧化碳，至2030年减排量可增加至约155万吨二氧化碳。

从数据看，方法学对减排潜力的判断较为明确：当前已建项目年减排量约65万吨二氧化碳，至2030年可增至约155万吨，增长空间可观。但项目经济性并不乐观，已开展项目的全投资内部收益率均低于行业基准收益率12%，这正是免予额外性论证的核心依据。 在操作层面，方法学共涉及19个参数，其中6个需企业自测；单口井监测数据缺失和中断3天的，审定与核查机构需重点核查。现场走访方面，5座以下（含）井口须全部走访，超过5座则按抽样方案执行。这些数字共同勾勒出方法学在减排效益与核查可行性之间的平衡。