我国天然气统计和计量方法需修正

在油气生产运作中，往往要消耗相当一部分天然气。这部分天然气大致可分为3类：

一是放空燃烧，俗称“点天灯”。这在油田溶解气以及气田开发初期和在远离集输设施的边远低产气井、煤层气中普遍存在；

二是就近回注油田(层)，增加其压力以求提高石油产量。这在油价高、气价低时是常用的增油方式，这类气大部分无法回收；

此外，油气田生产和集输过程中也会产生许多损耗。还应注意到，天然气产业链中游也要自耗一定的气，主要是用于管线增压机和液化天然气(LNG)运输船的动力用气；许多储气库在注入气中有相当数量的“垫底气”，无法再利用。天然气生产运输过程中的种种损耗，使其以商品气向市场供应的气量明显小于井口产量。

世界各国天然气商品率差别大

由于天然气井口产量在油气企业生产过程中会有相当数量的自用和损耗，只有能外输进入市场的才可算作真正的商品，所以，相应地便有了天然气商品率的概念。各国油气田损耗自产气的具体情况各有不同，因而作为对外售出的天然气商品率也不同，一般可分为3种情况（见图表）。

注：原始数据来自CEDEGAZ,笔者计算编表。

商品率高，多大于85%。如英国天然气利用条件好，商品率达92.7%；马来西亚的天然气可就近供给液化气工厂，商品率高达93.0%。

商品率较高，一般在75%—85%。如美国虽然天然气回注量较高，但放空和其他损失量较低，商品率达83.3%；墨西哥仅“其他损失”较高，回注量为0，商品率亦达79.1%。

商品率低，明显低于世界平均水平。如经济发展水平低且重油轻气的委内瑞拉、阿塞拜疆，商品率皆低于50%。

总体来看，世界天然气平均商品率自上世纪后半叶以来有所提高，在20世纪六七十年代多小于80%，本世纪初多在80%以上，2004—2006年三年依次为80.7%、80.5%、80.0%。天然气商品率难以快速提高的原因，主要在于基础设施发展滞后。今后随着天然气需求量的持续增加，管线和大型液化气厂建设及运营成本的大幅降低，小型(包括撬装)液化装置的普及，天然气的商品率会有所提高。

综上所述，天然气的井口产量与其实际可在市场上作为商品供应给买主的量之间有相当大差别。即使考虑到今后商品率有所提高，估计在近、中期也只能达到世界天然气井口产量平均值的85%。

估计我国天然气商品率为80%—85% 

当前，我国对天然气商品率的统计、研究不太重视，因此笔者只能从零星报道中做些推导。例如，2013年一则新闻报道透露，“中国石油天然气总公司2012年生产可销售天然气628亿立方米”，该年其产气量为722.48亿立方米，以此计算其商品率应为86.9%。2018年6月的一篇新闻报道提到了大庆油田2018年上半年的气产量和销售量数字，据其计算商品率应为62.7%—63.8%。另有报道称，至2018年9月普光气田已高效运行8年11个月，累计生产气706亿立方米，外输净化后气量超过500亿立方米，依此计算其商品率约为71%。按南海东方1-1气田的成分计，去掉二氧化碳和氮气后的烷烃全部输出，其商品率不到53.8%。

依据上述资料，从目前天然气基础设施还很不完善的情况出发，笔者推断，目前我国天然气的平均商品率可能为80%—85%，取其高值也不过85%，而对于某个具体气田，有可能低到60%左右。

应以商品气量为基础去讨论供需平衡 

在天然气宏观规划中供需间的基本逻辑是：以(井口)产量加进口量得到（表观）消费量。这样，在预测时则以预测需求量减去预测产量来得到应有的进口量。实际上，用户所使用的是油气工业上游对外提供的商品油气。当市场接收的商品气数量与上游井口气产量之间存在约15%甚至更大的误差时，仍以井口产量为基础去做宏观规划就难以实现供销间的平衡。

同时，在天然气管输中必须建设若干压气站以提高气的输送压力，这在峰值期需加大运量时特别明显，而压缩机的动力就直接使用管道中的气。在LNG漫长的海上运输过程中，许多船的动力也来自于船上气化的LNG(少量LNG气化还用于维持船上气罐的低温)。即使合同量是以到岸气为准，但在其后的储存、再气化、运输中也要损耗一部分气。换言之，中游储运部门接收的商品气也不能全部到达终端用户。退一步说，即便不计入中游的损耗，也必须在上游向市场供应的天然气统计中采用较严格的商品量去计算实际的供应量，这样才能达到经济运作中的供销基本平衡。未注意这个问题可能是历次规划中出现过大供应缺口的原因之一。

不同计量单位各有优劣 

因受传统规划思维的制约，再加上天然气发展不充分、不同气源质量差别问题尚未明显暴露，我国天然气长期采用单一的体积计量方式。随着油气体制改革的推进，天然气进口量(特别是LNG)加大，以能量计量进行天然气贸易的要求被提上日程。经过讨论和初步实验，我国于2008年12月开始实施《天然气能量的测定》国家标准。随之建立的重点实验室进行相关的设备建设和直接、间接测试方法检验，迈出了中国天然气能量计量与国际主流接轨的第一步。天然气生产和改革的实践也进一步显示出有关问题的复杂性，许多问题还有进一步分析讨论的必要。

多种天然气计量单位并存 

以体积计。以体积计是天然气最常用的计量方法。按照我国采用国际标准度量衡单位的规定，应以“立方米”为单位，并常以万立方米(104立方米)、亿立方米(108立方米)计之。而国外除了采用上述公制单位以外，许多情况下常以“立方英尺(cf)”为单位，并常以百万立方英尺(106cf)、10亿立方英尺(109cf)计之。在上游的储量-产量体系中，特别是各种级别的储量计算中尚无可靠的天然气能量计量，采用体积计量是传统的也是唯一可行的计量方式，有继续保持的必要。应该强调的是，上游的储量-产量体系中的产量应仅指井口产量。

在气体计量单位中还可见“标准立方米(Nm3)”，指标准大气压下15.5℃时测定的体积。它更多地应用在需严格计量的物理、化学研究和实验用气的计量中，在交易量很大的贸易合同中有时也强调以特定温压条件下的标准立方米作为计量标准。仅以体积计量就会忽略不同气体的质量差别，在实际运作中会带来巨大的不公平，甚至导致故意在天然气中混入空气、氮气的恶劣行为。

以发热量计。在天然气主要用作燃料的情形下，能反映其质量和价值的计量单位是发热量。发热量计量单位有两种：英热单位(British thermal unit，Btu)和焦耳(J)，在国际贸易中更多以英热单位(Btu)计之，实践中常用百万英热单位(MMBtu)。1Btu系在标准大气压下1磅水从0℃升到100℃时所需能量的1/180。按照国务院《关于在我国统一实行法定计量单位的命令》，我国能量、功和热的计量单位采用焦耳(J)。1Btu等于1054.5焦耳(J)，在实用时常用千焦(kJ，1MMBtu等于1.054×106kJ)，也可用1MMBtu等于28立方米折算。

以质量计。为了避免天然气以气体形式运输的困难，除管道外多采用液体形式运输和交易，因而在LNG、液化石油气(LPG)的生产和贸易中多以质量计之，吨就是最常用的计量单位。在日常工作中常以1吨LNG相当于1360立方米天然气、48.6MMBtu，1吨LPG相当于1844立方米天然气进行折算。在石油贸易中以吨计量更是最常见的现象。

油当量(标油)。石油、天然气都是能源的构成之一，为了便于与其他能源对比，统一认识其在能源中的相对作用，必须把各种不同的能源以统一的单位统计，于是便产生了油当量(即标油)和煤当量(即标煤)。前者为国际通用，后者见于以煤为主要能源的国家，如中国。在日常工作中常以1吨标油相当于1100立方米或1110立方米天然气、39.7MMBtu进行换算。但在概略性匡算中也可以按1吨标油相当于1000立方米天然气计之，如在资源量评价中可以按此系数将天然气方便地折合成油，这是因为资源量本身就是个概略性的估算值。

产业链不同环节可采用不同的计量单位 

上游的储量-产量体系内可采用体积计量单位。在天然气产业链的上中下游，由于所处条件不同在实践中所形成的计量单位也可不同。在上游储量-产量体系中，储量计算最重要的参数是油气储层的体积和含油气饱和度，由此只能计算出其含有和可能被采出的油气体积，即地质储量和可采储量。因而储量-产量体系中天然气的计量单位统一采用立方米是可行的，在实际运作中往往不强调采用标准立方米计量，为求简便而直接用井口或产区内集输管道中的产出量。在上游的储量-产量体系中保留以体积计量还便于与历史上长期积累的储、产量指标做连续跟踪对比，以认识其赋存和变化规律。

但在油气的上中下游分离各自形成独立核算的企业时，上游经营的主要成果体现在可以出售的储量和原油、天然气产量上。由于盈利才是经济核算最核心的指标，这时就不能仅计算其以体积计量的数量了，质量成为必须考虑的因素。

运输和贸易中宜采用发热量计量。目前在天然气运输、贸易环节出现了复杂的情况，当天然气中游仅作为一体化石油公司的一部分时，在运输中以体积计量似乎还能说得过去，反正盈亏都是“肉烂在锅里”，产气方和管输方谁也不需过分计较。但按照即将实施的改革方案，当管道输气在市场体制下独立经营时，情况就必然会发生变化。任何输气用户都可以在管道入口“托运”气，管道经营方仅按运量和里程收取服务费。

不同类型、不同气源的气成分会有很大差别。例如，根据主要成分含量可分为干气和湿气。其中，干气的主要成分是甲烷，仅含有少量乙烷、不含或很少含己烷以上的重烃。如青海涩北-1气田的甲烷含量占99.9%，仅含0.1%的氮。湿气的主要成分是甲烷、乙烷(70%—95%)并含有相当数量的己烷以上的重烃。南海北部气田一般都是湿气且含有较多的氮和二氧化碳，如东方1-1气田33个样品的甲烷、乙烷、丙烷、丁烷含量分别为54.7%、0.84%、0.31%、0.14%，二氧化碳平均含量为24.2%、最高达88.9%，氮平均含量为22.0%、最高达72.8%。特别要指出的是，一些天然气还含有硫(硫化氢)，如四川罗家寨气田硫化氢含量达7.13%—10.49%。氮气还可算作“杂质”，而硫却对管道设施有腐蚀作用，硫化氢还有剧毒，在运输中的必须去除或降到安全含量之下。不同气田生产出的气成分不同，甚至同一气田不同层系、不同时期所产的气成分也有一定差别。以上情况也基本适用于LNG。显然，这时质量上的巨大差别就关乎到卖主、买主、运输者的经营甚至生存了。

天然气主要用作燃料和化工原料，含碳数高的烃发热量大且作为化工原料的价值亦大。这时，以燃烧发热量计量便基本上能反映其质量高低，易被接受。以质量为首要标准计量还将促进优质天然气的充分利用，特别是含有乙烷、丙烷等轻烃的气体是天然气化工的优质原料，如果能在经济上合理的前提下将其分离并直供给天然气化工企业，而不是简单地去燃烧，将会增大天然气产业链的整体效益。

在签订天然气进入管线的合同时，必须要求生产者对其发热量和允许含有的杂质(特别是有害物)含量上限有明确的规定，而天然气的买主也将按热量单位计算的量来购买合乎质量标准的气。为此，应根据近年来实践中暴露出的问题和更高的环保要求，对天然气质量的核心标准进行补充修订。

油气统计和计量体系均需完善

鉴于天然气井口产量与向市场供应的商品气量间存在相当大的差距，建议国家修订宏观经济运行中的天然气统计方法。一方面可承认井口气产量，它仅适用于对上游储量-产量体系的考核和评价；另一方面确切给出商品气量，其与天然气进口量(包括陆上管线边境站和水上进口的接卸站)一起作为天然气市场的供应量，这样才能作为宏观供需平衡的基本数据。同时，应从实际情况出发，对天然气产量的统计范围做出明确规定：不仅包括《全国油气矿产储量通报》中的“上表”的气层气、溶解气和非常规的页岩气、（钻井抽采的）煤层气，也应包括表外气产量和其他非常规气产量。而作为燃气的供应量则应包括“非天然的气”，如煤制气、生物(基)气。这类气体随着能源供应多元化的进展，供应市场的种类和数量会明显增大。

经济独立核算的油气上游企业，其向市场提供的商品有两类：一是可以向国内外其他企业出售的油气(剩余经济可采)储量，其质量必须符合公认的标准；另一类则是常见的原油和天然气。显然，作为商品向市场出售获得的利润是考核经济效益的主要标准，因此必须以严格的标准来统计其提供商品的数量和质量。从质量上看，要求所提供的可采储量必须在未来中等油气价格下有真正的经济效益，因而应避免目前存在于《储量通报》内的长期不能动用的“经济可采储量”；要以向市场售出的油气收益来考核其经济效益。目前这两类产品的统计工作都需要改进，只有这样才能符合经济高质量发展的要求。

天然气质量鉴定监管体系仍需完善 

目前，我国已初步建立了天然气质量统计系统。随着天然气工业的快速发展和改革开放的深入，随着天然气产地来源进一步多元化，这个系统还需要发展扩大，这一方面可以为国家对天然气市场的监管、对天然气的统一调配积累基础资料，另一方面可以为天然气产业链上众多企业之间的市场贸易合同签订提供具体、真实的质量和能量数据。为此，不但要掌握各主要进口源的多种质量和数量参数，更要求得到天然气管网各主要节点的相关数据及其随时间推移的变化。可以说，这种鉴定、监管体系的健全是天然气管网市场化改革的前提和合理运营的基础。

此外，实际工作中要求提供不同天然气计量方法之间方便的换算系数。由于实际情况不同，各国对换算系数的规定有所差别，《BP世界能源统计》提出了一套近似换算系数可供参考。但我国进口和国产各大气源、天然气管网各主要节点间由于天然气成分不同，不同计量单位间具体的换算系数值应由我国积累的实际资料值来确定。建立符合我国实际的各类计量单位的换算系数，将为大量减少多批次天然气交易中繁琐的化验分析创造条件。

石油行业也面临类似问题 

按照2017年5月《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，目前分属各公司、各地区的天然气管网都应剥离而独立经营，以使各种气源都可公平进入，“管住中间、放开两头”。这样，除少数由各气田、各大液化气厂和接收站直供的天然气用户外，绝大多数上游、下游用户都将与管网入口、出口站分别签订合同以实现运营。至于中游企业重组的主流方案是成立一家独立的国家管网公司，实现中游的运营和国家的监管。另一种方案是暂不把天然气管网储库等中游企业从各大公司中剥离，而是成立国家油气调配中心并实现市场监管，这可避免很多因资产剥离所带来的麻烦和出现新的垄断等弊端，同样也可实现天然气资源的合理调控。笔者认为，这一建议值得重视。至于本文中所涉及天然气计量、计价及合同等诸多问题也不是一道命令、一夜之间就能顺利实现的。对此，也应像以往的诸多政策一样允许讨论、先通过试点而慎重推行。

最后，应该强调，本文虽仅讨论了天然气的相关问题，但无论是其商品率，还是计量单位、以质论价等都在不同程度上适用于石油，应在改革中一起解决。