近年來，天然氣在我國能源和經濟運行中的地位日趨重要，但目前天然氣的實際供應量統(tǒng)計卻存在相當大的缺陷、偏離，以這一數(shù)據(jù)為基礎做宏觀規(guī)劃，已難以保障天然氣市場的供需平衡。同時，隨著體制機制改革的深入，天然氣運輸和貿易將從上中下游一體化的公司中逐步分離出來，成為獨立經營核算的公司。屆時，天然氣在成分、質量上的差別將對這類公司的經營業(yè)績產生巨大影響。例如，在簽訂各種合同時，不能再因循守舊以體積為計量單位，而更適合以熱值為計量單位，這在保障企業(yè)利益的同時，也有助于促進天然氣的高效利用和產業(yè)的高質量發(fā)展。

面對這些新形勢、新變化,天然氣統(tǒng)計和計量問題的重要性、緊迫性日益顯現(xiàn)出來,很有進一步展開討論、研究的必要。

應區(qū)分天然氣產量和商品量

在油氣生產運作中,往往要消耗相當一部分天然氣。這部分天然氣大致可分為3類:一是放空燃燒,俗稱“點天燈”。這在油田溶解氣以及氣田開發(fā)初期和在遠離集輸設施的邊遠低產氣井、煤層氣中普遍存在;二是就近回注油田(層),增加其壓力以求提高石油產量。這在油價高、氣價低時是常用的增油方式,這類氣大部分無法回收;三是其他損失量。例如,在許多稠油、高凝油油田開發(fā)中常常需要加熱,許多高寒地區(qū)各種設施也需要保暖供熱,其鍋爐多就近利用自產氣做燃料,如遼河油田把以氣代煤熱采稠油作為一項降本增產的重要措施。此外,油氣田生產和集輸過程中也會產生許多損耗。還應注意到,天然氣產業(yè)鏈中游也要自耗一定的氣,主要是用于管線增壓機和液化天然氣(LNG)運輸船的動力用氣;許多儲氣庫在注入氣中有相當數(shù)量的“墊底氣”,無法再利用。天然氣生產運輸過程中的種種損耗,使其以商品氣向市場供應的氣量明顯小于井口產量。

世界各國天然氣商品率差別大

由于天然氣井口產量在油氣企業(yè)生產過程中會有相當數(shù)量的自用和損耗,只有能外輸進入市場的才可算作真正的商品,所以,相應地便有了天然氣商品率的概念。各國油氣田損耗自產氣的具體情況各有不同,因而作為對外售出的天然氣商品率也不同,一般可分為3種情況(見圖表)。

商品率高,多大于85%。如英國天然氣利用條件好,商品率達92.7%;馬來西亞的天然氣可就近供給液化氣工廠,商品率高達93.0%。

商品率較高,一般在75%—85%。如美國雖然天然氣回注量較高,但放空和其他損失量較低,商品率達83.3%;墨西哥僅“其他損失”較高,回注量為0,商品率亦達79.1%。

商品率低,明顯低于世界平均水平。如經濟發(fā)展水平低且重油輕氣的委內瑞拉、阿塞拜疆,商品率皆低于50%。

總體來看,世界天然氣平均商品率自上世紀后半葉以來有所提高,在20世紀六七十年代多小于80%,本世紀初多在80%以上,2004—2006年三年依次為80.7%、80.5%、80.0%。天然氣商品率難以快速提高的原因,主要在于基礎設施發(fā)展滯后。今后隨著天然氣需求量的持續(xù)增加,管線和大型液化氣廠建設及運營成本的大幅降低,小型(包括撬裝)液化裝置的普及,天然氣的商品率會有所提高。

綜上所述,天然氣的井口產量與其實際可在市場上作為商品供應給買主的量之間有相當大差別。即使考慮到今后商品率有所提高,估計在近、中期也只能達到世界天然氣井口產量平均值的85%。

估計我國天然氣商品率為80%—85%

當前,我國對天然氣商品率的統(tǒng)計、研究不太重視,因此筆者只能從零星報道中做些推導。例如,2013年一則新聞報道透露,“中國石油天然氣總公司2012年生產可銷售天然氣628億立方米”,該年其產氣量為722.48億立方米,以此計算其商品率應為86.9%。2018年6月的一篇新聞報道提到了大慶油田2018年上半年的氣產量和銷售量數(shù)字,據(jù)其計算商品率應為62.7%—63.8%。另有報道稱,至2018年9月普光氣田已高效運行8年11個月,累計生產氣706億立方米,外輸凈化后氣量超過500億立方米,依此計算其商品率約為71%。按南海東方1-1氣田的成分計,去掉二氧化碳和氮氣后的烷烴全部輸出,其商品率不到53.8%。

依據(jù)上述資料,從目前天然氣基礎設施還很不完善的情況出發(fā),筆者推斷,目前我國天然氣的平均商品率可能為80%—85%,取其高值也不過85%,而對于某個具體氣田,有可能低到60%左右。

應以商品氣量為基礎去討論供需平衡

在天然氣宏觀規(guī)劃中供需間的基本邏輯是:以(井口)產量加進口量得到(表觀)消費量。這樣,在預測時則以預測需求量減去預測產量來得到應有的進口量。實際上,用戶所使用的是油氣工業(yè)上游對外提供的商品油氣。當市場接收的商品氣數(shù)量與上游井口氣產量之間存在約15%甚至更大的誤差時,仍以井口產量為基礎去做宏觀規(guī)劃就難以實現(xiàn)供銷間的平衡。

同時,在天然氣管輸中必須建設若干壓氣站以提高氣的輸送壓力,這在峰值期需加大運量時特別明顯,而壓縮機的動力就直接使用管道中的氣。在LNG漫長的海上運輸過程中,許多船的動力也來自于船上氣化的LNG(少量LNG氣化還用于維持船上氣罐的低溫)。即使合同量是以到岸氣為準,但在其后的儲存、再氣化、運輸中也要損耗一部分氣。換言之,中游儲運部門接收的商品氣也不能全部到達終端用戶。退一步說,即便不計入中游的損耗,也必須在上游向市場供應的天然氣統(tǒng)計中采用較嚴格的商品量去計算實際的供應量,這樣才能達到經濟運作中的供銷基本平衡。未注意這個問題可能是歷次規(guī)劃中出現(xiàn)過大供應缺口的原因之一。

不同計量單位各有優(yōu)劣

因受傳統(tǒng)規(guī)劃思維的制約,再加上天然氣發(fā)展不充分、不同氣源質量差別問題尚未明顯暴露,我國天然氣長期采用單一的體積計量方式。隨著油氣體制改革的推進,天然氣進口量(特別是LNG)加大,以能量計量進行天然氣貿易的要求被提上日程。經過討論和初步實驗,我國于2008年12月開始實施《天然氣能量的測定》國家標準。隨之建立的重點實驗室進行相關的設備建設和直接、間接測試方法檢驗,邁出了中國天然氣能量計量與國際主流接軌的第一步。天然氣生產和改革的實踐也進一步顯示出有關問題的復雜性,許多問題還有進一步分析討論的必要。

多種天然氣計量單位并存

以體積計。以體積計是天然氣最常用的計量方法。按照我國采用國際標準度量衡單位的規(guī)定,應以“立方米”為單位,并常以萬立方米(104立方米)、億立方米(108立方米)計之。而國外除了采用上述公制單位以外,許多情況下常以“立方英尺(cf)”為單位,并常以百萬立方英尺(106cf)、10億立方英尺(109cf)計之。在上游的儲量-產量體系中,特別是各種級別的儲量計算中尚無可靠的天然氣能量計量,采用體積計量是傳統(tǒng)的也是唯一可行的計量方式,有繼續(xù)保持的必要。應該強調的是,上游的儲量-產量體系中的產量應僅指井口產量。

在氣體計量單位中還可見“標準立方米(Nm3)”,指標準大氣壓下15.5℃時測定的體積。它更多地應用在需嚴格計量的物理、化學研究和實驗用氣的計量中,在交易量很大的貿易合同中有時也強調以特定溫壓條件下的標準立方米作為計量標準。僅以體積計量就會忽略不同氣體的質量差別,在實際運作中會帶來巨大的不公平,甚至導致故意在天然氣中混入空氣、氮氣的惡劣行為。

以發(fā)熱量計。在天然氣主要用作燃料的情形下,能反映其質量和價值的計量單位是發(fā)熱量。發(fā)熱量計量單位有兩種:英熱單位(Britishthermalunit,Btu)和焦耳(J),在國際貿易中更多以英熱單位(Btu)計之,實踐中常用百萬英熱單位(MMBtu)。1Btu系在標準大氣壓下1磅水從0℃升到100℃時所需能量的1/180。按照國務院《關于在我國統(tǒng)一實行法定計量單位的命令》,我國能量、功和熱的計量單位采用焦耳(J)。1Btu等于1054.5焦耳(J),在實用時常用千焦(kJ,1MMBtu等于1.054×106kJ),也可用1MMBtu等于28立方米折算。

以質量計。為了避免天然氣以氣體形式運輸?shù)睦щy,除管道外多采用液體形式運輸和交易,因而在LNG、液化石油氣(LPG)的生產和貿易中多以質量計之,噸就是最常用的計量單位。在日常工作中常以1噸LNG相當于1360立方米天然氣、48.6MMBtu,1噸LPG相當于1844立方米天然氣進行折算。在石油貿易中以噸計量更是最常見的現(xiàn)象。

油當量(標油)。石油、天然氣都是能源的構成之一,為了便于與其他能源對比,統(tǒng)一認識其在能源中的相對作用,必須把各種不同的能源以統(tǒng)一的單位統(tǒng)計,于是便產生了油當量(即標油)和煤當量(即標煤)。前者為國際通用,后者見于以煤為主要能源的國家,如中國。在日常工作中常以1噸標油相當于1100立方米或1110立方米天然氣、39.7MMBtu進行換算。但在概略性匡算中也可以按1噸標油相當于1000立方米天然氣計之,如在資源量評價中可以按此系數(shù)將天然氣方便地折合成油,這是因為資源量本身就是個概略性的估算值。

產業(yè)鏈不同環(huán)節(jié)可采用不同的計量單位

上游的儲量-產量體系內可采用體積計量單位。在天然氣產業(yè)鏈的上中下游,由于所處條件不同在實踐中所形成的計量單位也可不同。在上游儲量-產量體系中,儲量計算最重要的參數(shù)是油氣儲層的體積和含油氣飽和度,由此只能計算出其含有和可能被采出的油氣體積,即地質儲量和可采儲量。因而儲量-產量體系中天然氣的計量單位統(tǒng)一采用立方米是可行的,在實際運作中往往不強調采用標準立方米計量,為求簡便而直接用井口或產區(qū)內集輸管道中的產出量。在上游的儲量-產量體系中保留以體積計量還便于與歷史上長期積累的儲、產量指標做連續(xù)跟蹤對比,以認識其賦存和變化規(guī)律。

但在油氣的上中下游分離各自形成獨立核算的企業(yè)時,上游經營的主要成果體現(xiàn)在可以出售的儲量和原油、天然氣產量上。由于盈利才是經濟核算最核心的指標,這時就不能僅計算其以體積計量的數(shù)量了,質量成為必須考慮的因素。

運輸和貿易中宜采用發(fā)熱量計量。目前在天然氣運輸、貿易環(huán)節(jié)出現(xiàn)了復雜的情況,當天然氣中游僅作為一體化石油公司的一部分時,在運輸中以體積計量似乎還能說得過去,反正盈虧都是“肉爛在鍋里”,產氣方和管輸方誰也不需過分計較。但按照即將實施的改革方案,當管道輸氣在市場體制下獨立經營時,情況就必然會發(fā)生變化。任何輸氣用戶都可以在管道入口“托運”氣,管道經營方僅按運量和里程收取服務費。

不同類型、不同氣源的氣成分會有很大差別。例如,根據(jù)主要成分含量可分為干氣和濕氣。其中,干氣的主要成分是甲烷,僅含有少量乙烷、不含或很少含己烷以上的重烴。如青海澀北-1氣田的甲烷含量占99.9%,僅含0.1%的氮。濕氣的主要成分是甲烷、乙烷(70%—95%)并含有相當數(shù)量的己烷以上的重烴。南海北部氣田一般都是濕氣且含有較多的氮和二氧化碳,如東方1-1氣田33個樣品的甲烷、乙烷、丙烷、丁烷含量分別為54.7%、0.84%、0.31%、0.14%,二氧化碳平均含量為24.2%、最高達88.9%,氮平均含量為22.0%、最高達72.8%。特別要指出的是,一些天然氣還含有硫(硫化氫),如四川羅家寨氣田硫化氫含量達7.13%—10.49%。氮氣還可算作“雜質”,而硫卻對管道設施有腐蝕作用,硫化氫還有劇毒,在運輸中的必須去除或降到安全含量之下。不同氣田生產出的氣成分不同,甚至同一氣田不同層系、不同時期所產的氣成分也有一定差別。以上情況也基本適用于LNG。顯然,這時質量上的巨大差別就關乎到賣主、買主、運輸者的經營甚至生存了。

天然氣主要用作燃料和化工原料,含碳數(shù)高的烴發(fā)熱量大且作為化工原料的價值亦大。這時,以燃燒發(fā)熱量計量便基本上能反映其質量高低,易被接受。以質量為首要標準計量還將促進優(yōu)質天然氣的充分利用,特別是含有乙烷、丙烷等輕烴的氣體是天然氣化工的優(yōu)質原料,如果能在經濟上合理的前提下將其分離并直供給天然氣化工企業(yè),而不是簡單地去燃燒,將會增大天然氣產業(yè)鏈的整體效益。

在簽訂天然氣進入管線的合同時,必須要求生產者對其發(fā)熱量和允許含有的雜質(特別是有害物)含量上限有明確的規(guī)定,而天然氣的買主也將按熱量單位計算的量來購買合乎質量標準的氣。為此,應根據(jù)近年來實踐中暴露出的問題和更高的環(huán)保要求,對天然氣質量的核心標準進行補充修訂。

油氣統(tǒng)計和計量體系均需完善

鑒于天然氣井口產量與向市場供應的商品氣量間存在相當大的差距,建議國家修訂宏觀經濟運行中的天然氣統(tǒng)計方法。一方面可承認井口氣產量,它僅適用于對上游儲量-產量體系的考核和評價;另一方面確切給出商品氣量,其與天然氣進口量(包括陸上管線邊境站和水上進口的接卸站)一起作為天然氣市場的供應量,這樣才能作為宏觀供需平衡的基本數(shù)據(jù)。同時,應從實際情況出發(fā),對天然氣產量的統(tǒng)計范圍做出明確規(guī)定：不僅包括《全國油氣礦產儲量通報》中的“上表”的氣層氣、溶解氣和非常規(guī)的頁巖氣、(鉆井抽采的)煤層氣,也應包括表外氣產量和其他非常規(guī)氣產量。而作為燃氣的供應量則應包括“非天然的氣”,如煤制氣、生物(基)氣。這類氣體隨著能源供應多元化的進展,供應市場的種類和數(shù)量會明顯增大。

經濟獨立核算的油氣上游企業(yè),其向市場提供的商品有兩類:一是可以向國內外其他企業(yè)出售的油氣(剩余經濟可采)儲量,其質量必須符合公認的標準;另一類則是常見的原油和天然氣。顯然,作為商品向市場出售獲得的利潤是考核經濟效益的主要標準,因此必須以嚴格的標準來統(tǒng)計其提供商品的數(shù)量和質量。從質量上看,要求所提供的可采儲量必須在未來中等油氣價格下有真正的經濟效益,因而應避免目前存在于《儲量通報》內的長期不能動用的“經濟可采儲量”;要以向市場售出的油氣收益來考核其經濟效益。目前這兩類產品的統(tǒng)計工作都需要改進,只有這樣才能符合經濟高質量發(fā)展的要求。

天然氣質量鑒定監(jiān)管體系仍需完善

目前,我國已初步建立了天然氣質量統(tǒng)計系統(tǒng)。隨著天然氣工業(yè)的快速發(fā)展和改革開放的深入,隨著天然氣產地來源進一步多元化,這個系統(tǒng)還需要發(fā)展擴大,這一方面可以為國家對天然氣市場的監(jiān)管、對天然氣的統(tǒng)一調配積累基礎資料,另一方面可以為天然氣產業(yè)鏈上眾多企業(yè)之間的市場貿易合同簽訂提供具體、真實的質量和能量數(shù)據(jù)。為此,不但要掌握各主要進口源的多種質量和數(shù)量參數(shù),更要求得到天然氣管網(wǎng)各主要節(jié)點的相關數(shù)據(jù)及其隨時間推移的變化。可以說,這種鑒定、監(jiān)管體系的健全是天然氣管網(wǎng)市場化改革的前提和合理運營的基礎。

此外,實際工作中要求提供不同天然氣計量方法之間方便的換算系數(shù)。由于實際情況不同,各國對換算系數(shù)的規(guī)定有所差別,《BP世界能源統(tǒng)計》提出了一套近似換算系數(shù)可供參考。但我國進口和國產各大氣源、天然氣管網(wǎng)各主要節(jié)點間由于天然氣成分不同，不同計量單位間具體的換算系數(shù)值應由我國積累的實際資料值來確定。建立符合我國實際的各類計量單位的換算系數(shù),將為大量減少多批次天然氣交易中繁瑣的化驗分析創(chuàng)造條件。

石油行業(yè)也面臨類似問題

按照2017年5月《關于深化石油天然氣體制改革的若干意見》,目前分屬各公司、各地區(qū)的天然氣管網(wǎng)都應剝離而獨立經營,以使各種氣源都可公平進入,“管住中間、放開兩頭”。這樣,除少數(shù)由各氣田、各大液化氣廠和接收站直供的天然氣用戶外,絕大多數(shù)上游、下游用戶都將與管網(wǎng)入口、出口站分別簽訂合同以實現(xiàn)運營。至于中游企業(yè)重組的主流方案是成立一家獨立的國家管網(wǎng)公司,實現(xiàn)中游的運營和國家的監(jiān)管。另一種方案是暫不把天然氣管網(wǎng)儲庫等中游企業(yè)從各大公司中剝離,而是成立國家油氣調配中心并實現(xiàn)市場監(jiān)管,這可避免很多因資產剝離所帶來的麻煩和出現(xiàn)新的壟斷等弊端,同樣也可實現(xiàn)天然氣資源的合理調控。筆者認為,這一建議值得重視。至于本文中所涉及天然氣計量、計價及合同等諸多問題也不是一道命令、一夜之間就能順利實現(xiàn)的。對此,也應像以往的諸多政策一樣允許討論、先通過試點而慎重推行。

最后,應該強調,本文雖僅討論了天然氣的相關問題,但無論是其商品率,還是計量單位、以質論價等都在不同程度上適用于石油,應在改革中一起解決。