城鎮燃氣企業應對天然氣能量計量計價的措施

袁 清， 崔恩懷， 姜兆巍， 高 然

(中油中泰燃氣投資集團有限公司， 廣東 珠海 519000)

1 概述

2019年5月24日，國家發改委、能源局、住建部和市場監管總局共同發布了《油氣管網設施公平開放監管辦法》(以下簡稱《辦法》)，《辦法》要求天然氣管網設施運營企業向城鎮燃氣用戶交付天然氣時，應當對熱值、體積等進行科學計量，并指出國家推行天然氣能量計量計價，并明確將于《辦法》施行之日起24個月內建立天然氣能量計量計價體系。而《辦法》并未要求城鎮燃氣企業與終端用戶的貿易結算采用能量計量計價。

目前，除中國、俄羅斯等少數國家外，大多數國家的天然氣貿易、輸送和終端消費均采取能量計量計價[1]。我國天然氣貿易交接計量普遍采用體積作為結算依據，天然氣價格體系也是按體積單位制定，僅在LNG進口環節以及部分進口LNG直供大用戶中采用了能量計量計價。

與體積計量計價相比，能量計量計價將天然氣量(質量或體積)與其熱值在給定條件下的乘積(即熱量)作為貿易結算的依據，計價單位也由單位體積價格變為單位熱量價格。面對天然氣貿易交接計量方式的改變，合同各方應如何應對，成為值得研究的課題。本文針對城鎮燃氣企業，對應對天然氣從體積計量計價向能量計量計價轉變的措施進行探討。

2 實行能量計量計價的必要性

① 管網公平開放需以能量計量計價為基礎。我國天然氣管網開放的基礎是公平、透明的市場交易規則和符合市場交易屬性的天然氣商品，以體積計價不能如實反映天然氣商品的使用價值，不利于推進天然氣管網公平開放[1]。隨著國家油氣管網公司的成立以及管網向第三方公平開放，以體積計量計價的國內氣源和以能量計量計價的進口LNG氣源不可避免地會混合進入管網，不同的計量計價方式以及氣源間熱值差異易引起氣量和氣價爭議[2]。因此，天然氣管網公平開放以及天然氣管道運輸費用的制定需以能量計量計價為基礎。

② 氣源的多樣化要求反映不同氣源天然氣的質量。目前，我國多氣源、多類型和多路徑聯網的多元化供氣格局已經形成，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。不同產地和類型的天然氣，熱值差異較大，體積計量計價無法反映不同氣源天然氣的質量及其經濟價值，而能量計量計價則能夠反映。

③ 公平競爭和公平交易的現實需求。放開天然氣勘探開采、管網向第三方公平開放、通過市場競爭形成價格是我國深化天然氣體制改革中的主要任務，放開天然氣勘探開采將加大資源供應的競爭，管網向第三方公平開放則意味著多氣源混合運輸和銷售。在此背景下，若繼續采用體積計量計價，在氣源供應環節，有礙不同氣源的公平競爭；在管道輸送環節，影響管道氣技術指標，有礙第三方公平進入和管道互聯互通；在銷售環節，由于熱值隨氣源以及多氣源天然氣的混合發生變化，易造成天然氣價格相同但質量不同[2]。

3 天然氣貿易交接鏈

我國城鎮燃氣企業的下游用戶通常有轉供用戶、管輸用戶、工業用戶、商業用戶、居民用戶，工業用戶、商業用戶、居民用戶稱為終端用戶，由于工商業用戶的用氣量差異較大，通常又細分為大工業用戶、中小工業用戶及商業用戶(以下統稱為中小工商業用戶)。轉供用戶是指接受該城鎮燃氣企業提供的天然氣，進而為自身終端用戶供氣的其他燃氣企業。與轉供用戶不同的是，管輸用戶與上游進行貿易交接，城鎮燃氣企業僅收取管輸費，但計量界面位于城鎮燃氣企業之后。

國家油氣管網公司成立后，我國的天然氣貿易交接鏈見圖1。國家油氣管網公司接收上游天然氣生產公司、進口公司的天然氣，通過天然氣管網輸送給城市燃氣企業和直供用戶，1-1、1-2、2、3號計量界面(計量站、門站等廠站)的天然氣量巨大，通常安裝有流量計和氣相色譜分析儀(用于測量天然氣組成，從而計算天然氣熱值)，可實時計算天然氣熱量。城鎮燃氣企業從國家油氣管網公司接收天然氣，銷售給各類終端用戶，并為轉供用戶、管輸用戶供氣。

圖1 國家油氣管網公司成立后我國的天然氣貿易交接鏈

4 能量測定方法

能量測定有直接法、間接法兩種，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熱值和累計體積，二者相乘得到天然氣熱量。雖然直接測量天然氣熱量的儀器已經進入市場，但尚未被證實可以用于貿易交接，且目前也沒有相應的國際和國家標準支持。因此，本文僅分析間接能量測定方法的相關問題。

針對計量界面眾多的城鎮燃氣企業，在所有計量界面安裝熱值測量裝置進行熱值測量的費用極高。因此，ISO15112《天然氣-能量的測定》推薦了一種最常用的方法：為所測天然氣體積賦1個有代表性的熱值，這種方法稱為賦值方法，賦值方法又分為可變賦值法、固定賦值法。與賦值方法相對的是本地能量測定法，天然氣體積、熱值均在同一計量界面內完成。由于計量界面內需安裝流量計、氣相色譜分析儀，設備費用比較高，因此本地能量測定法適用于圖1中1-1、1-2、2、3這種氣量巨大的計量界面。對于城鎮燃氣范圍內的計量界面4、5、8，由于交易氣量也比較大，因此宜采用本地能量測定法。由于計量界面6、7的交易氣量(對于單個用戶而言)比較小，宜采用可變賦值法。

英國、匈牙利、奧地利、意大利、德國等歐洲國家的城鎮燃氣企業采用了可變賦值法進行能量測定。將城市燃氣管網分為若干個計費區，在輸氣管線的交匯處或大流量的城市門站安裝氣相色譜分析儀測量天然氣熱值，根據管網拓撲結構和運行參數計算得出沿管道分布的天然氣熱值，并向各計費區發布小時或日的平均熱值，進而實施能量計量計價。需要注意的是，可變賦值法需要使用水力計算軟件對管網的運行狀態進行模擬，以確定賦值的熱值是否滿足準確度要求。

日本沒有全國性的燃氣管網，城鎮燃氣企業通過自建LNG接收站直接接收海外進口LNG供給各類終端用戶，其LNG進口貿易以本地能量測定法進行能量測定，與終端用戶以固定賦值法進行能量測定。為實現公平公正的貿易結算，日本政府規定了城鎮燃氣企業為終端用戶提供的天然氣標準熱值(高熱值)為46.05 MJ/m3。然而，進口LNG的熱值通常低于標準熱值，為此城鎮燃氣企業通過向管網注入LPG的方式將天然氣熱值提升至標準熱值，從而保證終端用戶使用的天然氣熱值始終維持在標準熱值附近。

我國的天然氣產銷體系與歐洲接近，采用可變賦值法進行能量計量更適合我國實際情況。2009年8月1日，我國參照國際標準ISO15112-2007《天然氣-能量的測定》制定的國家標準GB/T22723—2008《天然氣能量的測定》正式實施。GB/T 22723—2008推薦，在國家管網的上游進氣和下游分輸計量界面，可采用氣相色譜分析儀和流量計測定天然氣的熱值和流量(即本地能量測定法)，而在城鎮燃氣終端用戶計量界面，可僅計量天然氣流量，采用可變賦值法進行能量測定。因此，大部分城鎮燃氣終端用戶仍可僅計量天然氣體積，由城鎮燃氣企業定期測量天然氣熱值并隨之調整單位體積天然氣價格，最終由結算周期內天然氣體積及單位體積天然氣價格結算費用。實際上，這種能量測定方法為可變賦值法，只是熱值調整周期稍長，本文將這種能量測定方法稱為長周期可變賦值法。

5 應對措施

① 城鎮燃氣企業與上游的能量計量計價應隨上游實施能量計量計價同步實施，在此過程中應采取以下應對措施：a.主動與上游單位進行溝通，了解上游單位實施能量計量計價的時間安排和熱值測量設備的技術要求。b.制定更新改造方案。對門站進行摸底調研，掌握廠站工藝流程、現場布局、計量設備等情況，對每個氣源接入點制定相應的更新改造方案，使廠站具備實現本地能量測定所需條件。c.確定熱值測量設備的選配標準，建議城鎮燃氣企業統一選配標準，明確功能要求。對于單一氣源且熱值長期穩定的廠站，也可采用周期定點取樣或累計取樣的方法進行熱值分析，并與上游熱值數據進行比對。

② 城鎮燃氣企業與轉供用戶、管輸用戶、大工業用戶的能量計量計價應隨上游實施能量計量計價同步實施，在此過程中應研究當前及未來氣源情況，著手進行各計量界面的計量設備改造。

③ 城鎮燃氣企業與中小工商業用戶的能量計量計價。中小工商業用戶數量較多，采用本地能量測定法進行能量測定需要投入大量資金，且改造時間比較長。因此，宜篩選部分符合條件的中型工業用戶，對計量裝置進行改造，作為實施本地能量測定法的試點，進而總結經驗。對于小型工業用戶、商業用戶，可采用長周期可變賦值法。

④ 城鎮燃氣企業與居民用戶的能量計量計價。居民用戶數量眾多，采用本地能量測定法需要投入大量資金，且改造時間比較長。可采用以下兩種處理方式：對于天然氣熱值變化不大的區域，能量測定可采用長周期可變賦值法。對于天然氣熱值變化較大的區域，可采用周期較短的可變賦值法。同時，要加大宣傳、宣講和公關力度，取得政府和社會的認可。

⑤ 管網輸配體系。除上述應對措施以外，還需對管網輸配體系進行改造和完善，如對GIS系統、客戶服務系統、加氣站收費系統、SCADA系統等信息化系統進行調整。GIS系統需完善管網信息，為未來管網仿真模擬提供準確的信息，客戶服務系統和加氣站收費系統需支持按能量計價、SCADA系統需接入熱值測量設備等。