油气田企业碳资产开发重点方向及路径研究

李 锐 杨 捷 陈 灿 严铭睿 王瀚悦

（1.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所，四川 成都 610051；
2.重庆联合产权交易所集团股份有限公司，重庆 401121）

在碳达峰碳中和背景下，油气田企业不仅面临着自身减排的压力，同时作为我国能源工业体系的最前端链条，也对能源供应的清洁性、可持续性和安全性业负有重要责任，各油气企业推动绿色低碳转型发展是必然趋势。作为实现“双碳”目标的重要工具，全国碳市场交易已经于2021年7月正式启动，国内自愿碳减排机制作为重要补充，自2012年6月启动以来，已经为试点碳市场以及全国碳市场第一个履约期的控排企业低成本履约提供了较好的保障，也为可再生能源及相关低碳企业提供碳收益补贴，有助于低碳项目的可持续经营。虽然当前国内自愿碳减排机制暂停受理备案，但有望加快重启。油气田开采是一个高耗能过程，各油气田企业要实现碳中和或“近零”排放目标，必须大力开发减排碳资产进行排放抵消，同时碳资产开发也是提升项目效益的重要手段，有必要对油气田企业碳资产开发的重点方向及路径开展研究。

目前国内外有数十个在运行的自愿减排体系，各类减排标准在管理者、方法学、项目规模、交易方式、减排量使用范围等方面存在一定共性，也有所差异。全球性的自愿减排标准包括清洁发展机制（CDM）、核证碳标准（VCS）、中国国家核证自愿减排机制（CCER）等。除全球性减排标准外，碳市场也存在一些区域认可的减排体系，如德国的上游减排项目体系（UER），国内代表性的有北京认证自愿减排量（PCER）、广东碳普惠核证减排量（PHCER）、重庆“碳惠通”项目自愿减排量（CQCER）等。

1.1 国外典型的碳资产开发体系

1）清洁发展机制（CDM）

清洁发展机制（CDM）是全球第一个温室气体自愿减排标准，属于《京都议定书》建立的3个旨在低成本达成全球减排目标的灵活合作机制之一，是发达国家和发展中国家之间基于项目合作进行的温室气体减排机制，由发达国家提供资金和技术，在发展中国家实施减排项目。依托于同步建立的欧盟碳市场，CDM项目和国际碳减排交易如雨后春笋般发展。

CDM机制目前约有300个项目方法学，大体包括造林和再造林、农业、生物燃油、生物质、CO2利用、瓦斯利用、能源输送、能效提高、运输、化石燃料转换、燃料的无组织排放（逸散）、垃圾填埋、减少甲烷排放、可再生能源、其它温室气体几种主要的减排类型。申请CDM项目的大概程序包括：项目评估、制作项目设计文件、第三方项目审定、项目备案、第三方减排量核证、减排量备案（签发）、减排量交易，国内外其他减排标准体系也大体沿用这一套程序。

CDM项目主要集中在新能源（包括风能、水能、太阳能）、生物质发电、垃圾填埋气体发电等项目。根据联合国环境规划署发布的数据，截至2020年底，全球前十大项目类型总计占比93%，前三大CDM项目类型分别是风能、水能以及生物质发电，三大项目类型在前十大CDM项目类型中占比达到约70%。从CDM项目地区分布来看，CDM项目主要分布在中国、印度、东南亚、中东等地区的发展中国家，其中中国在项目数量和规模上均占据绝对优势。根据CDM数据网站的最新信息，全球有12 527个CDM项目提交注册申请，其中7 175个项目已成功注册，成功注册的项目中有3 420个成功签发了减排量。中国共在联合国注册成功3 684个项目，约占所有成功项目的51%，其中约1 600个项目获得了减排量签发。

因为欧盟碳市场配额分配过剩和CDM减排量签发过多等原因，CDM在2012年后基本处于停滞状态，绝大部分项目均在2012年12月之前注册。CDM项目减排量的交易价格已由2008年高峰的20欧元吨左右基本归零，目前中国已经停止了CDM项目的申报。

2）核证碳标准（Verified Carbon Standard，VCS）

VCS体系设立的初衷与CDM机制相似。VCS体系的核心是确保或验证这些项目产生的减排的可信度。一旦减排项目通过了VCS计划严格的规则和要求的认证，项目开发者就可以获得可交易的温室气体信用额度（核证碳单位、VCU）。VCU可以在公开市场上出售并注销，作为抵消自身排放的一种手段。

VCS项目体系目前由非营利性组织Verra负责管理。VCS是目前世界上使用最广泛的温室气体自愿减排体系，约有1 840个VCS项目经过了认证，累计减少或消除了超过9.84×108m3温室气体排放。VCS体系包括几个方面的内容：①VCS标准。VCS标准规定了所有项目必须遵循的规则和要求才能获得认证。②独立审计。所有VCS项目均需接受合格的独立第三方和VERRA员工的案头和现场审计，以确保符合标准并正确应用方法。③会计方法.使用特定于该项目类型的技术上合理的温室气体减排量化方法对项目进行评估。④注册系统。注册系统是所有注册项目的中央数据仓库，并跟踪所有VCU的生成，抵消和注销。

VCS项目体系有自己标准化的方法学类型，如能源、工业工程、建筑业、运输、废物处置、采矿、农业、植树造林、草地、湿地、畜禽粪便，也可以直接使用CDM方法学和气候行动储备（CAR）的规定。目前VCU广泛用于国际航空组织等行业的排放抵消和全球碳中和，优质项目产生的VCU目前约7美元/吨。VCS目前不接受非最不发达国家的并入国家或区域电网的风、光、余热余压、地热资源发电项目，但是发电自用或并入微电网除外。

3）德国上游减排项目机制（UER）

在德国目前并行两个碳排放权交易体系，一是欧洲碳排放交易体系（EU ETS），欧盟于2005年引入了EU ETS，以减少发电厂、工业设施和航空的温室气体排放。二是德国国家排放交易体系（nEHS），nEHS建立的目的是为了补充EUETS的空白区域，实现德国《联邦气候保护法》法定的温控目标，nEHS于2021年启动作为补充，涵盖供热和运输领域，nEHS实行固定价格（2021年为25欧元／t，2025年为55欧元／t）。根据《欧盟燃料质量指令》，在德国销售液体燃料的公司有法定义务减少这些燃料的温室气体排放。德国《联邦排放控制法》进一步规定，从2020年起，每家受影响的公司都必须将其销售的燃料的温室气体排放量减少6%。

除了直接购买排放证书以外，在德国销售受温室气体减排限制的液体燃料的公司也可以通过购买和抵消“上游减排量（UER）”来满足部分合规要求。UER是在汽油、柴油和液化石油气燃料的原材料进入炼油厂或储存设施之前发生的温室气体减排，其中包括通过避免燃烧原油生产中的伴生气体而实现的减排。《上游减排量抵消温室气体配额条例》（Upstream Emission Reduction Ordinance，UERV）对上游减排量（UERs）的抵消进行了规定。

任何减少上游排放的项目活动，且自身不属于控排范围的项目主体均可以申请UER项目。UER项目适用CDM方法学体系，由德国环境署负责管理。UER项目开发流程包括设计开发文件、项目审定、项目活动申请、项目批准、减排活动监测、减排量核证、颁发UER证书、审查几个阶段。根据德国UER数据库信息，目前德国环境署共批准了43个UER项目，产生上游减排量约639×104t，主要是减少原油生产中的燃烧和/或排放、在原油生产中使用可再生能源、提高原油生产的能源效率、减少管线泄露等项目类型，其中也包括多个中国项目。

值得特别注意的是，UER项目有以下额外的限制条件或要求，一是必须在项目开始前提交批准UER项目的申请，二是每一个项目的抵消期最长为一年，三是在颁发UER证书之前，项目的牵头参与方必须以金融机构的银行担保的形式提供担保，直到完成对验证报告的审核（UER体系特殊之处是UER证书的颁发发生在对项目核证报告的审核之前，因此需提供银行担保）。

1.2 国内典型的碳资产开发体系

1）中国国家核证自愿减排机制（CCER）

2012年之前，我国企业主要通过CDM（清洁发展机制）参与国际碳市场［1］。但是，随着欧洲经济低迷以及京都协议书第一阶段的结束，CER价格不断下跌，CDM项目发展受阻。在此情况下，我国开始建立国内的自愿减排碳信用交易市场。2012年6月，国家发展和改革委员会发布了《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》《温室气体自愿减排项目审定与核证指南》，企业按照相关方法学可自愿开发温室气体减排项目，产生的减排量经核证后备案成为国家核证自愿减排量（CCER），经核证签发的CCER可进入交易市场，并最终用于碳市场履约、自愿注销、碳中和等目的［2］。2015年国家自愿减排交易信息平台上线，随后CCER登记簿上线并与各试点碳交易机构链接，CCER进入交易阶段。

CCER项目审定和减排量核证流程、项目类型划分、减排方法学和技术要求等均借鉴了清洁发展机制（CDM），但管理模式和监管方式根据中国国情制定。截至到2017年3月暂停受理备案，主管部门已备案近二百个自愿减排方法学，备案12家项目审定和减排量核证机构以及9家自愿减排交易机构，审定温室气体自愿减排项目2 871个，备案自愿减排项目1 315个，覆盖风电、水电、光伏发电、甲烷利用、生物质利用、碳汇等领域［3］。

2017年3月，为进一步完善自愿减排管理，落实国务院“放管服”改革要求，国家发改委发布暂缓受理自愿减排相关事项备案申请的公告。暂停受理备案申请后，已备案的温室气体自愿减排项目和减排量仍可在CCER登记簿登记，签发后的CCER仍可在9家经备案的自愿减排交易机构交易，并参与试点碳市场配额清缴抵消。2021年7月，随着全国统一碳市场的正式启动交易，CCER的交易市场迎来了生机。截至2021年底，中国自愿减排交易体系签发了约391个项目的CCER，签发减排量约为7 700×104t［4-5］。我国现有的9个交易机构累计交易4.43×108t CCER，成交额突破40亿元。目前约6 000×104t的CCER已被用于试点碳市场和全国碳市场配额清缴履约抵消，特别是全国碳市场第一个履约周期，约3400万吨的CCER被用于配额清缴履约抵消。目前生态环境部等单位正在对CCER管理办法进行修订，随着2023年全国碳市场第二个履约周期的到来，预计CCER体系将重新启动。

2）重庆“碳惠通”项目自愿减排量（CQCER）

为加快推动我市绿色低碳发展，发掘利用本地生态资源，重庆市生态环境局牵头开展了全国首个覆盖碳履约、碳中和、碳普惠的“碳惠通”生态产品价值实现平台建设工作，“碳惠通”平台于2021年10月22日正式上线。CQCER方法学体系借鉴了国家CCER方法学，目前备案并公布了可再生能源发电、垃圾处理、微电网、新建建筑节能、充电站、快速公交、电动和混动车、造林、森林经营、水稻甲烷减少、粪便堆肥、填埋气、污水甲烷类型的十三种方法学，并正在陆续开发和备案新的方法学。CQCER体系上市一年来，已经备案减排项目十余个，项目涉及林业碳汇、可再生能源、轨道交通、再生资源等领域，CQCER累计交易量约250×104t，交易额5 500万元。目前CQCER的市场价格约为30元／t左右。

目前CQCER的主要政策文件是《重庆市“碳惠通”生态产品价值实现平台管理办法（试行）》，参照国家温室气体自愿减排交易有关规定，结合重庆实际情况制定，确定了“碳惠通”方法学、项目及减排量的备案原则、程序、资料等，明确了项目要求，规定了项目的投运时间应于2014年6月19日之后、减排量应产生于2016年1月1日之后、减排量均应产生在重庆市行政区域内。“碳惠通”方法学应由开发者向市生态环境局申请备案；
“碳惠通”项目和减排量的开发需采用经市生态环境局备案的方法学，由第三方机构审定与核证合格后，向市生态环境局提交备案申请；
市生态环境局根据工作需要组织技术评估，评估通过后予以备案；
运营主体对以上备案、审定与核证、评估信息在“碳惠通”平台上进行登记管理。

经过梳理CDM、VCS、UER、CCER等国内外主流的碳资产开发机制，适用于油气田企业的碳资产开发的方法学主要包括甲烷减排和回收利用、锅炉（窑炉）改造、余热余压利用、电机系统节能、能量系统优化、绿色照明改造、可再生能源/新能源利用等减排类型。结合国内油气田企业碳减排项目的现状及节能减排重点展望，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）等领域。

2.1 甲烷减排和回收利用

1）伴生气回收利用

零散气是指油气田在开发过程中获得的分散的、小规模天然气，包括气田分散单井气、低产气井、油田伴生气及海上采油平台产出的无法利用的小股量天然气。长期以来，它们或是因为产气量小、就地无用户，或是因为远离管输系统，无法得到有效开发利用［6］。为减少边远井、零散井试采放空天然气排放，避免资源浪费和对环境影响，可利用高度集成的橇装设备，对探评价井试采放空天然气进行回收利用，制成压缩天然气或液化天然气，为油气田企业带来较好的经济效益和社会效益。

当前，已有多个中国油气田伴生气回收利用项目开发成功国际减排项目，如“新疆沙雅县哈德墩镇油气田伴生气回收利用项目”，于2020年8月成功获得德国环境署上游减排项目（UER）机制的批准并用于德国国家碳市场抵消，产生减排量42×104t二氧化碳当量。

2）逸散甲烷回收利用

甲烷作为仅次于二氧化碳的第二大温室气体，对气候变化的影响力也非常大，近年来我国对甲烷排放的管控越来越重视。2021年4月，中国政府在领导人气候峰会上提出，中国将加强对非二氧化碳排放的管控。中国“十四五”规划纲要提出，要加大甲烷、氢氟碳化物、全氟化碳等其他温室气体控制力度。油气田在开采过程中会产生大量的放空气和伴生气，其主要成分为甲烷。2019年油气行业甲烷排放量约占全球总量的三分之一，甲烷管控对双碳目标的实现具有重要意义。同时，因甲烷的增温潜势是二氧化碳的25倍，减少甲烷排放能够获得巨大的减排量碳资产收益，在国际碳市场受到广泛青睐。当前，主要是采用等设备系统装置，应用于天然气生产、输送、存储、分输系统地面设备泄漏的识别与修复，来达到减少天然气管道压缩机或门站泄漏的目的。

以中石油西南油气田为例，通过推广钻井测试放空气回收和集输管道检维修放空气回收，采用升降式火炬燃烧器和气田水闪蒸气脱硫装置等措施熄灭长明火炬，开展典型场站甲烷及挥发性有机物泄漏检测与修复，实现碳排放强度较大幅度下降。同时，开展公司净化厂、油气处理厂甲烷及VOCs泄漏检测与修复治理，为建立健全甲烷排放核算体系提供有效数据支撑［7］。

2.2 余热余压利用

1）余热利用

油气田余热资源主要分为烟气余热（高温加热炉、锅炉等烟气余热）、产品余热（天然气余热、气田水污水余热）、冷却介质余热（换热装置冷却介质余热）、可燃废物余热（生产过程中产生的固体可燃废料、废液、废气的余热）四大类。余热利用技术主要为锅炉余热回收利用技术、压缩机烟气余热发电技术、燃气发电机烟气余热预热导热油技术、尾气灼烧炉余热利用技术等。

2）余压利用

天然气从井口、管网到用户压力逐级递减，其间释放巨大的压差能量，传统的天然气节流调压过程中，丰富的压力能未得到充分合理利用。因此，面对天然气行业快速发展，余压能资源日趋丰富的形势，对天然气压力能进行回收利用，可有效提升能源利用效率，提高天然气开采及运输经济性，减少综合能耗和外购能源，对气田节能减排与清洁替代、降本增效具有重要意义。国内外已有相关的余压利用开发碳减排资产的案例，“十四五”期间，余压资源利用是油气田企业节能减排工作的重要发展路径之一。

2.3 可再生能源／新能源利用

1）分布式光伏

光伏发电具有零耗能、零排放的独特优势，是集经济效益与减排效益于一身的清洁可再生能源。油气田企业作业面积广阔，空闲场地、空置屋顶较多，同时作业区和生活区耗电量巨大，具备建设分布式光伏发电项目的迫切需求和先天优势。如中国海油首个MW级分布式光伏项目——珠海管道光伏发电项目，利用厂区内4座厂房屋顶建成，总装机容量为0.99 MW，年平均发电量约108×104kW，发电量83%供厂区自用，剩余电力并入南方电网。

2）集中式风光电

我国大部分油气田企业作业区位于山区、沙漠、戈壁和浅海等地域，这些地域通常也具备较好的风力和光照资源条件。同时，油气田企业作业区还具备开发风光电所要求的场地、道路、电网等基础设施优势。因此，油气田企业开发规模化、集中式的风电项目和光伏项目具有较强的优势和较大的经济价值（减排收益价值）。我国已有较多的油气田企业成功开发风光电减排项目的案例，其中中海油多个项目已成功备案国家CCER减排项目，如“中海油潍坊滨海风电场一期49.5 MW工程”、“中海油玉门三十里井子北一48 MW风电场工程”等；
中石油在2021年也成功并网了旗下首个集中式光伏发电项目，即玉门油田200 MW光伏示范项目。

3）地热能利用

地热资源利用的最大优势是稳定性，不受季节变化和天气影响。据中国地质调查局2015年调查评价结果，全国水热型地热资源量折合1.25×1012t标准煤，年可开采资源量折合19×108t标准煤，地热资源储量体量巨大，不亚于其他风光等可再生能源［8-9］。埋深在3 000～10 000米的干热岩资源量折合856×1012t标准煤。全国336个地级以上城市的浅层地热能，年可开采资源量折合7×108t标准煤。华北平原、四川盆地和柴达木盆地是我国前三的已探明可开采的地热资源区域，这三个地区也是我国主要的油气产区。油气田企业可以根据地热资源特点，与企业开发生产紧密结合，同时结合企业内部和地方利用需求，积极开展地热利用试点，探索地热资源综合利用方式，保证地热利用的综合效益，稳步推进地热能开发。

2.4 二氧化碳捕集利用和封存（CCUS）

CCUS（Carbon Capture，Utilization and Storage）即碳捕获、利用与封存，是指将二氧化碳从工业过程、能源利用或大气中分离出来，直接加以利用或注入地层以实现二氧化碳永久减排的过程，是应对全球气候变化的关键技术之一。根据生态环境部环境规划院发布的《中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告（2021）》，截至2020年底，我国已投运或建设中的CCUS示范项目主要在石油、煤化工、电力行业，重点开发二氧化碳提高石油采收率（CO2-EOR）项目。目前我国已投运和建设中的CCUS示范项目约40个，分布于19个省份，涉及电厂和水泥厂等纯捕集项目以及CO2-EOR、CO2-ECBM、地浸采铀、重整制备合成气、微藻固定和咸水层封存等多样化封存及利用项目。根据预测，碳中和目标下，我国2030年CCUS减排需求为0.2～4.08×1012t，市场规模将突破千亿，预计到2050年产值规模将达3 300亿元［10-12］。

油气田企业开展CCUS具有天然的优势，也是下一步低碳建设的重点方向。一是因为气矿碳排放主要集中在天然气净化厂，随着天然气产量的上升，碳排放量逐年上升，形成一定减排压力。二是气矿已枯竭、已停产、无下步勘探开发潜力气藏具有天然的二氧化碳储存场地优势。

3.1 适用减排体系分析

1）国际碳减排体系适用性分析

目前CDM机制在中国已经停止，因此暂时不纳入考虑范围。VCS体系不接受非最不发达国家的并入国家或区域电网的风、光、余热余压、地热资源发电项目，但是发电自用或并入微电网的除外。因此，油气田公司的大型风光电和余压发电项目如果电量上网，不能申请VCS项目；
如果作为厂用或者直供当地园区使用，可以考虑申请VCS。德国UER机制目前专门针对液体燃料供应商的上游减排，比较契合油气田企业的减排项目，我国已有多个油气田减排项目申请UER。但是UER项目的开发要求较高、专业性较强，在时间要求上，必须在项目动工前提交UER项目的申请，且每一个项目的抵消期最长只能为一年；
在技术要求上，需要提前寻找合适的咨询公司、认证机构及德国本土抵消企业（买方）；
在资金要求上，项目的牵头参与方必须以金融机构的银行担保的形式向德国主管部门提供担保。因此整个UER开发过程中需要投入较大人力财力成本。

2）国内碳减排体系适用性分析

国家CCER体系对项目范围要求较为宽泛，但目前处于暂停状态，不接受新项目备案申请，可以视2023年全国碳市场建设情况适时考虑申请CCER项目。我国区域性的减排体系逐步推出，且目前在正常运行，对于国家碳减排体系是重要的补充。比如，重庆CQCER体系目前能够顺利申请备案和交易，但只针对重庆市域范围内的项目，其他省市的区域减排体系也有类似的限制，如广东碳普惠项目。

3）适用性分析结果

根据对上述减排体系适用情况的分析，建议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。

此外，油气田企业也可考虑申请所属区域内的碳减排体系。比如在重庆范围内的项目，可尽快申请CQCER项目，在重庆地方试点碳市场抵消，能够在较短的时间内实现减排量变现。

3.2 可用方法学分析

目前国际上主要的减排体系的方法学基本来源于CDM方法学体系，而我国CCER体系与CDM机制的方法学基本一致，因此可以CCER现有方法学为基础进行分析。

表1 油气田企业减排项目方法学分析

从分析结果来看，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。余压余热利用和可再生能源/新能源利用的减排机制已经非常成熟，国际国内都要现成的方法学可用。

CCUS在国际国内均没有现成的减排方法学可供参考，需要新开发方法学。开发CCUS减排方法学具有三个难点：一是潜在泄露，CCUS项目通过人为封存温室气体改变了地层构造，泄漏是此类项目首要担忧的问题，包括即突发性泄漏和缓慢泄漏，因此围绕CCUS项目产生的减排量是否能够被稳定有效地封存一直是CCUS项目的焦点。二是CCUS项目的减排原理受到一定质疑，反对方认为CCUS只会鼓励继续使用化石燃料，而不是促进向可再生能源过渡。三是CCUS项目减排量巨大，可能会对碳市场的稳定运行造成一定冲击。但是，CCUS项目本身的重要意义在我国当前双碳背景下是毋庸置疑的，因此建议油气田企业可以联合相关第三方机构和碳交易机构，探索性的研究开发适合中国国情的CCUS减排方法学。

3.3 减排量开发成本和开发周期分析

减排量开发成本主要发生在三个项目开发阶段，分别是为聘请咨询机构制作项目设计文件、第三方审定机构对项目进行审定、第三方核证机构对项目减排量进行核证，视项目复杂程度每个阶段的成本大约为15～30万元，因此开发一个减排项目平均大约需要60万元的开发成本。按照CCER交易均价约为45元／t（参考2021年全国碳市场首个履约期碳配额交易均价约为45元／t），单个项目减排量超过1.33万吨就可以考虑进行开发；
区域减排体系方面，以重庆CQCER为例，目前的交易价格（30元／t），单个项目需要超过2×104t减排量才具备经济可行性；
VCS国际市场价格介于CQCER和CCER之间；
德国UER项目的价格预计为100元／t。目前VCS和UER项目的开发周期大约为一年半至两年，CCER为一年，CQCER为三个月（不考虑政策因素）［13-15］。

当前，各油气企业正加快推进绿色低碳转型发展，通过碳资产开发，有助于油气田企业按期实现碳达峰，也是提升节能减排和新能源项目效益的重要举措。全国碳市场交易市场启动实施，以及国家自愿减排体系有望重启、区域性碳普惠机制的逐步推出，均为油气田企业碳资产开发奠定良好的基础。

（1）提前摸底企业碳资产可开发资源。我国国土辽阔，油气资源分布广泛，各区域资源禀赋不同，可开发的碳资产项目种类多、差异大，油气田企业应该提前做好项目摸底工作，做好可开发碳资产的账本。可重点从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5个方面进行分门别类的梳理。

（2）建立专业的碳资产开发管理团队。低碳人才方面的人力资源在碳资产开发过程中具有至关重要的作用。在选择开发路径上，经验丰富的碳资产管理人员可以从种类繁多的方法学和减排体系中快速选择出最优的开发策略；
在成本控制上，经验丰富的人员可以在与国内外减排量买家、咨询机构、第三方审定机构的谈判中掌握主动权，避免漫天要价的情况出现，降低开发成本；
在碳市场操作上，资深交易人员可以把握碳市场价格变动规律，选择相对合适的碳市场和相对高位的价格出售碳减排资产，获得最大收益。因此，建议油气田企业组建自己的碳资产管理专门团队，及时掌握国内外最新低碳政策和市场动向，积极参与碳交易能力建设、参与碳市场实操，最终能够掌握和引领企业碳资产开发。

（3）因地制宜及时启动减排项目开发。国内外不同的减排体系对项目的要求不同，油气田企业应该根据前期的减排项目梳理摸底情况，从技术、成本、时间和收益几个维度对可开发项目进行综合分析，因地制宜的选择最合适的开发路径、制定开发计划，及时启动满足条件的项目类型，在实现油气田自身节能减排的同时，获得额外的减排碳资产收益。

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