新世纪以来，关于天然气体积计量和计价的社会经济缺陷，以及我国实行天然气能量计量和计价的必要性、可行性和实施办法等研究从未间断。相关计量技术、标准和装置也一直在积极研究和准备之中，已基本具备了实行天然气能量计量和计价的条件。日前，国家发展和改革委员会（以下简称国家发改委）在《油气管网设施公平开放监管办法》征求意见稿中，明确提出了天然气能量计量要求，并规定了24 个月的过渡期。面对天然气计量计价方式改革的迫切性，应抓紧研究并解决实行能量计量和计价过程中的几个关键问题，制定适合我国国情和天然气市场实际的能量计量计价方案和实施路径。

1　实行天然气能量计量和计价的紧迫性

在国家能源清洁化发展方针和优惠政策的支持下，我国的天然气市场正进入新一轮快速发展期，天然气体制机制和天然气价格的市场化改革也在积极推进之中，实行天然气能量计量和计价改革比以往任何时候都更加迫切。

1.1　我国已形成天然气供应多元化格局，不同气源的发热量差异较大

现在，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。2017 年，我国页岩气和煤层气年产量分别为91×10 ⁸ m³ 和70.2×10⁸ m³，分别比上年增加15.5% 和8.2%，在天然气总产量中的占比由上年的10% 升至13% ；全年共生产煤制气22×10⁸ m³，增长34% ；进口天然气960×10⁸ m³，在天然气供应总量中的占比达38.5%。各种气源、不同产地和类型的天然气，单位体积的发热量差异较大，无论是单独还是混合输送和销售，体积计量和计价无法反映出商品天然气的主要技术指标——发热量及其经济价值。

1.2　LNG 进口量快速增长，两种计量计价制度难于融合

我国进口LNG 以能量计量和结算，气化后通过管道的一次销售按能量与体积计量计价对接。近年来，随着我国LNG 进口接收能力不断提高，加上国际LNG 现货贸易在价格和交易量上的灵活性，LNG进口量增长迅速。 2017 年，我国LNG 进口量达到534×10⁸ m³，比去年陡增46.3%，在进口总量中的份额也超越管道气，占55.6%。2018 年1 ～ 7 月，进口气总量约为692×10⁸ m³，同比增长34.3%，其中LNG 进口占比达到56.5%。为满足内地市场需求，进口LNG 气化后将大量进入国内输气干线，与国产气和进口管道气混合销售。不同的计量计价制度和气源间的热值差异势必影响他们的融合，并会引起气量和气价纠纷。

1.3　贯彻落实国家深化天然气体制改革的任务

放开天然气勘查开采、天然气管网向第三方公平开放和通过市场竞争形成价格是我国深化天然气体制改革中的三大主要任务。前者将加大资源供应的竞争，管网第三方进入则意味着多气源混合运输和销售。在此情况下，继续采用体积计量计价，在气源供应环节，不同发热量的气源竞争是不公平的；在管道输送环节，影响管道气技术指标，有碍管道第三方公平进入和管道互联互通；在销售环节，因天然气能量会随气源和多气源的混合发生变化，造成天然气价格相同但价值不一样。

1.4　推进天然气交易中心发展并形成市场交易价格的需要

天然气交易中心是丰富天然气供应、有效调节需求、推进供需竞争和形成市场交易价格的重要平台。现在，国家正积极推进天然气进入上海和重庆这两个国家级石油天然气交易中心进行公开透明的交易。在大宗商品交易平台上，商品品质是决定价格的主要因素。发热量是表征天然气品质高低和利用价值的关键指标，采用体积计量计价方式不仅影响不同品质天然气在交易平台上的公平竞争，而且不同气源的天然气因发热量存在差异，交易价格的可比性差，也不能直接与国际天然气价格对比，影响中国天然气基准价格的形成和国家级天然气交易中心的国际化发展。

1.5　天然气体积计量计价给弄虚作假以可乘之机

按照国家标准“GB 17820—2012 天然气”（以下简称GB 17820—2012）规定，在其他技术指标合乎要求的情况下，只要天然气高位发热量大于或等于31.4 MJ/m³，都可以作为民用燃料和工业原料或燃料使用。事实上，我国国产天然气和进口管道气的发热量大多超过36.0 MJ/m³，进口LNG 的发热量一般超过38.0 MJ/m³。这样，体积计量计价便给了某些不法天然气销售商弄虚作假的机会。他们通过在管道天然气中掺混价格较低的氮气，或在LNG 中掺混液氮赚取差额利润。例如，如果从门站购进天然气的发热量为36.0 MJ/m³，价格为1.54 元/m³，加入氮气后将发热量调降为31.4 MJ/m³，则其门站购进价格便降低至1.344 元/m³。有文献称，在天然气中掺混空气、氮气和液氮已成为某些地区甚至是业内的普遍做法。

2　面临的问题及其解决办法

为与天然气能量计量国际惯例接轨，我国已在能量计量配套技术研发、标准制度修订、量值溯源、现场试验等方面作了10 多年的研究和准备，中石油为此还在其下辖的中国石油西南油气田公司建设了天然气质量控制与能量计量重点实验室，并进行了现场试验。但是，在制定天然气能量计量计价实施方案之前，需要落实或解决以下5 个关键问题。

2.1　能量计量界面

根据国际标准化组织（ISO） 发布的《ISO15112: 2007 Natural Gas--Determination of Energy》（以下简称ISO 15112），我国制定了国家标准“GB/T 22723—2008 天然气能量的测定”（以下简称GB/T22723—2008）。如图1 所示，该标准认为天然气从产出到终用户共有6 个可能的能量测定界面（计量站）。由于这个天然气计量交接链及其界面是从ISO 15112移植过来的，主要反映的是欧美国家天然气供应链及其计量交接模式，在交接环节和交易方式上与当前我国天然气供应和计量交接有一些差别。

图1　生产商—终用户能量测定的可能界面图

注：1 ～ 6 表示界面，下同；上角a 表示如果存在

我国的天然气供应链较为复杂。在天然气供应侧，既有国产气，也有进口气；在输配环节，有跨省输气管道、省内输气管网和城市配气公司。国产气除通过省内或区域输气管道销售给大工业用户（包括工业燃料和化肥、化工、发电用气等）和城市燃气公司外，也通过跨省输气公司直供工业用户和在省门站销售给省级管输公司。而省级管输公司或直接销售给大工业用户，或销售给城市燃气公司，后者经其配气管网销售给工业、居民和其他终用户。

这样，我国天然气计量交接界面实际上至少有9个（图2）。虽然现在我国天然气产业链还是上中游一体化运营，一些管道系统中的界面1、2 只是内部交接计量，不存在贸易交接结算，勿需进行能量计量，但按照国家深化油气体制改革目标，输气管道正推进第三方公平进入并最终要实行独立经营，图2 中9个计量交接界面都将是能量计量和交易结算的界面。

式中P_e 表示天然气能量价格，元/MJ ；P_v 表示天然气体积价格，元/m³ ；H_g 表示天然气发热量，MJ/m³ ；

但是，如表1 所示，我国各油气田生产的天然气发热量各不相同，与煤层气、进口管道气和LNG等也存在差异，而且各类气源的市场供应量及其在总量中的占比每年都在发生变化，难以算出我国天然气的平均发热量。国家标准GB 17820—2012 中将天然气分为3 类（表2），分别制定了高位发热量最低下限。如果以这3 类天然气的最低发热量（31.4 MJ/m³）作为我国天然气的基准发热量，一是这个发热量太低，二是我国生产的天然气高位发热量一般都高于36.0MJ/m³。价格转换便意味着价格大幅上涨，显然不是改革所要达到的目的。之前关于天然气能量计价改革的研究对此也颇为纠结，虽然提出了许多解决方案，但实际操作难度较大。

表1　中石油各油气田天然气发热量统计表

表2　天然气技术指标表

2011 年12 月，国家发改委在《关于在广东省、广西壮族自治区开展天然气价格形成机制改革试点的通知》中，就天然气“市场净回值定价法”的市场中心门站价格（P_天然气）制定了以下计算公式：

式中规定，燃料油、液化石油气和天然气的净热值（低位热值），即H_燃料油、H_LPG、H_天然气分别取100 00 kcal/kg、120 00 kcal/kg 和8 000 kcal/m³。虽然这个通知错误地使用了“卡”这个非法定计量单位，但它明确传递了这样一个信息，即我国天然气定价采用的天然气低位发热量为33.36 MJ/m³（8 000 kcal/m³）。因实践中一般都采用天然气高位发热量，折算为高位发热量约37 MJ/m³。

事实上，这个高位发热量不但与我国绝大多数油气田的天然气高位发热量吻合（表1），也基本等同于世界上许多国家的商品天然气发热量。由此可见，国家发改委在确定天然气发热量前是经过深入细致的调查研究的。因此，在我国天然气体积价格向能量价格转换的过程中，天然气发热量宜选取国家发改委天然气价格公式核定的数据（高位发热量37MJ/m³），这既不会引起现行价格水平大幅变化，也便于与国际天然气价格对比。

这样，在价格转换公式中代入该天然气高位发热量和我国现行天然气基准门站价，即可得到能量计价的天然气基准门站价（表3）。因兆焦（MJ）的计价单位过小，门站价格的计价单位用吉焦（1 GJ＝ 10³ MJ）。但是，因居民用气量较小，计价单位可采用兆焦（MJ）。以北京最新居民用天然气价格为例，现在一档气价格为2.63 元/ m³，转换为能量价格后为0.071 元/ MJ。

表3　计量方式转换后的天然气基准门站价格表^1）  元/GJ

3　实施路径

实行能量计量和计价是我国天然气计量计价方式的重大变革，并可能引起天然气价格水平的细微变化。因此，改革应在稳定市场的前提下，采取循序渐进，分步推进的办法进行，建议实施路径如下。

3.1　尽快制定并发布天然气能量计量计价改革方案

我国实行天然气能量计量计价，国家发改委、中石油和相关研究机构已组织进行了多轮研究，但正式改革方案至今未能出台，预计与笔者讨论的问题难于决断不无关系。当前天然气市场形势下，改革的要求十分强烈，建议国家发改委在之前研究成果的基础上，结合我国天然气能量计量标准体系和天然气市场实际，尽快就能量计量方式、计量单位、天然气基准发热量、天然气价格和管道运价的转换方式等做出决策，制定并发布我国天然气能量计量计价改革方案。

3.2　发布实行能量计量计价的实施步骤和推进时间表

在我国，天然气能量计量计价是一个全新的概念，市场各方需要一定时间来适应。因此，改革不必一步到位，可按分步骤、分时段逐步推进和实施。建议参照2011 年以来天然气价格形成机制改革的思路和实施方法，在发布天然气能量计量计价改革方案的同时，选择管道（管网）和用户进行能量计量计价试点，并制定推进全国实施能量计量计价的步骤、时间进程及其阶段性成果。

从各类用户对天然气能量计量计价改革的认知程度和实施的可操作性出发，建议将用户划为四个层次，即试点用户、直供用户、城镇燃气、居民用户等，用3 年左右的时间分步完成能量计量计价的推广应用。

3.3　选择管道（管网）和用户先行先试

现场试验表明，我国各天然气计量站均具备实施天然气能量计量的条件。但作为试点，应选择有代表性和标志性的管道（管网），如重要跨省天然气长输管道和投产时间长、运行管理成熟的省级管网试点。由此，建议选择中石油的西气东输一线和二线、陕京管道系统和川渝地区输气管网，中石化的“川气东送”管道等，以及管道（管网）沿线的重要工业用户，如冶金、化工、化肥、发电等大气量用户，用1 年的时间先行先试能量计量交接和计价结算，为下一步推广应用积累经验。

3.4　按先直供用户后城镇燃气公司，先非居民用户后居民用户的顺序实施

重点管道和重点用户试点1 年后，根据效果对能量计量计价实施方案进行优化，然后在跨省长输管道和省级输气管网的直供用户推广应用。1 年之后再对城镇燃气公司实行天然气能量计量和计价结算。

其中，为让城镇燃气终端用户有一个适应期或接受期，建议城镇燃气公司对其用户的能量计量计价分两步实施：首先是在非居民用户，包括各类工业用户、发电、CNG 车用燃料和营事团等用户中应用。在此期间，地方政府和城镇燃气公司一是要根据当地实际，在稳定市场和尽量减少居民用户天然气消费支出变化的前提下，制定本地天然气能量计量计价实施办法和天然气能量价格；二是应利用各种传媒和手段，向居民用户宣传和解释实行天然气能量计量计价的意义和天然气能量计量的实施办法。待时机成熟后，再对城镇居民用户实行天然气能量计量计价。

4　结论

1）我国天然气正进入资源供应多元化和国际化、体制改革不断深化、天然气价格和天然气交易市场化发展的新时期，为体现商品天然气的经济价值、促进市场公平竞争并保护供需双方的切身利益，迫切需要改革我国传统的天然气体积计量计价方式，实行天然气能量计量计价。

2）实行天然气能量计量计价应基于我国天然气能量计量标准体系并结合天然气产业链实际，优选切实可行的能量计量界面和计量方法；以公众认知高的法定计量单位——焦耳作为能量计量单位；按国家发改委指定的天然气热值进行天然气体积价格向能量价格转换；天然气管道运输应统一实行能量计量计价。

3）我国天然气能量计量计价宜在试点先行的基础上，按直供工业用户、非居民用户、居民用户的顺序逐步推进应用。