天然氣熱值計量發展趨勢及展望

賀 超

中海油能源發展股份有限公司銷售服務分公司, 天津 300459

0 前言

隨著中國大力提升油氣勘探開發力度和加快天然氣產供儲銷體系建設,國內天然氣產量和需求呈快速增長態勢。2019年,中國天然氣表觀消費量3 067×108m3,年增量264×108m3,同比增長9.4%。國內天然氣市場并存著國產氣(陸上氣、海洋氣、頁巖氣、煤層氣等)、管道進口天然氣和進口液化天然氣(LNG)等多種氣源[1-5],但國內銷售的天然氣計量卻主要以體積計量為主,鮮有熱值計量,體積計量對現有市場銷售帶來了諸如同價不同質、投資回收難、經營成本高、貿易計量爭議等問題,嚴重制約了天然氣產業的健康發展和與國際貿易接軌。隨著國家管網公司的成立、國家油氣管網設施的開放和天然氣熱值計量條件日趨完善,以熱值計量為契機推動市場化改革的發展趨勢勢在必行[6-10]。

1 國內外天然氣計量現狀

現階段天然氣進行貿易結算計量主要有質量計量、體積計量和熱值計量等方式。其中,質量計量方式目前僅在LNG儲存計量使用,實際交付給終端用戶還是以體積或熱值計量為主。熱值計量方式由于使用范圍廣和精準,已成為現階段國際天然氣貿易交易普遍采用的計量方式。而中國過去由于天然氣產量低,使用規模小,管理上不嚴格,一直采用相對較為粗放的體積計量方式[11-15]。

1.1 中國天然氣計量現狀

目前,中國銷售的國產天然氣、進口LNG和管道進口天然氣的計量方式普遍采用體積計量。從采購環節來看,除國產天然氣、頁巖氣、煤層氣、煤制氣等均采用體積計量方式外,進口LNG及管道進口天然氣大部分按照國際貿易標準,采用熱值單位計價(美元/MMBtu),并且雙方在合同中明確了天然氣的交付熱值。從銷售環節來看,除中國石油西氣東輸二線香港支線及中國海油崖城至香港海底管道供應香港中華電力公司采用熱值計量方式外,三大石油公司銷售給國內的工業、電廠、城市燃氣公司均采用體積計量方式。國家發改委還針對各省市以及長輸管道設立了相應的基準門站價格和管輸費用,其計價也是根據體積計量進行收費。中國是一個天然氣消費大國,每年約五分之二(2019年)的天然氣通過進口LNG和管道進口天然氣的方式供應國內市場,但國內定價并沒有與采購的天然氣計量和計價標準接軌。

1.2 國外天然氣計量現狀

除俄羅斯和中國等國家采用體積計量天然氣外,歐美發達國家、中東和亞洲大多數國家均已實行天然氣按熱值計價,且熱值計量基本覆蓋其天然氣產業各個領域,包括上中下游各價格環節以及天然氣國際貿易(LNG和管道氣)。國際LNG貿易計量上,由于日本、韓國等國家生產能力不足,主要依靠進口LNG,其定價采用與進口原油價格掛鉤;英國、法國等歐洲國家采用與低硫燃料油價格掛鉤;美國、加拿大等美洲國家采用與亨利中心(Henry Hub)天然氣現貨價和期貨價掛鉤。管道進口氣貿易計量上,土庫曼斯坦、俄羅斯、卡塔爾等周邊國家向中國銷售的管道進口天然氣均采用熱值計量定價,并且與原油價格(如布倫特、JCC)掛鉤[16-22]。典型國家天然氣計價方式及定價依據見表1。

表1 典型國家天然氣計價方式及定價依據表Tab.1 Natural gas pricing methods and basis of typical countries

2 中國天然氣計量方式存在的問題

2.1 不利于項目投資回報和價值體現

對于上游的生產單位而言,由于氣源地域、生產方式、氣質差異,導致交付的天然氣熱值各不相同,但在交付給下游客戶時均采用體積計量進行計價結算,對于氣質優、熱值高的氣源,不利于項目投資的回報和天然氣價值的體現。中國海油4個海域各終端向下游交付的天然氣熱值最高與最低熱值差異達10.7 MJ/m3,按中國海油150×108m3/a海上天然氣產量計算,每年熱值差異為1 605×108MJ/m3,經濟價值約94億元(以平均熱值34 MJ/m3,平均門站價2元/m3計算)。中國海油各海域天然氣熱值見表2。

表2 中國海油各海域天然氣熱值表Tab.2 Natural gas calorific value of each sea area of CNOOC

2.2 無法滿足下游客戶差異化需求

對于終端消費用戶而言,天然氣氣質的差異化需求也很突出：一是城市燃氣用戶,對于熱值要求的幅度較為寬泛,一些城市燃氣公司會購買低熱值或含CO2較高的低價氣源,甚至在天然氣中摻混空氣、N2等無熱或低熱氣體銷售給用戶,隱形提高銷售價格;二是工業和電廠用戶,對天然氣氣質和熱值要求較高,使用低熱值的天然氣無形增加工業和電廠用戶的經營成本,但由于采用體積計量,高品質天然氣無法獲得較高的銷售價格,這就降低了生產企業生產高品質天然氣的動力,只按照國家標準一類氣或合同規定的氣質要求交付。

2.3 加劇上游企業持續虧損

進口LNG和管道進口天然氣采購價格均與油價掛鉤,同時采用熱值計價,一定時期內上游天然氣進口企業需要承擔油價和匯率波動帶來的風險。以卡塔爾LNG為例,中國進口到岸價格再加上運輸成本、銷售、管理和運營等費用,從LNG接收站出廠的平均成本價接近3.0元/m3,而2020年5月31日珠海金灣LNG掛牌交易價格3 350元/t(約2.31元/m3),交易價格與成本價相差0.69元/m3,上游企業虧損已是一個不爭的事實。同期卡塔爾LNG熱值(約38.82 MJ/m3)和中國海油部分下游客戶交付要求(不低于37 MJ/m3)都比國家標準一類氣(不低于34 MJ/m3)要求高出不少,若國內也采用熱值計量計價,可以從計價方式上減少上游企業虧損額。

2.4 貿易結算中產生計量爭議

目前上游與下游用戶進行天然氣貿易結算使用超聲波流量計測量較為廣泛,超聲波流量計在測定體積流量過程中,一個重要的參數就是流量計壓縮因子的設定,其影響因素主要有溫度、壓力和氣質組分。生產企業要根據生產工況和天然氣產品組分的變化,來適時調整超聲波流量計壓縮因子數值(正常工況下,每月調整1次)較困難,在溫度、壓力和氣質組分波動較大的工況下,輸出體積流量的準確性就會大打折扣,買賣雙方貿易結算中容易產生計量爭議。

3 中國天然氣熱值計量建議及展望

3.1 建立健全熱值計量標準及體系

中國現階段推行天然氣能量計量的技術標準體系、政策制度、計量設施及方式等基礎條件已基本具備,但由于熱值計量的改革涉及上中下游產業鏈的各個環節,牽扯的相關方多,至今沒有得到相應的推廣和應用。隨著國家管網公司的成立以及國家油氣管網設施的逐步開放,進入到各個管網氣源能量熱值統一將是中國天然氣貿易計量的趨勢,建議從國家的層面主導和推動行業內建立健全熱值計量標準及體系,作為天然氣熱值計量推廣和執行的基石,并設置一個合理的過渡期,讓政策與產業發展相適應。

3.2 以熱值計量為契機推動市場化改革

中國上游企業將熱值計量采購的管道進口天然氣按一定的方式折算為按體積計價進行銷售。一方面忽略了不同天然氣之間的熱值差異,另一方面還承擔了油價和匯率波動的風險,以及體積和能量單位轉換的折算損耗。隨著中國對進口LNG和管道進口天然氣需求量的提升,企業與客戶之間的貿易糾紛將會更加頻繁。通過在中國推行熱值計量方式,可以建立起公平、合理的天然氣市場化價格體系,體現不同品質天然氣價格之間的差異,更好地與國際天然氣貿易計量接軌。

1)生產企業對新開發氣田項目進行經濟性評價時,可以通過井口氣的氣質,判定氣田的市場定位，適用于工業用戶、電廠用戶還是城市燃氣用戶,以及不同用戶可承受的天然氣價格,確保氣田項目的投資回報率。

2)上游企業可以對外公布熱值數據,滿足客戶差異化需求。對不同地域及用戶需求推廣不同熱值的天然氣,用戶可以直觀地比較不同類型的能源,做出擇優決策,實現天然氣原有的商品價值屬性。

3)利用進口LNG熱值高、氣質好的優點,對沿海LNG接收站附近的工業及電廠等價格承受能力較高的大用戶采用直供的方式,提升天然氣的銷售價值。由于大用戶用氣需求穩定,還可以靈活安排進口LNG的采購周期,減少油價和匯率波動帶來的風險。

4)在簽訂購銷合同過程中,雙方可以在條款中規定天然氣熱值計價方式和交付標準,對交付過程中由于熱值變化造成計量偏差或由此導致損益進行確認,避免引起不必要的計量糾紛。

3.3 開展推廣和試點區域

天然氣產業鏈上中下游環節多,統一采取熱值計量方式勢必會對現階段采用體積計量方式的行業內各方生產和經營帶來影響,建議在浙江省、陜西省這類“多氣源供應、全省一張網”的統購統銷模式省份開展區域性試點工作,一是這類省管網公司在省內具有較大的話語權且中間購銷環節較少,便于統一協調地方政府、企業、用戶開展熱值計量試點工作;二是這類省管網對上下游用戶具有較大的議價權,省內天然氣價格難以實現市場化,試點工作相比于廣東省、江蘇省等代輸和開放式模式更易于取得成效,利于進一步全國范圍推廣。最后試點工作由點及面、分階段逐步對天然氣產供儲銷等各環節實施熱值計量,完善各環節的銜接與管理,規范天然氣產業鏈的計量和計價體系。

4 結論

在多氣源、多類型、多路徑供氣銷售格局的形勢下,為確保使用不同氣源、氣質天然氣銷售的公平性,更好與國際貿易計量方式接軌,更合理、準確體現天然氣價值,建議通過建立健全天然氣熱值計量標準及體系、執行天然氣差異化定價、推行天然氣熱值計量結算、在部分統購統銷的省份或者區域開展熱值計量試點工作等方式,各環節推進中國天然氣熱值計量改革。這是對原有體積計量體系的一次革新,將推進中國天然氣市場化改革,構建一個更加靈活、開放、健康的天然氣行業市場體系。