在国家能源清洁化发展方针和优惠政策的支持下, 我国的天然气市场正进入新一轮快速发展期, 天然气体制机制和天然气价格的市场化改革也在积极推进之中, 实行天然气能量计量和计价改革比以往任何时候都更加迫切。
现在, 在我国天然气资源供应结构中, 除国产陆上常规气和海洋气外, 页岩气、煤层气、煤制气、进口管道气和LNG占比在不断增长。2017年, 我国页岩气和煤层气年产量分别为91× 108m3和70.2× 108m3, 分别比上年增加15.5%和8.2%, 在天然气总产量中的占比由上年的10%升至13%; 全年共生产煤制气22× 108m3, 增长34%; 进口天然气960× 108m3, 在天然气供应总量中的占比达38.5%[6]。各种气源、不同产地和类型的天然气, 单位体积的发热量差异较大, 无论是单独还是混合输送和销售, 体积计量和计价无法反映出商品天然气的主要技术指标— — 发热量及其经济价值[7]。
我国进口LNG以能量计量和结算, 气化后通过管道的一次销售按能量与体积计量计价对接。近年来, 随着我国LNG进口接收能力不断提高, 加上国际LNG现货贸易在价格和交易量上的灵活性, LNG进口量增长迅速。 2017年, 我国LNG进口量达到534× 108m3, 比去年陡增46.3%, 在进口总量中的份额也超越管道气, 占55.6%。2018年1~7月, 进口气总量约为692× 108m3, 同比增长34.3%, 其中LNG进口占比达到56.5%。为满足内地市场需求, 进口LNG气化后将大量进入国内输气干线, 与国产气和进口管道气混合销售。不同的计量计价制度和气源间的热值差异势必影响他们的融合, 并会引起气量和气价纠纷。
放开天然气勘查开采、天然气管网向第三方公平开放和通过市场竞争形成价格是我国深化天然气体制改革中的三大主要任务。前者将加大资源供应的竞争, 管网第三方进入则意味着多气源混合运输和销售。在此情况下, 继续采用体积计量计价, 在气源供应环节, 不同发热量的气源竞争是不公平的; 在管道输送环节, 影响管道气技术指标, 有碍管道第三方公平进入和管道互联互通; 在销售环节, 因天然气能量会随气源和多气源的混合发生变化, 造成天然气价格相同但价值不一样。
天然气交易中心是丰富天然气供应、有效调节需求、推进供需竞争和形成市场交易价格的重要平台[8, 9]。现在, 国家正积极推进天然气进入上海和重庆这两个国家级石油天然气交易中心进行公开透明的交易。在大宗商品交易平台上, 商品品质是决定价格的主要因素。发热量是表征天然气品质高低和利用价值的关键指标, 采用体积计量计价方式不仅影响不同品质天然气在交易平台上的公平竞争, 而且不同气源的天然气因发热量存在差异, 交易价格的可比性差, 也不能直接与国际天然气价格对比, 影响中国天然气基准价格的形成和国家级天然气交易中心的国际化发展。
按照国家标准“ GB 17820— 2012 天然气” （以下简称GB 17820— 2012）规定, 在其他技术指标合乎要求的情况下, 只要天然气高位发热量大于或等于31.4 MJ/m3, 都可以作为民用燃料和工业原料或燃料使用[10]。事实上, 我国国产天然气和进口管道气的发热量大多超过36.0 MJ/m3, 进口LNG的发热量一般超过38.0 MJ/m3。这样, 体积计量计价便给了某些不法天然气销售商弄虚作假的机会。他们通过在管道天然气中掺混价格较低的氮气, 或在LNG中掺混液氮赚取差额利润。例如, 如果从门站购进天然气的发热量为36.0 MJ/m3, 价格为1.54元/m3, 加入氮气后将发热量调降为31.4 MJ/m3, 则其门站购进价格便降低至1.344元/m3。有文献称, 在天然气中掺混空气、氮气和液氮已成为某些地区甚至是业内的普遍做法[11]。
为与天然气能量计量国际惯例接轨, 我国已在能量计量配套技术研发、标准制度修订、量值溯源、现场试验等方面作了10多年的研究和准备, 中石油为此还在其下辖的中国石油西南油气田公司建设了天然气质量控制与能量计量重点实验室, 并进行了现场试验[12]。但是, 在制定天然气能量计量计价实施方案之前, 需要落实或解决以下5个关键问题。
根据国际标准化组织（ISO）发布的《ISO 15112: 2007 Natural Gas--Determination of Energy》（以下简称ISO 15112）, 我国制定了国家标准“ GB/T 22723— 2008 天然气能量的测定” （以下简称GB/T 22723— 2008）。如图1所示, 该标准认为天然气从产出到终用户共有6个可能的能量测定界面（计量站）[13]。由于这个天然气计量交接链及其界面是从ISO 15112移植过来的, 主要反映的是欧美国家天然气供应链及其计量交接模式, 在交接环节和交易方式上与当前我国天然气供应和计量交接有一些差别。
| 13] 注：1~6表示界面, 下同; 上角a表示如果存在" style="margin: 0px; padding: 0px; color: rgb(34, 34, 34); text-decoration-line: none; line-height: 24px;" target='_blank'>  |
图1 生产商— 终用户能量测定的可能界面图[13] 注：1~6表示界面, 下同; 上角a表示如果存在 |
我国的天然气供应链较为复杂。在天然气供应侧, 既有国产气, 也有进口气; 在输配环节, 有跨省输气管道、省内输气管网和城市配气公司。国产气除通过省内或区域输气管道销售给大工业用户（包括工业燃料和化肥、化工、发电用气等）和城市燃气公司外, 也通过跨省输气公司直供工业用户和在省门站销售给省级管输公司。而省级管输公司或直接销售给大工业用户, 或销售给城市燃气公司, 后者经其配气管网销售给工业、居民和其他终用户。
这样, 我国天然气计量交接界面实际上至少有9个（图2）。虽然现在我国天然气产业链还是上中游一体化运营, 一些管道系统中的界面1、2只是内部交接计量, 不存在贸易交接结算, 勿需进行能量计量, 但按照国家深化油气体制改革目标, 输气管道正推进第三方公平进入并最终要实行独立经营, 图2中9个计量交接界面都将是能量计量和交易结算的界面。
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图2 我国天然气计量界面图 |
天然气能量计量方法有直接法和间接法2种。目前国际上常用的是间接法, 即在计量界面分别测定天然气的发热量和体积流量, 两者的乘积即天然气总能量。GB/T 22723— 2008规定, 能量测定采用以时间变化为基础的间接测定法, 即能量值等于1个计算时间（如小时、天、周、月等）内气体流量与高位发热量的乘积[8]。
依据GB/T 22723— 2008 推荐, 在图2中的1、2、3、4、5、6界面, 可采用天然气在线组成分析计算天然气单位发热量和流量测量来获取天然气能量。而在7、8、9界面, 仅计量天然气流量, 采用发热量赋值的办法来计算天然气能量。这样, 城市燃气终端用户仍采用流量表计量天然气用量, 由城市燃气公司根据接收的平均天然气发热量, 或通过发热量赋值折算成能量, 按天然气能量价格收取用户的天然气费用。
但是, 如果城市燃气公司的配气管网是多气源供气, 采用发热量赋值可能产生较大能量计量误差[14]。在这种情况下, 可采用额定天然气发热量的办法, 即规定城市燃气公司销售的天然气发热量必须等于和大于某一额定值, 如38.0 MJ/m3。如天然气发热量不足, 则通过掺混液化石油气（LPG）予以提升。这样既简单易行, 又可避免天然气计量价格产生波动。
选择能量计量单位一是要符合我国法定计量单位, 二是容易为社会和民众认知和接受。目前, 全球天然气能量计量单位主要有英热单位Btu（1 Btu=1054.35 J）、色姆（英国煤气计量中的煤气热质单位, 单位符号为therm, 1 therm=0.105 448× 109 J）、卡（cal, 1 cal=4.19 J）、焦耳（J）、千瓦时（kW· h）等。其中, 英热单位、千瓦时、焦耳等3种能量单位使用的国家或地区最多也最常见, 而色姆主要在英国应用, 日本和中国台湾省则用卡计量。在我国法定计量单位中, 没有英热单位、色姆和卡。这样, 我国天然气能量计量单位只有在焦耳和千瓦时中选择。
有研究建议我国天然气能量计量单位采用千瓦时（kW· h）, 认为可以与电力进行经济性对比、民众认知程度高, 并为西欧国家所采用[15]。但事实上, 我国民众对千瓦时的认识仅仅是在电力消耗的层面, 常人很难将其与能量划等号。历史上, 在我国物理学教科书中, 能量单位有2个, 即卡与焦耳。卡从1990年起不再是我国法定计量单位。并且, 国务院《关于在我国统一实行法定计量单位的命令》规定, 能量、功和热的计量单位用焦耳。同时, 在2012年9月开始实行的强制性国家标准GB 17820— 2012 中, 明确天然气发热量的单位为MJ /m3。
实践中, 我国进口LNG的能量计量单位是MMBtu（1 MMBtu=1.054× 106 kJ）, 但进口落地后的能量单位随即转换为焦耳, 气化后按元/吉焦（1 GJ= 109J）计价销售。例如, 广东深圳进口LNG气化后到天然气用户门站销售价格以元/吉焦为基准, 然后再按每吉焦折算24.106 3 m3天然气, 以与国内的体积计量计价对接。
可见, 无论从法制、国家标准和社会认知, 还是市场应用实践, 焦耳更适宜作为我国天然气能量计量单位。
天然气能量计量必将导致天然气计价由体积价格改为能量价格, 即从现行的元/m3转换成元/焦耳（兆焦或吉焦）。价格涉及天然气生产和供应企业及用户的切身经济利益, 十分敏感。为使天然气计量计价制度改革平稳进行, 价格转换方式应在科学合理的前提下, 保持天然气价格总水平基本稳定。
在这个原则下, 最简单实用的办法就是将现行体积价格除以当前天然气的单位体积发热量, 用公式表示为：
Pe=Pv / Hg（1）
式中Pe表示天然气能量价格, 元/MJ; Pv表示天然气体积价格, 元/m3; Hg表示天然气发热量, MJ/m3;
但是, 如表1所示, 我国各油气田生产的天然气发热量各不相同, 与煤层气、进口管道气和LNG等也存在差异, 而且各类气源的市场供应量及其在总量中的占比每年都在发生变化, 难以算出我国天然气的平均发热量。国家标准GB 17820— 2012 中将天然气分为3类（表2）, 分别制定了高位发热量最低下限。如果以这3类天然气的最低发热量（31.4 MJ/m3）作为我国天然气的基准发热量, 一是这个发热量太低, 二是我国生产的天然气高位发热量一般都高于36.0 MJ/m3。价格转换便意味着价格大幅上涨, 显然不是改革所要达到的目的。之前关于天然气能量计价改革的研究对此也颇为纠结, 虽然提出了许多解决方案, 但实际操作难度较大。
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表1 中石油各油气田天然气发热量统计表[11] |
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表2 天然气技术指标表[10] |
2011年12月, 国家发改委在《关于在广东省、广西壮族自治区开展天然气价格形成机制改革试点的通知》中[16], 就天然气“ 市场净回值定价法” 的市场中心门站价格（P天然气）制定了以下计算公式：
式中规定, 燃料油、液化石油气和天然气的净热值（低位热值）, 即H燃料油、HLPG、H天然气分别取100 00 kcal/kg、120 00 kcal/kg和8 000 kcal/m3。虽然这个通知错误地使用了“ 卡” 这个非法定计量单位, 但它明确传递了这样一个信息, 即我国天然气定价采用的天然气低位发热量为33.36 MJ/m3（8000 kcal/m3）。因实践中一般都采用天然气高位发热量, 折算为高位发热量约37 MJ/m3。
事实上, 这个高位发热量不但与我国绝大多数油气田的天然气高位发热量吻合（表1）, 也基本等同于世界上许多国家的商品天然气发热量。由此可见, 国家发改委在确定天然气发热量前是经过深入细致的调查研究的。因此, 在我国天然气体积价格向能量价格转换的过程中, 天然气发热量宜选取国家发改委天然气价格公式核定的数据（高位发热量37 MJ/m3）, 这既不会引起现行价格水平大幅变化, 也便于与国际天然气价格对比。
这样, 在价格转换公式中代入该天然气高位发热量和我国现行天然气基准门站价, 即可得到能量计价的天然气基准门站价（表3）。因兆焦（MJ）的计价单位过小, 门站价格的计价单位用吉焦（1 GJ=103MJ）。但是, 因居民用气量较小, 计价单位可采用兆焦（MJ）。以北京最新居民用天然气价格为例, 现在一档气价格为2.63 元/ m3, 转换为能量价格后为0.071 元/ MJ。
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表3 计量方式转换后的天然气基准门站价格表1）元/GJ |
实行商品天然气能量计量和计价结算后, 随之而来的是天然气管道运输价格是否需要同步转换为能量计价的问题。如果说天然气能量计量计价是要解决不同天然气的发热量差异及其由此产生的价格和市场公平问题, 那么管道运输价格似乎与此无关。表面上看, 这也与我国天然气上中游一体化体制和现行天然气门站价格制度相符。
但是, 随着我国天然气体制改革不断深化和天然气市场化发展, 商品天然气和管道运输采取不同的计量计价制度难于和谐共处。特别地, 实行天然气能量计量计价和管道第三方进入后, 不同天然气生产（供应）商和不同来源的天然气将在图2中的界面1和界面2进行能量计量并进入管道混合运输, 在界面3、4、5、6要进行能量计量和交接结算。这时, 如果管道运输仍按体积计量计价, 将给天然气交接和结算带来困难或引发纠纷。而且, 按照国家关于“ 实现管输和销售分开” 的油气管网运营机制改革和“ 放开两头, 管住中间” 的天然气价格改革目标, 气源价格和管道运价终将丧失继续捆绑在一起的体制基础, 天然气出厂价和管道运输价迟早要从门站价格中分离出来, 单独结算[17]。此外, 欧美国家在进行天然气体积计量计价向能量计量计价转换时, 天然气管道运输同时统一为按能量计量和计价。
由此可见, 无论是和谐统一还是计量交接的公平合理与简捷, 或是参考国外的实践, 天然气改为能量计量计价后, 天然气管道运输的计量计价方式也应随之进行转换。
有天然气价格转换方式作参照, 管道运输改为能量计量计价十分简单, 利用前述价格转换公式, 代入当前管道运价和指定的单位体积天然气发热量（37 MJ/m3）即可。例如, 中国石油西南油气田公司现行天然气管道运输价格为0.15元/ m3, 转换能量价格后为4.05元/GJ。
实行能量计量和计价是我国天然气计量计价方式的重大变革, 并可能引起天然气价格水平的细微变化。因此, 改革应在稳定市场的前提下, 采取循序渐进, 分步推进的办法进行, 建议实施路径如下。
我国实行天然气能量计量计价, 国家发改委、中石油和相关研究机构已组织进行了多轮研究, 但正式改革方案至今未能出台, 预计与笔者讨论的问题难于决断不无关系。当前天然气市场形势下, 改革的要求十分强烈, 建议国家发改委在之前研究成果的基础上, 结合我国天然气能量计量标准体系和天然气市场实际, 尽快就能量计量方式、计量单位、天然气基准发热量、天然气价格和管道运价的转换方式等做出决策, 制定并发布我国天然气能量计量计价改革方案。
在我国, 天然气能量计量计价是一个全新的概念, 市场各方需要一定时间来适应。因此, 改革不必一步到位, 可按分步骤、分时段逐步推进和实施。建议参照2011年以来天然气价格形成机制改革的思路和实施方法, 在发布天然气能量计量计价改革方案的同时, 选择管道（管网）和用户进行能量计量计价试点, 并制定推进全国实施能量计量计价的步骤、时间进程及其阶段性成果。
从各类用户对天然气能量计量计价改革的认知程度和实施的可操作性出发, 建议将用户划为四个层次, 即试点用户、直供用户、城镇燃气、居民用户等, 用3年左右的时间分步完成能量计量计价的推广应用。
现场试验表明, 我国各天然气计量站均具备实施天然气能量计量的条件[8]。但作为试点, 应选择有代表性和标志性的管道（管网）, 如重要跨省天然气长输管道和投产时间长、运行管理成熟的省级管网试点。由此, 建议选择中石油的西气东输一线
