LNG冷能利用驱动再气化终端功能扩展的系统级评估：并联ORC与PEMWE/SWDE制氢路径的技术经济及环境可行性

《GLOBAL CHALLENGES》：System-Level Assessment of LNG Cold Energy Utilization for Functional Expansion of Regasification Terminals

　　

液化天然气（LNG）再气化释放大量低温冷能，为将LNG终端从简单天然气供应者重构为综合能源枢纽提供机会。本研究评估两个并联有机朗肯循环（ORC）与制氢路径——质子交换膜水电解（PEMWE）和海水直接电解（SWDE）——的系统级集成，以评价其经济与环境可行性。综合技术经济分析与生命周期评价表明，由于LNG原料成本和LNG处理规模的支配性影响，这些系统的集成仅导致天然气最低销售价格（MSP）和全球变暖潜势（GWP）的边际变化。在所评价路径中，ORC–PEMWE表现出更有利的平衡，可实现低碳氢生产（0.42 kg CO₂-eq/kg-H₂），而SWDE在当前假设下仍受限于保守更换周期及相关更换成本，以及其较高的假定资本需求。此外，环境技术经济评价（eTEA）表明，资本支出（CAPEX）导向的政策支持在提升系统竞争力方面比碳信用更有效。总体而言，本研究为将现有LNG基础设施转化为多功能能源系统并保持经济可行性提供了现实且具政策相关性的框架。

研究背景：液化天然气（LNG）作为灵活可靠的能源载体在全球能源供应链中作用突出，大型进口终端再气化时将约?163°C的LNG加热至近环境条件，释放约830–860 kJ/kg-LNG的低温冷能。常规开放架式汽化器（ORV）以海水为热源，冷能未回收并随冷海水排放，可能造成局部海水降温，并构成系统级能源与环境机会损失。既有研究多把LNG冷能视为外部公用工程，聚焦ORC、储能、空分、氢液化等子系统热力学和过程经济，较少考察终端级经济与天然气（NG）价格影响。因此，研究人员开展终端级系统评价，将两个并联ORC与可选制氢路径PEMWE、SWDE集成，采用技术经济分析（TEA，基于净现值NPV求MSP）、生命周期评价（LCA，量化过程环境影响的系统方法）和环境技术经济评价（eTEA，将环境绩效货币化并纳入经济评价），考察在不显著影响NG供应成本前提下实现冷能回收与终端功能扩展的可行性。结论表明，ORC和ORC–PEMWE的NG MSP接近常规，分别为323.2和324.6 $/ton-NG（ORV为324.5 $/ton-NG），ORC–SWDE为334.6 $/ton-NG；ORC–PEMWE产氢GWP为0.420 kg CO₂-eq/kg-H₂，满足严格低碳氢标准；CAPEX导向政策支持比碳信用更有效。其意义在于把LNG终端从单一供气设施拓展为可供应NG、低碳电力和氢的多功能能源系统，并提供现实且具政策相关性的框架。

关键技术方法（≤250字）：采用Aspen Plus V15稳态模拟ORV、ORC及ORC–PEMWE/ORC–SWDE的质量与能量平衡；制氢单元未显式模拟，采用文献性能指标和比能耗（SEC）数据（PEMWE 57、SWDE 56 kWh/kg-H₂）。设备成本由Aspen Economic Analyzer估算；TEA以NPV=0求NG的MSP。LCA按ISO 14040/14044，采用EF 3.1和ecoinvent 3.12，以1 kg-NG为功能单位，并以系统扩展替代外购电和氢。eTEA按ISO 14076将GWP转为碳信用收益，并进行CAPEX补贴与碳价敏感性分析；无样本队列。

研究结果：
3.1.1 设备与运行成本：通过比较相对ORV的年化增量资本与运行成本，ORC集成增加CAPEX，但内部发电替代外购电使再气化部分电耗成本下降；R170和R290涡轮总输出60.67 MW，泵耗15.97 MW，终端净输出44.70 MW。ORC–PEMWE在2 160 000 kg/h LNG下产氢约783 kg-H₂/h，需淡化水7049 kg/h，对总年成本影响有限；ORC–SWDE总年成本1871 million $/yr，高于ORC–PEMWE的1635 million $/yr，主要因500 h更换周期相关运行成本和2.0倍CAPEX假设。
3.1.2 NG最低销售价格：通过NPV=0计算，MSP为ORV 324.5、ORC 323.2、ORC–PEMWE 324.6、ORC–SWDE 334.6 $/ton-NG；排序为ORC＜ORV＜ORC–PEMWE＜ORC–SWDE。ORC–PEMWE以氢收益抵消附加成本，SWDE因更换相关成本过高而升高。
3.1.3 经济敏感性：通过±20%参数敏感性显示，LNG原料价格影响最大，其次为ORC CAPEX；规模经济降低MSP；制氢SEC影响有限；SWDE CAPEX在1.6–2.4倍PEMWE间变化时MSP为334.3–335.0 $/ton-NG，表明更换相关运行成本主导。
3.2.1 LNG再气化：通过归一化生命周期影响比较，集成案例多数类别在±10%内；ORC降低GWP；ORC–PEMWE保持有利趋势；ORC–SWDE因更换材料负担在气候变化、淡水毒性和水使用方面更高；GWP排序为ORC＜ORC–PEMWE＜ORV＜ORC–SWDE。
3.2.2 替代电力数据集敏感性：通过替换区域电力市场和发电技术数据集，ORC的GWP分别为0.7487–0.7801和0.7536–0.7806 kg CO₂-eq/kg NG，均低于ORV的0.7851 kg CO₂-eq/kg NG，结论稳健。
3.2.3 氢生产：以NG为回避产品进行LCA，ORC–PEMWE氢GWP为0.420 kg CO₂-eq/kg-H₂，与可再生电解绿氢范围（约0.4–2 kg CO₂-eq/kg-H₂）相当且低于NG+CCS（碳捕集与封存）蓝氢（约2–5 kg CO₂-eq/kg-H₂），满足美国《通胀削减法案》第45V条最严档和欧盟RFNBO（可再生非生物源燃料）RED II/III要求。
3.3.1 环境成本附加NG最低销售价格：通过将GWP降低按区域碳价货币化，ORC和ORC–PEMWE在加州和欧洲碳信用下eMSP（环境成本附加最低销售价格）低于基准；附加收益在美国为0.7和0.3 $/ton-NG，在欧洲为1.2和0.5 $/ton-NG，幅度有限。
3.3.2 环境敏感性：通过CAPEX补贴与碳价热图及NPV响应，eMSP随CAPEX补贴率增加下降更快；ORC–PEMWE在无碳信用时约3.1% CAPEX补贴或碳价约16.8 $/ton-CO₂时NPV盈亏平衡；政策协同可使功能扩展具价格竞争力。

讨论与结论：讨论表明，在原料成本主导的成本结构下，碳信用单独杠杆有限，CAPEX导向政策支持是实现经济平价的关键，需针对性政策设计把环境收益转化为经济竞争力。研究结论翻译：本研究重新定义LNG再气化终端的潜力，使其从单纯供气转向可联产电和氢的综合能源枢纽。通过对两个并联ORC回路与可选制氢路径（PEMWE和SWDE）的系统级评价，本研究阐明了功能扩展的技术经济与环境可行性。技术经济上，ORC和ORC–PEMWE的NG MSP接近常规再气化，分别为323.2和324.6 $/ton-NG，ORV为324.5 $/ton-NG；ORC–SWDE在当前更换周期和资本成本假设下MSP较高，为334.6 $/ton-NG。ORV、ORC和ORC–PEMWE间差异有限主要归因于LNG原料成本的主导贡献。制氢方面，ORC–PEMWE是最平衡路径，副产收益抵消附加资本需求；ORC–SWDE目前面临保守更换周期、更换相关运行成本、较高假设CAPEX和直接海水电解技术成熟度有限等挑战。环境上，集成高度有效；ORC减少对电网电力依赖，ORC–PEMWE路径实现0.420 kg CO₂-eq/kg-H₂的低GWP，满足严格低碳氢标准且未引起显著权衡。扩展eTEA提供关键政策启示：在原料主导成本结构下，碳信用单独杠杆有限，CAPEX导向政策支持是实现经济平价的关键驱动，凸显针对性政策设计将环境收益转化为经济竞争力的必要性。总之，本研究将LNG冷能利用范式从窄效率问题转向功能扩展的广义策略，验证LNG终端可演化为供应NG、低碳电和氢的多功能能源系统，为现有基础设施脱碳并保持经济可行性提供现实且政策相关的框架。