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液化天然气（LNG）是通过在大气压下将天然气冷却至 162℃而获得的液体混合物。一立方米的液化天然气一般可以含有620标准立方米的天然气，这使其具有非常经济的天然气储存和输送价值。与石油和煤相比，天然气的燃烧可以大大减少二氧化碳的排放。因此，全球液化天然气需求迅速增长，近年来全球液化天然气贸易稳步增长，特别是在亚太地区（Ball等，2004; Koyama，2004）。
中国现在是世界第二大能源消费国，2008年的一次能源消费总量为29.1亿吨标准煤当量（国家统计局，各年）。中国的能源规划者最近非常重视国内和进口天然气的使用，以实现强劲的经济增长和环境保护之间的可持续平衡。这有助于最近中国大陆液化天然气贸易的急剧增长。液化天然气的进口量从2005年的483吨猛增至2009年的约350万吨（新华网，2010b）。据预测，中国将在2020年进口4600万吨液化天然气（Sethuraman，2010）。随着进口能力的提高，中国的液化天然气产业蓬勃发展。
本文讨论了中国大陆LNG发展的驱动力，并对其进行了详细的分析
通讯作者。电话： 86 3127522443; 传真： 86 3127522440.电子邮件地址：seanshigh @ yahoo.cn，lucksgh @ 126.com（G.-H。Shi）。
中国液化天然气产业现状与展望。本文的结构如下：第2节分析了其快速发展的动力。第3节重点分析了中国液化天然气接收终端，工厂和运输的现状和未来前景，第4节讨论了液化天然气在发展中国家的各种应用。第5节介绍了该行业未来发展的趋势。第6节的结论是，快速发展将继续，液化天然气将成为中国未来能源基础设施的关键。
四十多年前，中国开始研究液化天然气技术，并有能力在20世纪60年代中期液化天然气（Qiao et al。，2005）。1995年，第一个工业液化天然气液化设施在四川省绵阳市建成。然而，中国的液化天然气工业直到2003年底才开始在广东省建设第一个液化天然气终端。图1显示了中国目前的液化天然气产业链，其中每个环节都取得了很大的进步。
在中国，煤炭是化石能源最丰富的来源，占能源消耗总量的七分之一左右。
这是造成该国严重空气污染的原因。大部分排放的空气污染物来自煤炭燃烧，煤炭分别占二氧化碳，二氧化硫，氮氧化物和微粒排放总量的70％，90％，67％和70％（Chen和Xu，2010）。煤炭燃烧的质量也导致环境成本高达国内生产总值的8％左右（Wybrew-Bond和Stern，2002）。
增加天然气的使用比例是降低大气污染水平和中国能源结构多样化的战略选择。自20世纪90年代中期以来，政府一直采取坚定措施促进天然气的使用（Mao et al。，2005）。因此，天然气在总能耗中的份额从1995年的1.8％增长到2007年的3.5％。该比率到2020年可能达到10％，2007年的天然气消耗量为695亿立方米（Bcm）。到2020年Bcm（Cui，2008）。
虽然天然气仅占中国总能源消耗的3％，但自2007年以来，本土天然气产量并未满足需求.1国内天然气需求的增长速度超过了产量。国家发展和改革委员会（NDRC）预测，2010年天然气需求缺口将达到20亿立方米，天然气需求约80亿立方米将依赖于2020年的进口。因此，国际管道天然气和液化天然气的供应变得至关重要。
然而，由于一些因素，例如基础设施的盈利能力和不同过境国的政治稳定性，从俄罗斯和哈萨克斯坦到中国的管道天然气进口仍在进行讨论。目前，只有土库曼斯坦和中国之间的管道，已在14日投入运营
2001年至2007年期间，年天然气产量如下：30,33,35,41,50,59和69 Bcm，而年度天然气消费量如下：27,29,34,40,48， 56和70 Bcm3（国家统计局，各年）。
2009年12月，计划从2010年起每年运输30亿立方米天然气30年（新华网，2010a）。
因此，LNG进口天然气对中国来说越来越重要。LNG的引入更加灵活，因为它可以打破跨境管道的区域限制，并根据其竞争力选择不同的卖家（Dorigoni和Portatadino，2008）。鉴于其良好的地理位置 - 大型海港服务良好，中国计划在东部和南部沿海地区建立一系列LNG接收终端，以进口天然气。这些液化天然气的进口对于满足近期国内市场的巨大需求至关重要。
为了缓解固体家用燃料（生物质和煤炭）燃烧造成的环境压力，中国政府通过制定两项连贯政策，鼓励人们使用天然气进行清洁烹饪。中国的“十一五”规划（2006年至2010年）指出，天然气是最主要的城市气源。此外，2007年8月30日发布的新的天然气利用政策表明，城市燃气使用是最受青睐的天然气选择（Hu，2008）。考虑到这些政策趋势，许多城市都渴望使用天然气作为城市燃气。预计到2010年底，住宅部门将消耗32 Bcm3的天然气，约占天然气总消耗量的28.6％。
尽管如此，中国的大部分天然气储量都存在于中西部地区，远离发达的华南和华东地区的主要市场，即珠江三角洲和长江三角洲。这意味着必须输送气体
通过长途管道到这些负荷中心。尽管建设了天然气输送网络，但许多中小城市仍然没有管道天然气，因为少量天然气会使管道运输成本高昂（图2）。
作为管道供应的替代方案，选择基于LNG的供气模式以满足这些小市场的天然气需求。液化天然气首先通过铁路罐车和公路罐车运送到这些市场，并在液化天然气气化后通过小型城市配水管道向客户分配天然气。基于LNG的供应模式受地理条件和市场规模的限制比管道更少。此外，与在中国使用瓶装液化石油气或管道液化石油气相比，该模式的成本较低（Lai，2006）。由于这些原因，它现在在扩大国内天然气市场方面发挥着至关重要的作用。由于其广泛应用，液化天然气链中的一些环节，如液化天然气储罐，公路罐车和液化天然气汽化设施的研发，在该国蓬勃发展（Gu et al。，2004; Huang，）
由于天然气在一次能源结构中的份额进一步上升，确保可靠稳定的天然气供应对中国正常的经济增长越来越重要。
多样化的供应源是确保持久和安全的天然气供应的重要预防措施。能源规划者渴望进口液化天然气，以改变向中国供应天然气几乎取决于本地天然气资源的条件。由于液化天然气的进口允许转向具有竞争优势的不同出口商，因此它有助于改变天然气供应来源，从而促进中国的整体能源安全。
储气也在提供可靠的天然气供应方面发挥着重要作用。液化天然气设施在所有方面具有最大的可交付性
储气罐的形式（APERC，2002）。鉴于此，在高需求区域建设LNG设施是应对中国天然气需求的短期和随机变化的良好选择（Guo，2004）。此外，内陆液化天然气储存是战略储存目的的有利措施。
滞留天然气是指远离市场或管道的一些天然气资源，或靠近市场的其他天然气资源，其储量太小而不能经济地管道化（Gudmundsson等，2002）。中国有大量滞留气体，其中远程油田（如中原油田）产生的伴生气直接在现场开采。考虑到国内天然气需求的快速增长，有必要将滞留天然气商业化。液化天然气技术是将滞留天然气运往市场的合适方法（Lin等，出版中）。到目前为止，已经建造了几个液化天然气工厂，以回收来自小型陆上气田以及边缘海上天然气田的滞留气体。
中国拥有36万亿立方米的煤层气（CBM）储量，深度不到2000米（Han，2009），其中大部分分布在中国北方和西北地区。中央政府对恢复煤层气特别感兴趣，煤层气有助于能源利用以及煤矿安全和大气保护。液化是回收煤层气的好方法，特别是在煤矿位于偏远地区的情况下。香港中华煤气有限公司于2009年7月5日在山西省开始建设第一座煤层气液化厂。其他煤层气液化厂可能建在山西，安徽和辽宁省（林等人，出版社）。
为了满足沿海地区强劲的天然气需求，中国在20世纪90年代末开始计划进口液化天然气。图3显示，中国的液化天然气接收站位于沿海地区，经济活动密集，天然气资源很少。此外，还颁布了两项国家标准，即JTJ 304-2003（暂定）（MOT，2003）和SYT 6711-2008（国家发改委，2008），用于LNG接收终端的安全建设和运营。本节重点介绍中国LNG接收站的基础设施分析。
广东省，是中国第一个进口液化天然气项目。经过三年的建设，它于2006年6月开始以25年的合同从澳大利亚（西北大陆架天然气项目）开始每年接收370万吨液化天然气。到2010年，其产能预计将达到750万吨/年。液化天然气项目很好地缓解了广东严重的能源短缺，并使该省的一些城市首次使用天然气作为住宅燃料。LNG在码头蒸发后，65％的天然气用于发电2，其余用于城市燃气通过相关的385公里管道供应到五个城市（深圳，广州，东莞，佛山和香港） 。该项目有11个外国和国内股东，包括中国海洋石油总公司（中海油，33％的股份）和英国石油（30％的股份）（傅和温，2006）。通过该项目的成功，中海油成为中国液化天然气的先驱。
由于中国天然气市场尚不成熟，因此利用天然气开发相当规模的发电对液化天然气项目的成功至关重要（Li和Bai，2009）。作为广东LNG项目的发电客户，深圳，广州和惠州已建成5座LNG发电厂，总规划装机容量为7440兆瓦。
中国第二个液化天然气进口项目也由中海油运营。接收终端位于中国东南部福建省莆田市。其第一阶段总投资为240亿元人民币（29亿美元），于2008年4月投入运营。中国选择印尼（Tangguh LNG工厂）每年向其第二个液化天然气接收站供应260万吨液化天然气25年，主要是供应商多样化用途。进口液化天然气将交付给莆田，晋江和厦门的三个燃气电厂，以及福州，莆田，泉州，厦门和漳州的400万居民。计划在2012年增加500万吨/年的产能扩张。
上海位于长江三角洲的中心地带，是中国最重要的商业和金融中心。上海的天然气消费量从2000年的0.2亿立方米增长到2008年的2.8亿立方米（SBS，2009）。没有当地天然气储备的市政当局完全依赖从中国其他地区进口天然气。为满足上海强劲的需求增长，全国第三个液化天然气终端建在洋山深水港。该终端由Shenergy有限公司和中海油拥有，该公司于2009年10月11日从马来西亚获得了第一批货物（人民日报，2009年），并于2009年11月17日将再气化天然气输送到该市的天然气网（Youth Daily，2009）。其2010年和2011年的进口能力为110万吨/年，到2012年将达到300万吨/年。
（中国石油天然气集团公司）自2008年以来一直在辽宁省大连市建设。该码头预计将于2011年初投入运营，然后每年从澳大利亚和卡塔尔接收300万吨液化天然气。再生液化天然气将通过运输管道供应给辽宁省的工业，商业和住宅消费者，这些管道包括一条通往沉阳的389公里长的干线，以及分别通往大连和抚顺的两条支线。
作为中国石油天然气集团公司的第二个液化天然气接收站，江苏液化天然气接收站正在中国东部江苏省如东县的洋口港建设。卡塔尔和澳大利亚将在2011年向该码头供应350万吨/年的液化天然气，并在2013年将负荷翻一番至700万吨/年。该液化天然气项目将使东部省份的天然气供应来源多样化，改善其能源消费结构和使用天然气使江苏的居民更多。
中国石油化工股份有限公司（中石化）正在考虑新的液化天然气进口项目（表1）。这些项目的目标是优化能源供应结构，缓解天然气短缺，并使目标市场的天然气资源多样化。
由于近年来液化天然气价格上涨和上游交付量不足，这些计划中的液化天然气项目尚未建成。然而，自2008年以来油价下跌后，全球金融危机和经济衰退导致液化天然气价格大幅下跌。因此，前三个计划项目可能很快就会启动。
中国在20世纪80年代后期开始进行液化天然气设施研究（Gu等，2004; Lin等，出版中）。在四川省，吉林油田和长庆油田先后开发了三套液化天然气工厂。他们的液化能力为0.45times;104，
分别为0.75times;104和2times;104 m3 / d。然而，这些植物太小而不能进行商业化操作。
自21世纪初以来，中国的液化天然气工厂一直处于显着发展阶段，主要是因为需要调峰和回收滞留气体。图3还显示了截至2009年LNG工厂的地理范围.14个已建成的工厂，LNG总产能为484times;104 m3 / d（表2）和10个在建工厂，产能为523 104立方米/天（表3）。
应该提到的是，上海液化天然气工厂不仅是第一个工业规模的液化天然气工厂，也是中国第一个调峰工厂。由GAZ DE FRANCE子公司SOFREGAZ设计，用于平湖气田管道天然气的调峰储存，确保上海在水下管道事故或冬季高峰需求的情况下安全供气。
所有基本负荷液化天然气厂的目的是将其液化天然气出售给天然气口渴地区，无法通过公路或铁路运输进入天然气运输管道。例如，中原液化天然气工厂向山东，江苏，广东和河南等省的客户销售产品，而广汇工厂则向广东，福建和中国西部供应液化天然气。
在表2和表3中，位于山西省的所有LNG工厂都是CBM液化厂。福山LNG工厂和中海油液化天然气工厂旨在收回边际海上天然气。
值得注意的是，外国和私人投资者也参与了LNG工厂的建设。新疆广汇实业有限公司，新奥燃气控股有限公司等国内民营企业在该领域处于领先地位。
河北省曹妃甸，山东省中国浙江省中寨市，广东省高岚县，海南省杨浦市
广西壮族自治区广东省山东省青海省四川省内蒙古山西省内蒙古
Peakshaving Base load基本负载基本负载Peakshaving Peakshaving Base load基本负载基本负载基本负载基本负载基本负载基本负载基本负载
中原绿色能源高科技有限公司新疆广汇实业有限公司海南海然高科技能源有限公司中国石油天然气集团公司
新奥燃气控股有限公司中海石油深圳燃气有限公司，泰安燃气股份有限
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