謝旭光 孫楠

（中海石油氣電集團(tuán)有限責(zé)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(fèi)結(jié)構(gòu)從高碳化石能源向可再生資源發(fā)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(shí)現(xiàn)碳中和的目標(biāo)離不開天然氣［1］。目前我國天然氣對外依存度高達(dá)42%，其中進(jìn)口天然氣中占比60%是通過進(jìn)口LNG 實(shí)現(xiàn)的。而且，全球碳中和革命已經(jīng)開始影響中亞各國，導(dǎo)致中亞各國優(yōu)先將天然氣用于本國發(fā)展，必將造成我國中亞進(jìn)口管道氣不足的問題發(fā)生［2］。因此，進(jìn)口LNG 在未來我國能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型中的作用更加重要。截至2023 年8 月，我國投產(chǎn)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(jìn)口LNG 產(chǎn)業(yè)鏈的重要基礎(chǔ)設(shè)施，在天然氣產(chǎn)業(yè)鏈溫室氣體減排中具有不可或缺的地位。

國內(nèi)學(xué)者對基礎(chǔ)設(shè)施的低碳化改造主要集中在終端利用領(lǐng)域，許文強(qiáng)等（2019年）基于LEAP模型對廣東省城鎮(zhèn)進(jìn)行碳排放趨勢分析，提出近零碳排放區(qū)示范工程建設(shè)的階段性目標(biāo)和重點(diǎn)減排措施［3］；王晶晶等（2021 年）基于變權(quán)理論對近零碳排放園區(qū)進(jìn)行綜合評價，深入表述了園區(qū)近零碳發(fā)展的動態(tài)性特征［4］；李濤等（2022 年）提出基于新能源電力的源網(wǎng)荷儲一體化配置方案，完全滿足園區(qū)用電需求，有效降低了園區(qū)外購入電力隱含的碳排放［5］；孟海燕等（2022 年）設(shè)計了綜合互補(bǔ)利用光伏、風(fēng)電和地?zé)徇@三種可再生能源、建立統(tǒng)一的電、氣、冷、熱耦合網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)園區(qū)凈零碳排放［6］；王建賓等（2023 年）介紹了農(nóng)業(yè)園區(qū)綜合能源服務(wù)系統(tǒng)，加之電儲能系統(tǒng)和碳匯項(xiàng)目，實(shí)現(xiàn)園區(qū)的綠色、低碳運(yùn)營［7］。

隨著油氣行業(yè)積極實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)，作為LNG 遠(yuǎn)洋貿(mào)易的終端設(shè)施，LNG 接收站是LNG 產(chǎn)業(yè)中的重要環(huán)節(jié)，對于保障我國天然氣供應(yīng)安全起到不容忽視的作用，天然氣從業(yè)者對LNG 接收站的低碳化改造應(yīng)該給予了充分的關(guān)注。

目前國內(nèi)外專家學(xué)者較少針對LNG 接收站如何實(shí)現(xiàn)低碳化改造提出規(guī)劃或?qū)嵤┓桨??；趪鴥?nèi)外專家學(xué)者對LNG 產(chǎn)業(yè)鏈基礎(chǔ)設(shè)施碳減排計算的成果及低碳產(chǎn)業(yè)園區(qū)研究的基礎(chǔ)上，針對LNG 接收站場區(qū)實(shí)現(xiàn)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(fèi)產(chǎn)生的經(jīng)濟(jì)性影響。

1 LNG接收站低碳化改造實(shí)施方案

根據(jù)《商品和服務(wù)在生命周期內(nèi)的溫室氣體排放評價規(guī)范：PAS 2050：2008》碳足跡盤查標(biāo)準(zhǔn)，我國進(jìn)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(fā)電用氣、運(yùn)輸車輛排放等；范圍二的電力間接排放為外購入電力產(chǎn)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(chǎn)生的排放。最新溫室氣體排放國際標(biāo)準(zhǔn)ISO 14064-2018 版對范圍三排放進(jìn)行了歸類，每一部分又有細(xì)分領(lǐng)域，頗為復(fù)雜，一般情況下企業(yè)在做碳核算和定減排目標(biāo)時不考慮范圍三排放［8］。因此重點(diǎn)是針對LNG 接收站20 年運(yùn)營期所產(chǎn)生的范圍一和范圍二碳排放進(jìn)行評估分析并提出解決方案。根據(jù)《PAS2060：2010》碳中和認(rèn)證標(biāo)準(zhǔn)，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(jìn)行低碳化改造實(shí)施方案設(shè)計。該LNG 接收站加工能力480 × 104t／a，在20年運(yùn)營周期內(nèi)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(yùn)營周期內(nèi)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(chǎn)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(jié)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(jié)能降碳主要是通過采用節(jié)能技術(shù)，優(yōu)化工藝設(shè)備選型、提高能源利用效率等措施以減少LNG 接收站耗電量?？稍偕茉措娏μ娲峭ㄟ^在LNG 接收站站場內(nèi)部建設(shè)可再生能源設(shè)施，以該設(shè)施產(chǎn)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(shè)方案：①利用接收站的冷能進(jìn)行發(fā)電，從而降低接收站外購電需求；②依據(jù)接收站的空間地理位置布局，投資建設(shè)分布式光伏、風(fēng)電、壓差發(fā)電和波浪能電站，并配以化學(xué)儲能裝置，為LNG接收站提供更多綠色電力。

1.1 節(jié)能降碳措施

基于現(xiàn)場調(diào)研，LNG 接收站可以采取的節(jié)能降碳措施有以下兩類：一類是節(jié)能措施，包括優(yōu)化氣態(tài)外輸模式、優(yōu)化液態(tài)外輸模式和主要耗能設(shè)備采用變頻技術(shù)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(jié)能措施

優(yōu)化供氣模式使得以更低的能量消耗實(shí)現(xiàn)穩(wěn)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(jī)、高壓壓縮機(jī)等關(guān)鍵耗能設(shè)備匹配額定負(fù)荷運(yùn)行，提高關(guān)鍵耗能設(shè)備的運(yùn)行效率，實(shí)現(xiàn)項(xiàng)目整體能耗優(yōu)化。對于優(yōu)化液態(tài)外輸模式，就是根據(jù)項(xiàng)目低壓壓縮機(jī)運(yùn)行情況，在兼顧運(yùn)輸效率的情況下，合理安排槽車裝車計劃，使得低壓管網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行、低壓壓縮機(jī)運(yùn)行工況最優(yōu)化［10］。當(dāng)部分設(shè)備運(yùn)行工況無法實(shí)現(xiàn)運(yùn)營模式優(yōu)化時，主要能耗設(shè)備可以考慮采用變頻技術(shù)，減少設(shè)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(shù)措施主要為低碳火炬技術(shù)、甲烷回收技術(shù)、新能源車輛替換等。

（1）低碳火炬技術(shù)

對LNG 接收站火炬的長明燈實(shí)施低碳化改造，在保證安全和符合國家規(guī)范的前提下，通過操作模式優(yōu)化實(shí)現(xiàn)火炬低碳化運(yùn)行。前提是必須保證有可靠的檢測手段和點(diǎn)火手段，保證LNG 接收站發(fā)生事故時，可以提前“通知”火炬系統(tǒng)自動點(diǎn)燃所有長明燈。通常的檢測手段有在離火炬最遠(yuǎn)的上游火炬氣火炬氣管道設(shè)置檢測儀表，包括壓力、溫度、流量等?？煽康狞c(diǎn)火手段是指提高長明燈的高壓點(diǎn)火器的安全性和可靠性，后續(xù)可以開發(fā)新型長明燈點(diǎn)火器，提高長明燈點(diǎn)火的絕對可靠，從而實(shí)現(xiàn)火炬系統(tǒng)的近零排放。

（2）甲烷回收技術(shù)

目前CH4減排已經(jīng)成為應(yīng)對氣候變化和實(shí)現(xiàn)碳中和目標(biāo)的重要命題，獲得相關(guān)政府部門和業(yè)界的高度關(guān)注。中國油氣行業(yè)已經(jīng)成立甲烷控排聯(lián)盟，在生態(tài)環(huán)境部的大力支持下開展工作，采取積極的應(yīng)對措施：①提高CH4控排意識，不斷完善與甲烷控排相關(guān)的內(nèi)部標(biāo)準(zhǔn)、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(nèi)逐步采用實(shí)測技術(shù)來提升甲烷排放監(jiān)控數(shù)據(jù)的準(zhǔn)確性，比如使用云臺激光甲烷監(jiān)測系統(tǒng)等先進(jìn)技術(shù)；③LNG接收站配置槽車余壓回收設(shè)備（該設(shè)備工作基本原理是抽取槽車罐內(nèi)的BOG 氣體，使其壓力下降至灌裝工藝允許范圍內(nèi)），所有入場車輛需使用站內(nèi)的余壓回收設(shè)備進(jìn)行余壓回收，這個措施不但有效減少了廠區(qū)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(yù)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(dāng)于幫助社會減排超過30×104t CO2。

（3）運(yùn)營車輛替換為新能源動力

LNG 接收站生產(chǎn)支持環(huán)節(jié)涵蓋運(yùn)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(qū)分布式能源的電力車輛進(jìn)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(jié)能降碳措施基礎(chǔ)之上，還需要針對LNG 接收站外購電力的碳排放高的情況進(jìn)行優(yōu)化，優(yōu)化的主要措施就是采用可再生能源進(jìn)行外購電力替代。

基于目前我國可再生能源發(fā)展技術(shù)水平，LNG接收站在實(shí)現(xiàn)低碳化改造過程中可以采用的技術(shù)手段包括冷能發(fā)電、風(fēng)電、光伏、波浪能、壓差發(fā)電等可再生能源，考慮這些可再生能源供應(yīng)的不穩(wěn)定性，需要配套化學(xué)儲能設(shè)施。該LNG 接收站擬采取冷能發(fā)電、分布式光伏及風(fēng)電、壓差發(fā)電和波浪能發(fā)電多能互補(bǔ)可再生能源系統(tǒng)，布局如圖1所示，配以化學(xué)儲能裝置，實(shí)現(xiàn)廠區(qū)電能穩(wěn)定供應(yīng)。

圖1 LNG接收站分布式能源分布示意圖

1.2.1 冷能發(fā)電

近幾年LNG 工業(yè)的迅速發(fā)展，為LNG 冷能的回收利用奠定了良好的基礎(chǔ)［11］。接收站冷能發(fā)電技術(shù)通過將LNG 氣化過程中的部分冷能通過發(fā)電方式實(shí)現(xiàn)能量梯級化利用［12］。目前經(jīng)濟(jì)可行的冷能發(fā)電工藝包括直接膨脹法、二次媒體法（朗肯循環(huán)）、混合法及其他組合型工藝。在現(xiàn)存幾種冷能發(fā)電技術(shù)中，利用二次媒體法的低溫朗肯循環(huán)發(fā)電裝置工藝簡單，投資較少，同時朗肯循環(huán)中不需外界功輸入，減少了系統(tǒng)本身能耗。結(jié)合目前我國LNG 接收站特點(diǎn)（如外輸管網(wǎng)壓力較高，普遍在7 MPa 以上，直接膨脹法和聯(lián)合法不適用），以IFV 裝置為基礎(chǔ)的低溫朗肯循環(huán)冷能發(fā)電裝置，增量投資小，對現(xiàn)階段LNG 接收站項(xiàng)目適用性較強(qiáng)。二次媒體法以低溫狀態(tài)的LNG 作為冷凝介質(zhì)，通過熱交換器降低做功冷媒體溫度，造成做功冷媒與環(huán)境溫度直接產(chǎn)生足夠的溫度差，從而實(shí)現(xiàn)做功發(fā)電。冷能利用效率根據(jù)環(huán)境溫度不同在18%～36%之間，平均每噸LNG發(fā)電量在15 kW·h［13］。

根據(jù)LNG接收站建設(shè)進(jìn)度和外輸氣量安排（表2）開展冷能利用項(xiàng)目規(guī)劃，有利于與接收站進(jìn)行同步規(guī)劃、設(shè)計和建設(shè)，對接收站的系統(tǒng)改造和平穩(wěn)運(yùn)營影響最小。

表2 LNG接收站天然氣外輸參數(shù)表

冷能發(fā)電項(xiàng)目分兩階段建設(shè)，每階段設(shè)計規(guī)模為5 000 kW 透平發(fā)電機(jī)組件，冷能發(fā)電裝置的主要設(shè)備有氣化外輸能力為175 t／h 的中間介質(zhì)氣化器，丙烷循環(huán)泵功率為155 kW，流量350 m3／h?？紤]LNG 流量、海水溫度、壓力等因素，依據(jù)氣化器175 t／h的LNG氣化量、當(dāng)?shù)睾Ｋ畼O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(jìn)行測算，預(yù)計發(fā)電功率在1 510.8～4 188.5 kW 之間，平均為3 052.23 kW。LNG 冷能發(fā)電可實(shí)現(xiàn)高品質(zhì)冷能的高效轉(zhuǎn)化，預(yù)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(jìn)一步節(jié)能減排、提高能效的重要手段。根據(jù)已經(jīng)投產(chǎn)的同類型項(xiàng)目估算，該項(xiàng)目投資約2億元。

表3 LNG冷能發(fā)電項(xiàng)目理論發(fā)電量表

1.2.2 分布式光伏

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

根據(jù)LNG 接收站的實(shí)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(shè)備的廠房屋頂鋪設(shè)分布式屋頂光伏，在2個近海海域鋪設(shè)海上固定式光伏，以400 Wp 單晶硅固定式光伏為例進(jìn)行估算（表4），可知該LNG接收站分布式光伏總裝機(jī)容量約18 MW，系統(tǒng)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(xiàng)目隨LNG 接收站于2026 年投產(chǎn)，光伏組件年發(fā)電小時數(shù)首年按1 300 h 計，考慮到次年發(fā)電衰減2.5%，第三年后逐年衰減0.6%，投產(chǎn)后關(guān)鍵年份發(fā)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(fā)電量及碳減排量測算表

1.2.3 分散式小型風(fēng)電

分散式小型風(fēng)力發(fā)電采取“分散式并網(wǎng)”的方式可以充分利用風(fēng)能并適應(yīng)LNG 接收站地理形勢，且距離負(fù)荷側(cè)較近，減少風(fēng)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(xiàng)目紅線以內(nèi)，圍繞項(xiàng)目紅線按照每10 m 安裝一個裝機(jī)容量為20 kW 的垂直軸風(fēng)電（表6），假定風(fēng)電項(xiàng)目于2026年投產(chǎn)，年平均利用小時數(shù)按照2 300 h 計，可知該LNG 接收站分散式風(fēng)電總裝機(jī)容量約4.2 MW，系統(tǒng)造價約0.42 億元，單位造價約10元／W。

表6 20 kW分散式風(fēng)電安裝測算表

1.2.4 天然氣壓差發(fā)電

天然氣在生產(chǎn)、運(yùn)輸?shù)倪^程中伴隨著高壓和低壓的相互轉(zhuǎn)換，其中蘊(yùn)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(yùn)行小時數(shù)8 040 h，則理論年均發(fā)電量可達(dá)4 109 × 104kWh［17］。根據(jù)該LNG 接收站輸氣特點(diǎn)，在遠(yuǎn)方運(yùn)輸目的地的分輸站設(shè)計壓差發(fā)電項(xiàng)目，與國家電網(wǎng)簽訂電量互換協(xié)議，在當(dāng)?shù)仉娏κ袌鰧?shí)現(xiàn)銷售，在LNG 接收站端獲得補(bǔ)償電量。該壓差發(fā)電項(xiàng)目根據(jù)運(yùn)輸氣量負(fù)荷增長情況可以分兩階段建設(shè)，每階段隨終端市場分輸站同期設(shè)計建設(shè)，設(shè)計規(guī)模為500 kW 雙轉(zhuǎn)子膨脹機(jī)，預(yù)計年凈回收電能共計約821×104kWh（表7）。項(xiàng)目投資約1億元。

表7 雙轉(zhuǎn)子膨脹發(fā)電機(jī)理論發(fā)電量表

1.2.5 波浪能發(fā)電

波浪能發(fā)電技術(shù)日益成熟，已發(fā)展至海況示范研究階段，部分裝置已進(jìn)入商業(yè)化運(yùn)營期［18］。近年來，基于摩擦納米發(fā)電機(jī)波浪能發(fā)電技術(shù)因成本低廉、結(jié)構(gòu)簡單和易制造等優(yōu)點(diǎn)成為具有巨大潛力的新型發(fā)電技術(shù)。Ping 等（2019 年）利用納米摩擦發(fā)電球把波浪能轉(zhuǎn)化為電能。該研究成果顯示，發(fā)電小球是一個外部直徑約8厘米的中空塑料球（圖2）。內(nèi)部硅膠內(nèi)核與內(nèi)壁在波浪驅(qū)動下摩擦發(fā)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(zhuǎn)移效率比較高，每立方米功率為20 W～75 W。

圖2 納米摩擦發(fā)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(fā)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(shù)8 760 h，則理論潛在發(fā)電量約9 198×104kWh。隨著波浪能發(fā)電裝置朝著大型化、陣列化方向發(fā)展，發(fā)電成本可以顯著降低。按照所需最大波浪能發(fā)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(xiàng)投資約3億元。

表8 關(guān)鍵年份波浪能發(fā)電理論所需發(fā)電量表 單位：104kW·h

1.2.6 化學(xué)儲能

按照目前我國化學(xué)儲能行業(yè)的發(fā)展態(tài)勢，每年鋰離子電池投資成本下降約10%，預(yù)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(fā)改委、能源局的《“十四五”新型儲能發(fā)展實(shí)施方案》，預(yù)計我國在2025年化學(xué)儲能項(xiàng)目的投資成本將接近450元／kW·h。為實(shí)現(xiàn)該LNG接收站可再生能源存儲，針對光伏、風(fēng)能和波浪能在高峰時刻多余電量采用化學(xué)儲能方式實(shí)現(xiàn)存儲，以保障3天使用量進(jìn)行計算，即115×104kW·h。以此計算該LNG接收站化學(xué)儲能投資約5.2億元。

2 增加可再生能源設(shè)施對LNG 接收站的經(jīng)濟(jì)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(shù)據(jù)為例，考慮為實(shí)現(xiàn)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(shè)施、部分外購綠電＋部分增加可再生能源設(shè)施，并分析了這三種方案對該LNG接收站的經(jīng)濟(jì)性影響。

2.1 LNG接收站基本投資與成本參數(shù)設(shè)定

本次研究用于計算的LNG 接收站，建設(shè)投資約為84 億元，項(xiàng)目建設(shè)期3 年。該項(xiàng)目以收取加工費(fèi)的方式實(shí)現(xiàn)投資回收，加工費(fèi)核定采用項(xiàng)目全投資內(nèi)部收益率（稅后）8%作為計算依據(jù)。

若外購電全部采用綠電，其主要經(jīng)營成本的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)如下表9 所示。以現(xiàn)金流折現(xiàn)法進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評價，其計算步驟為：①在項(xiàng)目外購電完全采用綠電時（按照當(dāng)?shù)?.612 4 元／kWh 電價基礎(chǔ)上0.08 元／kWh 綠色電力溢價計算，項(xiàng)目綠電成本約0.692 4 元／kWh），按照滿足8%的全投資內(nèi)部收益率（稅后）對此時項(xiàng)目達(dá)產(chǎn)年運(yùn)營成本進(jìn)行計算；②將可再生能源增加投資計入項(xiàng)目投資成本增加，對項(xiàng)目實(shí)現(xiàn)低碳化改造考慮前后的投資成本及運(yùn)營成本變化進(jìn)行對比分析；③將可再生能源增加投資計入項(xiàng)目運(yùn)營成本，分析其對項(xiàng)目投資回報的影響。

表9 LNG接收站主要經(jīng)營成本基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表

2.2 增加可再生能源設(shè)施對LNG接收站投資的影響

LNG 接收站通過同步建設(shè)可再生能源設(shè)施來實(shí)現(xiàn)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(shè)計同時施工同時投入運(yùn)行，確保LNG 接收站在運(yùn)營過程中實(shí)現(xiàn)低碳化改造?；蛘撸ㄟ^部分外購綠電，再加上部分增加可再生能源設(shè)施的方式實(shí)現(xiàn)，即不采取波浪能發(fā)電，該部分電力供應(yīng)采用外購綠電的方式實(shí)現(xiàn)。

2.3 增加可再生能源設(shè)施對LNG 接收站經(jīng)營成本的影響

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

表10 可再生能源設(shè)施投資一覽表 單位：億元

表11 LNG接收站外購綠電對經(jīng)營成本的影響表 單位：萬元

表12 LNG接收站可再生能源設(shè)施全部增加對經(jīng)營成本的影響表 單位：萬元

表13 增加部分可再生能源設(shè)施＋外購綠電對經(jīng)營成本的影響表 單位：萬元

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

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

2.4 增加可再生能源設(shè)施對LNG接收站加工費(fèi)的影響

當(dāng)項(xiàng)目全部采用外購綠電時，按照8%的全投資內(nèi)部收益率（稅后）計算的加工費(fèi)約為0.211 3 元／m3；當(dāng)考慮建設(shè)全部可再生能源設(shè)施時，那么此時LNG 加工費(fèi)將升高至0.229 1 元／m3；如果項(xiàng)目采用部分可再生能源設(shè)施（放棄波浪能發(fā)電）＋部分外購綠電，LNG 加工費(fèi)將升高至0.233 6 元／m3，這意味著在三個LNG 接收站實(shí)現(xiàn)低碳化改造方案中，建設(shè)全部采用綠電是經(jīng)濟(jì)性最好的方案，建設(shè)部分可再生能源設(shè)施（放棄波浪能發(fā)電）＋部分外購綠電方案是三個方案中經(jīng)濟(jì)性最差的方案。

考慮到這些可再生能源設(shè)施投資的不確定性，對增加設(shè)施的投資進(jìn)行敏感性分析，當(dāng)項(xiàng)目增加投資在±10%、±20%范圍內(nèi)變化時，LNG加工費(fèi)變化情況如下表14所示，其變化率在±2.5%之間。

表14 基準(zhǔn)收益率下可再生能源設(shè)施對LNG加工費(fèi)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(jìn)行綠電價格敏感性分析，當(dāng)綠電價格在±10%、±20%范圍內(nèi)變化時，LNG加工費(fèi)變化情況如表15所示，其變化率在±1.18%之間。

表15 基準(zhǔn)收益率下綠電價格對LNG加工費(fèi)敏感性分析表

3 結(jié)論和建議

分析了LNG 接收站實(shí)現(xiàn)低碳化改造措施，節(jié)能降碳和利用可再生能源替代外購電力，并進(jìn)一步對比分析了外購綠電、增加可再生能源設(shè)施方案對接收站項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性影響，研究結(jié)論顯示我國進(jìn)口LNG 接收站可以通過增加可再生能源設(shè)施和外購綠電實(shí)現(xiàn)低碳化改造，但根據(jù)目前我國技術(shù)發(fā)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(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性影響最小。若采用可再生能源替代外購電力方案，將導(dǎo)致LNG 加工費(fèi)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(jié)論，提出如下建議：

（1）為實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)，我國進(jìn)口LNG 接收站應(yīng)實(shí)施低碳化改造，采用節(jié)能降碳技術(shù)，優(yōu)化氣態(tài)、液態(tài)外輸方案，采用低碳排火炬，實(shí)施甲烷回收。

（2）針對外購電力間接碳排放高，優(yōu)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(shè)施替代外購電的方案。但此時需要國家提供相應(yīng)的支持政策，比如類比海洋油氣開發(fā)對臨海海域使用開發(fā)權(quán)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(shè)施與岸線之間的臨海海域開發(fā)權(quán)。