LNG接收站低碳化改造措施及其經濟性影響分析

謝旭光 孫楠

（中海石油氣電集團有限責任公司，北京 100028）

0 引言

天然氣作為清潔能源，在我國能源消費結構從高碳化石能源向可再生資源發展的過渡燃料過程中起著重要的作用。從長期分析來看，到2060 年我國實現碳中和的目標離不開天然氣［1］。目前我國天然氣對外依存度高達42%，其中進口天然氣中占比60%是通過進口LNG 實現的。而且，全球碳中和革命已經開始影響中亞各國，導致中亞各國優先將天然氣用于本國發展，必將造成我國中亞進口管道氣不足的問題發生［2］。因此，進口LNG 在未來我國能源結構轉型中的作用更加重要。截至2023 年8 月，我國投產LNG 接收站27 座，年接收能力超過1.2×108t，LNG 接收站作為我國進口LNG 產業鏈的重要基礎設施，在天然氣產業鏈溫室氣體減排中具有不可或缺的地位。

國內學者對基礎設施的低碳化改造主要集中在終端利用領域，許文強等（2019年）基于LEAP模型對廣東省城鎮進行碳排放趨勢分析，提出近零碳排放區示范工程建設的階段性目標和重點減排措施［3］；王晶晶等（2021 年）基于變權理論對近零碳排放園區進行綜合評價，深入表述了園區近零碳發展的動態性特征［4］；李濤等（2022 年）提出基于新能源電力的源網荷儲一體化配置方案，完全滿足園區用電需求，有效降低了園區外購入電力隱含的碳排放［5］；孟海燕等（2022 年）設計了綜合互補利用光伏、風電和地熱這三種可再生能源、建立統一的電、氣、冷、熱耦合網絡系統，實現園區凈零碳排放［6］；王建賓等（2023 年）介紹了農業園區綜合能源服務系統，加之電儲能系統和碳匯項目，實現園區的綠色、低碳運營［7］。

隨著油氣行業積極實現“雙碳”目標，作為LNG 遠洋貿易的終端設施，LNG 接收站是LNG 產業中的重要環節，對于保障我國天然氣供應安全起到不容忽視的作用，天然氣從業者對LNG 接收站的低碳化改造應該給予了充分的關注。

目前國內外專家學者較少針對LNG 接收站如何實現低碳化改造提出規劃或實施方案。基于國內外專家學者對LNG 產業鏈基礎設施碳減排計算的成果及低碳產業園區研究的基礎上，針對LNG 接收站場區實現低碳化改造的路徑提出方案，并考察不同方案對LNG接收站加工費產生的經濟性影響。

1 LNG接收站低碳化改造實施方案

根據《商品和服務在生命周期內的溫室氣體排放評價規范：PAS 2050：2008》碳足跡盤查標準，我國進口LNG 接收站碳排放計算，范圍一的直接排放涵蓋包括火炬燃燒、發電用氣、運輸車輛排放等；范圍二的電力間接排放為外購入電力產生的排放；范圍三的間接排放為廢棄物處理和員工通勤、差旅產生的排放。最新溫室氣體排放國際標準ISO 14064-2018 版對范圍三排放進行了歸類，每一部分又有細分領域，頗為復雜，一般情況下企業在做碳核算和定減排目標時不考慮范圍三排放［8］。因此重點是針對LNG 接收站20 年運營期所產生的范圍一和范圍二碳排放進行評估分析并提出解決方案。根據《PAS2060：2010》碳中和認證標準，參照陳峰（2023年）等提出的長三角某擬建LNG接收站碳排放時序性測度情況，以該LNG 接收站為例進行低碳化改造實施方案設計。該LNG 接收站加工能力480 × 104t／a，在20年運營周期內各類排放源溫室氣體排放量如表1所示［9］。

表1 LNG接收站運營周期內溫室氣體排放量表 單位：tCO2e

通過上表分析，外購入電力和熱力產生的間接排放是LNG 接收站最主要碳排放來源，因此可以通過節能降碳措施和可再生能源電力替代兩種途徑來降低LNG 接收站的碳排放。節能降碳主要是通過采用節能技術，優化工藝設備選型、提高能源利用效率等措施以減少LNG 接收站耗電量。可再生能源電力替代是通過在LNG 接收站站場內部建設可再生能源設施，以該設施產生電力、熱力替代外購電力、熱力的方法降低接收站碳排放。具體來說，可以考慮以下兩類可再生能源建設方案：①利用接收站的冷能進行發電，從而降低接收站外購電需求；②依據接收站的空間地理位置布局，投資建設分布式光伏、風電、壓差發電和波浪能電站，并配以化學儲能裝置，為LNG接收站提供更多綠色電力。

1.1 節能降碳措施

基于現場調研，LNG 接收站可以采取的節能降碳措施有以下兩類：一類是節能措施，包括優化氣態外輸模式、優化液態外輸模式和主要耗能設備采用變頻技術等；另一類是降碳措施，包括低碳火炬、甲烷回收及新能源車輛替代等。

1.1.1 節能措施

優化供氣模式使得以更低的能量消耗實現穩定的供氣外輸。具體來說，就是在一般工況下使海水泵、低壓壓縮機、高壓壓縮機等關鍵耗能設備匹配額定負荷運行，提高關鍵耗能設備的運行效率，實現項目整體能耗優化。對于優化液態外輸模式，就是根據項目低壓壓縮機運行情況，在兼顧運輸效率的情況下，合理安排槽車裝車計劃，使得低壓管網穩定運行、低壓壓縮機運行工況最優化［10］。當部分設備運行工況無法實現運營模式優化時，主要能耗設備可以考慮采用變頻技術，減少設備能耗。

1.1.2 降碳措施

目前LNG 接收站可以采取的降碳技術措施主要為低碳火炬技術、甲烷回收技術、新能源車輛替換等。

（1）低碳火炬技術

對LNG 接收站火炬的長明燈實施低碳化改造，在保證安全和符合國家規范的前提下，通過操作模式優化實現火炬低碳化運行。前提是必須保證有可靠的檢測手段和點火手段，保證LNG 接收站發生事故時，可以提前“通知”火炬系統自動點燃所有長明燈。通常的檢測手段有在離火炬最遠的上游火炬氣火炬氣管道設置檢測儀表，包括壓力、溫度、流量等。可靠的點火手段是指提高長明燈的高壓點火器的安全性和可靠性，后續可以開發新型長明燈點火器，提高長明燈點火的絕對可靠，從而實現火炬系統的近零排放。

（2）甲烷回收技術

目前CH4減排已經成為應對氣候變化和實現碳中和目標的重要命題，獲得相關政府部門和業界的高度關注。中國油氣行業已經成立甲烷控排聯盟，在生態環境部的大力支持下開展工作，采取積極的應對措施：①提高CH4控排意識，不斷完善與甲烷控排相關的內部標準、程序和流程等管理制度；②通過碳盤查工作來識別甲烷排放源，并計劃在站內逐步采用實測技術來提升甲烷排放監控數據的準確性，比如使用云臺激光甲烷監測系統等先進技術；③LNG接收站配置槽車余壓回收設備（該設備工作基本原理是抽取槽車罐內的BOG 氣體，使其壓力下降至灌裝工藝允許范圍內），所有入場車輛需使用站內的余壓回收設備進行余壓回收，這個措施不但有效減少了廠區的甲烷放散，也幫助社會面有效地減少甚至避免了余壓主動放散。預計1 輛槽車能回收100 kg的BOG，按一天裝車500輛、一年300天計，可減排約1.5× 104t CH4，相當于幫助社會減排超過30×104t CO2。

（3）運營車輛替換為新能源動力

LNG 接收站生產支持環節涵蓋運營車輛的化石燃料燃燒碳排放，將所涉及的車輛全部改為新能源動力，用廠區分布式能源的電力車輛進行充能以抵消消耗化石燃料的碳排放量。

1.2 可再生能源替代外購電力措施

在節能降碳措施基礎之上，還需要針對LNG 接收站外購電力的碳排放高的情況進行優化，優化的主要措施就是采用可再生能源進行外購電力替代。

基于目前我國可再生能源發展技術水平，LNG接收站在實現低碳化改造過程中可以采用的技術手段包括冷能發電、風電、光伏、波浪能、壓差發電等可再生能源，考慮這些可再生能源供應的不穩定性，需要配套化學儲能設施。該LNG 接收站擬采取冷能發電、分布式光伏及風電、壓差發電和波浪能發電多能互補可再生能源系統，布局如圖1所示，配以化學儲能裝置，實現廠區電能穩定供應。

圖1 LNG接收站分布式能源分布示意圖

1.2.1 冷能發電

近幾年LNG 工業的迅速發展，為LNG 冷能的回收利用奠定了良好的基礎［11］。接收站冷能發電技術通過將LNG 氣化過程中的部分冷能通過發電方式實現能量梯級化利用［12］。目前經濟可行的冷能發電工藝包括直接膨脹法、二次媒體法（朗肯循環）、混合法及其他組合型工藝。在現存幾種冷能發電技術中，利用二次媒體法的低溫朗肯循環發電裝置工藝簡單，投資較少，同時朗肯循環中不需外界功輸入，減少了系統本身能耗。結合目前我國LNG 接收站特點（如外輸管網壓力較高，普遍在7 MPa 以上，直接膨脹法和聯合法不適用），以IFV 裝置為基礎的低溫朗肯循環冷能發電裝置，增量投資小，對現階段LNG 接收站項目適用性較強。二次媒體法以低溫狀態的LNG 作為冷凝介質，通過熱交換器降低做功冷媒體溫度，造成做功冷媒與環境溫度直接產生足夠的溫度差，從而實現做功發電。冷能利用效率根據環境溫度不同在18%～36%之間，平均每噸LNG發電量在15 kW·h［13］。

根據LNG接收站建設進度和外輸氣量安排（表2）開展冷能利用項目規劃，有利于與接收站進行同步規劃、設計和建設，對接收站的系統改造和平穩運營影響最小。

表2 LNG接收站天然氣外輸參數表

冷能發電項目分兩階段建設，每階段設計規模為5 000 kW 透平發電機組件，冷能發電裝置的主要設備有氣化外輸能力為175 t／h 的中間介質氣化器，丙烷循環泵功率為155 kW，流量350 m3／h。考慮LNG 流量、海水溫度、壓力等因素，依據氣化器175 t／h的LNG氣化量、當地海水極端溫度6.85～29.94 ℃、LNG 溫度-140～-120 ℃、NG 壓力4.5～6.8 MPa 的條件下進行測算，預計發電功率在1 510.8～4 188.5 kW 之間，平均為3 052.23 kW。LNG 冷能發電可實現高品質冷能的高效轉化，預計年凈回收電能共計約4 629×104kWh（表3），有效降低了外購電造成的碳排放，是LNG 接收站進一步節能減排、提高能效的重要手段。根據已經投產的同類型項目估算，該項目投資約2億元。

表3 LNG冷能發電項目理論發電量表

1.2.2 分布式光伏

目前我國分布式光伏項目臨近用電負荷中心，有效解決了項目輸電損耗，在未來有廣闊的發展空間［14］。

根據LNG 接收站的實際占地面積，選取行政樓、控制室、庫房等9座非存放主要工藝設備的廠房屋頂鋪設分布式屋頂光伏，在2個近海海域鋪設海上固定式光伏，以400 Wp 單晶硅固定式光伏為例進行估算（表4），可知該LNG接收站分布式光伏總裝機容量約18 MW，系統造價約1.07 億元，單位造價約5.87 元／W。

表4 400 Wp單晶硅分布式光伏安裝測算表

假定光伏項目隨LNG 接收站于2026 年投產，光伏組件年發電小時數首年按1 300 h 計，考慮到次年發電衰減2.5%，第三年后逐年衰減0.6%，投產后關鍵年份發電量及碳減排量如表5所示。

表5 400 Wp單晶硅分布式光伏發電量及碳減排量測算表

1.2.3 分散式小型風電

分散式小型風力發電采取“分散式并網”的方式可以充分利用風能并適應LNG 接收站地理形勢，且距離負荷側較近，減少風能傳輸過程的損耗［15］。該LNG接收站周長約2 867 m，去除靠海域和大門口長度后約2 108 m，在接收站項目紅線以內，圍繞項目紅線按照每10 m 安裝一個裝機容量為20 kW 的垂直軸風電（表6），假定風電項目于2026年投產，年平均利用小時數按照2 300 h 計，可知該LNG 接收站分散式風電總裝機容量約4.2 MW，系統造價約0.42 億元，單位造價約10元／W。

表6 20 kW分散式風電安裝測算表

1.2.4 天然氣壓差發電

天然氣在生產、運輸的過程中伴隨著高壓和低壓的相互轉換，其中蘊藏著巨大的壓力能。天然氣輸氣干線在市場終端分輸站由10 MPa減壓至4.0 MPa時，可回收的最大壓力能約63 kJ／kg［16］。該LNG接收站輸出的天然氣外輸壓力為9 MPa，外輸溫度不低于0 ℃，出口壓力降至4.5 MPa，按照低峰月平均小時供氣量359.59 t／h 計，年運行小時數8 040 h，則理論年均發電量可達4 109 × 104kWh［17］。根據該LNG 接收站輸氣特點，在遠方運輸目的地的分輸站設計壓差發電項目，與國家電網簽訂電量互換協議，在當地電力市場實現銷售，在LNG 接收站端獲得補償電量。該壓差發電項目根據運輸氣量負荷增長情況可以分兩階段建設，每階段隨終端市場分輸站同期設計建設，設計規模為500 kW 雙轉子膨脹機，預計年凈回收電能共計約821×104kWh（表7）。項目投資約1億元。

表7 雙轉子膨脹發電機理論發電量表

1.2.5 波浪能發電

波浪能發電技術日益成熟，已發展至海況示范研究階段，部分裝置已進入商業化運營期［18］。近年來，基于摩擦納米發電機波浪能發電技術因成本低廉、結構簡單和易制造等優點成為具有巨大潛力的新型發電技術。Ping 等（2019 年）利用納米摩擦發電球把波浪能轉化為電能。該研究成果顯示，發電小球是一個外部直徑約8厘米的中空塑料球（圖2）。內部硅膠內核與內壁在波浪驅動下摩擦發電，單個小球開路電壓約1 600 V，短路電流約5×10-6A，輸出功率約0.045 W，電荷轉移效率比較高，每立方米功率為20 W～75 W。

圖2 納米摩擦發電球工作示意圖

該LNG 接收站海域1 和海域2 可利用面積約7.5×104m2，平均水深7 m，可以分布發電球的水體體積約52.5×104m3，若按最小功率20 W計算，年利用小時數8 760 h，則理論潛在發電量約9 198×104kWh。隨著波浪能發電裝置朝著大型化、陣列化方向發展，發電成本可以顯著降低。按照所需最大波浪能發電量6 844×104kWh計（表8），考慮小球的材料及連接裝置成本，估算該項投資約3億元。

表8 關鍵年份波浪能發電理論所需發電量表 單位：104kW·h

1.2.6 化學儲能

按照目前我國化學儲能行業的發展態勢，每年鋰離子電池投資成本下降約10%，預計在2025 年以前該投資成本將下降至500元／kW·h以下。參考我國發改委、能源局的《“十四五”新型儲能發展實施方案》，預計我國在2025年化學儲能項目的投資成本將接近450元／kW·h。為實現該LNG接收站可再生能源存儲，針對光伏、風能和波浪能在高峰時刻多余電量采用化學儲能方式實現存儲，以保障3天使用量進行計算，即115×104kW·h。以此計算該LNG接收站化學儲能投資約5.2億元。

2 增加可再生能源設施對LNG 接收站的經濟性影響

針對前面對LNG 接收站低碳化改造措施的分析，以我國某沿海LNG 接收站數據為例，考慮為實現低碳化改造所采取的三種方案，即完全外購綠電、完全增加可再生能源設施、部分外購綠電＋部分增加可再生能源設施，并分析了這三種方案對該LNG接收站的經濟性影響。

2.1 LNG接收站基本投資與成本參數設定

本次研究用于計算的LNG 接收站，建設投資約為84 億元，項目建設期3 年。該項目以收取加工費的方式實現投資回收，加工費核定采用項目全投資內部收益率（稅后）8%作為計算依據。

若外購電全部采用綠電，其主要經營成本的基礎數據如下表9 所示。以現金流折現法進行經濟評價，其計算步驟為：①在項目外購電完全采用綠電時（按照當地0.612 4 元／kWh 電價基礎上0.08 元／kWh 綠色電力溢價計算，項目綠電成本約0.692 4 元／kWh），按照滿足8%的全投資內部收益率（稅后）對此時項目達產年運營成本進行計算；②將可再生能源增加投資計入項目投資成本增加，對項目實現低碳化改造考慮前后的投資成本及運營成本變化進行對比分析；③將可再生能源增加投資計入項目運營成本，分析其對項目投資回報的影響。

表9 LNG接收站主要經營成本基礎數據表

2.2 增加可再生能源設施對LNG接收站投資的影響

LNG 接收站通過同步建設可再生能源設施來實現低碳化改造，該方案需要合計投資約12.7 億元，該部分投資與LNG 接收站同時設計同時施工同時投入運行，確保LNG 接收站在運營過程中實現低碳化改造。或者，通過部分外購綠電，再加上部分增加可再生能源設施的方式實現，即不采取波浪能發電，該部分電力供應采用外購綠電的方式實現。

2.3 增加可再生能源設施對LNG 接收站經營成本的影響

LNG 接收站總成本包括折舊攤銷成本、財務費用及經營成本3 部分。在表10 確定的可再生能源投資基礎上，分別從考慮僅外購綠電、全部建設可再生能源設施、增加除波浪能之外可再生能源設施+外購綠電這三種情景對經營成本進行對比（表11、表12、表13）。

表10 可再生能源設施投資一覽表 單位：億元

表11 LNG接收站外購綠電對經營成本的影響表 單位：萬元

表12 LNG接收站可再生能源設施全部增加對經營成本的影響表 單位：萬元

表13 增加部分可再生能源設施＋外購綠電對經營成本的影響表 單位：萬元

根據表11和表12可知，全部增加可再生能源設施時，該LNG 接收站運營期間燃料動力費用大幅下降，可再生能源消費使得約97%的能耗不再計入能耗控制范圍。雖然工資福利費用和修理費用上升，但總體年經營成本下降16%，約5 704萬元。

根據表13，該LNG 接收站運營期間燃料動力費用下降，但工資福利費用和修理費用上升，與可再生能源設施全部投資相比較，總體年經營成本增加2 931萬元。

2.4 增加可再生能源設施對LNG接收站加工費的影響

當項目全部采用外購綠電時，按照8%的全投資內部收益率（稅后）計算的加工費約為0.211 3 元／m3；當考慮建設全部可再生能源設施時，那么此時LNG 加工費將升高至0.229 1 元／m3；如果項目采用部分可再生能源設施（放棄波浪能發電）＋部分外購綠電，LNG 加工費將升高至0.233 6 元／m3，這意味著在三個LNG 接收站實現低碳化改造方案中，建設全部采用綠電是經濟性最好的方案，建設部分可再生能源設施（放棄波浪能發電）＋部分外購綠電方案是三個方案中經濟性最差的方案。

考慮到這些可再生能源設施投資的不確定性，對增加設施的投資進行敏感性分析，當項目增加投資在±10%、±20%范圍內變化時，LNG加工費變化情況如下表14所示，其變化率在±2.5%之間。

表14 基準收益率下可再生能源設施對LNG加工費敏感性分析表

考慮到我國未來綠電價格的不確定性，對全部采用綠電的方案進行綠電價格敏感性分析，當綠電價格在±10%、±20%范圍內變化時，LNG加工費變化情況如表15所示，其變化率在±1.18%之間。

表15 基準收益率下綠電價格對LNG加工費敏感性分析表

3 結論和建議

分析了LNG 接收站實現低碳化改造措施，節能降碳和利用可再生能源替代外購電力，并進一步對比分析了外購綠電、增加可再生能源設施方案對接收站項目的經濟性影響，研究結論顯示我國進口LNG 接收站可以通過增加可再生能源設施和外購綠電實現低碳化改造，但根據目前我國技術發展水平和目前的綠電價格測算，采用全部外購綠電方案對接收站項目的經濟性影響最小。若采用可再生能源替代外購電力方案，將導致LNG 加工費與全部外購綠電相比較升高9%，至0.229 1 元／m3。

針對上述研究結論，提出如下建議：

（1）為實現“雙碳”目標，我國進口LNG 接收站應實施低碳化改造，采用節能降碳技術，優化氣態、液態外輸方案，采用低碳排火炬，實施甲烷回收。

（2）針對外購電力間接碳排放高，優先采用外購綠電方案。如果全部外購綠電條件不允許，建議采用可再生能源設施替代外購電的方案。但此時需要國家提供相應的支持政策，比如類比海洋油氣開發對臨海海域使用開發權的政策，賦予沿海LNG 接收站獲得該接收站LNG 卸料碼頭蝶形靠岸設施與岸線之間的臨海海域開發權。