城镇燃气企业应对天然气能量计量计价的措施

袁 清， 崔恩怀， 姜兆巍， 高 然

(中油中泰燃气投资集团有限公司， 广东 珠海 519000)

1 概述

2019年5月24日，国家发改委、能源局、住建部和市场监管总局共同发布了《油气管网设施公平开放监管办法》(以下简称《办法》)，《办法》要求天然气管网设施运营企业向城镇燃气用户交付天然气时，应当对热值、体积等进行科学计量，并指出国家推行天然气能量计量计价，并明确将于《办法》施行之日起24个月内建立天然气能量计量计价体系。而《办法》并未要求城镇燃气企业与终端用户的贸易结算采用能量计量计价。

目前，除中国、俄罗斯等少数国家外，大多数国家的天然气贸易、输送和终端消费均采取能量计量计价[1]。我国天然气贸易交接计量普遍采用体积作为结算依据，天然气价格体系也是按体积单位制定，仅在LNG进口环节以及部分进口LNG直供大用户中采用了能量计量计价。

与体积计量计价相比，能量计量计价将天然气量(质量或体积)与其热值在给定条件下的乘积(即热量)作为贸易结算的依据，计价单位也由单位体积价格变为单位热量价格。面对天然气贸易交接计量方式的改变，合同各方应如何应对，成为值得研究的课题。本文针对城镇燃气企业，对应对天然气从体积计量计价向能量计量计价转变的措施进行探讨。

2 实行能量计量计价的必要性

① 管网公平开放需以能量计量计价为基础。我国天然气管网开放的基础是公平、透明的市场交易规则和符合市场交易属性的天然气商品，以体积计价不能如实反映天然气商品的使用价值，不利于推进天然气管网公平开放[1]。随着国家油气管网公司的成立以及管网向第三方公平开放，以体积计量计价的国内气源和以能量计量计价的进口LNG气源不可避免地会混合进入管网，不同的计量计价方式以及气源间热值差异易引起气量和气价争议[2]。因此，天然气管网公平开放以及天然气管道运输费用的制定需以能量计量计价为基础。

② 气源的多样化要求反映不同气源天然气的质量。目前，我国多气源、多类型和多路径联网的多元化供气格局已经形成，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。不同产地和类型的天然气，热值差异较大，体积计量计价无法反映不同气源天然气的质量及其经济价值，而能量计量计价则能够反映。

③ 公平竞争和公平交易的现实需求。放开天然气勘探开采、管网向第三方公平开放、通过市场竞争形成价格是我国深化天然气体制改革中的主要任务，放开天然气勘探开采将加大资源供应的竞争，管网向第三方公平开放则意味着多气源混合运输和销售。在此背景下，若继续采用体积计量计价，在气源供应环节，有碍不同气源的公平竞争；在管道输送环节，影响管道气技术指标，有碍第三方公平进入和管道互联互通；在销售环节，由于热值随气源以及多气源天然气的混合发生变化，易造成天然气价格相同但质量不同[2]。

3 天然气贸易交接链

我国城镇燃气企业的下游用户通常有转供用户、管输用户、工业用户、商业用户、居民用户，工业用户、商业用户、居民用户称为终端用户，由于工商业用户的用气量差异较大，通常又细分为大工业用户、中小工业用户及商业用户(以下统称为中小工商业用户)。转供用户是指接受该城镇燃气企业提供的天然气，进而为自身终端用户供气的其他燃气企业。与转供用户不同的是，管输用户与上游进行贸易交接，城镇燃气企业仅收取管输费，但计量界面位于城镇燃气企业之后。

国家油气管网公司成立后，我国的天然气贸易交接链见图1。国家油气管网公司接收上游天然气生产公司、进口公司的天然气，通过天然气管网输送给城市燃气企业和直供用户，1-1、1-2、2、3号计量界面(计量站、门站等厂站)的天然气量巨大，通常安装有流量计和气相色谱分析仪(用于测量天然气组成，从而计算天然气热值)，可实时计算天然气热量。城镇燃气企业从国家油气管网公司接收天然气，销售给各类终端用户，并为转供用户、管输用户供气。

图1 国家油气管网公司成立后我国的天然气贸易交接链

4 能量测定方法

能量测定有直接法、间接法两种，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热值和累计体积，二者相乘得到天然气热量。虽然直接测量天然气热量的仪器已经进入市场，但尚未被证实可以用于贸易交接，且目前也没有相应的国际和国家标准支持。因此，本文仅分析间接能量测定方法的相关问题。

针对计量界面众多的城镇燃气企业，在所有计量界面安装热值测量装置进行热值测量的费用极高。因此，ISO15112《天然气-能量的测定》推荐了一种最常用的方法：为所测天然气体积赋1个有代表性的热值，这种方法称为赋值方法，赋值方法又分为可变赋值法、固定赋值法。与赋值方法相对的是本地能量测定法，天然气体积、热值均在同一计量界面内完成。由于计量界面内需安装流量计、气相色谱分析仪，设备费用比较高，因此本地能量测定法适用于图1中1-1、1-2、2、3这种气量巨大的计量界面。对于城镇燃气范围内的计量界面4、5、8，由于交易气量也比较大，因此宜采用本地能量测定法。由于计量界面6、7的交易气量(对于单个用户而言)比较小，宜采用可变赋值法。

英国、匈牙利、奥地利、意大利、德国等欧洲国家的城镇燃气企业采用了可变赋值法进行能量测定。将城市燃气管网分为若干个计费区，在输气管线的交汇处或大流量的城市门站安装气相色谱分析仪测量天然气热值，根据管网拓扑结构和运行参数计算得出沿管道分布的天然气热值，并向各计费区发布小时或日的平均热值，进而实施能量计量计价。需要注意的是，可变赋值法需要使用水力计算软件对管网的运行状态进行模拟，以确定赋值的热值是否满足准确度要求。

日本没有全国性的燃气管网，城镇燃气企业通过自建LNG接收站直接接收海外进口LNG供给各类终端用户，其LNG进口贸易以本地能量测定法进行能量测定，与终端用户以固定赋值法进行能量测定。为实现公平公正的贸易结算，日本政府规定了城镇燃气企业为终端用户提供的天然气标准热值(高热值)为46.05 MJ/m3。然而，进口LNG的热值通常低于标准热值，为此城镇燃气企业通过向管网注入LPG的方式将天然气热值提升至标准热值，从而保证终端用户使用的天然气热值始终维持在标准热值附近。

我国的天然气产销体系与欧洲接近，采用可变赋值法进行能量计量更适合我国实际情况。2009年8月1日，我国参照国际标准ISO15112-2007《天然气-能量的测定》制定的国家标准GB/T22723—2008《天然气能量的测定》正式实施。GB/T 22723—2008推荐，在国家管网的上游进气和下游分输计量界面，可采用气相色谱分析仪和流量计测定天然气的热值和流量(即本地能量测定法)，而在城镇燃气终端用户计量界面，可仅计量天然气流量，采用可变赋值法进行能量测定。因此，大部分城镇燃气终端用户仍可仅计量天然气体积，由城镇燃气企业定期测量天然气热值并随之调整单位体积天然气价格，最终由结算周期内天然气体积及单位体积天然气价格结算费用。实际上，这种能量测定方法为可变赋值法，只是热值调整周期稍长，本文将这种能量测定方法称为长周期可变赋值法。

5 应对措施

① 城镇燃气企业与上游的能量计量计价应随上游实施能量计量计价同步实施，在此过程中应采取以下应对措施：a.主动与上游单位进行沟通，了解上游单位实施能量计量计价的时间安排和热值测量设备的技术要求。b.制定更新改造方案。对门站进行摸底调研，掌握厂站工艺流程、现场布局、计量设备等情况，对每个气源接入点制定相应的更新改造方案，使厂站具备实现本地能量测定所需条件。c.确定热值测量设备的选配标准，建议城镇燃气企业统一选配标准，明确功能要求。对于单一气源且热值长期稳定的厂站，也可采用周期定点取样或累计取样的方法进行热值分析，并与上游热值数据进行比对。

② 城镇燃气企业与转供用户、管输用户、大工业用户的能量计量计价应随上游实施能量计量计价同步实施，在此过程中应研究当前及未来气源情况，着手进行各计量界面的计量设备改造。

③ 城镇燃气企业与中小工商业用户的能量计量计价。中小工商业用户数量较多，采用本地能量测定法进行能量测定需要投入大量资金，且改造时间比较长。因此，宜筛选部分符合条件的中型工业用户，对计量装置进行改造，作为实施本地能量测定法的试点，进而总结经验。对于小型工业用户、商业用户，可采用长周期可变赋值法。

④ 城镇燃气企业与居民用户的能量计量计价。居民用户数量众多，采用本地能量测定法需要投入大量资金，且改造时间比较长。可采用以下两种处理方式：对于天然气热值变化不大的区域，能量测定可采用长周期可变赋值法。对于天然气热值变化较大的区域，可采用周期较短的可变赋值法。同时，要加大宣传、宣讲和公关力度，取得政府和社会的认可。

⑤ 管网输配体系。除上述应对措施以外，还需对管网输配体系进行改造和完善，如对GIS系统、客户服务系统、加气站收费系统、SCADA系统等信息化系统进行调整。GIS系统需完善管网信息，为未来管网仿真模拟提供准确的信息，客户服务系统和加气站收费系统需支持按能量计价、SCADA系统需接入热值测量设备等。