LNG加氣站是車用天然氣的一種主要供應方式。近年來， 我國LNG產業實現了快速發展，LNG在滿足傳統調峰用氣、工業用氣需求之外，逐漸成為一種交通替代能源。LNG作為車用燃料具有安全環保和經濟性的優勢，LNG汽車的優勢和前景已得到業內的普遍認可，LNG作為燃料的經濟性成為其發展的源動力。
此外，“十二五”期間，國家政策持續支持天然氣發展，資源供應緊張將得到根本緩解，主干網、城市燃氣管道、LNG調峰站等基礎設施戰略布局日益完善，天然氣汽車推廣應用和LNG加氣站的建設呈現快速發展的局面。LNG加氣站主要運營方包括中國石油、中國石化、中國海油、新疆廣匯及新奧集團等企業。LNG加氣站網絡化建設是實現LNG汽車大規模推廣應用的關鍵條件。
目前，全國LNG加氣站以“星點布局、鏈式布局”為主，全國網絡并未形成。西北、華南、華北三地分布最為密集，2012年占全國總數的64%。鑒于發展LNG加氣站需要充沛的氣源支撐，因此華北、西北國產LNG工廠聚集地、華南LNG接受站附近均為加氣站分布數量較多的區域。
2、LNG加氣站運營模式分類研究
由于液化模式和技術等的不同，LNG加氣站相比傳統的汽柴油加油站的類型更加多樣化。一個成功的LNG車用燃料基礎設施商業模式需要多個環節的相互配合，并且確保技術是適用的，成本是最低的，可以在實踐中進行推廣。
2.1 傳統分類方式
國內文獻中，存在下列幾種分類方式。
第一，按照LNG加氣站建站方式， LNG加氣站可分成標準式加氣站和撬裝式加氣站。
第二，按照可加氣車輛類型，LNG為氣源建設的汽車加氣站可分為LNG加氣站、L/CNG加氣站和L-CNG加氣站3 類。
第三，按照加氣模式，把LNG加氣站分為LNG儲罐式加氣站（LNGF加氣站）、LNG液化機式加氣站（LNGR加氣站）和LCNG三種。
第四，還有一種分類方式，是將前幾種分類標準結合起來對LNG加氣站進行分類（見表）。可分為固定式LNG加氣站、固定式L-CNG加氣站、固定式LNG、L-CNG加氣合建站、撬裝式LNG加氣站和簡單移動式LNG加氣站。
總體來講，LNG加氣站分類方式標準不同，但是以上幾種分類相對簡單，只從LNG加氣站這一環節進行分類。LNG車用燃料市場的產業鏈包括原料氣提取、液化、配送、加注和在車輛中的使用等眾多環節，僅從LNG加氣站這一環節進行分類，并不能從根本上區別不同LNG加氣站的運營特點。比如LNG加氣站的原料氣來源和液化模式等直接決定了LNG的成本和LNG加氣站的經濟性，因此對LNG加氣站運營模式的分類必須考慮LNG的液化模式。
本文借鑒了美國關于LNG車用燃料市場基礎設施運營模式的分類方式，從LNG車用加注市場全產業鏈的角度將LNG加氣站的運營模式分為六種：管道氣專用液化模式及調峰液化模式、減壓液化模式、脫氮裝置和氣體分離設備模式、生物氣模式、現場小型液化模式和進口終端模式。
2.2 基于全產業鏈的分類方式
2.2.1 管道氣專用液化模式及調峰液化模式
管道氣專用液化模式是指專門建造一個以管道氣作為原料氣的液化站制造車用LNG。LNG調峰站的液化器的工作原理與專用模式的液化器類似，但用于滿足家庭冬季取暖需求。因此，只有有限的一小部分調峰容量可用于制造LNG車用燃料 。
2.2.2減壓液化模式
考慮到天然氣輸送過程的經濟性，大多數輸送管道都采用了高壓輸送，高壓天然氣到達城市門站后，需要通過調壓站調壓后才能進入城市管網供用戶使用。城市門站采用透平膨脹機進行調壓，調壓過程中壓力減小，溫度降低，產生大量高品質的壓力能和冷能。完全可以將其用于液化一部分天然氣生產LNG。
脫氮裝置(NRUS)和氣體分離設備(GSPS)可以提供數量有限但相對廉價的天然氣。NRUS是為了減少從井口生產的天然氣的氮含量，以達到符合管道氣的規格要求。GSPS，也被稱為天然氣液化裝置或天然氣脫離設施，可以從天然氣中分離乙烷、丙烷、丁烷和較重的烴類，以便增加甲烷的含量，滿足管道輸送的規格要求，更好地銷售這些氣體。
NRUS與GSPS通常采用低溫分離過程，這個技術可以進行適當的改革來共同生產LNG車輛燃料。為了生產LNG除了需要對氣體處理設備進行小的調整之外，NRUS與GSPS通常還需要安裝LNG儲罐和槽車裝卸設施。盡管NRUS與GSPS通常是為不同的目的建造的，氣體處理過程也不同，但它們在LNG供應鏈中的作用是類似的。使用NRUS與GSPS的路徑如圖3所示。
2.2.4生物氣模式
用生物氣包括垃圾填埋氣體(LFG)和沼氣等生產LNG，具有顯著的溫室氣體減排效應，而且公眾也非常樂于接受這種模式，有可能吸引到政府投資。所以，用生物氣生產LNG的模式應該是LNG車用燃料運營模式組合中的一種。
用生物氣生產LNG的路徑。生物氣的主要來源是垃圾填埋氣和沼氣。許多高流量的生物氣的來源如大型垃圾填埋場，已經用于包括發電等其他目的。所有的生物氣的來源都含有高濃度的二氧化碳(例如垃圾填埋氣通常含50%的C02)、水，硫化合物和惰性氣體。
2.2.5現場小型液化模式
現場小型液化裝置通過將液化和加注裝置集成來消除LNG的運輸成本。如果LNG的原料氣來自于當地天然氣經銷商的管道天然氣，那么這種LNG供應模式類似于最常見的現有CNG汽車燃料的基礎設施。小型液化器可以滿足當地的需求。
2.2.6進口終端模式
在美國，部分作為運輸燃料的LNG來自干進口LNG的接收站。但是，它作為LNG汽車燃料卻面臨一些挑戰：LNG進口終端位于或靠近海岸，而且通常不在城市中心，北美的進口終端接收的LNG的乙垸含量往往超過天然氣發動機制造商的規格要求，不是所有的LNG進口終端都有儲罐卡車裝卸設施。
由于最近的北美頁巖氣革命的出現，天然氣供應大幅上升、價格下降，以及當地居民的關注，因此在北美建造新的LNG終端的興趣已經下降。
3、LNG加氣站運營模式的經濟性分析
3.1原料氣成本
LNG車用燃料存在三種不同的原料氣，分別是井口氣、管道氣和生物氣。六種運營模式中，專用液化模式、減壓液化模式、現場小型液化模式和進口終端模式的原料氣是管道氣。脫氮裝置和氣體分離設備的原料氣是井口氣。生物氣模式中，原料氣的成本便宜得多，甚至是零。但是零成本的原料氣并不是總能夠實現的，取決于擁有和運營垃圾填埋場的實體與生產和出售的LNG實體的關系。
在管道氣來源中，來自于進口終端的LNG的成本比較低，因為它的原料氣來自海外低成本的液化廠。在過去的五年中，美國LNG進口價格與國內井口價格變化基本一致，存在小于1美元/MBtu（0.07美元/gal）的價差。其價格差遠低于天然氣的液化成本，即使包括進口LNG的凈化、儲存和卡車裝卸設施等附加費用也是如此。
3.2升級改質成本
在液化和配送前，不同的原料氣（井口、管道和生物氣）需要不同程度的改質升級。在液化前，所有的原料氣需要一定量的預處理以除去二氧化碳(CO2)、水、高濃度的硫化物、重質烴和其他污染物。井口氣可能包含大量的水、氮和重質烴。管道天然氣盡管沒有這些污染物，但含有硫醇，作為運輸燃料的LNG必須去除硫醇。生物氣需要特別處置，因為它含有很高的CO2（通常在40-60%之間），有時可能含有某些化合物會對天然氣發動機產生破壞性影響或導致有毒廢氣物的排放。對于低產量的天然氣液化裝置生產的改質升級可能是非常昂貴的（例如生物氣生產裝置）。生物氣作為原料氣本身可能是不經濟的，但是由于它的減排效果明顯，所以它的經濟社會效應還是很高的。因此，作為LNG的原料氣，生物氣的改質升級成本最昂貴，而管道氣最便宜。
3.3配送距離
液化廠距LNG加氣站有不同的配送距離。液化廠離LNG加氣站的距離越遠，配送的成本越高。NRUS和GSPS等位于井口附近的液化裝置離潛在的LNG消費市場最遠。生物氣生產設施的位置靠近人口中心，因此擁有最短的配送距離和最低的配送成本。來源于管道氣的液化設施的配送距離居中，同時也擁有最低生產成本。
專用液化模式下，LNG的成本主要是原料氣的成本，配送成本占比較小。LNG車用燃料專用液化模式的優點是位于或接近LNG車輛燃料需求較高的地區，從而最大限度地減少配送的距離。減壓液化設備的位置是固定的。如果LNG需求中心附近沒有減壓站，那么采用這種模式將會增加運輸成本。NRUS和GSPS模式中，LNG加氣站的位置不處于LNG車用燃料需求的中心，所以其配送距離甚遠而相關的成本巨大。值得注意的是，現場液化模式中由于實現了液化和加注的一體化，因此消除了運輸成本。
3.4投資成本和運營成本
專用液化模式的投資成本類似于大型液化廠的投資成本，它的投資成本是最大的。LNG調峰站可以用來液化和儲存大量的天然氣，然后再將LNG氣化以滿足高峰用氣需求。由于此模式裝置的投資已經發生，因此其儲備的天然氣似乎是一個理想的（但有限）的LNG車輛燃料源。NRUS和GSPS模式的大部分設備的投資費用業可以被認為是一個“沉沒成本”。
雖然減壓液化模式的應用具有一定的特殊性和局限性，但它的運營成本很低。這種模式最主要的好處是減少或消除壓縮環節。其將部分降低投資成本，并大幅降低運營和維護成本。城市門站的污染物排放也隨之減少，政府審批也更容易通過。
3.5容量
容量和生產能力直接決定了LNG液化站的單位生產成本。專用和調峰液化站具有大型的LNG生產能力，可以充分利用規模經濟的優勢，因此減少了每單位液化天然氣的液化成本。專用液化廠的生產能力大約是80000-16000gal/d。由于生產規模比較大和規模經濟的原因，單位LNG的成本相對較低。大規模液化裝置（超過100000gal/d）每加侖的成本遠小于小規模的液化裝置。
受城市門站減壓站天然氣氣體流量和壓力的限制，減壓液化模式下液化器的生產能力是有限的。因此，雖然減壓透平膨脹機液化器的運營成本是最小的，但是由于總產量的降低，單位LNG的成本增加。小型液化器模式的總成本低于可以滿足更多LNG需求的專用液化模式，但這種模式的單位LNG的成本更高。
3.6其它因素
一些其它因素也可能影響LNG加氣站模式的選擇。例如,由于土地成本和政策允許等因素的影響，在某些城區建造專用LNG液化站是不現實的。事實上，在美國許多LNG調峰站已經用來提供LNG生輛燃料。
然而，這一方式也存在一些不確定因素。一些公用事業公司并不愿意將自己存儲的LNG用于調峰以外的其它目的，還有，管理機構的批準可能也非常謹慎，并且LNG調峰站不一定位于LNG車輛燃料需求較高的地區。由于巨大的溫室氣體減排效應，一些政府立法支持利用生物氣，并為此提供了財政支持，從而增加了生物氣模式的經濟性。
4、加快LNG加氣站建設的建議
小規模液化模式，包括減壓液化、脫氮裝置和氣體分離設備模式，以及進口LNG模式等可以在近期滿足不斷增長的需求。隨著需求的培育和擴大供應將會轉到大規模的專用LNG車用燃料加氣站，這樣可以提供最經濟的LNG燃料。屆時，早期小規模的液化模式生產的LNG可以繼續用來滿足需求的高峰期。隨著時間的推移，LNG車用燃料幣場規模將會不斷擴大，綜合運用以上幾種LNG車用燃料運營模式才能滿足日益增長的LNG車用燃料的市場需求。
4.1因地制宜合理選擇LNG加氣站運營模式
以上幾種加氣站運營模式，技術和工藝流程各不相同，因此影響其成本的主要因素也不同。
若提高LNG加注的經濟性，就要關注這些成本影響因素，將成本降到最低。比如我國已在東南沿海建立了數座LNG接收站，所以沿海地區發展進口終端模式的LNG加氣站，配送距離很短，經濟性將會非?？捎^。減壓液化模式、脫碳裝置和氣體設備模式下的LNG加氣站有其應用的局限性，LNG加氣站的位置也是固定的，在滿足適用性條件的地區，成本還是很低的。
但是，專用液化模式是發展LNG加氣站的主要方向，只有這樣才能向市場提供大量廉價的LNG，進而形成跨地域的LNG加注網絡。用生物氣生產LNG的模式是最低碳的，結合管道天然氣和生物氣的LNG組合可以有效地減少溫室氣體排放，同時提供足夠的具有競爭性價格的LNG。
4.2發展混合所有制創新加氣站開發模式
由于特殊的安全要求等原因，LNG加氣站的投資成本遠高于加油站。要在短時間內形成LNG加氣站的網絡，必須吸引社會資本共同開發LNG加氣站。LNG加注運營商可以積極在產業鏈上尋求利益相關方的合作，比如加強與物流企業、公路企業的股份合資合作，共同開發建設LNG加氣站，實現雙贏的同時，降低經營風險。
推動物流企業與LNG運營商的合作聯動，除了為物流公司的車輛提供能源支持之外，還可以為物流公司的車輛維修、保養及辦公提供場地支持。在有條件的地區，相鄰城市的LNG加氣站可以進行業務合作，實現往返于城市之間的公路客貨車輛的燃氣化運行，發揮區域聯合規模優勢，共同開發中長途客車加氣市場，提升加氣站銷售氣量，實現雙贏。
著力推廣“四位一體”的新型站，包括加注成品油、銷售非油品、加注天然氣、電動車充換電池四方面功能在一座加油站中實現，同時增加加油（氣）與汽車快修、洗車業務的互動，以實現客戶資源的共享。
4.3加大政策支持鼓勵的力度
建議政府進一步加大政策扶持力度，要對天然氣車的購置使用參照電動車給予稅收減免優惠或補貼，對現有應用天然氣汽車給予資金補助和獎勵政策推廣到車、船、港口領域并長效化。交通企業利用自有站場建設的加氣站給予資金補助和鼓勵，解決因加氣站不足制約LNG車輛發展的問題。
隨著天然氣市場需求的增加，天然氣價格長期看漲。如果天然氣價格上漲過快，必然會“稀釋”天然氣汽車推廣的商業價值。據測算，如果天然氣價格漲至柴油價格的75%以上，使用天然氣比柴油的成本優勢將不再明顯，將挫傷發展LNG汽車的積極性，因此國家應制定相對穩定的“油氣聯動”機制?？梢詫NG加氣站執行油氣聯動，給LNG加氣站行業提供一個良好的生存環境。
4.4做好開發規劃，合理選址布局
LNG加氣站的規劃（包括位置和大?。┦墙⒑途S持一個LNG車用燃料基礎設施網絡的基礎。購買LNG作為車輛燃料的消費者并不關心上游的LNG液化模式和路徑。相反，他們優先考慮的是加油站的方便性和適用性，是否適用于他們的LNG汽車。
除2011年發布的《液化天然氣(LNG)汽車加氣站技術規范》及交通部、財政部制定的節能減排專項資金申請方法外，國家層面沒有明確的天然氣汽車發展目標和規劃，這些將掣肘天然氣汽車的進一步發展。應結合各地區加氣站行業整體發展情況、做好加氣站規劃建設工作，穩步推進加氣站建設工作科學與有序開展。LNG加氣站的位置對于其經濟性具有重要影響，因此要做好LNG加氣站的合理選址布局。
由于LNG潛在的市場主要集中在長途運輸的重型卡車，因此有必要在貨車途經的國道及一些區縣重點聯絡道路和高速路上建設LNG加氣站，以形成跨地域的清潔能源走廊。以市場和效益為導向，充分利用高速公路、國家干線公路、客貨站場、港口、物流園區的優勢規劃建設加氣站，盡快形成城際天然氣客貨運輸車輛加氣站網絡，充分利用三大石油企業的加油站網絡，改造形成油氣綜合加氣站網絡
