谢旭光 孙楠
（中海石油气电集团有限责任公司，北京 100028）
天然气作为清洁能源，在我国能源消费结构从高碳化石能源向可再生资源发展的过渡燃料过程中起着重要的作用。从长期分析来看，到2060 年我国实现碳中和的目标离不开天然气［1］。目前我国天然气对外依存度高达42%，其中进口天然气中占比60%是通过进口LNG 实现的。而且，全球碳中和革命已经开始影响中亚各国，导致中亚各国优先将天然气用于本国发展，必将造成我国中亚进口管道气不足的问题发生［2］。因此，进口LNG 在未来我国能源结构转型中的作用更加重要。截至2023 年8 月，我国投产LNG 接收站27 座，年接收能力超过1.2×108t，LNG 接收站作为我国进口LNG 产业链的重要基础设施，在天然气产业链温室气体减排中具有不可或缺的地位。
国内学者对基础设施的低碳化改造主要集中在终端利用领域，许文强等（2019年）基于LEAP模型对广东省城镇进行碳排放趋势分析，提出近零碳排放区示范工程建设的阶段性目标和重点减排措施［3］；
王晶晶等（2021 年）基于变权理论对近零碳排放园区进行综合评价，深入表述了园区近零碳发展的动态性特征［4］；
李涛等（2022 年）提出基于新能源电力的源网荷储一体化配置方案，完全满足园区用电需求，有效降低了园区外购入电力隐含的碳排放［5］；
孟海燕等（2022 年）设计了综合互补利用光伏、风电和地热这三种可再生能源、建立统一的电、气、冷、热耦合网络系统，实现园区净零碳排放［6］；
王建宾等（2023 年）介绍了农业园区综合能源服务系统，加之电储能系统和碳汇项目，实现园区的绿色、低碳运营［7］。
随着油气行业积极实现“双碳”目标，作为LNG 远洋贸易的终端设施，LNG 接收站是LNG 产业中的重要环节，对于保障我国天然气供应安全起到不容忽视的作用，天然气从业者对LNG 接收站的低碳化改造应该给予了充分的关注。
目前国内外专家学者较少针对LNG 接收站如何实现低碳化改造提出规划或实施方案。基于国内外专家学者对LNG 产业链基础设施碳减排计算的成果及低碳产业园区研究的基础上，针对LNG 接收站场区实现低碳化改造的路径提出方案，并考察不同方案对LNG接收站加工费产生的经济性影响。
根据《商品和服务在生命周期内的温室气体排放评价规范：PAS 2050：2008》碳足迹盘查标准，我国进口LNG 接收站碳排放计算，范围一的直接排放涵盖包括火炬燃烧、发电用气、运输车辆排放等；
范围二的电力间接排放为外购入电力产生的排放；
范围三的间接排放为废弃物处理和员工通勤、差旅产生的排放。最新温室气体排放国际标准ISO 14064-2018 版对范围三排放进行了归类，每一部分又有细分领域，颇为复杂，一般情况下企业在做碳核算和定减排目标时不考虑范围三排放［8］。因此重点是针对LNG 接收站20 年运营期所产生的范围一和范围二碳排放进行评估分析并提出解决方案。根据《PAS2060：2010》碳中和认证标准，参照陈峰（2023年）等提出的长三角某拟建LNG接收站碳排放时序性测度情况，以该LNG 接收站为例进行低碳化改造实施方案设计。该LNG 接收站加工能力480 × 104t／a，在20年运营周期内各类排放源温室气体排放量如表1所示［9］。
表1 LNG接收站运营周期内温室气体排放量表 单位：tCO2e
通过上表分析，外购入电力和热力产生的间接排放是LNG 接收站最主要碳排放来源，因此可以通过节能降碳措施和可再生能源电力替代两种途径来降低LNG 接收站的碳排放。节能降碳主要是通过采用节能技术，优化工艺设备选型、提高能源利用效率等措施以减少LNG 接收站耗电量。可再生能源电力替代是通过在LNG 接收站站场内部建设可再生能源设施，以该设施产生电力、热力替代外购电力、热力的方法降低接收站碳排放。具体来说，可以考虑以下两类可再生能源建设方案：①利用接收站的冷能进行发电，从而降低接收站外购电需求；
②依据接收站的空间地理位置布局，投资建设分布式光伏、风电、压差发电和波浪能电站，并配以化学储能装置，为LNG接收站提供更多绿色电力。
1.1 节能降碳措施
基于现场调研，LNG 接收站可以采取的节能降碳措施有以下两类：一类是节能措施，包括优化气态外输模式、优化液态外输模式和主要耗能设备采用变频技术等；
另一类是降碳措施，包括低碳火炬、甲烷回收及新能源车辆替代等。
1.1.1 节能措施
优化供气模式使得以更低的能量消耗实现稳定的供气外输。具体来说，就是在一般工况下使海水泵、低压压缩机、高压压缩机等关键耗能设备匹配额定负荷运行，提高关键耗能设备的运行效率，实现项目整体能耗优化。对于优化液态外输模式，就是根据项目低压压缩机运行情况，在兼顾运输效率的情况下，合理安排槽车装车计划，使得低压管网稳定运行、低压压缩机运行工况最优化［10］。当部分设备运行工况无法实现运营模式优化时，主要能耗设备可以考虑采用变频技术，减少设备能耗。
1.1.2 降碳措施
目前LNG 接收站可以采取的降碳技术措施主要为低碳火炬技术、甲烷回收技术、新能源车辆替换等。
（1）低碳火炬技术
对LNG 接收站火炬的长明灯实施低碳化改造，在保证安全和符合国家规范的前提下，通过操作模式优化实现火炬低碳化运行。前提是必须保证有可靠的检测手段和点火手段，保证LNG 接收站发生事故时，可以提前“通知”火炬系统自动点燃所有长明灯。通常的检测手段有在离火炬最远的上游火炬气火炬气管道设置检测仪表，包括压力、温度、流量等。可靠的点火手段是指提高长明灯的高压点火器的安全性和可靠性，后续可以开发新型长明灯点火器，提高长明灯点火的绝对可靠，从而实现火炬系统的近零排放。
（2）甲烷回收技术
目前CH4减排已经成为应对气候变化和实现碳中和目标的重要命题，获得相关政府部门和业界的高度关注。中国油气行业已经成立甲烷控排联盟，在生态环境部的大力支持下开展工作，采取积极的应对措施：①提高CH4控排意识，不断完善与甲烷控排相关的内部标准、程序和流程等管理制度；
②通过碳盘查工作来识别甲烷排放源，并计划在站内逐步采用实测技术来提升甲烷排放监控数据的准确性，比如使用云台激光甲烷监测系统等先进技术；
③LNG接收站配置槽车余压回收设备（该设备工作基本原理是抽取槽车罐内的BOG 气体，使其压力下降至灌装工艺允许范围内），所有入场车辆需使用站内的余压回收设备进行余压回收，这个措施不但有效减少了厂区的甲烷放散，也帮助社会面有效地减少甚至避免了余压主动放散。预计1 辆槽车能回收100 kg的BOG，按一天装车500辆、一年300天计，可减排约1.5× 104t CH4，相当于帮助社会减排超过30×104t CO2。
（3）运营车辆替换为新能源动力
LNG 接收站生产支持环节涵盖运营车辆的化石燃料燃烧碳排放，将所涉及的车辆全部改为新能源动力，用厂区分布式能源的电力车辆进行充能以抵消消耗化石燃料的碳排放量。
1.2 可再生能源替代外购电力措施
在节能降碳措施基础之上，还需要针对LNG 接收站外购电力的碳排放高的情况进行优化，优化的主要措施就是采用可再生能源进行外购电力替代。
基于目前我国可再生能源发展技术水平，LNG接收站在实现低碳化改造过程中可以采用的技术手段包括冷能发电、风电、光伏、波浪能、压差发电等可再生能源，考虑这些可再生能源供应的不稳定性，需要配套化学储能设施。该LNG 接收站拟采取冷能发电、分布式光伏及风电、压差发电和波浪能发电多能互补可再生能源系统，布局如图1所示，配以化学储能装置，实现厂区电能稳定供应。
图1 LNG接收站分布式能源分布示意图
1.2.1 冷能发电
近几年LNG 工业的迅速发展，为LNG 冷能的回收利用奠定了良好的基础［11］。接收站冷能发电技术通过将LNG 气化过程中的部分冷能通过发电方式实现能量梯级化利用［12］。目前经济可行的冷能发电工艺包括直接膨胀法、二次媒体法（朗肯循环）、混合法及其他组合型工艺。在现存几种冷能发电技术中，利用二次媒体法的低温朗肯循环发电装置工艺简单，投资较少，同时朗肯循环中不需外界功输入，减少了系统本身能耗。结合目前我国LNG 接收站特点（如外输管网压力较高，普遍在7 MPa 以上，直接膨胀法和联合法不适用），以IFV 装置为基础的低温朗肯循环冷能发电装置，增量投资小，对现阶段LNG 接收站项目适用性较强。二次媒体法以低温状态的LNG 作为冷凝介质，通过热交换器降低做功冷媒体温度，造成做功冷媒与环境温度直接产生足够的温度差，从而实现做功发电。冷能利用效率根据环境温度不同在18%～36%之间，平均每吨LNG发电量在15 kW·h［13］。
根据LNG接收站建设进度和外输气量安排（表2）开展冷能利用项目规划，有利于与接收站进行同步规划、设计和建设，对接收站的系统改造和平稳运营影响最小。
表2 LNG接收站天然气外输参数表
冷能发电项目分两阶段建设，每阶段设计规模为5 000 kW 透平发电机组件，冷能发电装置的主要设备有气化外输能力为175 t／h 的中间介质气化器，丙烷循环泵功率为155 kW，流量350 m3／h。考虑LNG 流量、海水温度、压力等因素，依据气化器175 t／h的LNG气化量、当地海水极端温度6.85～29.94 ℃、LNG 温度-140～-120 ℃、NG 压力4.5～6.8 MPa 的条件下进行测算，预计发电功率在1 510.8～4 188.5 kW 之间，平均为3 052.23 kW。LNG 冷能发电可实现高品质冷能的高效转化，预计年净回收电能共计约4 629×104kWh（表3），有效降低了外购电造成的碳排放，是LNG 接收站进一步节能减排、提高能效的重要手段。根据已经投产的同类型项目估算，该项目投资约2亿元。
表3 LNG冷能发电项目理论发电量表
1.2.2 分布式光伏
目前我国分布式光伏项目临近用电负荷中心，有效解决了项目输电损耗，在未来有广阔的发展空间［14］。
根据LNG 接收站的实际占地面积，选取行政楼、控制室、库房等9座非存放主要工艺设备的厂房屋顶铺设分布式屋顶光伏，在2个近海海域铺设海上固定式光伏，以400 Wp 单晶硅固定式光伏为例进行估算（表4），可知该LNG接收站分布式光伏总装机容量约18 MW，系统造价约1.07 亿元，单位造价约5.87 元／W。
表4 400 Wp单晶硅分布式光伏安装测算表
假定光伏项目随LNG 接收站于2026 年投产，光伏组件年发电小时数首年按1 300 h 计，考虑到次年发电衰减2.5%，第三年后逐年衰减0.6%，投产后关键年份发电量及碳减排量如表5所示。
表5 400 Wp单晶硅分布式光伏发电量及碳减排量测算表
1.2.3 分散式小型风电
分散式小型风力发电采取“分散式并网”的方式可以充分利用风能并适应LNG 接收站地理形势，且距离负荷侧较近，减少风能传输过程的损耗［15］。该LNG接收站周长约2 867 m，去除靠海域和大门口长度后约2 108 m，在接收站项目红线以内，围绕项目红线按照每10 m 安装一个装机容量为20 kW 的垂直轴风电（表6），假定风电项目于2026年投产，年平均利用小时数按照2 300 h 计，可知该LNG 接收站分散式风电总装机容量约4.2 MW，系统造价约0.42 亿元，单位造价约10元／W。
表6 20 kW分散式风电安装测算表
1.2.4 天然气压差发电
天然气在生产、运输的过程中伴随着高压和低压的相互转换，其中蕴藏着巨大的压力能。天然气输气干线在市场终端分输站由10 MPa减压至4.0 MPa时，可回收的最大压力能约63 kJ／kg［16］。该LNG接收站输出的天然气外输压力为9 MPa，外输温度不低于0 ℃，出口压力降至4.5 MPa，按照低峰月平均小时供气量359.59 t／h 计，年运行小时数8 040 h，则理论年均发电量可达4 109 × 104kWh［17］。根据该LNG 接收站输气特点，在远方运输目的地的分输站设计压差发电项目，与国家电网签订电量互换协议，在当地电力市场实现销售，在LNG 接收站端获得补偿电量。该压差发电项目根据运输气量负荷增长情况可以分两阶段建设，每阶段随终端市场分输站同期设计建设，设计规模为500 kW 双转子膨胀机，预计年净回收电能共计约821×104kWh（表7）。项目投资约1亿元。
表7 双转子膨胀发电机理论发电量表
1.2.5 波浪能发电
波浪能发电技术日益成熟，已发展至海况示范研究阶段，部分装置已进入商业化运营期［18］。近年来，基于摩擦纳米发电机波浪能发电技术因成本低廉、结构简单和易制造等优点成为具有巨大潜力的新型发电技术。Ping 等（2019 年）利用纳米摩擦发电球把波浪能转化为电能。该研究成果显示，发电小球是一个外部直径约8厘米的中空塑料球（图2）。内部硅胶内核与内壁在波浪驱动下摩擦发电，单个小球开路电压约1 600 V，短路电流约5×10-6A，输出功率约0.045 W，电荷转移效率比较高，每立方米功率为20 W～75 W。
图2 纳米摩擦发电球工作示意图
该LNG 接收站海域1 和海域2 可利用面积约7.5×104m2，平均水深7 m，可以分布发电球的水体体积约52.5×104m3，若按最小功率20 W计算，年利用小时数8 760 h，则理论潜在发电量约9 198×104kWh。随着波浪能发电装置朝着大型化、阵列化方向发展，发电成本可以显著降低。按照所需最大波浪能发电量6 844×104kWh计（表8），考虑小球的材料及连接装置成本，估算该项投资约3亿元。
表8 关键年份波浪能发电理论所需发电量表 单位：104kW·h
1.2.6 化学储能
按照目前我国化学储能行业的发展态势，每年锂离子电池投资成本下降约10%，预计在2025 年以前该投资成本将下降至500元／kW·h以下。参考我国发改委、能源局的《“十四五”新型储能发展实施方案》，预计我国在2025年化学储能项目的投资成本将接近450元／kW·h。为实现该LNG接收站可再生能源存储，针对光伏、风能和波浪能在高峰时刻多余电量采用化学储能方式实现存储，以保障3天使用量进行计算，即115×104kW·h。以此计算该LNG接收站化学储能投资约5.2亿元。
针对前面对LNG 接收站低碳化改造措施的分析，以我国某沿海LNG 接收站数据为例，考虑为实现低碳化改造所采取的三种方案，即完全外购绿电、完全增加可再生能源设施、部分外购绿电＋部分增加可再生能源设施，并分析了这三种方案对该LNG接收站的经济性影响。
2.1 LNG接收站基本投资与成本参数设定
本次研究用于计算的LNG 接收站，建设投资约为84 亿元，项目建设期3 年。该项目以收取加工费的方式实现投资回收，加工费核定采用项目全投资内部收益率（税后）8%作为计算依据。
若外购电全部采用绿电，其主要经营成本的基础数据如下表9 所示。以现金流折现法进行经济评价，其计算步骤为：①在项目外购电完全采用绿电时（按照当地0.612 4 元／kWh 电价基础上0.08 元／kWh 绿色电力溢价计算，项目绿电成本约0.692 4 元／kWh），按照满足8%的全投资内部收益率（税后）对此时项目达产年运营成本进行计算；
②将可再生能源增加投资计入项目投资成本增加，对项目实现低碳化改造考虑前后的投资成本及运营成本变化进行对比分析；
③将可再生能源增加投资计入项目运营成本，分析其对项目投资回报的影响。
表9 LNG接收站主要经营成本基础数据表
2.2 增加可再生能源设施对LNG接收站投资的影响
LNG 接收站通过同步建设可再生能源设施来实现低碳化改造，该方案需要合计投资约12.7 亿元，该部分投资与LNG 接收站同时设计同时施工同时投入运行，确保LNG 接收站在运营过程中实现低碳化改造。或者，通过部分外购绿电，再加上部分增加可再生能源设施的方式实现，即不采取波浪能发电，该部分电力供应采用外购绿电的方式实现。
2.3 增加可再生能源设施对LNG 接收站经营成本的影响
LNG 接收站总成本包括折旧摊销成本、财务费用及经营成本3 部分。在表10 确定的可再生能源投资基础上，分别从考虑仅外购绿电、全部建设可再生能源设施、增加除波浪能之外可再生能源设施+外购绿电这三种情景对经营成本进行对比（表11、表12、表13）。
表10 可再生能源设施投资一览表 单位：亿元
表11 LNG接收站外购绿电对经营成本的影响表 单位：万元
表12 LNG接收站可再生能源设施全部增加对经营成本的影响表 单位：万元
表13 增加部分可再生能源设施＋外购绿电对经营成本的影响表 单位：万元
根据表11和表12可知，全部增加可再生能源设施时，该LNG 接收站运营期间燃料动力费用大幅下降，可再生能源消费使得约97%的能耗不再计入能耗控制范围。虽然工资福利费用和修理费用上升，但总体年经营成本下降16%，约5 704万元。
根据表13，该LNG 接收站运营期间燃料动力费用下降，但工资福利费用和修理费用上升，与可再生能源设施全部投资相比较，总体年经营成本增加2 931万元。
2.4 增加可再生能源设施对LNG接收站加工费的影响
当项目全部采用外购绿电时，按照8%的全投资内部收益率（税后）计算的加工费约为0.211 3 元／m3；
当考虑建设全部可再生能源设施时，那么此时LNG 加工费将升高至0.229 1 元／m3；
如果项目采用部分可再生能源设施（放弃波浪能发电）＋部分外购绿电，LNG 加工费将升高至0.233 6 元／m3，这意味着在三个LNG 接收站实现低碳化改造方案中，建设全部采用绿电是经济性最好的方案，建设部分可再生能源设施（放弃波浪能发电）＋部分外购绿电方案是三个方案中经济性最差的方案。
考虑到这些可再生能源设施投资的不确定性，对增加设施的投资进行敏感性分析，当项目增加投资在±10%、±20%范围内变化时，LNG加工费变化情况如下表14所示，其变化率在±2.5%之间。
表14 基准收益率下可再生能源设施对LNG加工费敏感性分析表
考虑到我国未来绿电价格的不确定性，对全部采用绿电的方案进行绿电价格敏感性分析，当绿电价格在±10%、±20%范围内变化时，LNG加工费变化情况如表15所示，其变化率在±1.18%之间。
表15 基准收益率下绿电价格对LNG加工费敏感性分析表
分析了LNG 接收站实现低碳化改造措施，节能降碳和利用可再生能源替代外购电力，并进一步对比分析了外购绿电、增加可再生能源设施方案对接收站项目的经济性影响，研究结论显示我国进口LNG 接收站可以通过增加可再生能源设施和外购绿电实现低碳化改造，但根据目前我国技术发展水平和目前的绿电价格测算，采用全部外购绿电方案对接收站项目的经济性影响最小。若采用可再生能源替代外购电力方案，将导致LNG 加工费与全部外购绿电相比较升高9%，至0.229 1 元／m3。
针对上述研究结论，提出如下建议：
（1）为实现“双碳”目标，我国进口LNG 接收站应实施低碳化改造，采用节能降碳技术，优化气态、液态外输方案，采用低碳排火炬，实施甲烷回收。
（2）针对外购电力间接碳排放高，优先采用外购绿电方案。如果全部外购绿电条件不允许，建议采用可再生能源设施替代外购电的方案。但此时需要国家提供相应的支持政策，比如类比海洋油气开发对临海海域使用开发权的政策，赋予沿海LNG 接收站获得该接收站LNG 卸料码头蝶形靠岸设施与岸线之间的临海海域开发权。
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