科学论证求解燃气统计数据之惑
中国石化石油勘探开发研究院  张抗
　　在燃料气工业系统中正确认识各环节关系是进行一体化建设和强化管理的基础，但目前我国这方面的研究
和统计还存在一些问题，特别是对实际可供的商品量缺乏分析，误把生产量/进口订货量等同于可供实际消费的
用气量，以致出现数据上的混乱甚至统计上的误差，这对化工等下游用户的影响很大。因此，有必要对这些问
题进行详细分析，以求得正确解决方案。
　　　　　　　　　　　　　　　　　　不同气体的统计方法有差别
　　从供应侧来看，燃气工业的供气主要来自天然气，部分来自人工制气。目前我国的天然气主要来自气田/油
气田（常规气），少部分来自非常规的煤层气、页岩气，人工制气则包括煤制气、焦炉气、生物（制）气等。
    1．天然气
　　采自地下的天然气产量即井口产量，权威数字出自经国家资源管理机构批准的《全国油气矿产储量通报》
及相应的《全国各油气田油气矿产探明储量表》，其中表现了全国、各省(区)、各公司，乃至各油气田当年产量、
累计产量与累积探明可采储量、剩余可采储量间的数字平衡。这种统计要求对常规天然气来说比较容易做到，
所得数据也是无可争议的。
　　但对非常规的煤层气和页岩气来说，由于它们往往以群井较长时间的试采数据计算储量，因而在勘探与开
发间有较长的过渡期(或称“滚动开发”期)，产量的计算就容易出现问题。以作为“煤层气国家级示范工程”
的沁水盆地南部端氏地区为例，其150口井在2005年底全部完成投入试采，到2009年8月产量才逐步上升到
1000万m3，而其销售量仅100万m3；2010年产气3.26亿m3，年销售量仅1.2亿m3。在实际工作中从何时起
正式计算产量尚无明确、统一的界定，这就可能导致在不同场合报出不同的产量。如我国2010年煤层气产量在
《全国油气矿产储量通报》中记为5.17亿m3，但在近期的报刊文献中出现了11亿m3、15亿m3等数字，而“十
二五”规划(草案)中提到2010年地面抽采量为14.5亿m3。笔者认为，在试采期应以开始进行商业运营出售天
然气为起点记产量并享受有关的政策补贴，对煤层气地面抽采(井口)产量应与常规气一致，以《全国油气矿产
储量通报》中的数字为准或者要求该通报更准确地反映地下资源的采到状况。
　　煤层气的生产有两种方式：地面钻井抽采和煤矿排采(多把这种煤层气特称为瓦斯)。前者可以按类似常规
气的开采方式进行有计划的开发，可以独立地确定其开采速度，其产气几乎为纯甲烷；后者的生产在很大程度
上被动地受煤矿生产的制约，难以按一般气田的方式要求其以某种采气速度生产或增产，所产气中混有大量空
气，甲烷浓度较低且随产区不同和时间推移而有相当幅度的变化。因而以同体积的发热量或经济效益计，矿山
排采瓦斯难以与钻井抽采煤层气及一般天然气相比，其发热量有时达不到后者的一半甚至1/4。显然，以钻井采
出煤层气量与矿井排采瓦斯气量简单相加而得到某区或全国煤层气产量的统计方式是不可取的。但遗憾的是这
却是一直我国在使用的统计方法。如“十二五”规划(草案)中提到的数字：2010年地面抽采量为14.5亿m3，
矿井排采量73.5亿m3，其将煤层气产量计为二者之和88亿m3；该草案要求2015年煤层气产量达210亿m3，
将其分解为地面开采90亿m3，煤矿瓦斯抽采120亿m3。
　　顺便指出，与其开采方式相应，脱离煤矿的生产和发展而“独立的”确定煤矿瓦斯的发展速度和规律，则
其产量和利用率将难以落实。
    2．人工制气
　　从商业利用角度出发，许多国家的气产量包括了人工制气。实际上许多煤制气也是与一般天然气混输，对
终端用户来说无法也无必要进行区分。统计中是否包括这种或那种人工制气也是造成气产量数值有所不同的原
因之一。在我国随着燃气生产来源的多样化，煤制气和生物气的产量越来越大，后者已越过了户、村小规模利
用阶段，开始向城镇、工业用气方向发展。焦炉气的利用(特别是与焦炉化工的综合利用)也显示出相当大的经
济和环境效益。“十二五”规划中已明确提出对它们的产量要求。
　　燃气的商业运营中不同品种气之间多以等热值的要求进行统一计量和折算，特别是商业合同中更必须如此，
因而产生“标准气”的概念。在气产量的概算和规划中，为求简便对一般的井口生产常规气和煤层气、页岩气
可以不强调因成分稍有不同而造成的差别，其产量往往简单相加。而对于矿山排采瓦斯和许多生物制气来说，
因为烷烃气的成分不同，其发热量相差太大而必须进行“标准化”折算，以免造成误导。
　　　　　　　　　　　　　　　　　　商品量和商品率统计中的若干问题
    无论是上游企业的产气(井口气)还是从国外采购的管输气和液化气(LNG)，显然都不可能全部到达用户。从
市场角度看，直接交到终端用户供消费的才是商品气并应以其作为收费依据。商品气与上游生产的井口气或与
LNG出口门站及管线进口的国境门站交割气量的百分比称为商品率。商品气量才是为满足需求而必须保障的气
量，商品率则是衡量上、中游企业运营效益的重要指标。
    1．不能忽视上中游企业的损耗和自用气
　　由于利用成本高或输气、用气基础设施建设尚未完善，油气上游有难以利用的放空燃烧和自然损耗，这在
开发初期和边远生产井中更为常见。此外，在天然气集输和气水分离的净化过程中，原来溶于气的轻质油可被
提出，它被称为天然气液(NGL)并在商业统计中归属石油。许多油气田在勘探开发中常自用许多已产出的天然气，
向油层回注以提高采收率，或作为稠油热采和自用电力的燃料等。作为输气、贮气的中游也会产生损耗和自用，
如储库中注入气量常大于输出量(工作气量)，部分气作为“垫底”或耗散；在长输管线加压输送的增压机常以
所输的天然气作动力，在LNG运输船长途航行中以LNG再气化气作燃料等。
　　显然，上、中游的非商品气可分为两类：一类为放空损耗，这类应尽量避免以提高效率，减少污染；另一
类则用来增产石油、在加热(稠油开采)发电时做能源以替代石油或外购电力或煤炭，这有助于提高企业总体效
益。这些都应在中上游企业的运营成本效益中予以体现而与下游用户无关。
    2．应以商品气量规划下游用气
　　一般来说，各产气国和全球的天然气商品率随上下游一体化的进展和经营水平提高而增大。如1960年全球
天然气的商品率为72.5%，1985年达82.8%，2000年以来多大于80%(表1)。由表可见，1960～2006年在非商品
性用气中纯耗损的放空所占比例缩小明显，但用于回注的气体所占比例较稳定，约占11%；在净化中可产生高价
值的NGL，该项所占比例也有所提高。我国没有做系统的商品率测定，仅个别企业在自己经营范围内作了些不完
全的统计。如中国石油透露其2010年生产“可销售天然气”628.26亿m3，天然气产量为722.48亿m3，则商品
率为87%。据此推算，在近期即使强调提高效益我国天然气总体的商品率不会高于85%。
　　但对于矿山排采的瓦斯来说，其利用有许多问题。问题不在于甲烷浓度低，我国已能生产专门利用浓度低
于30%甲烷的发电机，而在于煤矿缺乏利用瓦斯的积极性。因为这需要在已有的电力设施之外另建发电、输电设
施，而进入统一电网外输又有若干困难和电价上的不够合理，这导致利用瓦斯发电的内部收益率仅为3%～4%。
所以，为鼓励瓦斯利用需要政府出台更得力的政策和措施。笔者认为，“十二五”规划所提出的要求煤矿瓦斯利
用率达60%是个相当高的指标。从科学地统计上看，目前把煤矿排采的瓦斯量直接计入全国煤层气和天然气产量
的做法是不合理的。对煤矿瓦斯应在计算实际利用量之后再按甲烷含量(可以平均值计)折算成相当于多少(标准)
天然气，以此值与其他种类的商品气相加，才能正确的得到全国可供下游用户的商品(燃)气总量。
　　目前我国天然气规划中视国产气量与进口气量的和为表观消费量，并以此计算包括天然气占一次能源比例
的各种经济指标。长期缺乏对各种损耗和商品率的统计，这就造成一个误导：似乎井口产多少气、进口管线门
站和LNG定单上买多少气，用户就可以有多少气消费。以此安排用户和消费量可能是导致供不应求的原因之一。
从价格形成机制上说，在以净回值法核定价格时，用户要为油气生产和运输过程中的自用气付费也是不合理的。
　　若按“十二五”规划2015年消费气2300亿～2500亿m3，并以全国燃气商品率85%框算，该年需要的国产
气和定购的进口气总量为2700亿～2900亿m3。
    3．注意竣工与达到设计能力的时间差
　　天然气是对上中下游一体化要求相当高的工业体系，其中任何一环的不足都会以“短板效应”影响全系统
的有效运行。但在实际工作中(特别是发展初期的高速增长时)却很难达到完全均衡的发展，如管线建设要求一
定的上游资源基础和下游用户需求，无此则易形成“两头空”而造成投资积压甚至浪费。但若无一定超前，一
旦上游产能增加或/和下游用户需求增加就会因中游不畅而压制整个天然气系统的发展。因此，必须在动态中、
磨合中求平衡，在一定战略性认识的前提下以某环节的超前发展促进整个系统的快速发展。
　　这样，对长输管线和LNG接收站的设计要求就会有相当的“提前量”或“富余量”，并往往要求其分期完成，
管线钢材的选用要适合将来的加压增输，LNG接收站要有后期工程的预留空间。在大多数情况下管线和接收站本
身的完工至达到设计能力要一定的时间，对此，在作规划时应有清醒的认识。换言之，不能要求其在建成后即
可实现设计能力规定的供应量。
　　以土库曼斯坦-中国天然气管线为例，其设计输气能力为300亿m3/a，2009年底宣布建成通气。到2010年
12月14日正式投产运行1年时向国内输气34.78亿m3。2010年9月在土、乌、哈、中四国天然气管道运行协
调委员会第三次会议上逐月安排了该年后期到2011年的产、运计划，其2011年向中国供气也仅170亿m3。但
该年秋冬实际供气量低于计划，致使到12月中旬通气两年总输气量才达170亿m3。也就是说，即使管线建成，
在顺利的情况下达到其设计运量300亿m3/a也要三、四年时间。类似的情况在国内外输气管线上屡见不鲜。
　　我国欲大规模进口LNG，为此规划了十余处接收站。同样，建成接收站也不意味着当即达到设计接收能力。
除上游资源(主要是长期供货合同)和LNG专用运输船(其中部分应是我国自有)待落实外，还需建成相应的下游
用户系统，除城市管网外还要有相应的调峰设施，为降低成本和发挥效益应有天然气电厂和冷能利用企业，而
整个系统的初步建成不仅要数倍于接收站的巨额投资而且需要时间。在这些LNG接收站中2011年己完成一期工
程的有3处，已动工8处，笔者统计这11项工程的第一期目标(可望在“十二五”初中期建成)接收能力总和约
410亿m3。更晚些立项、动工的接收站即使能在“十二五”晚期得以建成，到2015年也很难完全发挥设计产能。
显然，欲完成“十二五”规划中LNG的进口指标是项难度很大的任务。
　　认识到以上情况后，就不应以管线、进口接收站等基础设施建成时的设计输量去规划用户用量，而是要按
实际可能以逐年增加的可供商品量去发展下游用户，在这些设施建成若干年(如3～5年)后才能达到与设计输量
相应的商品量供应用户消费。