近年來，天然氣在我國能源和經(jīng)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(mào)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(jīng)營核算的公司。屆時，天然氣在成分、質(zhì)量上的差別將對這類公司的經(jīng)營業(yè)績產(chǎn)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(chǎn)業(yè)的高質(zhì)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(chǎn)量和商品量
在油氣生產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)的重要措施。此外,油氣田生產(chǎn)和集輸過程中也會產(chǎn)生許多損耗。還應注意到,天然氣產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)量。
世界各國天然氣商品率差別大
由于天然氣井口產(chǎn)量在油氣企業(yè)生產(chǎn)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(chǎn)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(jīng)濟發(fā)展水平低且重油輕氣的委內(nèi)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(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)可銷售天然氣628億立方米”,該年其產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)量之間存在約15%甚至更大的誤差時,仍以井口產(chǎn)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(jīng)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(zhì)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(mào)易的要求被提上日程。經(jīng)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(chǎn)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(chǎn)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(diào)的是,上游的儲量-產(chǎn)量體系中的產(chǎn)量應僅指井口產(chǎn)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(mào)易合同中有時也強調(diào)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(zhì)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(zhì)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(mào)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(zhì)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(chǎn)和貿(mào)易中多以質(zhì)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(mào)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(gòu)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(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)量體系內(nèi)可采用體積計量單位。在天然氣產(chǎn)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(chǎn)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(zhì)儲量和可采儲量。因而儲量-產(chǎn)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(diào)采用標準立方米計量,為求簡便而直接用井口或產(chǎn)區(qū)內(nèi)集輸管道中的產(chǎn)出量。在上游的儲量-產(chǎn)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(chǎn)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(jīng)營的主要成果體現(xiàn)在可以出售的儲量和原油、天然氣產(chǎn)量上。由于盈利才是經(jīng)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(zhì)量成為必須考慮的因素。
運輸和貿(mào)易中宜采用發(fā)熱量計量。目前在天然氣運輸、貿(mào)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(chǎn)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(jīng)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(jīng)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(zhì)”,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(chǎn)出的氣成分不同,甚至同一氣田不同層系、不同時期所產(chǎn)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(zhì)量上的巨大差別就關乎到賣主、買主、運輸者的經(jīng)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(zhì)量高低,易被接受。以質(zhì)量為首要標準計量還將促進優(yōu)質(zhì)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(zhì)原料,如果能在經(jīng)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(chǎn)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(chǎn)者對其發(fā)熱量和允許含有的雜質(zhì)(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(zhì)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(zhì)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(chǎn)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(jīng)濟運行中的天然氣統(tǒng)計方法。一方面可承認井口氣產(chǎn)量,它僅適用于對上游儲量-產(chǎn)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(chǎn)量的統(tǒng)計范圍做出明確規(guī)定：不僅包括《全國油氣礦產(chǎn)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(chǎn)量和其他非常規(guī)氣產(chǎn)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(jīng)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(nèi)外其他企業(yè)出售的油氣(剩余經(jīng)濟可采)儲量,其質(zhì)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(jīng)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(zhì)量。從質(zhì)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(jīng)濟效益,因而應避免目前存在于《儲量通報》內(nèi)的長期不能動用的“經(jīng)濟可采儲量”;要以向市場售出的油氣收益來考核其經(jīng)濟效益。目前這兩類產(chǎn)品的統(tǒng)計工作都需要改進,只有這樣才能符合經(jīng)濟高質(zhì)量發(fā)展的要求。
天然氣質(zhì)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(zhì)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(chǎn)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(diào)配積累基礎資料,另一方面可以為天然氣產(chǎn)業(yè)鏈上眾多企業(yè)之間的市場貿(mào)易合同簽訂提供具體、真實的質(zhì)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(zhì)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?？梢哉f,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(chǎn)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(jīng)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(diào)配中心并實現(xiàn)市場監(jiān)管,這可避免很多因資產(chǎn)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(diào)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(diào),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(zhì)論價等都在不同程度上適用于石油,應在改革中一起解決。
(作者系中石化石油勘探開發(fā)研究院原總工程師、中國能源研究會常務理事)
官方微博
官方微信
