文|魏政
中国海洋石油总公司
1、LNG加气站发展现状
LNG加气站是车用天然气的一种主要供应方式。近年来， 我国LNG产业实现了快速发展，LNG在满足传统调峰用气、工业用气需求之外，逐渐成为一种交通替代能源。LNG作为车用燃料具有安全环保和经济性的优势，LNG汽车的优势和前景已得到业内的普遍认可，LNG作为燃料的经济性成为其发展的源动力。
此外，“十二五”期间，国家政策持续支持天然气发展，资源供应紧张将得到根本缓解，主干网、城市燃气管道、LNG调峰站等基础设施战略布局日益完善，天然气汽车推广应用和LNG加气站的建设呈现快速发展的局面。LNG加气站主要运营方包括中国石油、中国石化、中国海油、新疆广汇及新奥集团等企业。LNG加气站网络化建设是实现LNG汽车大规模推广应用的关键条件。
据统计，我国已投产的LNG加气站仅300多个， 远不能适应LNG汽车交通运输发展的需要。
目前，全国LNG加气站以“星点布局、链式布局”为主，全国网络并未形成。西北、华南、华北三地分布最为密集，2012年占全国总数的64%。鉴于发展LNG加气站需要充沛的气源支撑，因此华北、西北国产LNG工厂聚集地、华南LNG接受站附近均为加气站分布数量较多的区域。
2、LNG加气站运营模式分类研究
由于液化模式和技术等的不同，LNG加气站相比传统的汽柴油加油站的类型更加多样化。一个成功的LNG车用燃料基础设施商业模式需要多个环节的相互配合，并且确保技术是适用的，成本是最低的，可以在实践中进行推广。
2.1 传统分类方式
国内文献中，存在下列几种分类方式。
第一，按照LNG加气站建站方式， LNG加气站可分成标准式加气站和撬装式加气站。
第二，按照可加气车辆类型，LNG为气源建设的汽车加气站可分为LNG加气站、L/CNG加气站和L-CNG加气站3 类。
第三，按照加气模式，把LNG加气站分为LNG储罐式加气站（LNGF加气站）、LNG液化机式加气站（LNGR加气站）和LCNG三种。
第四，还有一种分类方式，是将前几种分类标准结合起来对LNG加气站进行分类（见表）。可分为固定式LNG加气站、固定式L-CNG加气站、固定式LNG、L-CNG加气合建站、撬装式LNG加气站和简单移动式LNG加气站。
总体来讲，LNG加气站分类方式标准不同，但是以上几种分类相对简单，只从LNG加气站这一环节进行分类。LNG车用燃料市场的产业链包括原料气提取、液化、配送、加注和在车辆中的使用等众多环节，仅从LNG加气站这一环节进行分类，并不能从根本上区别不同LNG加气站的运营特点。比如LNG加气站的原料气来源和液化模式等直接决定了LNG的成本和LNG加气站的经济性，因此对LNG加气站运营模式的分类必须考虑LNG的液化模式。
本文借鉴了美国关于LNG车用燃料市场基础设施运营模式的分类方式，从LNG车用加注市场全产业链的角度将LNG加气站的运营模式分为六种：管道气专用液化模式及调峰液化模式、减压液化模式、脱氮装置和气体分离设备模式、生物气模式、现场小型液化模式和进口终端模式。
2.2 基于全产业链的分类方式
2.2.1 管道气专用液化模式及调峰液化模式
管道气专用液化模式是指专门建造一个以管道气作为原料气的液化站制造车用LNG。LNG调峰站的液化器的工作原理与专用模式的液化器类似，但用于满足家庭冬季取暖需求。因此，只有有限的一小部分调峰容量可用于制造LNG车用燃料 。
2.2.2减压液化模式
考虑到天然气输送过程的经济性，大多数输送管道都采用了高压输送，高压天然气到达城市门站后，需要通过调压站调压后才能进入城市管网供用户使用。城市门站采用透平膨胀机进行调压，调压过程中压力减小，温度降低，产生大量高品质的压力能和冷能。完全可以将其用于液化一部分天然气生产LNG。
2.2.3脱氮装置和气体分离设备模式
脱氮装置(NRUS)和气体分离设备(GSPS)可以提供数量有限但相对廉价的天然气。NRUS是为了减少从井口生产的天然气的氮含量，以达到符合管道气的规格要求。GSPS，也被称为天然气液化装置或天然气脱离设施，可以从天然气中分离乙烷、丙烷、丁烷和较重的烃类，以便增加甲烷的含量，满足管道输送的规格要求，更好地销售这些气体。
NRUS与GSPS通常采用低温分离过程，这个技术可以进行适当的改革来共同生产LNG车辆燃料。为了生产LNG除了需要对气体处理设备进行小的调整之外，NRUS与GSPS通常还需要安装LNG储罐和槽车装卸设施。尽管NRUS与GSPS通常是为不同的目的建造的，气体处理过程也不同，但它们在LNG供应链中的作用是类似的。使用NRUS与GSPS的路径如图3所示。
2.2.4生物气模式
用生物气包括垃圾填埋气体(LFG)和沼气等生产LNG，具有显著的温室气体减排效应，而且公众也非常乐于接受这种模式，有可能吸引到政府投资。所以，用生物气生产LNG的模式应该是LNG车用燃料运营模式组合中的一种。
图展示了用生物气生产LNG的路径。生物气的主要来源是垃圾填埋气和沼气。许多高流量的生物气的来源如大型垃圾填埋场，已经用于包括发电等其他目的。所有的生物气的来源都含有高浓度的二氧化碳(例如垃圾填埋气通常含50%的C02)、水，硫化合物和惰性气体。
2.2.5现场小型液化模式
现场小型液化装置通过将液化和加注装置集成来消除LNG的运输成本。如果LNG的原料气来自于当地天然气经销商的管道天然气，那么这种LNG供应模式类似于最常见的现有CNG汽车燃料的基础设施。小型液化器可以满足当地的需求。
2.2.6进口终端模式
在美国，部分作为运输燃料的LNG来自干进口LNG的接收站。但是，它作为LNG汽车燃料却面临一些挑战：LNG进口终端位于或靠近海岸，而且通常不在城市中心，北美的进口终端接收的LNG的乙垸含量往往超过天然气发动机制造商的规格要求，不是所有的LNG进口终端都有储罐卡车装卸设施。
由于最近的北美页岩气革命的出现，天然气供应大幅上升、价格下降，以及当地居民的关注，因此在北美建造新的LNG终端的兴趣已经下降。
3、LNG加气站运营模式的经济性分析
3.1原料气成本
LNG车用燃料存在三种不同的原料气，分别是井口气、管道气和生物气。六种运营模式中，专用液化模式、减压液化模式、现场小型液化模式和进口终端模式的原料气是管道气。脱氮装置和气体分离设备的原料气是井口气。生物气模式中，原料气的成本便宜得多，甚至是零。但是零成本的原料气并不是总能够实现的，取决于拥有和运营垃圾填埋场的实体与生产和出售的LNG实体的关系。
在管道气来源中，来自于进口终端的LNG的成本比较低，因为它的原料气来自海外低成本的液化厂。在过去的五年中，美国LNG进口价格与国内井口价格变化基本一致，存在小于1美元/MBtu（0.07美元/gal）的价差。其价格差远低于天然气的液化成本，即使包括进口LNG的净化、储存和卡车装卸设施等附加费用也是如此。
3.2升级改质成本
在液化和配送前，不同的原料气（井口、管道和生物气）需要不同程度的改质升级。在液化前，所有的原料气需要一定量的预处理以除去二氧化碳(CO2)、水、高浓度的硫化物、重质烃和其他污染物。井口气可能包含大量的水、氮和重质烃。管道天然气尽管没有这些污染物，但含有硫醇，作为运输燃料的LNG必须去除硫醇。生物气需要特别处置，因为它含有很高的CO2（通常在40-60%之间），有时可能含有某些化合物会对天然气发动机产生破坏性影响或导致有毒废气物的排放。对于低产量的天然气液化装置生产的改质升级可能是非常昂贵的（例如生物气生产装置）。生物气作为原料气本身可能是不经济的，但是由于它的减排效果明显，所以它的经济社会效应还是很高的。因此，作为LNG的原料气，生物气的改质升级成本最昂贵，而管道气最便宜。
3.3配送距离
液化厂距LNG加气站有不同的配送距离。液化厂离LNG加气站的距离越远，配送的成本越高。NRUS和GSPS等位于井口附近的液化装置离潜在的LNG消费市场最远。生物气生产设施的位置靠近人口中心，因此拥有最短的配送距离和最低的配送成本。来源于管道气的液化设施的配送距离居中，同时也拥有最低生产成本。
专用液化模式下，LNG的成本主要是原料气的成本，配送成本占比较小。LNG车用燃料专用液化模式的优点是位于或接近LNG车辆燃料需求较高的地区，从而最大限度地减少配送的距离。减压液化设备的位置是固定的。如果LNG需求中心附近没有减压站，那么采用这种模式将会增加运输成本。NRUS和GSPS模式中，LNG加气站的位置不处于LNG车用燃料需求的中心，所以其配送距离甚远而相关的成本巨大。值得注意的是，现场液化模式中由于实现了液化和加注的一体化，因此消除了运输成本。
3.4投资成本和运营成本
专用液化模式的投资成本类似于大型液化厂的投资成本，它的投资成本是最大的。LNG调峰站可以用来液化和储存大量的天然气，然后再将LNG气化以满足高峰用气需求。由于此模式装置的投资已经发生，因此其储备的天然气似乎是一个理想的（但有限）的LNG车辆燃料源。NRUS和GSPS模式的大部分设备的投资费用业可以被认为是一个“沉没成本”。
虽然减压液化模式的应用具有一定的特殊性和局限性，但它的运营成本很低。这种模式最主要的好处是减少或消除压缩环节。其将部分降低投资成本，并大幅降低运营和维护成本。城市门站的污染物排放也随之减少，政府审批也更容易通过。
3.5容量
容量和生产能力直接决定了LNG液化站的单位生产成本。专用和调峰液化站具有大型的LNG生产能力，可以充分利用规模经济的优势，因此减少了每单位液化天然气的液化成本。专用液化厂的生产能力大约是80000-16000gal/d。由于生产规模比较大和规模经济的原因，单位LNG的成本相对较低。大规模液化装置（超过100000gal/d）每加仑的成本远小于小规模的液化装置。
受城市门站减压站天然气气体流量和压力的限制，减压液化模式下液化器的生产能力是有限的。因此，虽然减压透平膨胀机液化器的运营成本是最小的，但是由于总产量的降低，单位LNG的成本增加。小型液化器模式的总成本低于可以满足更多LNG需求的专用液化模式，但这种模式的单位LNG的成本更高。
3.6其它因素
一些其它因素也可能影响LNG加气站模式的选择。例如,由于土地成本和政策允许等因素的影响，在某些城区建造专用LNG液化站是不现实的。事实上，在美国许多LNG调峰站已经用来提供LNG生辆燃料。
然而，这一方式也存在一些不确定因素。一些公用事业公司并不愿意将自己存储的LNG用于调峰以外的其它目的，还有，管理机构的批准可能也非常谨慎，并且LNG调峰站不一定位于LNG车辆燃料需求较高的地区。由于巨大的温室气体减排效应，一些政府立法支持利用生物气，并为此提供了财政支持，从而增加了生物气模式的经济性。
4、加快LNG加气站建设的建议
小规模液化模式，包括减压液化、脱氮装置和气体分离设备模式，以及进口LNG模式等可以在近期满足不断增长的需求。随着需求的培育和扩大供应将会转到大规模的专用LNG车用燃料加气站，这样可以提供最经济的LNG燃料。届时，早期小规模的液化模式生产的LNG可以继续用来满足需求的高峰期。随着时间的推移，LNG车用燃料币场规模将会不断扩大，综合运用以上几种LNG车用燃料运营模式才能满足日益增长的LNG车用燃料的市场需求。
4.1因地制宜合理选择LNG加气站运营模式
以上几种加气站运营模式，技术和工艺流程各不相同，因此影响其成本的主要因素也不同。
若提高LNG加注的经济性，就要关注这些成本影响因素，将成本降到最低。比如我国已在东南沿海建立了数座LNG接收站，所以沿海地区发展进口终端模式的LNG加气站，配送距离很短，经济性将会非常可观。减压液化模式、脱碳装置和气体设备模式下的LNG加气站有其应用的局限性，LNG加气站的位置也是固定的，在满足适用性条件的地区，成本还是很低的。
但是，专用液化模式是发展LNG加气站的主要方向，只有这样才能向市场提供大量廉价的LNG，进而形成跨地域的LNG加注网络。用生物气生产LNG的模式是最低碳的，结合管道天然气和生物气的LNG组合可以有效地减少温室气体排放，同时提供足够的具有竞争性价格的LNG。
4.2发展混合所有制创新加气站开发模式
由于特殊的安全要求等原因，LNG加气站的投资成本远高于加油站。要在短时间内形成LNG加气站的网络，必须吸引社会资本共同开发LNG加气站。LNG加注运营商可以积极在产业链上寻求利益相关方的合作，比如加强与物流企业、公路企业的股份合资合作，共同开发建设LNG加气站，实现双赢的同时，降低经营风险。
推动物流企业与LNG运营商的合作联动，除了为物流公司的车辆提供能源支持之外，还可以为物流公司的车辆维修、保养及办公提供场地支持。在有条件的地区，相邻城市的LNG加气站可以进行业务合作，实现往返于城市之间的公路客货车辆的燃气化运行，发挥区域联合规模优势，共同开发中长途客车加气市场，提升加气站销售气量，实现双赢。
着力推广“四位一体”的新型站，包括加注成品油、销售非油品、加注天然气、电动车充换电池四方面功能在一座加油站中实现，同时增加加油（气）与汽车快修、洗车业务的互动，以实现客户资源的共享。
4.3加大政策支持鼓励的力度
建议政府进一步加大政策扶持力度，要对天然气车的购置使用参照电动车给予税收减免优惠或补贴，对现有应用天然气汽车给予资金补助和奖励政策推广到车、船、港口领域并长效化。交通企业利用自有站场建设的加气站给予资金补助和鼓励，解决因加气站不足制约LNG车辆发展的问题。
随着天然气市场需求的增加，天然气价格长期看涨。如果天然气价格上涨过快，必然会“稀释”天然气汽车推广的商业价值。据测算，如果天然气价格涨至柴油价格的75%以上，使用天然气比柴油的成本优势将不再明显，将挫伤发展LNG汽车的积极性，因此国家应制定相对稳定的“油气联动”机制。可以对LNG加气站执行油气联动，给LNG加气站行业提供一个良好的生存环境。
4.4做好开发规划，合理选址布局
LNG加气站的规划（包括位置和大小）是建立和维持一个LNG车用燃料基础设施网络的基础。购买LNG作为车辆燃料的消费者并不关心上游的LNG液化模式和路径。相反，他们优先考虑的是加油站的方便性和适用性，是否适用于他们的LNG汽车。
除2011年发布的《液化天然气(LNG)汽车加气站技术规范》及交通部、财政部制定的节能减排专项资金申请方法外，国家层面没有明确的天然气汽车发展目标和规划，这些将掣肘天然气汽车的进一步发展。应结合各地区加气站行业整体发展情况、做好加气站规划建设工作，稳步推进加气站建设工作科学与有序开展。LNG加气站的位置对于其经济性具有重要影响，因此要做好LNG加气站的合理选址布局。
由于LNG潜在的市场主要集中在长途运输的重型卡车，因此有必要在货车途经的国道及一些区县重点联络道路和高速路上建设LNG加气站，以形成跨地域的清洁能源走廊。以市场和效益为导向，充分利用高速公路、国家干线公路、客货站场、港口、物流园区的优势规划建设加气站，尽快形成城际天然气客货运输车辆加气站网络，充分利用三大石油企业的加油站网络，改造形成油气综合加气站网络。
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