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我国LNG进口或迎最大降幅 “能源快递”仍占据重要地位
2022年11月15日
清洁、高效且用途广泛的LNG
LNG主要成分是甲烷，是最干净的化石能源。LNG无色、无味、无毒且无腐蚀性，体积约为同量气态天然气体积的1/625，液化天然气的质量仅为同体积水的45%左右。
气田生产的天然气净化经压缩、冷却至其凝点温度-161.5摄氏度后变成液体，通常液化天然气储存在-161.5摄氏度、0.1兆帕左右的低温储存罐内，需要用专用船或油罐车运输，使用时重新气化。20世纪70年代以来，全球LNG产量和贸易量迅速增加。
在注重环境保护的背景下，使用天然气这种清洁高效的能源，有助于优化能源消费结构、实现可持续发展。
可以说，LNG的应用实际上就是天然气的应用，但由于其特性，LNG又比天然气有着更广泛的用途。除了用电厂、工厂、家庭用户的燃料，LNG所含的甲烷可用于制造肥料、甲醇溶剂及合成醋酸等化工原料；所含的乙烷和丙烷可经裂解而生成乙烯及丙烯，是塑料产品的重要原料。
此外，超低温的LNG在大气压力下转变为常温气态的过程中，还能提供大量的冷能，将这些冷能回收，可以在利用空气分离制造液态氧、液态氮，制造液化二氧化碳、干冰，发电，制作冷冻食品，建造冷冻仓库，以及橡胶、塑料、铁屑等产业废弃物的低温破碎处理等领域发挥作用。
LNG在天然气进口中占据重要地位
伍德麦肯兹天然气与液化天然气研究团队的研究报告预测，2022年我国LNG进口量比去年将下降18%，或迎来自2006年首次进口LNG以来的最大降幅，这一数据在2015年出现首次下降，但仅下降了1%。
目前，我国天然气进口主要有管道气及LNG两大来源。今年1~8月，我国进口LNG4064万吨，同比下降21.3%，高昂的进口成本抑制了中国的液化天然气需求，进口管道气显现出成本优势，增速超过LNG。
即使在这样的背景下，相比管道气，LNG资源仍在现在及未来一段时间内占据重要地位，因为其更契合国内天然气发展特点，潜力较大，其中最显著的优势是，LNG进口更具可行性。天然气进口管道从规划到建成投产历时较久，且多受地缘因素及国际政治环境限制，限制了从产地到终端的触及范围，而LNG运输方式的优化与便捷，使其贸易属性更加鲜明。虽然受疫情及低碳政策等影响，全球范围对油气领域投资力度有所减少，目前能源供需失衡现象明显，但预计随着疫情逐渐得到控制，未来几年全球天然气资源供应仍将回到充裕状态。
LNG接收站还是一种储气调峰设施，虽然80%的LNG进口资源是通过长约进口，但在国内天然气供应相对紧张时，可以通过接收站临时采购国际现货资源来弥补供应缺口。这对当下储气调峰能力薄弱的国内市场尤为重要。
东部地区为我国主要的天然气消费地区，而我国天然气资源及管道气进口资源主要来自西部，天然气资源调配成本较高。LNG接收站则普遍位于东部沿海，这将有效缓解我国天然气资源及利用分配不均的矛盾，降低调配成本。
同时，LNG接收站的公平开放将逐渐常态化，利好下游终端参与上游资源竞争，国内天然气市场化改革福利将在LNG进口领域得到最直接的体现。
中国石化企业确保LNG安全接卸
大型LNG船舶接卸具有操作难度大、卸货时间长、夜间操作流程多等特点，在接卸LNG过程中，尤其需要注意在安全操作、设备完整性、接卸环节衔接等方面保持高效平稳运行。此外，海外新冠肺炎疫情的严峻态势也给LNG接收站管理带来较大压力，须格外重视“外防输入”，做好严防严控。
保障天然气安全平稳供应是LNG接收站的首要责任，必须以“安全高效完成每艘次LNG船舶接卸作业”为工作主线，不断完善安全保障措施、持续夯实安全管理基础，全方位提升码头接转能力和生产保供能力。
持续优化接卸作业环节，加强安全风险管控。天然气分公司青岛LNG接收站不断改善通航条件，进一步提高通航效率、提升码头接卸能力，提前预判联动，妥善应对雨雪、大风等天气带来的不利影响；持续提高船舶接卸效率，做细做实做优“接船程序标准化、标准程序表单化”，对每艘次船舶接卸工作均分析风险、细化流程，做好“手指口述”操作、应急处置培训，确保安全风险分析到位、安全操作到位、应急联动到位，实现安全风险全方位管控。
持续防疫动态优化，严把外防输入关。青岛LNG接收站升级完善“多位一体化”疫情防控体系，发挥上中下游防疫协同联动机制，综合研判船舶引航、靠泊、安检、卸货作业、离泊等20多项接卸作业环节中的疫情防控要点，形成“一船一案”；严抓防疫细节，严守码头登船梯口防线，严格管控人员通行，并注意保持安全距离，严格执行“零接触”卸船，卸船主管于接船作业期间全程在值班室值守，充分做好第一时间与船方进行联动响应准备，提升船岸联动应急响应时效。
强化生产运行管理，保障外输安全稳定。青岛LNG接收站构建“1+3+3”大生产格局，充分发挥调控中心核心组织、指挥作用，促进各专业高效融合、各生产链条安全衔接。分析掌握接收站关键设备生产能力，提前预判、科学管控罐存风险，优化日运行方案，完成日指定保供计划并兼顾节能降耗，做好检修、扩建、工艺调整等各方面作业管控，尤其做好条件确认、交叉风险评估及工序交接。提前完成三期气化外输设备阶段性调试及性能考核，全站天然气总外输能力提升至3500万立方米/日。7月，安全稳妥完成了接收站投产以来的首次停输集中消缺作业，完成了DCS系统控制器升级、全场ESD1联锁测试等9项重点检修任务，解决了DCS控制系统关键部件老化、关键流程阀门无条件测试检修等问题，消除了生产运行隐患；9月，完成燃料气系统连头、SCV循环测试、海水系统年度检修等交叉关联性极高的8项重点检修任务，检验了全站气化系统稳定性，为冬季高负荷连续生产做了充足准备。
