谈谈：天然气基准热值的赋值方式

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基准热值的赋值方式可以有两种，即固定赋值和调整赋值。固定赋值可以根据天然气典型组分或区域内天然气热值际情况，将计费区域基准热值设置为一个固定的值。调整赋值可以根据计费区域内天然气典型组分的平均，将基准热值设定为一个可调整的值，其调整频率和调整量需要结合天然气典型组分的波动程度动态确定，同时也需要考虑国内、国际天然气市场的价格波动情况。以中石化天然气分清丰站和乙烯支线南港站为基准气源，其下游交接站为对象，核算固定赋值和调整赋值下基准热值对能量计量计价的影响。



21 气源热值稳定性分析

考虑热值稳定性对基准热值的影响，在比较赋值方式影响前，需要对气源热值周期稳定性进行分析。清丰站气源主要来自文96储气库和管南乐站，其中文96储气库在非采暖季进行注气储存，在采暖季进行采气销售。清丰站下游用户以城镇燃气用户为主，主要有4家交接站。南港站气源单一，主要来自天津LNG接收站的APLNG气化气，热值相对稳定。基于中位值对清丰站天然气热值周期波动情况进行分析，结果如图1所示。



通过图1可以发现，清丰站下游的3个交接站热值变化趋势保持一致，5天内的变化范围约为1 MJ3。交接站3的高位发热量几乎保持恒定，稳定在3710 MJ3，交接站4的高位发热量明显低于其他3个交接站，保持在342～351 MJ3，交接站1和2的高位发热量几乎一致，保持在379～389 MJ3。这说明即使上游气源一样，但下游不同交接站的天然气热值也存在明显差异。



南港站天然气热值周期波动情况分析结果如图2所示。即使是气源相对单一的南港站，8月25日至11月7日间发热量相对8月25日的气体高位发热量的变化绝对值超过1%，对整个贸易交接的影响显著。



22 固定赋值方式

GB 17820-2022《天然气》将天然气按照高位发热量、总硫、硫化氢及二氧化碳含量范围分为一类和二类。一类天然气的高位热量为340 MJ3，二类天然气的高位热量为314 MJ3。该标准2022年版本的一类天然气的高位发热量规定为360 MJ3。对照清丰站和南港站的气质数据，如果采用340 MJ3作为基准热量，能量计量施后的计量单价将高于体积计量单价，以GB 17820-2022版本中的一类气，即360 MJ3为基准热值对能量计量的计量单价进行测算，以体积计量计价为1，结果如表1所示。

基于表1结果，可以发现以360 MJ3为基准热值，仅有清丰站的交接站1价格相比体积计量价格出现下降，其余交接站与南港站的价格出现增加，比较大增加8%左右。这是因为交接站1的天然气热值明显低于360 MJ3，周期监测结果普遍在350 MJ3以下。因此，固定赋值方式会使得基准热值赋值更为方便、简单，但是其对计费区域天然气的热值稳定性要求较高。当计费区域内天然气热值出现明显波动时，固定赋值方式不利于交接的公平，其随着热值的增加将更有利于买方。同时，对于多气源的计费区域，固定赋值方式的计费区域大小也受制于热值的稳定性。



23 调整赋值方式

调整赋值方式的特点在于基准热值的定期赋值。在此，首先讨论依据计费区域内天然气典型组分的热值赋值。考虑清丰站下游用户的气体来源一致，可采用中位值的方式计算得到平均高位发热量，以3751 MJ3作为调整的基准热值。对于南港站，采用中位值的方式计算得到一段时间内平均高位发热量，3758 MJ3作为调整的基准热值。上述测算结果如表2所示。

基于表2结果，可以发现采用中位值作为基准热值，交接站1、交接站4的计价结果出现了明显下降。交接站1下降比较大，比较大降幅88%左右，平均降幅81%，其余交接站出现上升，比较大上升37%，平均上升18%，南港站则基本保持不变。这是因为与固定赋值方式相比，中位值赋值更能反映计费区域内天然气热值的真情况，对计量方式转变带来的价格变化影响更小。因此，调整赋值方式更为科学、合理，基准热值的赋值也更为灵活。但是其对于计费区域内的天然气热值数学表征需要定期进行评估再计算，即基准热值的动态调整频率、调整量需要根据天然气热值稳定性和市场价格波动性进行确定。