SHPGX导读：当前，LNG面临怎样的发展形势？未来，面对能源转型的纵深推进和绿色燃料技术的进步，LNG前景如何？绿色低碳背景下，采取何种措施更有利于LNG提升市场竞争力？
当前，全球气候变化形势严峻，绿色低碳和能源转型已成为国际共识。绿色甲醇、绿氨、绿氢等绿色燃料凭借兼具较高的能量密度和零碳属性，成为未来极具前景的低零排放燃料解决方案。
可以预见，伴随着全球化的绿色低碳转型浪潮，绿色燃料将在未来的新型能源体系中扮演非常重要的角色。不过，绿色燃料的兴起也将对被誉为“最清洁的化石燃料”的LNG（液化天然气）造成冲击。
当前，LNG面临怎样的发展形势？
未来，面对能源转型的纵深推进
和绿色燃料技术的进步
LNG前景如何？
绿色低碳背景下，采取何种措施
更有利于LNG提升市场竞争力？
LNG仍是重要的过渡能源
绿色燃料的兴起对LNG市场形成冲击
但LNG作为成熟度高、
成本相对可控的低碳能源
短期内仍将是减排降碳的重要过渡能源
LNG，主要成分是甲烷，一般作为燃料被广泛应用于交通、工业等领域。与传统燃油相比，LNG燃料基本不产生氮氧化物或硫氧化物排放，且碳排放量减少20%~30%，减污降碳的效果十分突出。
业内目前尚没有对“绿色燃料”形成统一的定义，但其通常表现出以下几个特点：
一是可再生性，即绿色燃料的生产来自于可再生的自然资源，如太阳能、风能、水能等，这些资源在自然界中广泛存在，且可以持续利用，有利于可持续发展。
二是清洁性，绿色燃料在生产和使用的过程中不会产生污染物，对环境的影响较小。
当前，关注度较高的绿色燃料包括绿色甲醇、绿氨、绿氢等。
绿色甲醇
甲醇在常温常压下呈液态，便于储运和使用，且甲醇发动机的改造技术成熟，改造成本较低，因此甲醇被认为是理想的替代燃料。绿色甲醇生产主要采用电解质提取法和生物质提炼法。但绿色甲醇的劣势较为明显，绿色甲醇生产所需的绿氢、绿碳、生物质等全部为可再生原料，在收、储、运环节的成本均较高。同时，绿色甲醇的规模化供应能力不足，推广使用受限。
近日，国际航运巨头马士基与多家公司洽谈建造、租入LNG双燃料船的讯息引发业界震动。马士基长期作为绿色甲醇燃料坚定的倡导者，突然转向LNG燃料路线，反映了当下绿色甲醇所面临的困境。
绿氨
绿氨是指受风能、太阳能等可再生能源驱动，由绿电制取的绿氢与从空气中分离得到的氮在一定工艺条件下合成的氨。由于氨燃料本身的特性，如燃烧速度慢、有较强的毒性和金属腐蚀性等，氨燃料动力装置的研发需应对技术突破难、安全保障难等多方面挑战，目前尚不成熟。
绿氢
绿氢主要通过可再生能源发电进行电解水制取。作为零碳燃料，绿氢兼具燃烧极限范围宽、点火能量低、火焰传播速度快等优点，且其燃烧后的唯一产物是水，没有任何污染，因此也被称为人类的终极绿色能源。绿氢具有诸多优点，却难以储存和运输，且与空气混合后易发生爆燃，安全风险相对较高。
尽管绿色甲醇、绿氨、绿氢等绿色燃料的兴起对LNG市场形成冲击，但由于其技术经济成熟度较低，现阶段尚不具备大规模替代的能力。LNG作为成熟度高、成本相对可控的低碳能源，短期内仍将是减排降碳的重要过渡能源。长期来看，随着可再生能源规模的扩大、合成效率的提升以及生产成本的降低，绿色燃料基于其零碳排放属性，发展前景将更为广阔。
LNG产业行情短期仍看涨
天然气消费需求取决于能源转型的速度
当前，天然气消费市场依旧繁荣
由于全球天然气资源分布不均、供给与消费市场不匹配，且LNG与管道气相比具有运输灵活的优点，跨区域的资源配置需求极大推动了LNG工业的快速发展。目前，LNG工业已建立起覆盖上游生产、中游运输、接收及储运、下游消费的完整产业体系。
上游生产
截至2023年底，全球在运营的天然气液化项目产能合计约4.6亿吨/年，在建或通过FID（最终投资决定）的液化产能约2.2亿吨/年，此外还有约10.2亿吨/年的潜在液化产能处于FID前期阶段。
中游运输、接收及储运
为了满足日益增长的LNG贸易运输需求，全球LNG运输能力持续提升。截至2023年底，全球共有LNG运输船689艘，其中包括47艘FSRU（浮式储存和再气化装置）和8艘FSU（浮式储存装置），另有在建LNG运输船359艘。能源转型趋势叠加全球局势因素影响下，欧亚地区LNG需求增加，LNG接卸能力加快增长。截至2023年底，全球LNG接卸能力合计达到10亿吨/年。与此同时，伴随着大批LNG接收站项目的建成投产，全球LNG储存能力保持较快增长。截至2023年底，全球LNG储存能力达到8139万立方米，较上年增加715万立方米，其中中国贡献最大增量。
下游消费
2023年全球天然气消费量近4万亿立方米，全球市场缓慢复苏，中国、印度贡献主要增量。伴随着新兴经济体市场的崛起和工业化转型，电力和工业部门用气是拉动天然气消费增长的主要驱动因素。但在全球化减碳进程中，传统的天然气消费市场逐渐转向电气化或更为低碳的清洁能源，生存空间受到挤压。长期来看，天然气消费需求取决于能源转型的速度。
国内LNG产业发展迅速
我国LNG工业
包括LNG运输船、接收站、
储罐、下游消费等领域
均迅速发展
我国LNG工业起步相对较晚，但发展较快。2001年，国内首座商业化运营的LNG装置建成，拉开了中国LNG供气的序幕。2006年，国内第一座LNG接收站——由中国海油与bp等合作方合资建设的广东大鹏LNG接收站建成投产，成功开辟了进口LNG的海上通道。
自此，我国LNG工业进入快速发展时期，产业体系逐步建立完善，在我国能源供应保障和能源结构转型中发挥了重要作用。截至2023年底，我国已投运LNG项目261个，液化产能合计1.84亿立方米/天，多分布于油气资源相对集中的西北、华北地区，其中，内蒙、陕西、山西三省合计产能占比近60%。
LNG运输船
我国LNG运输船建造实力全球领先。目前全球获得法国GTT许可，能够建造全尺寸LNG运输船的船厂仅有8家，我国沪东中华造船厂、江南造船厂、大船集团、扬子江船业、招商工业5家船厂榜上有名。沪东中华造船厂是国内首家具备大型LNG运输船自主建造能力的船企。2024年4月，该船厂成功拿下全球最大订单——卡塔尔能源18艘全球最大27.1万立方米超大型LNG运输船项目，充分展示了我国在大型LNG运输船设计建造方面的领先地位。
LNG接收站
随着LNG接收站密集投产，市场竞争日趋激烈。截至2023年底，我国已投产LNG接收站28座，总接卸规模1.23亿吨/年，主要分布在京津冀、长三角和珠三角地区。国家管网、中国海油、中国石油、中国石化接卸能力分别为2760万吨/年、2560万吨/年、2060万吨/年和1780万吨/年，占比分别为22%、21%、17%和14%。除此之外，地方国有企业、民营企业纷纷布局LNG接收市场，接收站运营主体日益多元化。
LNG储罐
我国LNG储罐能力大幅提高，调峰保障能力显著提升。截至2023年底，我国已投产LNG接收站储存能力合计达1708万立方米，较2022年底增加303万立方米。目前，中国海油在超大型LNG储罐自主设计和建造领域居世界领先水平。2024年6月，我国自主设计建造的全球单罐容量最大的LNG储罐群——中国海油盐城“绿能港”项目6座27万立方米LNG储罐在江苏盐城全部建设完工，标志着我国规模最大的LNG储备基地全面建成。
LNG下游消费
2023年，国内LNG消费呈明显恢复态势，全年LNG消费量约3632万吨。分地区看，西北、华北、华东、华南地区消费量较大，分别为774万吨、770万吨、756万吨和657万吨，占比分别为21.3%、21.2%、20.8%和18.1%。分板块看，车船加注和工业燃料仍是LNG消费两大主要领域，其中，交通用气量1624万吨，占比44.7%；工业燃料用气量1104万吨，占比30.4%；城市燃气用气量756万吨，占比20.8%；发电用气量149万吨，占比4.1%。
LNG应加快脱碳步伐
目前来看，LNG脱碳
主要包括两条路径：
LNG与CCS（碳捕集与封存）
技术相结合、
在LNG供应链各环节减少碳排放
LNG被认为是最清洁的化石燃料，但其也存在一些固有缺点，如与绿色燃料相比，LNG的减碳效果不够理想，供应链各环节也存在一定程度的甲烷滑脱。绿色能源转型背景下，LNG脱碳之路势在必行。
目前来看，LNG脱碳主要包括两条路径：一是LNG与CCS技术相结合，二是在LNG供应链各环节减少碳排放。
LNG与CCS技术相结合，可以从天然气液化前的原料气中捕集二氧化碳，也可以从燃烧后的烟气中捕集二氧化碳。一般认为，前者更具成本优势，这是因为作为LNG项目的原料，天然气在进入低温系统液化前必须去除二氧化碳，以防止其冻结并形成堵塞。因此，用于捕获原料气中二氧化碳的酸性气体去除装置不会产生额外的成本。Venture Global目前正在其LNG项目中开发CCS，目标是每年捕获和储存约50万吨碳。
减少LNG供应链各环节碳排放则涉及LNG的生产、运输和使用。生产环节中，一些LNG项目围绕减碳方案进行了创新实践。如挪威Hammerfest LNG、美国Freeport LNG引入了全电动概念，使用电动机驱动液化压缩机，并与当地电网相连。该电网电力组合的一部分来自可再生能源，由此可显著减少液化过程中的碳排放。运输环节同样通过优化船舶设计、使用低碳燃料、优化运行路线等方式取得了良好的减碳效果。使用环节的碳排放主要来自从燃气发动机燃烧室逸出的未充分燃烧的碳氢化合物，碳排放的降低依赖燃气发动机系统、燃烧技术等的进步，现阶段实施难度较大。
总体来看，LNG在生产和运输环节的减碳措施相对容易，使用环节则有待进一步加大技术创新。
绿色能源转型趋势愈发明显
LNG想要提升竞争力
脱碳刻不容缓
而随着脱碳效果的提升
LNG也必将展现更大的价值
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