随着天然气需求的迅猛增长，我国很多地方都在准备大规模进口ＬＮＧ（液化天然气）。与此同时，绿色环保的伴生型能源ＬＮＧ冷能利用也引起了各界的广泛注意，特别是在国际油价高企以及电力成本大幅提高的大背景下，ＬＮＧ冷能利用的经济效益和社会效益日益凸现。
中国ＬＮＧ冷能利用面临历史机遇
约零下１６２摄氏度的ＬＮＧ由液态气化为天然气时会释放大量冷能。据测算，每吨ＬＮＧ气化过程相当于释放８３０兆～８６０兆焦耳的冷能，将这大量的冷能进行回收，可以用于发电、化工等诸多领域，产生巨大的经济效益。同时，在ＬＮＧ冷能开发使用过程中几乎没有任何污染物排放，是一种绿色环保能源。
据统计，一个３００万吨／年的ＬＮＧ接收站扣除消耗于高压外输气体的压力能后可利用的冷功率为７６兆瓦，折合电能约１０亿千瓦时。预计到本世纪中叶，若中国消耗天然气５０００亿立方米／年，其中进口ＬＮＧ１０００亿立方米／年，或以７７００万吨／年（相当于日本目前的进口量）计，可用冷能折合电力２５７亿千瓦时／年，相当于一个６００万千瓦电站的年发电量。
目前世界上的ＬＮＧ冷能利用项目大都是单一用户，极少有多用户集成的项目。迄今只有２０％的ＬＮＧ冷能安排利用，冷能利用量仅占ＬＮＧ冷能总量的８％。究其原因，一方面，目前国际上每年１．２亿吨的ＬＮＧ贸易中，３／４由日本、韩国和我国台湾购买。它们市场经济发达、地少人密，很难在ＬＮＧ接收站项目同时集成规划和安排冷能利用下游用户群；另一方面，此前能源价格低致使冷能综合利用项目投资效益不高，难以发展。
随着国际石油价格暴涨，能源和电力成本大幅度增加，ＬＮＧ冷能利用越来越显得珍贵和必要。对人均能源资源只有世界一半的中国而言，其意义尤其明显。此外，中国正处在经济持续快速发展，经济结构加快调整的历史时期，在科学发展观的指导下，新型工业化、循环经济、节能减排等重大举措，构成了中国大规模利用ＬＮＧ冷能的历史机遇。
就目前的情况看，中国有可能把每个大型ＬＮＧ接收站都规划为包括冷能利用产业链、天然气冷热电联供的工业能源循环经济链，以及轻烃分离用作化工原料产业链的循环经济园区。同时，开发具有自主知识产权的ＬＮＧ冷能综合优化利用技术，使ＬＮＧ冷能得到科学和充分的集成优化利用。
试点表明ＬＮＧ冷能利用经济效益可观
２００７年９月，中国海油在福建建设了国内首个ＬＮＧ冷能利用项目。这一项目由中海石油基地集团有限责任公司与美国空气化工产品公司联合投资建设，总投资约３亿元，其中基地集团持股５１％，所需冷能由福建ＬＮＧ提供。按规划，福建ＬＮＧ项目一期年进口ＬＮＧ２６０万吨。
中海石油基地集团石化服务公司空分项目组副组长杨学军说，ＬＮＧ冷能空气分离项目利用ＬＮＧ冷能和少量电能使空气低温液化，并分离出液氧、液氮等工业气体产品，是一个节能环保型和资源循环利用型项目。福建ＬＮＧ冷能空分项目将日产液氧、液氮和液态惰性气体等产品６００余吨，这比常规生产法节能５０％、节水７０％以上，成本节约２００元／吨。
据悉，福建ＬＮＧ接收站项目在利用冷能之前，投资财务内部收益率税后为８．７８％，利用冷能之后，投资财务内部收益率税后为１２．２５％，有了大幅度的增长。中国海油将以此项目为始，利用福建ＬＮＧ的冷能资源，发展循环经济产业，在莆田市打造我国第一个ＬＮＧ冷能综合利用产业示范园区。
台湾中油永安ＬＮＧ厂自１９９０年开始营运以来，曾经试图利用LNG冷能，广泛涉及发电、空气分离、空调系统、养殖渔场供应海水、冷冻物流仓库、废轮胎脆化、游乐区人工造冰雪、燃气发电厂机组进入空气冷却等领域。其中，前四项已经实现而且有成效，后面的几项由于市场规模或经济效益方面的原因而未能实现。
台湾中油股份有限公司高级顾问李正明介绍说，在冷能发电应用上，台湾中油永安ＬＮＧ厂的冷能发电系统，可以将ＬＮＧ气化过程中释放的大量冷能转化为电能，其功率为３０００千瓦。如果发电机因故中断运转，该系统将切换至自然循环操作模式，当成ＬＮＧ气化器使用。
在空气分离方面，台湾远东气体厂１９８８年建厂，设计每小时４０吨ＬＮＧ使用量，液氮每日生产量为３３０吨，液氧每日生产量２２０吨，液氩每日生产量１７．４吨，工程经费约为４９２０万美元。在空调制冷方面，永安厂区内包括行政大楼、维修厂房及中央控制室空调用冰水都由ＬＮＧ冷能提供。此外，由于ＬＮＧ由液态气化为天然气时，需要大量的海水来加温。这些海水经过过滤以及净化，排放后的水质良好，而且恒定在１８摄氏度～２０摄氏度，最适合鱼群生长。据统计，目前台湾地区气化ＬＮＧ使用海水量约为３万吨。台湾中油公司目前无偿将其排放海水交给台湾渔民使用，反映相当好。
中国ＬＮＧ冷能利用应破解障碍
业内专家普遍认为，中国经济快速发展和模式转型为大规模利用ＬＮＧ冷能提供了绝对的必要性。大型ＬＮＧ接收站的冷能，首先要瞄准空气分离、煤气化、轻烃分离等大规模市场。传统的冷能产业也需要在循环经济模式下集成利用。专家们认为，我国大规模利用ＬＮＧ冷能的现阶段障碍主要有以下几点。
首先，ＬＮＧ冷能综合集成利用产业链，涉及下游的众多行业、部门和企业。实施的关键就是接收站与下游各冷能利用项目的早期同步规划和同步建设，因为接收站一旦建好，再想建设冷能利用装置几乎是不可能的，在目前我国的经济体制和项目审批程序下，这是最大的障碍。
华南理工大学天然气利用研究中心教授华贲说，中央企业与地方政府、企业各自掌握产业链的不同环节，部门分割、短期利益驱动、观念落后等都是统筹规划的巨大障碍。ＬＮＧ冷能利用，既需要地方政府协同相关中央企业部门统一规划，又需要遵循市场机制和规律办事，这当中，规划是关键。因为一旦各自分别完成规划设计，再想改就来不及了。
其次，迄今的经验说明，多数ＬＮＧ项目按照市场机制推进下游冷能利用产业链的构建都有困难。这同组建循环经济园区的困难是非常类似的：各行业的国有大公司都希望牵头做主，难以互让；在内部各子公司或部门间则以行政管理方式配置资源，时常脱离市场规则。例如，ＬＮＧ接收站向下游冷能用户售冷的价格随意敲定，难以保证互利。
实际上，向下游潜在用户提供合理而有竞争力的冷能价格，是招商引资的重要条件。没有下游冷能市场的充分发育，接收站就不可能从冷能利用中获取经济效益。
再次，ＬＮＧ气化操作和下游用户对冷能的利用在时间和空间上不同步。时间不同步主要是ＬＮＧ接收站气化负荷必须根据下游需求而变化，主要有季节性和昼夜性波动；而冷能用户对冷能负荷的需求则随生产过程和市场需求变化。两者规律完全不同，基本是不同步的。空间不同步是由于ＬＮＧ接收站只需考虑码头、ＬＮＧ储罐、气化设施等，占地面积并不大；而冷能利用项目，无论是空分还是轻烃分离等，占地面积都较大，这就会产生冷能输送距离较远，运送成本较高，经济效益减少的问题。专家认为，这些问题应该通过加强规划，就近建设循环工业园来解决。
专家们认为，特定的历史机遇使中国ＬＮＧ冷能具备了综合集成条件，在充分汲取各国成熟技术基础上，通过自主集成创新，利用好这个机遇，中国ＬＮＧ冷能利用一定能实现技术、管理机制和市场运作等各方面的突破。乐观预计，中国ＬＮＧ冷能综合利用率可达７０％以上，有效能利用率可达到３０％～４０％，将居于世界前列。
