中國用了30多年的時間走過了發達國家100多年兩次工業革命的大部分歷程,但同時也付出了巨大的能源和環境代價。GDP占世界12%、人口占世界19.5%的中國耗費著世界一半的煤炭、50%的鋼鐵、60%的水泥,能源利用效率低于世界平均水平13個百分點之多,霧霾天氣和PM2.5超標已極為嚴重,世界20個重污染城市有16個在中國。近幾年中國碳排放年增量幾乎占了全世界的70%,面臨極大的能源轉型和碳減排壓力。

　　由于中國長期執行“以煤為主,重油輕氣”的能源戰略,錯過了20世紀80年代世界終端用能燃料由煤和石油向潔凈而廉價的天然氣轉型的歷史機遇。實際上中國并不“缺油、少氣”,據國土資源部2014年最新數據,我國油氣遠景資源量為1287億t、70萬億m3,可采油氣資源量分別為255億t、27萬億m3。油氣探明程度分別為35.7%、15.4%,油氣資源潛力巨大。折算為已探明可采資源量,石油為91億t,比美國多一倍,儲采比43.3,4倍于美國的10.9;天然氣為4.16萬億m3,儲采比38.9,3倍于美國的12.5。

　　中國只要改變思維定式,在大力發展非化石能源的同時,快速發展天然氣,就完全有可能用20年左右時間彌補上30年前向氣體燃料轉型的欠賬,與世界邁入“第三次工業革命”的歷史新時期同步前行。

　　當前中國加速發展天然氣除了消除霧霾、減排CO2,促進生態、綠色、低碳發展外,還有3大重任：

　　①通過全面推廣能源利用效率70%以上的天然氣分布式冷熱電聯供,推動全國能源利用效率大幅度提高,降低一次能源總量增幅;

　　②發電配合電網調峰;

　　③抓住歷史新機遇,發展天然氣交通工具(NaturalGasVehicle,NGV),以天然氣替代汽、柴油燃料,滿足今后快速增長的交通運輸燃料增量需求,抑制石油對外依存度增幅過大過快。

　　1、進口LNG是國內天然氣需求的重要補充,掌控國際貿易價格的抓手

　　因對中國豐富的天然氣資源大規模勘探開發起步晚,國內的天然氣產量在近十幾年內還不能滿足快速增長的需求量,需要適當進口補充。按照生態、綠色、低碳發展進程“倒逼”估算,2020年中國天然氣需求量應在4500億m3/a左右,2030年將介于7000億~8000億m3/a之間。為了控制終端消費價格、快速開拓天然氣下游市場,中國天然氣產業發展的總體戰略必須以成本低廉的國產氣為主;作為補充的進口氣所占比例盡可能不超過30%。

　　地緣條件使中國的天然氣進口呈現“左右逢源”的有利格局。西、北、南三面都可借長輸管線從資源豐富的產氣國進口。按照已經和即將簽訂的合同,到2020年進口土庫曼斯坦、緬甸、俄羅斯管輸氣將有可能達到1000億m3/a。東南沿海有每年接受幾千萬噸船運LNG的能力。從LNG出口國資源、出口趨勢和液化設施建設規劃看,到2020年將呈現買方市場,能夠滿足中國進口LNG 4000萬~5000萬t/a的需求(見表)。

　　以國產氣為主,且具有上述“左右逢源”地緣優勢的中國能夠在相當程度上掌握進口天然氣或LNG的價格話語權。具有10~20個接收終端、幾百萬噸LNG儲存能力,并且開設了LNG期貨交易中心的世界第二大的中國LNG進口市場,對LNG或管輸氣的定價都將會有更大的影響。

　　2、LNG是現階段中國交通運輸能源低碳轉型的主力

　　氣候變化促使能源向低碳轉型,交通運輸能源最終必將走向“無碳化”。但是各個國家根據自己的國情所選擇的轉型途徑則各不相同:巴西80%的汽車燃料已是生物乙醇;美國玉米制乙醇已達1億t/a,而且與歐盟、日本同樣鼓勵發展混合動力車和混合動力+插電車(Plugin),遠期目標是氫燃料電池車。

　　2010年世界天然氣車總量已達1267.4萬輛,近10年增速為20.8%,其中巴基斯坦、伊朗、阿根廷、巴西、印度5國擁有量居前五位,占全球總數的80%,中國居第七位,目前已超過100萬輛。由于LNG燃料箱的儲存能力兩倍于壓縮天然氣(CNG),并且配合效率更高的Diesel發動機,近年來用于大客車、貨車及船舶的LNG比CNG發展更快。澳大利亞、加拿大等國也都開始發展LNGV。美國總統奧巴馬在2014年國情咨文中提到美國政府將投入1000億美元建設天然氣設施,包括LNG工廠、加注站等基礎設施。

　　美國交通耗能以小車為主,使用汽油與柴油的比例為2∶1。而中國長期以來交通燃料消耗一直是以大型卡車為主,使用汽油與柴油的比例為1∶2;只是在近兩年汽油消耗量增長才快于柴油。

　　LNG作為發動機燃料有很多優點:單位熱值(比能量)最高、尾氣排放最少,CO2排放僅為同熱值汽柴油排放量的3/4,減排PM2.5的效果更佳;LNG價格比柴油低40%而且穩定少波動。因此,LNGV應當作為中國交通運輸能源低碳轉型在近20年的主要過渡手段。從戰略層面講,發展LNGV是中國彌補由煤向石油的第二次能源轉型的不足,跨越多數國家石油作為占第一位的一次能源的歷史階段而直接向低碳轉型的戰略性舉措。

　　按照上述低碳“倒逼機制”估算,若2030年中國的總能耗能夠控制在50億tce/a(1tce=29.3GJ),交通運輸占16%,則2030年的交通運輸燃料低碳替代目標為44%;即3.5億tce/a。其中LNG、CNG為1.8億tce/a(1400億m3/a)占一半,電、生物質和煤基燃料占另一半。其余56%是3.2億t/a汽柴煤油,比2010年多26%;相應的石油耗量約5.3億t/a,對外依存度低于60%。這對國家戰略安全有著重要的作用。

　　按2011年中國載貨汽車1179萬輛,單臺車年耗氣約3.5萬m3計算,從2015年開始通過新增車輛和報廢更新改用LNGV的方式每年增加10萬輛,并逐年遞增,到2020年累計可達200萬輛,耗用天然氣700億m3/a,為當時天然氣耗量的17%。在2009年已達10%(91億m3/a)的基礎上,經過努力,這個目標應該是可以達到的。近兩年民間自發的LNGV年增速已達200%以上,正在新疆、內蒙古、山西、海南等省(區)的重型卡車、城際客車和公交車中推廣;長江、大運河LNG船舶,也已開始快速發展。

　　特定的歷史背景將使中國成為世界上最大的LNGV制造基地和運營市場。從上述估算可知,2020年LNGV的需求量有可能消耗進口LNG和國內小型LNG廠產量的絕大部分。事實上,目前有許多液化天然氣工廠就是瞄準這個市場而建設的。不久的將來,中國以LNGV燃料供應為目標的LNG產業將與以下游市場晝夜調峰為目標的LNG產業融為一體,相輔相成,相得益彰,構成一個全世界最大、多貨源、多用戶的LNG產業鏈和市場。

　　3、小型LNG生產和罐裝車船運輸是中國天然氣產業鏈中游重要的組成部分

　　中國和美國是世界上最大的兩個天然氣消費國,但兩國中游市場格局完全不同:美國有40萬km的完善天然氣管網,資源產地相對集中。而中國的現狀是:

　　①管網建設起步晚了30年,目前只有6萬km;

　　②天然氣資源地理分布較廣,小型資源較多;

　　③中國已逐漸形成世界上最大的、技術先進、成本低廉的小型LNG生產—罐箱運輸—衛星氣化站供應鏈。

　　目前中國在建和投運的LNG工廠有數十座,據最新統計到2014年底產能將達1億t/a,衛星氣化設施也有數百座。這是中國國情所促成的獨特情景,并已被證明是經濟、有效、靈活、快速、能同時促進產業鏈上游及下游發展的手段。因此,斷言中國天然氣產業因管網比美國少而不能快速發展是極其錯誤的。LNG物流是中國天然氣中游市場的“第二條腿”。

　　現階段中國LNG的終端用戶主要有三類:未來用量最大的是LNGV和CNGV的加注站及儲備罐;其次是城市燃氣管網的調峰儲罐;以及作為城市管網拓展先鋒的小型衛星氣化站—局域網或工業用戶。LNG物流周轉量到2020年有可能占到天然氣需求總量的30%左右;LNG罐箱運輸,特別是近年來異軍突起的LNG集裝箱多聯運輸,將成為沿海LNG接收站和LNG集裝箱物流的重要渠道。

　　LNG罐箱,特別是加裝方形框架的圓柱形LNG保冷集裝箱多聯運輸具有極大的靈活性,不像管網那樣需要大量的沉沒資金,對氣源和用戶氣量的變化都有很強的適應性,可以規避新開辟天然氣市場初期用量少、管道設施利用率低、折舊成本過高的風險。

　　LNG車船罐箱運輸是開拓天然氣下游管網新市場的“開路先鋒”。在LNGV市場充分發育,幾十萬座加注站遍地開花的情況下,LNG車船罐箱運輸更是加注站LNG供應鏈上最重要的一環。21世紀初中原綠能高科有限責任公司、新疆廣匯實業投資(集團)有限責任公司就把LNG從河南、新疆運到幾千千米外的廣東、福建等十多個地區。

　　北歐國家挪威的沿海LNG船舶運輸已有14年的歷史,建立了完善的標準規范體系。實踐表明其安全性高于LPG和油品的罐箱運輸,長途通過遠洋船和鐵路,短途吊裝到卡車上用公路運輸或內河船上水運,已經成為成本最低、最可靠的LNG物流運作模式。中鐵集裝箱總公司正在組織LNG集裝箱多聯運輸。

　　4、LNG是中國天然氣供需平衡、峰谷差調節的重要手段

　　在天然氣的6種下游用戶中,以天然氣為燃料、原料的過程工業及基荷發電用戶的用氣是連續而穩定的,民用氣和商用氣消耗量則大部分晝多夜少,用于供暖的天然氣耗量則隨季節更迭而出現大幅度的變化。

　　天然氣季節調峰手段有3類:

　　①地下儲氣庫占90%,包括枯竭油氣田、含水層、鹽穴3種;

　　②用地上0.56MPa球罐或地下11MPa管束氣相儲存;

　　③LNG液相儲存。

　　有資料顯示,地下儲氣庫投資較LNG高,墊底氣量大,回收率僅有85%,而LNG儲存的回收率則可達98%。各國天然氣的來源和用戶構成不同,用量波動的規律、調峰的需求和手段也大不相同。

　　美國天然氣主要靠自產,地下儲氣庫總容量2006年達到了2067億m3,2007年10月統計的有效工作氣量為1049億m3,其中枯竭油氣田儲氣庫占85%,含水層占9%,鹽穴儲氣庫占4%,另有LNG儲備占2%。按照美國天然氣消費量6529億m3/a計算,美國儲存的天然氣工作氣量約占消費量的16%,相當于59天的消費量。

　　地下儲氣庫因為壓力高,充氣操作和釋放操作需時間長,切換周期也長。因此多用于宏觀供需平衡或用戶季節性耗量變化的調節,很難用于短時的晝夜調峰。美國地方配氣公司多用LNG滿足日尖峰用氣需求,LNG日調峰供應能力在東部地區達23%,在西部地區為10%。這和美國天然氣連續、穩定用戶占一半以上,晝夜調峰壓力不大有關。

　　日本消費的天然氣幾乎全來自進口的LNG。2006年底日本有27個LNG接收站,總能力7044萬t/a。2008年日本消費天然氣約987億m3,進口LNG占93%。下游用戶約60%將天然氣用于用量穩定的發電和工業燃料。20世紀80年代前日本主要用電制冷、天然氣和重油供暖。2000年起天然冷熱電聯供CCHP在日本迅速普及推廣,新建公共建筑物有一半采用天然氣CCHP。從圖兩條曲線的變化可以看出,僅用6年時間建設的天然氣CCHP系統不僅減少了冬夏耗氣量差,而且平衡了用電負荷,提高了供冷、暖的能效。

　　日本LNG儲罐容量達145.53億m3,可儲存2個月的用氣量,足夠應用于季節、月調峰和應急儲備。對于晝夜小時調峰則依靠在配氣站建設的數百個20萬m3規模的球形儲氣罐,足夠8500萬用戶1天的天然氣用量。可見,日本天然氣調峰策略和手段與美國是完全相反的。

　　中國城市燃氣的下游用戶波動和調峰需求與美國和日本都大不相同。我國第一個LNG深圳大鵬項目實際運行晝夜用量最大相差5~6倍。而天然氣主要用于供暖的北京市則冬夏氣耗量差8~10倍之多。中國首批LNG接收站曾配套建設天然氣發電廠,令其夜間發電來平衡用氣,但因違背電力調峰的經濟規律而難以執行。

　　2014年2月24日中電聯發布數據表明,2013年全國氣電裝機容量4668萬kW,占總裝機量的3.7%,發電1143億kWh,占全國總發電量的2.1%,年發電時數只有2449h。另據中國電機工程學會燃氣輪機專委會調查報告,我國幾乎所有的E級和F級燃氣天然氣發電機組都在晝開夜停用于調峰。這種現狀是中國目前天然氣價格和上網電價定價機制所決定的,未來天然氣發電機組也不可能用于基荷發電。

　　此外,按照天然氣利用政策,用作工業原料的天然氣數量日益減少。由于價格因素,使用天然氣替代穩定的工業燃料煤的進程剛剛開始,而替代季節性供暖燃料用戶則在急劇增加。這是目前中國天然氣用量晝夜和季節性波動都極大的根本原因,短期很難扭轉。隨著全國管網天然氣用量的快速增加,調峰問題將日益突出。我國當前最緊迫的季節調峰問題須借鑒美國的經驗,主要依靠建設地下儲氣庫解決,目前已有若干項目正在進行中。

　　其次,由于我國沿海LNG接收站數量多,按緯度南北分布廣泛,季節變化差異很大。因此在簽訂購氣照付不議合同時,普遍設立了第三方條款,即規定允許整船轉到第三方站點卸貨,這一措施將會對南北用氣余缺起到重要的調劑作用。如前文所述,中國LNGV將占下游用戶相當大比例,陸上LNG儲、輸設施和物流網絡將十分發達,可作為緊急調劑的備用手段。

　　此外,鑒于國際LNG現貨價格波動和中國LNG市場的季節性變化以及LNG期貨的推出,LNG的商業儲存量也將增加。這些也可用作包括季節性的緊急備用。中國城市天然氣用戶的晝夜調峰策略與日本不同,部分可借鑒美國的經驗。主要途徑有:

　　①充分運用城市燃氣高壓管網容積,利用夜間升高壓力儲氣;

　　②在全國統一調度之下,夜間停運沿海接收站氣化部分設施,緩解主干管網夜間供過于求的矛盾;

　　③包括城市燃氣公司、LNGV供貨商、LNG儲備和期貨經營商等多渠道投資建設能在高峰時段向管網供氣的天然氣液化和儲存設施;

　　④運用經濟手段,提高極端高峰時段調峰氣價、降低夜間用氣價格,鼓勵液化天然氣廠、CNG壓縮母站等用戶在夜間操作。這樣一來,LNG產業在天然氣調峰領域將起到重要的作用。

　　必須特別指出的是,借鑒美國和日本普遍推廣天然氣分布式冷熱電聯供DES/CCHP設施的成功經驗,因為能效提高到70%~80%,可大幅度減少天然氣消耗量,并縮小晝夜和季節性耗量差,降低調峰負荷。美國能源部的統計數據表明,天然氣CCHP主要用于連續穩定運行的過程工業和大型社區。

　　5、LNG 冷能利用價值鏈的巨大潛力、對策與前景

　　由天然氣液化生產LNG耗電約為850kWh/t。當LNG在常壓下氣化時,約放出230kWh/t從-162℃到5℃的冷量。實際操作中,LNG需要用泵提高壓力后氣化外送,部分冷能轉化為壓力能。在5.5MPa和8MPa下,LNG氣化釋放出的冷能分別減少到203kWh/t和190kWh/t。

　　LNG冷能利用早已在日本和我國臺灣省等LNG市場開展,主要利用途徑有:

　　①冷能用于空氣分離制液氧或液氮;

　　②分離LNG和附近油氣田伴生氣中的輕烴;

　　③廢舊橡膠輪胎低溫粉碎;

　　④借助循環冷媒膨脹發電、梯級利用冷能;

　　⑤用于制造固態CO2(干冰)、冷庫、制冰、低溫儲糧,乃至建筑物空調等。

　　不過迄今為止,日本和我國的接收站最多也只利用了不到20%的LNG冷能,大部分還是采用海水開架氣化器ORV或加熱爐SCV氣化,白白丟棄。此外,小型LNG衛星氣化站因氣化壓力低、消耗LNG壓火用少,可利用的冷能多,有利于采用直接膨脹發電與冷能集成、梯級利用。

　　中國到2020年將有規模為0.8億~1.0億t/a的LNG產業,可用的冷能量甚大。在嚴峻的能源形勢下這筆資源應當被充分利用。

　　未來中國LNG產業鏈和冷能利用條件與日本和我國臺灣完全不同,主要是:

　　①接收站配合天然氣管網調峰迫使夜間停止LNG氣化,使冷能輸出呈間斷模式,而上述各種冷能用戶,特別是最大潛在用戶LNG冷能空分,都要求連續穩定的冷能供應,這就增加了冷能利用的難度;

　　②用于城市燃氣調峰和衛星氣化站的LNG冷能既間斷,又是小規模;

　　③中國具有極為廣闊的LNG冷能空分產品下游市場。

　　這些特定國情要求中國LNG冷能利用走出一條獨立自主的創新之路,概括起來有以下幾項:

　　1)開發新型低溫混合冷媒和換冷、儲冷成套設施,替代ORV和SCV。盡可能使全部LNG氣化冷能都通過氣化換熱儲存于冷媒中,ORV和SCV僅做備用和平衡、補充。夜間停止氣化操作時以冷媒替代LNG維持空分裝置連續穩定運行,并可用于揮發氣BOG的再液化,節省電力。

　　2)空分產品的氣態氧用于200km距離內沿海石化企業煤氣化多聯產發電、供熱和制氫。液態氮用于以下用途:

　　①200km內油氣田壓裂和驅油,提高采收率;

　　②灌注瓶裝車用燃料,在高壓下氣化膨脹做功,此項技術已經發明,不久將規模化應用;

　　③廢輪胎超低溫粉碎制精細膠粉;

　　④超低溫冷庫的冷源。

　　3)C2+含量在10%以上的“濕”LNG,用氣化冷能分離出C2+輕烴用作化工原料,余冷梯級利用。

　　4)LNG衛星氣化站的冷能可通過發電與逐級利用系統,用于干冰、冷庫、制冰、建筑物空調。

　　5)以LNG為燃料的車船氣化的冷能,用于車(船)載冷藏罐箱保冷,以及車(船)客艙空調。

　　中國正在進入依靠自主創新推動經濟社會發展的時代。上述幾項冷能利用技術對化工和暖通專業都是成熟技術,只需通過集成創新移植到LNG產業中來,做好頂層設計和規劃,技術的突破和推廣都不難。

　　6、LNG帶動一大批新型低碳產業的發展

　　按照預計的天然氣產業規模,可以預測未來10~20年將要規劃建設的一系列發展前景:

　　LNG接收站、液化天然氣廠,LNG專用運輸罐箱、集裝箱、船舶,LNGV制造業的成百萬臺發動機、燃料箱、車船、加注站;

　　包括LNGV供應鏈在內的LNG儲運物流產業所需的大量維修、運營和管理從業人員;包括副產液態氮氣下游產業在內的LNG氣化過程冷能利用產業鏈的規劃、建設、裝備制造和運營;

　　LNG國際、國內貿易,期貨市場開拓等。

　　以上各項將在中國向低碳轉型和第三次工業革命歷史進程中形成一個嶄新的低碳產業鏈群。它將創造每年數萬億元的產值,為數百萬人提供就業機會;相關的制造業將為中國國際貿易創造出一個新的高端出口品種;LNGV的推廣、液氮交通運輸工具的發展,將替代上億噸石油進口量,每年減少10%以上的PM2.5和其他污染排放量,減排數億噸的二氧化碳排放量;帶動空分、冷鏈物流產業,節約數百億千瓦時的電力。

　　當前,LNG產業改革和發展面臨著極好的機遇,以新能源和互聯網為基礎的“第三次工業革命”所推動的新的生產關系,已在處于“第二次工業革命”后期的發達國家萌芽。正在經濟轉型,綠色、生態、低碳科學發展的中國,為一個舉世空前規模的LNG產業提供了無限的商機,中國LNG產業大發展的壯麗前景即將展現。