合同能源管理在油田节能行业应用的风险分析

周胜利（大庆石油管理局有限公司技术监督中心）

目前国内油田企业普遍进入开采中后期，存在着设备老化、工艺设计与运行工况不匹配等情况，进行节能改造势在必行，但随着油田产能下降，生产成本紧张，很难投入大量资金进行节能改造。合同能源管理作为一种基于市场的节能项目运行模式，有效解决缺少改造资金的问题，同时把油田进行节能改造的风险与提供合同能源管理服务的公司分摊。今年油田开展了一系列的合同能源管理，取得了良好的效果，但在项目运行的过程中，出现一些风险，导致合同能源管理项目不能达到预期效果。

1 合同能源管理概述

合同能源管理EPC是一个基于市场，以提高能源利用效率为目标的模式，采用该模式可以有效降低企业的能耗，因此受到政府和企业的关注[1]。能源服务公司（ESCO）是按合同对能源进行管理，以赢利为目的的能源专业化服务公司[2]。能源服务公司与企业签订合同，提供节能设备和技术，降低能耗，企业以未来的节能效益作为保证，节能收入按照合同约定比例进行分享，作为能源服务公司的回报[3]。合同能源管理有很多类型，油田企业经常采用节能效益分享型模式，此模式具有责权明晰、效益计算简单等特点[4]。EPC 项目的对于用能单位而言，能够分摊或转移实施节能项目的潜在风险，仅需要开放市场制定合理的规则，而对于能源服务公司，能够实现以技术和风险来交换市场。

2 合同能源管理主要运行环节及风险分析

合同能源管理的实施过程主要有以下5 个环节，对每个环节的分析能够有效的防控风险，保证项目的顺利实施[5]。

2.1 市场调研及测试

市场调研及测试环节的主要工作是通过现场调研及必要的测试、分析和评价来确定项目的节能潜力进而经济评价，来初步判断项目的可行性。实施过程中的主要风险是不能够准确的测试设备的能耗水平，尤其是对于油田内工况波动比较大的设备（如机采设备），测试时的状态不能代表设备平均的能耗水平，造成项目实施后实际产生的节能效益低于预期，导致项目失败。应对措施即对客户改造设备进行全面细致的调研，仔细对比近年的能耗变化，做出系统性的能耗预测，同时计算分析应该按照双方都认可的方法或者行业通用做法。

2.2 改造方案设计

改造方案设计环节的主要工作是基于市场调研及测试环节，针对需改造用能设备的运行特点，同时因油田工艺复杂，应系统考虑方案的设计，制定出技术上可行，经济上合理节能改造项目，此方案应具有可行性，选用领先的节能技术方案，明确相关标准和要求，细化选用设备和材料的规格型号，精确估算所需的工程量，给出具体的工程进度安排，并给出HSE相关要求及应急预案。主要风险是设计的改造方案不适用现场实际情况，因设计方案未考虑系统性影响，或设备选型不能满足项目的要求等。应对措施即需要在油田相关领域专家的联合论证和指导下多方充分研讨方案，进一步论证方案的适用性。

2.3 改造项目实施

项目的实施阶段主要工作是按照改造方案施工，确保所有的更新改造设备按预期目标运行，培训相关人员对新设备进行管理和操作，向客户提交记载所作设备变更的参考资料，并提供有关新设备的详细资料。在具体实施过程中应严格按照设计规范进行，并加强施工过程中施工质量的监督，以及相应的安全风险排查，尤其是对于委托第三方施工时，施工质量及安全施工监督检查尤为重要，因为油田节能改造一般情况是在正常运行的设备或生产过程中进行，施工应尽量不影响油田的正常生产，油气生产站场多为易燃易爆场所，安全为施工过程中的重点。主要风险是施工过程中的安全风险以及施工过程中因其他因素导致的延期风险。应对措施是强化施工监管杜绝安全隐患，合理安排施工进度，必要时可以与专业保险公司签订风险分担合同。

2.4 项目运行及维护保养

项目运行及维护保养主要任务是对节能改造后的设备进行日常的维修维护及运行管理，并制定相应的操作规程，按照要求移交约定的技术资料，同时通过系统优化及对操作人员的培训使设备达到并保持到最佳运行状态，使节能量达到预期效果。主要风险是使用维护不当导致设备不能够正常运行，尤其对于需要较复杂人为操作的设备，由于培训或管理不到位导致设备的异常运行。应对措施制定详细的设备操作规范，加强对于相关人员的培训，定期委派专人对设备进行检测，将隐患扼杀在萌芽中。

2.5 收益分成

收益分成阶段主要是按照合同约定，甲乙双方按约定分享项目产生的效益。节能服务公司通过分享的效益来收回项目运行过程中的成本及合理的利润。在项目合同期内，节能服务公司对与项目有关的投入拥有所有权，并与油田企业分享项目产生的节能效益。项目合同期结束后，设备的所有权一般将转让给油田企业即甲方。油田企业最终将获得高能效设备和节约的能耗成本，并享受接下来的全部节能效益。主要风险是甲乙双方对实际的节能量有争议[6]。应对措施：合同签订时，应该明确节能量认证的全部必要因素（包括计量器具、计算方法和测试条件）及认证方法，或者积极引入第三方认证机构，通过第三方认定节能量，规避争议。

3 实证分析

1）项目简介。某油田企业因生产工艺变化需要把2 台6 kV 高压注水泵（功率均为1 400 kW），加装2 台高压变频器，要求在不影响注水泵效率，保证工艺要求的流量条件下，对2台高压水泵电机进行改造，增加变频节电控制装置，安装调试，拟采用合同能源管理方式实施。

2）甲方企业评估。甲方为油田企业，属于大型国有企业，近三年财务良好，债务可控，从财务指标及银行评级等方面，综合判断出该客户当前经营生产处于正常水平。

3）效益评估。效益的评估主要应用单耗法进行计算，即将改造前后（基期与计算期）的注水单耗做差，然后用计算期的注水量乘以注水单耗得出计算期节电量。本项目基期注水单耗平均为6.78 kWh/m3，计算期为6.02 kWh/m3，计算期注水量为134.64×104m3，计算期节电量为88.86×104kWh。

4）主要技术风险。市场调研及测试环节，对于高压电动机变频改造项目，节能效益来源明确，节能收益诊断简单可信，该环节发生风险概率低，风险水平可控。

在改造方案设计环节，高压电动机变频改造项目，实施方案相对简单，只要选择好对应的容量及运行频率，项目比较容易实施，变频器需要具有成熟技术储备的大型公司，以保证变频器的可靠运行。同时建造过程中还需要考虑土建对于站场及正常生产的影响及安全风险，综合考虑该项目易实施，风险水平可控。仅需要确定好频率所对应的注水量，日常操作相对简单。因设备磨损或性能不稳定而影响节能效益的风险概率较小。

5）主要经济风险。主要经济风险来自该油田企业能否按约定正常分享收益，此油田企业为油田开采的中后期，产量逐年下降，配套的注水量也逐年降低，因注水量下降使注水泵负载过低，导致实际产生的节能量低于预期值。此环节风险发生概率较大，且风险不易控制。应对措施主要为提高合同能源管理公司年度节能效益分享比例，缩短效益分享期在合同中，加入防范客户生产规模大幅度调整的违约条款。

6）风险控制成效。节能服务项目实施后的第二年，该油田企业石油产量下降明显，相应的注水泵的负荷率大幅降低，此项目节能效益没有达到预期。由于采用了上述得当的风险控制措施，确保了节能服务提供商的基本权益。

4 结论

合同能源管理模式，在国内油田节能行业已有广泛应用，随着国家及石油行业对此模式的支持和企业自身的需要，未来会有越来越多的成功案例，同时此种服务模式运行过程中存在着多种潜在的风险，所以也要注重项目的风险识别及风险控制。本文从合同能源管理的主要环节入手分析，识别潜在的技术风险和经济风险并有针对性的提出针对性的防控措施，并以高压电动机变频改造项目进行剖析和阐述。通过对节能项目的风险分析研究可为合同能源管理项目的顺利运行提供一定的参考和借鉴。

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