天然气价格改革应考虑转变计量计价方式

管道联网条件下天然气贸易交收与结算的价格扭曲问题急需解决

近年来我国天然气供应日趋多元化，其气源包括ＬＮＧ、管道天然气、煤层气、页岩气、煤制气等，这些不同来源的天然气热值有较大差别。

例如，上海来自西气东输一线的管道气高位发热量约为每立方米３８．７１ＭＪ，来自西气东输二线的管道气高位发热量约为每立方米３９．５８ＭＪ，来自川气东送的管道气高位发热量约为每立方米３７．８１ＭＪ，而来自国外的ＬＮＧ高位发热量（按气体单位体积计）约为每立方米３８．６４－４２．４６ＭＪ，不同来源的天然气高位发热量最高值与最低值相差高达１０％以上。形象的说，一辆ＣＮＧ汽车加满产自印尼的天然气，燃料用尽时能行驶１９０公里。同型号的一辆ＣＮＧ汽车，加满产自澳大利亚的天然气，却能行驶２２０公里。同样体积的天然气，行驶距离却相差３０公里，原因就在于不同产地的天然气，其热值存在着很大差异。

但是，我国现行天然气定价规则是按体积而不是按热值计算，这种规则简单易操作，但无法解决不同来源天然气热值不同带来的价值差异。假设一门站天然气年销售量为１亿立方米，平均供气价格为２．３０元／立方米时，发热量相差１０％就意味着２３００万元的价差。西安石油大学教授、长庆科技工程有限责任公司高级顾问王遇冬表示，热值计量是天然气作为能源的一种合理和科学的计量方式，能公平公正地反映天然气价值。

随着我国天然气产业的快速发展，未来将有多种气源进入国内天然气管网。例如新疆、内蒙古的煤制气，山西、陕西、河南的煤层气，四川、重庆的页岩气，热值差异会很大。通常煤层气和煤制气的热值低于常规天然气，而常规天然气的高位发热量也相差很大。中石油西南油气田公司天然气经济研究所副所长何润民对记者说，不同类型气源的发热量差别较大，多种气源进入输气管网混合输送和销售，势必影响管道气的技术指标，也会使供需双方因气质特别是发热量等关键参数波动过大引起交接和结算上的争议，不利于非常规天然气的开发与利用。

据介绍，目前我国进口ＬＮＧ交收和结算都按热值计量，进口管道气也直接或间接按热值计价。这样，在我国天然气产业的上游同时出现了按体积和按热值两种计量计价方式并行的情况，特别是进口与国产天然气在骨干输气管网混合后销售时，仍按体积计量与计价就难以协调这种复杂情况。