关于天然气热值计价那些事！ 黄金定价和计价的区别

文| 孙祥太

1 能量计量的发展趋势

天然气计量计价主要有3种方式，即体积计量、质量计量和能量计量。然而，国内外在天然气的计量方式上并不统一，我国天然气计量主要为体积计量，采用将工况条件下的体积流量值换算成标准参比条件下的体积流量进行结算，体现了单位时间内流过管道横截面的体积量的多少，但由于不同气源下的天然气组分各不同，同样体积的天然气燃烧后产生的热量就会不一样。质量计量只体现了单位时间内流过管道横截面的天然气的质量，质量相同、组分不同的天然气，燃烧后产生的热量也会不一样。因此，无论是体积计量还是质量计量都不能很好的反映天然气贸易计量中的优质优价原则。但是，能量计量反映的是天然气燃烧后所释放的热能，它是一种科学合理的计量方法，可以最好地反映天然气作为燃料的特性。目前，它被广泛用于天然气国际贸易。

随着我国经济和石油与天然气行业的强力发展［1］，天然气储运计量日益重要。当前我国进口天然气管道陆续投产，全国天然气骨干管网已基本形成，部分区域性天然气管网逐步完善，非常规天然气管道蓬勃发展，“西气东输、北气南下、海气登陆、就近外供”的供气格局已经形成［2］。随着国家管网公司的成立，互联互通工作将加速开展，能量计量势在必行。特别是在2023年5月国家正式发布《油气管网设施公平开放监管办法》，要求“以能量作为贸易结算依据，暂不具备热值计量条件的，应于本办法施行之日起24个月内实现热值计量”，将进一步推动能量计量的施行［3］。由此带来的改革问题及面临的严峻挑战不容忽视。

2  我国能量计量面临问题

2.1  计量界面复杂多元

国家相关部门于2008年底发布了国家标准GB/T 22723—2008《天然气能量测定》，并于2009年8月1日起正式实施。该标准认为，从生产商到最终用户，天然气有6个可能的能量测量界面。因为这个天然气能量测量的界面基本上是根据国际标准“ISO 15112—2007”建立的，所以它主要反映了欧美的天然气产业链及其贸易测量的交接方式，与我国实际有一些区别。

我国的天然气产业链较为多元且复杂［4］。在天然气供应方面，既有国内陆上气田生产的天然气、海上气田生产的天然气，也有国外进口的管道气及LNG; 在输送环节上，既有省际输气管网、也有省内输气管网和城市燃气公司。国内气田生产的天然气除通过省内输气管网或区域输气管道销售给工业用户和城市燃气公司外，也有通过省际输气管网直供工业用户或者在省门站销售给省内管输公司，局部地区也存在气体生产商直接销售给城市燃气公司，然后由跨省输气公司、省内输气公司或者城市燃气公司经其配气管网销售给工业、居民和其他终端用户。

根据调研结果，我国天然气从生产商或储气库到终端用户之间的天然气贸易交接至少有10个计量交接界面( 如图1 所示) 。

目前，由于我国石油行业的发展进程，天然气产业链仍还是上游和中游整合运营，从广义上讲，界面1和界面2还属于内部计量交接，不存在贸易交接。但随着国家管网公司的成立，输气管道将从上游公司剥离，将实行独立经营，上游和中游将不再属于内部交接，因此以上10个界面都将是能量计量和贸易结算的界面。

2.2  影响计量准确性的因素增多

2.2.1  间接测量降低计量精度

根据国家标准GB/T 22723—2008《天然气能量的测定》规定，能量测定采用基于时间变化的间接测定法，即天然气能量值等于一段计算时间内气体流量与高位发热量的乘积。由此可见，能量测量属于间接测量，需要分别测量气体流量( 即体积量) 和该流量单元所产生的高位发热量，中间参数相对增多，从而导致计量精度相对降低。

2.2.2  气质取样频率影响计量准确度

如图2所示，气体的能量测定是根据随时间而变化的气体流量和发热量决定，即分别为q( t)和H( t) 。在趋于无限小的时间段内，测定能量流量e( t) 用微分表示为:

2.2.3  发热量赋值偏差

天然气发热量有直接测定法和间接测定法两种方式［5］。直接测定法能够直观地反映出天然气的实际发热量，但是它对测量设备要求较高，操作过程复杂，不太适合大规模应用。我国现有的大口径、长输管网均未配备直接热值测量设备，发热量通常由在线的气相色谱分析仪或通过离线的实验室色谱分析仪测定［6］，然后将测得的数据通过状态方程计算，从而间接获得气体的发热量。目前，中石油及部分管道公司在A级计量站( 即输气量不小于50000 m³ /h) 按照要求配置了在线气相色谱分析仪。因此，在线气相色谱分析仪所使用的标准气体的准确度将影响气体组分分析的不确定度，从而带来发热量的计算误差［7］。

对于大多数的B级计量站和C级计量站均没有配置在线气相色谱分析仪，而是采用就近数据赋值方法获取气体的发热量。当发热量测定点和体积测量点之间的气体流向不变，且在能量测定期间，气质组分变化以及发热量测定点与流量测定点之间的输送时间变化均较小时，对发热量可采用就近发热量固定赋值，即上游所测发热量的平均值赋值给就近的计量界面。但在开放的输气管网中，界面处的气体组分、生产工艺、粉尘量等都存在着不同的变化，赋给某个界面的数据不能完全代表通过该界面的气体，因此采用就近数据赋值获取发热量时存在一定的偏差。

2.3  基准门站价格的制定

计量方式的改变势必带来计价方式的改变。天然气能量计量的改革将不可避免地导致天然气计价方式由体积计价改为能量计价的转变，涉及到天然气产业链各个环节的切身经济利益，也是改革能否成功的关键。因此为确保计价方式改革的顺利进行，在科学合理的前提下，应尽量保持天然气价格基本稳定。

能量价格的制定，一种简单实用的办法，就是将当前的天然气体积价格除以对应的单位体积发热量［8］，用公式表示为:

我国各油气田生产的天然气发热量各不相同，以中石油各油田为例，高位发热量最小为33.23 MJ /m³，最大为42.21 MJ /m³，与国内煤层气、国外进口的管道气以及液化天然气之间也存在差异，而且各类气源的生产量及其在总量中的所占的市场份额每年都在发生变化，因此很难计算出我国天然气的平均发热量值［9］。在国家标准GB 17820—2012《天然气》中，天然气分为3类，并分别制定了高位发热量的最低下限。但是，如果将这3类天然气的最低发热量( 31.4MJ /m³) 用作我国天然气的基准发热量，则不适合能量计量改革的需要。首先，由于3 类天然气的最低发热量太低，与实际的平均发热量存在一定差距; 其次，由于我国生产的天然气高位发热量一般都在36MJ /m³以上，计价方式的转换将带来天然气价格的大幅上涨，不能达到改革所要的目的。因此，能量计量基准门站价格的制定还需要深入细致的调查研究。

2.4  成本问题不容忽视

由体积计量向能量计量的转换，势必带来大量终端计量仪器仪表的改换［10］。在气体生产及管输环节，为了尽可能的取得真实的管道气质组分，需要在相应界面之间，加密在线色谱分析仪的数量。在城市燃气领域，贸易交接较多，涉及到不同的用户、覆盖界面更广，仪器仪表的改造成本相对较大，同时需要根据不同的工业用户、居民用户的热值需求，制定不同的管理办法及交接协议，以便更顺利完成贸易交接。

3  解决思路

3.1  优化配置气质分析设备

天然气的发热值与气质组分密切相关。由于天然气管网设施互联互通的加速实施，不同界面接入、不同气源、不同气质组分以及气质的混合程度不一，导致了天然气组分很难在时间和空间上保持一个恒定的组分值。为了尽可能的取得真实的管道气质组分，需要在相关界面加密在线气体色谱分析仪的数量。同时根据贸易计量交接的需要，考虑就近原则、统筹兼顾，优化气质组分采样点，合理配置气体色谱分析仪，以便于取得更加真实的管道气质组分，从而获得更加精确的发热值。

3.2  探索发热量直接测定

发热量的直接测定主要采用热值仪，通过燃烧一定量的气体可以直接获得气体的发热量。目前国内已有相关公司开始了热值仪地研发与应用［11］。通过研究气体发热量直接测定方法将有效地避免间接测量带来的误差，更直观的反映气体的发热值，也是气相色谱间接测定法的验证和补充。

3.3 建立天然气能量计量系统性能评价标准

目前我国对体积流量计、在线气相色谱分析仪、各类变送器等影响计量准确度地关键设备均制定了相应的检定规程［12］，但用于能量计量的相关数据采集分析设备尚未完善，因此为确保各类数据的准确性和可靠性，应尽快制定适应天然气能量计量系统的性能评价标准。明确能量计量的方式、计量单位、相关设备的检定标准、天然气基准发热量、天然气价格、管输费的转换方式以及特殊情况下的补偿方法等问题，为能量计量改革保驾护航。

3.4 建立满足能量计量要求的天然气分析用气体标准物质体系

目前，已有的用于天然气分析用的含十一组分的一级气体标准物质仅有3种，在准确度水平、浓度覆盖范围和种类上，与国际相比存在一定的差距，远远不能满足天然气工业多气源、多品种天然气溯源的需要［13］。因此，建议在正式实施天然气能量计量之前，对气体标准物质进行研究，形成高水平的天然气分析用气体标准物质制造技术，研发高精确度的国家一级多组分气体标准物质，不断健全完善我国现有的天然气分析用气体标准物质体系，从而提高能量计量的准确度。

3.5  选择部分管网，先行先试

天然气计量改革涉及面广、环节多，各层面需要缓冲期，可以选择有代表性、标志性或者具有一定封闭性的管网作为试点，例如，在重要的省际天然气管道，管理成熟、长期运行的管道或者计量界面较少、相对封闭的输气管网，率先进行改革，积累管理经验并暴露相关问题，为全面推广能量计量奠定基础。

4  结论

（1） 随着国家管网公司的成立，无论是国内陆上天然气、近海天然气还是国外进口的管道气以及LNG，都将进入统一的国家天然气管网，管输逐渐分离，作为各相关方十分敏感的计量贸易交接系统、能量计价体系，其改革的成败将直接决定着我国天然气体制改革的进展和成效。

（2）我国天然气能量计量体系尚未完善，虽取得了一些成果，但在发热量量值溯源体系建设、计量站设备配置及维护保养、关键设备的校准与检定、发热值性能评价以及运行管理等方面还需进行科学研究。

（3）应在稳定市场的前提下采取循序渐进、分步推进的办法实施，明确时间表，给各层面一定的缓冲期，短期内对于阻力较大但又热值稳定的界面，可探索“体积计量、热值计价”的解决方式。

参考文献:

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［4］ 王富平.我国如何实行天然气能量计量和计价［C］/ /2018 年全国天然气学术年会论文集( 05 储运、安全环保及综合) .中国福州: 中国石油学会天然气专业委员会， 2018: 401-412.

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［13］ 李玲.热值计量改革刻不容缓［N］.中国能源报，2023-11-18(1) .