关于天然气销售实施能量计量计价的思考

杜奇平，段言志，杨雅雯，谭琦，袁灿，罗凌睿

1.中国石油西南油气田分公司（四川 成都 610051）

2.中国石油西南油气田分公司天然气经济研究所（四川 成都 610051）

中国石油西南油气田分公司（以下简称油气田）作为我国主要的天然气生产商、供应商和销售商一体化企业，为满足川渝地区对天然气日益增长的消费利用需求，在油气田自产气和外部气源混合输销的市场化运营发展条件下，油气田天然气销售结算关系日趋复杂化、多元化和市场化。目前，国内天然气产供储销主要实行体积计量计价，由于气源气质和热值存在事实上的差异，导致不同气源消费利用的能量价值体现不明，在与客户销售结算公平公正方面的问题日渐显现。因此，在国家陆续出台实施能量计量计价政策推动下，油气田天然气销售领域实施能量计量计价是形势所需、改革所趋和发展所向。

1 西南油气田天然气计量计价现状

1.1 天然气体积计量技术成熟，正在开展能量计量试点

西南油气田在四川盆地勘探开发和生产销售天然气始于20世纪50年代，经过60多年的可持续建设改革发展，现目前的天然气年生产规模达300×108m3以上，年输配气能力达350×108m3以上，年销售规模近300×108m3，已成为我国最具战略性、成长性和价值性的上中下游一体化大型油气田之一。世界各国在天然气交易与终端消费过程中采用的计量方式有三种，即体积计量、质量计量和能量计量，其中天然气能量计量已被美国、英国、德国等天然气消费国所接受和采纳，成为国际上最流行的天然气贸易和消费计量方式。在国内主要采用体积计量方式，对陆上LNG多采用质量计量方式。多年来，为及时可靠地计量天然气产供储销量值，油气田在交接计量场站主要采用天然气体积流量计量设备与技术，并按体积流量值以月计价销售结算。总体来说，油气田按体积计量计价天然气水平是达到国际先进的水平与标准。但由于天然气计量是天然气生产、输送和销售的关键环节，直接影响到企业的经济效益和客户利益[1]。通过国内外天然气计量实施标准对比，虽然油气田天然气按体积流量计量体系成熟、标准完整、技术一流，能够满足油气田天然气交接计量管理与销售结算的需要[2]，但与国内外通行的更先进、更公平、更公正的能量计量计价体系、标准和技术相比确有不足，油气田天然气从体积计量计价到能量计量计价改造势在必行。近几年，在油气田相关交接计量点站安装在线色谱分析仪等相关天然气发热量测量设备设施，为油气田实施天然气能量计量计价奠定了管理标准、设备设施和现场技术基础[3]。

1.2 天然气价格逐步走向市场化，主要实施体积计价和质量计价

自建产以来，天然气逐渐成长为油气田在川渝地区主要生产建设和经营销售的能源型产品，其清洁经济战略性的价值、地位、贡献日益突出。油气田对天然气的计价方式有体积计价和质量计价两种：管道天然气采用体积计价，LNG采用质量计价，分别为“元/立方米”和“元/吨”。为充分体现天然气勘探开发、生产经营、消费利用价值和效益，在国家和省市地方政府价格主管部门长期科学正确的指导、支持和监管下，油气田天然气生产经营逐步由计划经济模式改革发展到市场化运作模式，油气田天然气销售计价经历了“政府定价、价格双轨制和政府指导价”3种定价政策改革发展期。具体计价方法主要从成本加成法到市场净回值法再到市场化协议价推进实施，即在2013年以前主要采取“井口价+净化费+管输费”的成本加成定价法，在2013年7月以后采取“出厂价+管输费”的市场净回值定价法，在2015年以后我国天然气逐年推进“基准门站价+市场浮动价”的市场化定价法，促进国产非常规气、进口管道气和LNG等门站价市场化放开，并积极参与上海、重庆天然气交易中心线上交易天然气，主动发现川渝地区天然气市场化价格，积极引导居民和非居民用气的门站价并轨与供商双方协商定价。在体积计价方式下，油气田天然气市场化定价策略模式方法基本成熟，能及时客观反映供求关系变化，顺价销售、推价销售和竞价销售的成效越来越大，公平公正与和谐共赢的天然气市场化营销环境越来越好，但为进一步提高天然气价格市场化程度，则需从体积计价逐渐过渡到更能体现天然气市场化价值的能量计价方式上。

2 油气田天然气销售实施能量计量计价的必要性

“十三五”以来，随着油气田在四川盆地对常规和非常规天然气资源的大发现，天然气基础进一步夯实，增储上产态势基本形成，发展潜力巨大。目前，已建成自产常规气、非常规气、中亚管道进口气、中缅管道进口气、中石化串换气等气源的产供储销一体化运营格局。根据对油气田自产气和其他气源的气质组分、发热量等数据的多点采集、抽样分析和测验计算，发现不同气源气质的发热量值存在较大差异，范围大约在34～42 MJ/m3[4]。在油气田一张网的集中混合输销模式下，不同气质的气源价值没能得到真实的反映，没能更好地体现优气优质优价取向，特别是面对油气田加快上产500×108m3的“十四五”发展目标和建设中国“气大庆”的远景规划，更加公平公正维护供用双方利益的需求强烈，在天然气销售领域实施能量计量计价是深化改革的必然要求。

2.1 适应天然气市场化改革的需要

在习近平总书记“四个革命、一个合作”的国家能源安全新战略要求下，在天然气领域实施能量计量计价是助推天然气市场化改革发展的迫切需要。一是能确保市场主体公平公开竞争，在与替代能源日益加剧的市场化竞争中充分发挥天然气优质能源优势；二是能更快与国际惯例接轨，适应“全国一张网、全球联网”的天然气市场供应新格局，在充分展现油气田在天然气区域市场的资源实力、竞争能力和保供优势的同时，为国外天然气更顺利进入国内市场和川渝地区提供支持。

2.2 促进天然气高质量发展的需要

为适应市场价值定价规律和国民经济高质量发展要求，在油气田天然气销售实施能量计量计价将有利于提高质量标准，促进天然气价值提升，增强优质天然气开发、生产和供应能力，为区域经济社会提供更优质的天然气能源。通过能量计量计价，可以区分高发热量和低发热量天然气和对应的目标市场，有利于天然气优化配置，提升利用效率，更好地创造价值，对形成区域性统一有序的天然气市场有重要作用，稳步融入国内市场和进入国际统一市场，利于天然气市场化国际化高质量大发展。

2.3 提升天然气销售价值的需要

随着我国进口天然气在天然气供应消费总量中的比例逐渐上升，油气田自产气和进入川渝管网进口气的联网混合输销条件下，继续按体积计量计价销售存在一定的不适应性[5]。若经济价值差额由油气田或客户承担，可能带来天然气价值的扭曲和商业上的纠纷[6]。油气田所在川渝地区一直是国内重要的天然气勘探开发和生产经营的主导区域市场，其市场供应消费格局将逐步市场化、多元化和复杂化。除油气田自产常规和非常规天然气外，进口管道气、LNG等气源大量进入川渝地区联网销售，势必引起川渝天然气多种气源多市场主体间的供应消费竞争，以能量计量计价这种更加公平公正的方式提升天然气销售价值[7]，越来越受到油气田与客户的高度重视和认同。

3 油气田天然气销售实施能量计量计价的可行性

为适应我国气源多元化、价格市场化和竞争白热化等天然气产业高质量发展的大趋势，经过10多年的工作努力，油气田天然气销售实施能量计量计价初步具备可行条件[8]。

3.1 政策环境已形成

一是相关政策陆续出台：2016年起，国家发改委法规司、价格司、市场监管司，国家计量主管部门等相继开展天然气能量计量和计价问题研究，为能量计量政策出台做好准备。2018年下半年，国家市场监管总局启动了天然气能量计量实施管理办法（或指导意见）的编写，并委托中国计量科学研究院制定《天然气能量计量技术规范》。2019年5月24日，国家四部门联合下发《油气管网设施公平开放监管办法》为我国正式实施天然气能量计量提出了实施时间表。

二是示范区积极建设：按照《西南油气田2019—2025年加快发展规划方案》，2019年油气田启动能量计量示范区建设，促进天然气流量溯源技术达到测量不确定度优于0.05%，进一步提高了天然气流量量值溯源体系技术水平。到2025年，油气田将建成全国天然气能量计量计价示范区，积极推动天然气能量计量全面实施，始终保持在全国天然气计量技术方面的领先地位。

3.2 技术条件已具备

2011年，中国石油正式启动建设天然气质量控制和能量计量重点实验室，进行能量计量技术研发、标准制度修订、溯源体系建设和培训及应用。2015年，国务院参事团对油气田进行天然气计量方式调研，高层智库认同按能量计量交接。同年中国石油天然气质量控制和能量计量重点实验室建成，天然气发热量直接测定不确定度优于0.17%，建立了较为完善的发热量量值溯源体系[9]。截至目前，油气田基本建立天然气能量计量的标准体系，已颁布和实施的天然气能量计量相关标准共计35项。这些标准包括通用基础、产品、取样、分析、计量、物性参数计算等[10]，均已在天然气生产、输送、贸易，以及质量控制和计量交接方面得到广泛的应用和实施，总体达到国际先进水平[11]。油气田研究形成的各项天然气能量计量及相关配套技术与标准，已在川渝管网、西一线、西二线开展了3轮能量计量现场试验，获取了能量计量相关经验，支撑了能量计量试点实施。当前，油气田实施天然气能量计量计价的设备配备、计量能力、标准实施、溯源链和人才队伍等方面，已经基本达到GB/T 18603—2014《天然气计量系统技术要求》、GB/T 22723—2008《天然气能量的测定》以及相关管理规定的要求[12]，具备开展天然气能量计量推广应用的技术条件。

3.3 市场条件已成熟

油气田在前期研究与试点基础上，积极行动，科学制定天然气能量计量计价体系建设行动实施方案，认真组织开展方案推进实施工作。为便于天然气客户及时了解国家实施天然气能量计量计价相关政策要求，充分理解油气田实施天然气能量计量计价方案、技术和标准等，油气田主动寻求客户对天然气销售实施能量计量计价的支持与配合，确保天然气由体积计量计价到能量计量计价的平稳过渡[13]。油气田为推进实施天然气能量计量计价工作，先后3次对川渝政府部门、部分市场客户等开展问卷调查，调查结果显示政府部门和客户普遍认为天然气按能量计量计价公平公正性更高，赞同和接受天然气销售实施能量计量计价。

4 油气田天然气销售实施能量计量计价的建议

为积极响应国家建立天然气能量计量计价体系的号召，率先建成天然气能量计量计价示范区，在油气田通过研究与试点形成的天然气能量计量技术标准、配套技术、社会影响、现场试验等重要成果基础上，结合国家相关要求和管网管理模式的改变，立足油气田天然气销售更加公平公正的角度，对油气田天然气销售实施能量计量计价提出5点建议。

4.1 制定实施目标

为贯彻落实“强化天然气能量计量、流量量值溯源等技术攻关，建设国内首个能量计量示范区”要求，遵循公平合理、兼顾各方、操作简便、分步实施等原则，寻找合适的基准热值[14]，将现有按体积计量计价的天然气销售转化为按能量计量计价，建立推行天然气销售过程中能量计量计价体系。具体计量计价体系如图1所示。

图1 天然气能量计量计价体系示意图

体积计量向能量计量的转化公式为：

式中：P0为省市区（或长输管道）按能量计价的价格，元/（kW·h）；P体为省市区基准门站价格表和管道运输价格表中的价格，元/m3；H0为天然气价格转换的基准热值，（kW·h）/m3。

4.2 确定计量计价单位

从我国法定计量单位千瓦时（kW·h）和焦耳（兆焦MJ、或吉焦GJ）中选取能量计量计价单位。结合油气田客户、地方政府和社会民众的认知程度以及有利于天然气能量计量计价的推广、计量计价单位方便使用等因素[15]，建议采用“元/（kW·h）”作为能量计价单位，在城镇非居使用时采用“元/（kW·h）”，在大宗贸易结算时采用“元/（MW·h）”，并保留4位有效数字。具体选择对比见表1。

表1 天然气能量计量计价单位比选

4.3 优选基准热值

基准热值的确定是体积计价向能量计价转换的关键[16]。结合我国天然气热值现状，国家一类气标准、区域平均热值和全国平均热值等都有可能被确定为基准热值进行天然气价格转换。36 MJ/m3作为曾经的国家一类气标准，有较好的认同度，与全国平均热值接近，又能避免平均热值计算过程中的数据不确定性和波动性，而且刚好是“兆焦”和“千瓦时”2个单位换算数值的10倍，价格转换特别简便，因此作为基准热值的可能性更大。如果36 MJ/m3被确定为基准热值，则油气田混合输销多种气源中，热值高于36 MJ/m3的优质气源，将会充分体现出“优质优价”；热值低于36 MJ/m3的气源，能量价格则会低于现行的体积价格。川渝地区热值选择及换算对比见表2。

表2 天然气销售能量计量计价单位转换价格对比

4.4 优化计量站点改造

升级改造方案按照能量交接计量场站的设备设施改造和能量计量试运行2个阶段实施。按照“先大后小、先易后难”的站点改造原则，对油气田天然气销售涉及计量站点进行能量计量设备设施系统升级改造，全面满足实施天然气能量计量计价后油气田与客户按月正常交接结算的需要。

4.5 个性化宣传推广

针对不同类型客户，开展不同内容的宣传推广。对居民类客户，要用通俗易懂的方式表达，淡化学术字眼；非居民类客户分为将天然气作为原料和燃料两小类，对原料类客户，宣传重点是国家要求，能量计量计价是发展趋势；对燃料类客户，宣传重点是优质优价，能量公平。此外，积极争取政府部门支持，通过多种官方传媒渠道开展宣传工作。

5 结束语

综上，结合油气田前期参与和开展的多项研究及现场试点成果，油气田天然气销售实施能量计量计价的条件、标准和准备工作已经基本完成。同时，油气田所在川渝地方政府、客户已逐步赞同和接受油气田天然气销售实施能量计量计价方案与建议。因此，为更加公平公正体现天然气的价值，实现与国际通行的天然气能量计量计价规则接轨，更加快捷高效地参与天然气国际贸易，促进油气田天然气产业可持续高质量大发展，油气田相关部门、单位应及时跟进国家实施天然气能量计量计价相关新政策新要求，积极主动推动能量计量计价在油气田天然气销售率先顺利实施。