我國如何實行天然氣能量計量和計價

王富平 周 娟 段小浪 于智博 陳加民 胡奧林

1.西南石油大學經濟管理學院 2.中國石油西南油氣田公司天然氣經濟研究所3.中國石油西南油氣田公司生產運行處 4.中國石油天然氣運輸公司陜西分公司

能量計量和計價是國際天然氣貿易和世界上大多數國家采用的天然氣交接及計量收費方式，我國是為數不多的仍在使用天然氣體積計量和計價的國家之一。新世紀以來，關于天然氣體積計量和計價的社會經濟缺陷，以及我國實行天然氣能量計量和計價的必要性、可行性和實施辦法等研究從未間斷[1-3]。相關計量技術、標準和裝置也一直在積極研究和準備之中，已基本具備了實行天然氣能量計量和計價的條件[4]。日前，國家發展和改革委員會（以下簡稱國家發改委）在《油氣管網設施公平開放監管辦法》征求意見稿中，明確提出了天然氣能量計量要求，并規定了24個月的過渡期[5]。面對天然氣計量計價方式改革的迫切性，應抓緊研究并解決實行能量計量和計價過程中的幾個關鍵問題，制定適合我國國情和天然氣市場實際的能量計量計價方案和實施路徑。

1 實行天然氣能量計量和計價的緊迫性

在國家能源清潔化發展方針和優惠政策的支持下，我國的天然氣市場正進入新一輪快速發展期，天然氣體制機制和天然氣價格的市場化改革也在積極推進之中，實行天然氣能量計量和計價改革比以往任何時候都更加迫切。

1.1 我國已形成天然氣供應多元化格局，不同氣源的發熱量差異較大

現在，在我國天然氣資源供應結構中，除國產陸上常規氣和海洋氣外，頁巖氣、煤層氣、煤制氣、進口管道氣和LNG占比在不斷增長。2017年，我國頁巖氣和煤層氣年產量分別為91×108m3和70.2×108m3，分別比上年增加15.5%和8.2%，在天然氣總產量中的占比由上年的10%升至13%；全年共生產煤制氣22×108m3，增長34%；進口天然氣960×108m3，在天然氣供應總量中的占比達38.5%[6]。各種氣源、不同產地和類型的天然氣，單位體積的發熱量差異較大，無論是單獨還是混合輸送和銷售，體積計量和計價無法反映出商品天然氣的主要技術指標——發熱量及其經濟價值[7]。

1.2 LNG進口量快速增長，兩種計量計價制度難于融合

我國進口LNG以能量計量和結算，氣化后通過管道的一次銷售按能量與體積計量計價對接。近年來，隨著我國LNG進口接收能力不斷提高，加上國際LNG現貨貿易在價格和交易量上的靈活性，LNG進口量增長迅速。 2017年，我國LNG進口量達到534×108m3，比去年陡增46.3%，在進口總量中的份額也超越管道氣，占55.6%。2018年1～7月，進口氣總量約為692×108m3，同比增長34.3%，其中LNG進口占比達到56.5%。為滿足內地市場需求，進口LNG氣化后將大量進入國內輸氣干線，與國產氣和進口管道氣混合銷售。不同的計量計價制度和氣源間的熱值差異勢必影響他們的融合，并會引起氣量和氣價糾紛。

1.3 貫徹落實國家深化天然氣體制改革的任務

放開天然氣勘查開采、天然氣管網向第三方公平開放和通過市場競爭形成價格是我國深化天然氣體制改革中的三大主要任務。前者將加大資源供應的競爭，管網第三方進入則意味著多氣源混合運輸和銷售。在此情況下，繼續采用體積計量計價，在氣源供應環節，不同發熱量的氣源競爭是不公平的；在管道輸送環節，影響管道氣技術指標，有礙管道第三方公平進入和管道互聯互通；在銷售環節，因天然氣能量會隨氣源和多氣源的混合發生變化，造成天然氣價格相同但價值不一樣。

1.4 推進天然氣交易中心發展并形成市場交易價格的需要

天然氣交易中心是豐富天然氣供應、有效調節需求、推進供需競爭和形成市場交易價格的重要平臺[8-9]?，F在，國家正積極推進天然氣進入上海和重慶這兩個國家級石油天然氣交易中心進行公開透明的交易。在大宗商品交易平臺上，商品品質是決定價格的主要因素。發熱量是表征天然氣品質高低和利用價值的關鍵指標，采用體積計量計價方式不僅影響不同品質天然氣在交易平臺上的公平競爭，而且不同氣源的天然氣因發熱量存在差異，交易價格的可比性差，也不能直接與國際天然氣價格對比，影響中國天然氣基準價格的形成和國家級天然氣交易中心的國際化發展。

1.5 天然氣體積計量計價給弄虛作假以可乘之機

按照國家標準“GB 17820—2012 天然氣”（以下簡稱GB 17820—2012）規定，在其他技術指標合乎要求的情況下，只要天然氣高位發熱量大于或等于31.4 MJ/m3，都可以作為民用燃料和工業原料或燃料使用[10]。事實上，我國國產天然氣和進口管道氣的發熱量大多超過36.0 MJ/m3，進口LNG的發熱量一般超過38.0 MJ/m3。這樣，體積計量計價便給了某些不法天然氣銷售商弄虛作假的機會。他們通過在管道天然氣中摻混價格較低的氮氣，或在LNG中摻混液氮賺取差額利潤。例如，如果從門站購進天然氣的發熱量為36.0 MJ/m3，價格為1.54元/m3，加入氮氣后將發熱量調降為31.4 MJ/m3，則其門站購進價格便降低至1.344元/m3。有文獻稱，在天然氣中摻混空氣、氮氣和液氮已成為某些地區甚至是業內的普遍做法[11]。

2 面臨的問題及其解決辦法

為與天然氣能量計量國際慣例接軌，我國已在能量計量配套技術研發、標準制度修訂、量值溯源、現場試驗等方面作了10多年的研究和準備，中石油為此還在其下轄的中國石油西南油氣田公司建設了天然氣質量控制與能量計量重點實驗室，并進行了現場試驗[12]。但是，在制定天然氣能量計量計價實施方案之前，需要落實或解決以下5個關鍵問題。

2.1 能量計量界面

根據國際標準化組織（ISO）發布的《ISO 15112: 2007 Natural Gas--Determination of Energy》（以下簡稱ISO 15112），我國制定了國家標準“GB/T 22723—2008 天然氣能量的測定”（以下簡稱GB/T 22723—2008）。如圖1所示，該標準認為天然氣從產出到終用戶共有6個可能的能量測定界面（計量站）[13]。由于這個天然氣計量交接鏈及其界面是從ISO 15112移植過來的，主要反映的是歐美國家天然氣供應鏈及其計量交接模式，在交接環節和交易方式上與當前我國天然氣供應和計量交接有一些差別。

我國的天然氣供應鏈較為復雜。在天然氣供應側，既有國產氣，也有進口氣；在輸配環節，有跨省輸氣管道、省內輸氣管網和城市配氣公司。國產氣除通過省內或區域輸氣管道銷售給大工業用戶（包括工業燃料和化肥、化工、發電用氣等）和城市燃氣公司外，也通過跨省輸氣公司直供工業用戶和在省門站銷售給省級管輸公司。而省級管輸公司或直接銷售給大工業用戶，或銷售給城市燃氣公司，后者經其配氣管網銷售給工業、居民和其他終用戶。

這樣，我國天然氣計量交接界面實際上至少有9個（圖2）。雖然現在我國天然氣產業鏈還是上中游一體化運營，一些管道系統中的界面1、2只是內部交接計量，不存在貿易交接結算，勿需進行能量計量，但按照國家深化油氣體制改革目標，輸氣管道正推進第三方公平進入并最終要實行獨立經營，圖2中9個計量交接界面都將是能量計量和交易結算的界面。

圖1 生產商—終用戶能量測定的可能界面圖[13]

圖2 我國天然氣計量界面圖

2.2 能量計量方法

天然氣能量計量方法有直接法和間接法2種。目前國際上常用的是間接法，即在計量界面分別測定天然氣的發熱量和體積流量，兩者的乘積即天然氣總能量。GB/T 22723—2008規定，能量測定采用以時間變化為基礎的間接測定法，即能量值等于1個計算時間（如小時、天、周、月等）內氣體流量與高位發熱量的乘積[8]。

依據GB/T 22723—2008 推薦，在圖2中的1、2、3、4、5、6界面，可采用天然氣在線組成分析計算天然氣單位發熱量和流量測量來獲取天然氣能量。而在7、8、9界面，僅計量天然氣流量，采用發熱量賦值的辦法來計算天然氣能量。這樣，城市燃氣終端用戶仍采用流量表計量天然氣用量，由城市燃氣公司根據接收的平均天然氣發熱量，或通過發熱量賦值折算成能量，按天然氣能量價格收取用戶的天然氣費用。

但是，如果城市燃氣公司的配氣管網是多氣源供氣，采用發熱量賦值可能產生較大能量計量誤差[14]。在這種情況下，可采用額定天然氣發熱量的辦法，即規定城市燃氣公司銷售的天然氣發熱量必須等于和大于某一額定值，如38.0 MJ/m3。如天然氣發熱量不足，則通過摻混液化石油氣（LPG）予以提升。這樣既簡單易行，又可避免天然氣計量價格產生波動。

2.3 能量計量單位的選擇

選擇能量計量單位一是要符合我國法定計量單位，二是容易為社會和民眾認知和接受。目前，全球天然氣能量計量單位主要有英熱單位Btu（1 Btu＝1 054.35 J）、色姆（英國煤氣計量中的煤氣熱質單位，單位符號為therm，1 therm＝0.105 448×109J）、卡（cal，1 cal＝ 4.19 J）、焦耳（J）、千瓦時（kW·h）等。其中，英熱單位、千瓦時、焦耳等3種能量單位使用的國家或地區最多也最常見，而色姆主要在英國應用，日本和中國臺灣省則用卡計量。在我國法定計量單位中，沒有英熱單位、色姆和卡。這樣，我國天然氣能量計量單位只有在焦耳和千瓦時中選擇。

有研究建議我國天然氣能量計量單位采用千瓦時（kW·h），認為可以與電力進行經濟性對比、民眾認知程度高，并為西歐國家所采用[15]。但事實上，我國民眾對千瓦時的認識僅僅是在電力消耗的層面，常人很難將其與能量劃等號。歷史上，在我國物理學教科書中，能量單位有2個，即卡與焦耳?？◤?990年起不再是我國法定計量單位。并且，國務院《關于在我國統一實行法定計量單位的命令》規定，能量、功和熱的計量單位用焦耳。同時，在2012年9月開始實行的強制性國家標準GB 17820—2012 中，明確天然氣發熱量的單位為MJ /m3。

實踐中，我國進口LNG的能量計量單位是MMBtu（1 MMBtu＝1.054×106kJ），但進口落地后的能量單位隨即轉換為焦耳，氣化后按元/吉焦（1 GJ＝ 109J）計價銷售。例如，廣東深圳進口LNG氣化后到天然氣用戶門站銷售價格以元/吉焦為基準，然后再按每吉焦折算24.106 3 m3天然氣，以與國內的體積計量計價對接。

可見，無論從法制、國家標準和社會認知，還是市場應用實踐，焦耳更適宜作為我國天然氣能量計量單位。

2.4 體積計價向能量計價的轉換

天然氣能量計量必將導致天然氣計價由體積價格改為能量價格，即從現行的元/m3轉換成元/焦耳（兆焦或吉焦）。價格涉及天然氣生產和供應企業及用戶的切身經濟利益，十分敏感。為使天然氣計量計價制度改革平穩進行，價格轉換方式應在科學合理的前提下，保持天然氣價格總水平基本穩定。

在這個原則下，最簡單實用的辦法就是將現行體積價格除以當前天然氣的單位體積發熱量，用公式表示為：

式中Pe表示天然氣能量價格，元/MJ；Pv表示天然氣體積價格，元/m3；Hg表示天然氣發熱量，MJ/m3；

但是，如表1所示，我國各油氣田生產的天然氣發熱量各不相同，與煤層氣、進口管道氣和LNG等也存在差異，而且各類氣源的市場供應量及其在總量中的占比每年都在發生變化，難以算出我國天然氣的平均發熱量。國家標準GB 17820—2012 中將天然氣分為3類（表2），分別制定了高位發熱量最低下限。如果以這3類天然氣的最低發熱量（31.4 MJ/m3）作為我國天然氣的基準發熱量，一是這個發熱量太低，二是我國生產的天然氣高位發熱量一般都高于36.0 MJ/m3。價格轉換便意味著價格大幅上漲，顯然不是改革所要達到的目的。之前關于天然氣能量計價改革的研究對此也頗為糾結，雖然提出了許多解決方案，但實際操作難度較大。

2011年12月，國家發改委在《關于在廣東省、廣西壯族自治區開展天然氣價格形成機制改革試點的通知》中[16]，就天然氣“市場凈回值定價法”的市場中心門站價格（P天然氣）制定了以下計算公式：

表1 中石油各油氣田天然氣發熱量統計表[11]

表2 天然氣技術指標表[10]

式中規定，燃料油、液化石油氣和天然氣的凈熱值（低位熱值），即H燃料油、HLPG、H天然氣分別取100 00 kcal/kg、120 00 kcal/kg和8 000 kcal/m3。雖然這個通知錯誤地使用了“卡”這個非法定計量單位，但它明確傳遞了這樣一個信息，即我國天然氣定價采用的天然氣低位發熱量為33.36 MJ/m3（8 000 kcal/m3）。因實踐中一般都采用天然氣高位發熱量，折算為高位發熱量約37 MJ/m3。

事實上，這個高位發熱量不但與我國絕大多數油氣田的天然氣高位發熱量吻合（表1），也基本等同于世界上許多國家的商品天然氣發熱量。由此可見，國家發改委在確定天然氣發熱量前是經過深入細致的調查研究的。因此，在我國天然氣體積價格向能量價格轉換的過程中，天然氣發熱量宜選取國家發改委天然氣價格公式核定的數據（高位發熱量37 MJ/m3），這既不會引起現行價格水平大幅變化，也便于與國際天然氣價格對比。

這樣，在價格轉換公式中代入該天然氣高位發熱量和我國現行天然氣基準門站價，即可得到能量計價的天然氣基準門站價（表3）。因兆焦（MJ）的計價單位過小，門站價格的計價單位用吉焦（1 GJ＝103MJ）。但是，因居民用氣量較小，計價單位可采用兆焦（MJ）。以北京最新居民用天然氣價格為例，現在一檔氣價格為2.63 元/ m3，轉換為能量價格后為 0.071 元 / MJ。

表3 計量方式轉換后的天然氣基準門站價格表1） 元/GJ

2.5 管道運輸的計量計價

實行商品天然氣能量計量和計價結算后，隨之而來的是天然氣管道運輸價格是否需要同步轉換為能量計價的問題。如果說天然氣能量計量計價是要解決不同天然氣的發熱量差異及其由此產生的價格和市場公平問題，那么管道運輸價格似乎與此無關。表面上看，這也與我國天然氣上中游一體化體制和現行天然氣門站價格制度相符。

但是，隨著我國天然氣體制改革不斷深化和天然氣市場化發展，商品天然氣和管道運輸采取不同的計量計價制度難于和諧共處。特別地，實行天然氣能量計量計價和管道第三方進入后，不同天然氣生產（供應）商和不同來源的天然氣將在圖2中的界面1和界面2進行能量計量并進入管道混合運輸，在界面3、4、5、6要進行能量計量和交接結算。這時，如果管道運輸仍按體積計量計價，將給天然氣交接和結算帶來困難或引發糾紛。而且，按照國家關于“實現管輸和銷售分開”的油氣管網運營機制改革和“放開兩頭，管住中間”的天然氣價格改革目標，氣源價格和管道運價終將喪失繼續捆綁在一起的體制基礎，天然氣出廠價和管道運輸價遲早要從門站價格中分離出來，單獨結算[17]。此外，歐美國家在進行天然氣體積計量計價向能量計量計價轉換時，天然氣管道運輸同時統一為按能量計量和計價。

由此可見，無論是和諧統一還是計量交接的公平合理與簡捷，或是參考國外的實踐，天然氣改為能量計量計價后，天然氣管道運輸的計量計價方式也應隨之進行轉換。

有天然氣價格轉換方式作參照，管道運輸改為能量計量計價十分簡單，利用前述價格轉換公式，代入當前管道運價和指定的單位體積天然氣發熱量（37 MJ/m3）即可。例如，中國石油西南油氣田公司現行天然氣管道運輸價格為0.15元/ m3，轉換能量價格后為4.05元/GJ。

3 實施路徑

實行能量計量和計價是我國天然氣計量計價方式的重大變革，并可能引起天然氣價格水平的細微變化。因此，改革應在穩定市場的前提下，采取循序漸進，分步推進的辦法進行，建議實施路徑如下。

3.1 盡快制定并發布天然氣能量計量計價改革方案

我國實行天然氣能量計量計價，國家發改委、中石油和相關研究機構已組織進行了多輪研究，但正式改革方案至今未能出臺，預計與筆者討論的問題難于決斷不無關系。當前天然氣市場形勢下，改革的要求十分強烈，建議國家發改委在之前研究成果的基礎上，結合我國天然氣能量計量標準體系和天然氣市場實際，盡快就能量計量方式、計量單位、天然氣基準發熱量、天然氣價格和管道運價的轉換方式等做出決策，制定并發布我國天然氣能量計量計價改革方案。

3.2 發布實行能量計量計價的實施步驟和推進時間表

在我國，天然氣能量計量計價是一個全新的概念，市場各方需要一定時間來適應。因此，改革不必一步到位，可按分步驟、分時段逐步推進和實施。建議參照2011年以來天然氣價格形成機制改革的思路和實施方法，在發布天然氣能量計量計價改革方案的同時，選擇管道（管網）和用戶進行能量計量計價試點，并制定推進全國實施能量計量計價的步驟、時間進程及其階段性成果。

從各類用戶對天然氣能量計量計價改革的認知程度和實施的可操作性出發，建議將用戶劃為四個層次，即試點用戶、直供用戶、城鎮燃氣、居民用戶等，用3年左右的時間分步完成能量計量計價的推廣應用。

3.3 選擇管道（管網）和用戶先行先試

現場試驗表明，我國各天然氣計量站均具備實施天然氣能量計量的條件[8]。但作為試點，應選擇有代表性和標志性的管道（管網），如重要跨省天然氣長輸管道和投產時間長、運行管理成熟的省級管網試點。由此，建議選擇中石油的西氣東輸一線和二線、陜京管道系統和川渝地區輸氣管網，中石化的“川氣東送”管道等，以及管道（管網）沿線的重要工業用戶，如冶金、化工、化肥、發電等大氣量用戶，用1年的時間先行先試能量計量交接和計價結算，為下一步推廣應用積累經驗。

3.4 按先直供用戶后城鎮燃氣公司，先非居民用戶后居民用戶的順序實施

重點管道和重點用戶試點1年后，根據效果對能量計量計價實施方案進行優化，然后在跨省長輸管道和省級輸氣管網的直供用戶推廣應用。1年之后再對城鎮燃氣公司實行天然氣能量計量和計價結算。

其中，為讓城鎮燃氣終端用戶有一個適應期或接受期，建議城鎮燃氣公司對其用戶的能量計量計價分兩步實施：首先是在非居民用戶，包括各類工業用戶、發電、CNG車用燃料和營事團等用戶中應用。在此期間，地方政府和城鎮燃氣公司一是要根據當地實際，在穩定市場和盡量減少居民用戶天然氣消費支出變化的前提下，制定本地天然氣能量計量計價實施辦法和天然氣能量價格；二是應利用各種傳媒和手段，向居民用戶宣傳和解釋實行天然氣能量計量計價的意義和天然氣能量計量的實施辦法。待時機成熟后，再對城鎮居民用戶實行天然氣能量計量計價。

4 結論

1）我國天然氣正進入資源供應多元化和國際化、體制改革不斷深化、天然氣價格和天然氣交易市場化發展的新時期，為體現商品天然氣的經濟價值、促進市場公平競爭并保護供需雙方的切身利益，迫切需要改革我國傳統的天然氣體積計量計價方式，實行天然氣能量計量計價。

2）實行天然氣能量計量計價應基于我國天然氣能量計量標準體系并結合天然氣產業鏈實際，優選切實可行的能量計量界面和計量方法；以公眾認知高的法定計量單位——焦耳作為能量計量單位；按國家發改委指定的天然氣熱值進行天然氣體積價格向能量價格轉換；天然氣管道運輸應統一實行能量計量計價。

3）我國天然氣能量計量計價宜在試點先行的基礎上，按直供工業用戶、非居民用戶、居民用戶的順序逐步推進應用。