贺 超

中海油能源发展股份有限公司销售服务分公司, 天津 300459

0 前言

随着中国大力提升油气勘探开发力度和加快天然气产供储销体系建设,国内天然气产量和需求呈快速增长态势。2019年,中国天然气表观消费量3 067×108m3,年增量264×108m3,同比增长9.4%。国内天然气市场并存着国产气(陆上气、海洋气、页岩气、煤层气等)、管道进口天然气和进口液化天然气(LNG)等多种气源[1-5],但国内销售的天然气计量却主要以体积计量为主,鲜有热值计量,体积计量对现有市场销售带来了诸如同价不同质、投资回收难、经营成本高、贸易计量争议等问题,严重制约了天然气产业的健康发展和与国际贸易接轨。随着国家管网公司的成立、国家油气管网设施的开放和天然气热值计量条件日趋完善,以热值计量为契机推动市场化改革的发展趋势势在必行[6-10]。

1 国内外天然气计量现状

现阶段天然气进行贸易结算计量主要有质量计量、体积计量和热值计量等方式。其中,质量计量方式目前仅在LNG储存计量使用,实际交付给终端用户还是以体积或热值计量为主。热值计量方式由于使用范围广和精准,已成为现阶段国际天然气贸易交易普遍采用的计量方式。而中国过去由于天然气产量低,使用规模小,管理上不严格,一直采用相对较为粗放的体积计量方式[11-15]。

1.1 中国天然气计量现状

目前,中国销售的国产天然气、进口LNG和管道进口天然气的计量方式普遍采用体积计量。从采购环节来看,除国产天然气、页岩气、煤层气、煤制气等均采用体积计量方式外,进口LNG及管道进口天然气大部分按照国际贸易标准,采用热值单位计价(美元/MMBtu),并且双方在合同中明确了天然气的交付热值。从销售环节来看,除中国石油西气东输二线香港支线及中国海油崖城至香港海底管道供应香港中华电力公司采用热值计量方式外,三大石油公司销售给国内的工业、电厂、城市燃气公司均采用体积计量方式。国家发改委还针对各省市以及长输管道设立了相应的基准门站价格和管输费用,其计价也是根据体积计量进行收费。中国是一个天然气消费大国,每年约五分之二(2019年)的天然气通过进口LNG和管道进口天然气的方式供应国内市场,但国内定价并没有与采购的天然气计量和计价标准接轨。

1.2 国外天然气计量现状

除俄罗斯和中国等国家采用体积计量天然气外,欧美发达国家、中东和亚洲大多数国家均已实行天然气按热值计价,且热值计量基本覆盖其天然气产业各个领域,包括上中下游各价格环节以及天然气国际贸易(LNG和管道气)。国际LNG贸易计量上,由于日本、韩国等国家生产能力不足,主要依靠进口LNG,其定价采用与进口原油价格挂钩;英国、法国等欧洲国家采用与低硫燃料油价格挂钩;美国、加拿大等美洲国家采用与亨利中心(Henry Hub)天然气现货价和期货价挂钩。管道进口气贸易计量上,土库曼斯坦、俄罗斯、卡塔尔等周边国家向中国销售的管道进口天然气均采用热值计量定价,并且与原油价格(如布伦特、JCC)挂钩[16-22]。典型国家天然气计价方式及定价依据见表1。

表1 典型国家天然气计价方式及定价依据表Tab.1 Natural gas pricing methods and basis of typical countries

2 中国天然气计量方式存在的问题

2.1 不利于项目投资回报和价值体现

对于上游的生产单位而言,由于气源地域、生产方式、气质差异,导致交付的天然气热值各不相同,但在交付给下游客户时均采用体积计量进行计价结算,对于气质优、热值高的气源,不利于项目投资的回报和天然气价值的体现。中国海油4个海域各终端向下游交付的天然气热值最高与最低热值差异达10.7 MJ/m3,按中国海油150×108m3/a海上天然气产量计算,每年热值差异为1 605×108MJ/m3,经济价值约94亿元(以平均热值34 MJ/m3,平均门站价2元/m3计算)。中国海油各海域天然气热值见表2。

表2 中国海油各海域天然气热值表Tab.2 Natural gas calorific value of each sea area of CNOOC

2.2 无法满足下游客户差异化需求

对于终端消费用户而言,天然气气质的差异化需求也很突出：一是城市燃气用户,对于热值要求的幅度较为宽泛,一些城市燃气公司会购买低热值或含CO2较高的低价气源,甚至在天然气中掺混空气、N2等无热或低热气体销售给用户,隐形提高销售价格;二是工业和电厂用户,对天然气气质和热值要求较高,使用低热值的天然气无形增加工业和电厂用户的经营成本,但由于采用体积计量,高品质天然气无法获得较高的销售价格,这就降低了生产企业生产高品质天然气的动力,只按照国家标准一类气或合同规定的气质要求交付。

2.3 加剧上游企业持续亏损

进口LNG和管道进口天然气采购价格均与油价挂钩,同时采用热值计价,一定时期内上游天然气进口企业需要承担油价和汇率波动带来的风险。以卡塔尔LNG为例,中国进口到岸价格再加上运输成本、销售、管理和运营等费用,从LNG接收站出厂的平均成本价接近3.0元/m3,而2020年5月31日珠海金湾LNG挂牌交易价格3 350元/t(约2.31元/m3),交易价格与成本价相差0.69元/m3,上游企业亏损已是一个不争的事实。同期卡塔尔LNG热值(约38.82 MJ/m3)和中国海油部分下游客户交付要求(不低于37 MJ/m3)都比国家标准一类气(不低于34 MJ/m3)要求高出不少,若国内也采用热值计量计价,可以从计价方式上减少上游企业亏损额。

2.4 贸易结算中产生计量争议

目前上游与下游用户进行天然气贸易结算使用超声波流量计测量较为广泛,超声波流量计在测定体积流量过程中,一个重要的参数就是流量计压缩因子的设定,其影响因素主要有温度、压力和气质组分。生产企业要根据生产工况和天然气产品组分的变化,来适时调整超声波流量计压缩因子数值(正常工况下,每月调整1次)较困难,在温度、压力和气质组分波动较大的工况下,输出体积流量的准确性就会大打折扣,买卖双方贸易结算中容易产生计量争议。

3 中国天然气热值计量建议及展望

3.1 建立健全热值计量标准及体系

中国现阶段推行天然气能量计量的技术标准体系、政策制度、计量设施及方式等基础条件已基本具备,但由于热值计量的改革涉及上中下游产业链的各个环节,牵扯的相关方多,至今没有得到相应的推广和应用。随着国家管网公司的成立以及国家油气管网设施的逐步开放,进入到各个管网气源能量热值统一将是中国天然气贸易计量的趋势,建议从国家的层面主导和推动行业内建立健全热值计量标准及体系,作为天然气热值计量推广和执行的基石,并设置一个合理的过渡期,让政策与产业发展相适应。

3.2 以热值计量为契机推动市场化改革

中国上游企业将热值计量采购的管道进口天然气按一定的方式折算为按体积计价进行销售。一方面忽略了不同天然气之间的热值差异,另一方面还承担了油价和汇率波动的风险,以及体积和能量单位转换的折算损耗。随着中国对进口LNG和管道进口天然气需求量的提升,企业与客户之间的贸易纠纷将会更加频繁。通过在中国推行热值计量方式,可以建立起公平、合理的天然气市场化价格体系,体现不同品质天然气价格之间的差异,更好地与国际天然气贸易计量接轨。

1)生产企业对新开发气田项目进行经济性评价时,可以通过井口气的气质,判定气田的市场定位，适用于工业用户、电厂用户还是城市燃气用户,以及不同用户可承受的天然气价格,确保气田项目的投资回报率。

2)上游企业可以对外公布热值数据,满足客户差异化需求。对不同地域及用户需求推广不同热值的天然气,用户可以直观地比较不同类型的能源,做出择优决策,实现天然气原有的商品价值属性。

3)利用进口LNG热值高、气质好的优点,对沿海LNG接收站附近的工业及电厂等价格承受能力较高的大用户采用直供的方式,提升天然气的销售价值。由于大用户用气需求稳定,还可以灵活安排进口LNG的采购周期,减少油价和汇率波动带来的风险。

4)在签订购销合同过程中,双方可以在条款中规定天然气热值计价方式和交付标准,对交付过程中由于热值变化造成计量偏差或由此导致损益进行确认,避免引起不必要的计量纠纷。

3.3 开展推广和试点区域

天然气产业链上中下游环节多,统一采取热值计量方式势必会对现阶段采用体积计量方式的行业内各方生产和经营带来影响,建议在浙江省、陕西省这类“多气源供应、全省一张网”的统购统销模式省份开展区域性试点工作,一是这类省管网公司在省内具有较大的话语权且中间购销环节较少,便于统一协调地方政府、企业、用户开展热值计量试点工作;二是这类省管网对上下游用户具有较大的议价权,省内天然气价格难以实现市场化,试点工作相比于广东省、江苏省等代输和开放式模式更易于取得成效,利于进一步全国范围推广。最后试点工作由点及面、分阶段逐步对天然气产供储销等各环节实施热值计量,完善各环节的衔接与管理,规范天然气产业链的计量和计价体系。

4 结论

在多气源、多类型、多路径供气销售格局的形势下,为确保使用不同气源、气质天然气销售的公平性,更好与国际贸易计量方式接轨,更合理、准确体现天然气价值,建议通过建立健全天然气热值计量标准及体系、执行天然气差异化定价、推行天然气热值计量结算、在部分统购统销的省份或者区域开展热值计量试点工作等方式,各环节推进中国天然气热值计量改革。这是对原有体积计量体系的一次革新,将推进中国天然气市场化改革,构建一个更加灵活、开放、健康的天然气行业市场体系。