LNG接收站低碳改造的經(jīng)濟性分析
能源情報
能源情報
eipress
傳遞能源最新政策、改革觀(guān)點(diǎn)爭鳴，前沿領(lǐng)域研究進(jìn)展、技術(shù)、項目及投融資數據信息。
文/謝旭光 孫楠，
中海油氣電集團，
天然氣技術(shù)與經(jīng)濟
天然氣作為清潔能源，在我國能源消費結構從高碳化石能源向可再生資源發(fā)展的過(guò)渡燃料過(guò)程中起著(zhù)重要的作用。從長(cháng)期分析來(lái)看，到2060年我國實(shí)現碳中和的目標離不開(kāi)天然氣。目前我國天然氣對外依存度高達42%，其中進(jìn)口天然氣中占比60%是通過(guò)進(jìn)口LNG實(shí)現的。而且，全球碳中和革命已經(jīng)開(kāi)始影響中亞各國，導致中亞各國優(yōu)先將天然氣用于本國發(fā)展，必將造成我國中亞進(jìn)口管道氣不足的問(wèn)題發(fā)生。因此，進(jìn)口LNG在未來(lái)我國能源結構轉型中的作用更加重要。
截至2023年8月，我國投產(chǎn)LNG接收站27座，
（
能源情報備注：
2024年我國在運接收站將達到33座。）
年接收能力超過(guò)1.2億t，
LNG接收站作為我國進(jìn)口LNG產(chǎn)業(yè)鏈的重要基礎設施，在天然氣產(chǎn)業(yè)鏈溫室氣體減排中具有不可或缺的地位。
國內學(xué)者對基礎設施的低碳化改造主要集中在終端利用領(lǐng)域，許文強等（2019年）基于LEAP模型對廣東省城鎮進(jìn)行碳排放趨勢分析，提出近零碳排放區示范工程建設的階段性目標和重點(diǎn)減排措施；王晶晶等（2021年）基于變權理論對近零碳排放園區進(jìn)行綜合評價(jià)，深入表述了園區近零碳發(fā)展的動(dòng)態(tài)性特征；李濤等（2022年）提出基于新能源電力的源網(wǎng)荷儲一體化配置方案，完全滿(mǎn)足園區用電需求，有效降低了園區外購入電力隱含的碳排放；孟海燕等（2022年）設計了綜合互補利用光伏、風(fēng)電和地熱這三種可再生能源、建立統一的電、氣、冷、熱耦合網(wǎng)絡(luò )系統，實(shí)現園區凈零碳排放；王建賓等（2023年）介紹了農業(yè)園區綜合能源服務(wù)系統，加之電儲能系統和碳匯項目，實(shí)現園區的綠色、低碳運營(yíng)。
隨著(zhù)油氣行業(yè)積極實(shí)現“雙碳”目標，作為L(cháng)NG遠洋貿易的終端設施，LNG接收站是LNG產(chǎn)業(yè)中的重要環(huán)節，對于保障我國天然氣供應安全起到不容忽視的作用，天然氣從業(yè)者對LNG接收站的低碳化改造應該給予了充分的關(guān)注。
目前國內外專(zhuān)家學(xué)者較少針對LNG接收站如何實(shí)現低碳化改造提出規劃或實(shí)施方案?；趪鴥韧鈱?zhuān)家學(xué)者對LNG產(chǎn)業(yè)鏈基礎設施碳減排計算的成果及低碳產(chǎn)業(yè)園區研究的基礎上，針對LNG接收站場(chǎng)區實(shí)現低碳化改造的路徑提出方案，并考察不同方案對LNG接收站加工費產(chǎn)生的經(jīng)濟性影響。
合作、咨詢(xún)、交易
：
微信：energyinsider；郵箱
申請“LNG貿易產(chǎn)業(yè)鏈”微信社群，請私信告知詳細信息+附上名片，核實(shí)后合適則邀請
根據《商品和服務(wù)在生命周期內的溫室氣體排放評價(jià)規范：PAS2050：2008》碳足跡盤(pán)查標準，我國進(jìn)口LNG接收站碳排放計算，范圍一的直接排放涵蓋包括火炬燃燒、發(fā)電用氣、運輸車(chē)輛排放等；范圍二的電力間接排放為外購入電力產(chǎn)生的排放；范圍三的間接排放為廢棄物處理和員工通勤、差旅產(chǎn)生的排放。最新溫室氣體排放國際標準ISO14064-2018版對范圍三排放進(jìn)行了歸類(lèi)，每一部分又有細分領(lǐng)域，頗為復雜，一般情況下企業(yè)在做碳核算和定減排目標時(shí)不考慮范圍三排放。因此重點(diǎn)是針對LNG接收站20年運營(yíng)期所產(chǎn)生的圍一和范圍二碳排放進(jìn)行評估分析并提出解決方案。根據《PAS2060：2010》碳中和認證標準，參照陳峰（2023年）等提出的長(cháng)三角某擬建LNG接收站碳排放時(shí)序性測度情況，以該LNG接收站為例進(jìn)行低碳化改造實(shí)施方案設計。該LNG接收站加工能力480萬(wàn)t／a，在20年運營(yíng)周期內各類(lèi)排放源溫室氣體排放量如表1所示。
通過(guò)上表分析，
外購入電力和熱力產(chǎn)生的間接排放是LNG接收站最主要碳排放來(lái)源，因此可以通過(guò)節能降碳措施和可再生能源電力替代兩種途徑來(lái)降低LNG接收站的碳排放。
節能降碳主要是通過(guò)采用節能技術(shù)，優(yōu)化工藝設備選型、提高能源利用效率等措施以減少LNG接收站耗電量?？稍偕茉措娏μ娲峭ㄟ^(guò)在LNG接收站站場(chǎng)內部建設可再生能源設施，以該設施產(chǎn)生電力、熱力替代外購電力、熱力的方法降低接收站碳排放。
具體來(lái)說(shuō)，可以考慮以下兩類(lèi)可再生能源建設方案：
①利用接收站的冷能進(jìn)行發(fā)電，從而降低接收站外購電需求；②依據接收站的空間地理位置布局，投資建設分布式光伏、風(fēng)電、壓差發(fā)電和波浪能電站，并配以化學(xué)儲能裝置，為L(cháng)NG接收站提供更多綠色電力。
基于現場(chǎng)調研，LNG接收站可以采取的節能降碳措施有以下兩類(lèi)：一類(lèi)是節能措施，包括優(yōu)化氣態(tài)外輸模式、優(yōu)化液態(tài)外輸模式和主要耗能設備采用變頻技術(shù)等；另一類(lèi)是降碳措施，包括低碳火炬、甲烷回收及新能源車(chē)輛替代等。
優(yōu)化供氣模式使得以更低的能量消耗實(shí)現穩定的供氣外輸。具體來(lái)說(shuō)，就是在一般工況下使海水泵、低壓壓縮機、高壓壓縮機等關(guān)鍵耗能設備匹配額定負荷運行，提高關(guān)鍵耗能設備的運行效率，實(shí)現項目整體能耗優(yōu)化。對于優(yōu)化液態(tài)外輸模式，就是根據項目低壓壓縮機運行情況，在兼顧運輸效率的情況下，合理安排槽車(chē)裝車(chē)計劃，使得低壓管網(wǎng)穩定運行、低壓壓縮機運行工況最優(yōu)化。當部分設備運行工況無(wú)法實(shí)現運營(yíng)模式優(yōu)化時(shí)，主要能耗設備可以考慮采用變頻技術(shù)，減少設備能耗。
目前LNG接收站可以采取的降碳技術(shù)措施主要為低碳火炬技術(shù)、甲烷回收技術(shù)、新能源車(chē)輛替換等。
對LNG接收站火炬的長(cháng)明燈實(shí)施低碳化改造，在保證安全和符合國家規范的前提下，通過(guò)操作模式優(yōu)化實(shí)現火炬低碳化運行。前提是必須保證有可靠的檢測手段和點(diǎn)火手段，保證LNG接收站發(fā)生事故時(shí)，可以提前“通知”火炬系統自動(dòng)點(diǎn)燃所有長(cháng)明燈。通常的檢測手段有在離火炬最遠的上游火炬氣火炬氣管道設置檢測儀表，包括壓力、溫度、流量等?？煽康狞c(diǎn)火手段是指提高長(cháng)明燈的高壓點(diǎn)火器的安全性和可靠性，后續可以開(kāi)發(fā)新型長(cháng)明燈點(diǎn)火器，提高長(cháng)明燈點(diǎn)火的絕對可靠，從而實(shí)現火炬系統的近零排放。
目前CH4減排已經(jīng)成為應對氣候變化和實(shí)現碳中和目標的重要命題，獲得相關(guān)政府部門(mén)和業(yè)界的高度關(guān)注。中國油氣行業(yè)已經(jīng)成立甲烷控排聯(lián)盟，在生態(tài)環(huán)境部的大力支持下開(kāi)展工作，采取積極的應對措施：
①提高CH4控排意識，不斷完善與甲烷控排相關(guān)的內部標準、程序和流程等管理制度；
②通過(guò)碳盤(pán)查工作來(lái)識別甲烷排放源，并計劃在站內逐步采用實(shí)測技術(shù)來(lái)提升甲烷排放監控數據的準確性，比如使用云臺激光甲烷監測系統等先進(jìn)技術(shù)；
③LNG接收站配置槽車(chē)余壓回收設備（該設備工作基本原理是抽取槽車(chē)罐內的BOG氣體，使其壓力下降至灌裝工藝允許范圍內），所有入場(chǎng)車(chē)輛需使用站內的余壓回收設備進(jìn)行余壓回收，這個(gè)措施不但有效減少了廠(chǎng)區的甲烷放散，也幫助社會(huì )面有效地減少甚至避免了余壓主動(dòng)放散。預計1輛槽車(chē)能回收100kg的BOG，按一天裝車(chē)500輛、一年300天計，可減排約1.5萬(wàn)tCH4，相當于幫助社會(huì )減排超過(guò)30萬(wàn)tCO2。
（3）運營(yíng)車(chē)輛替換為新能源動(dòng)力LNG接收站生產(chǎn)支持環(huán)節涵蓋運營(yíng)車(chē)輛的化石燃料燃燒碳排放，將所涉及的車(chē)輛全部改為新能源動(dòng)力，用廠(chǎng)區分布式能源的電力車(chē)輛進(jìn)行充能以抵消消耗化石燃料的碳排放量。
合作、咨詢(xún)、交易
：
微信：energyinsider；郵箱
申請“LNG貿易產(chǎn)業(yè)鏈”微信社群，請私信告知詳細信息+附上名片，核實(shí)后合適則邀請
在節能降碳措施基礎之上，還需要針對LNG接收站外購電力的碳排放高的情況進(jìn)行優(yōu)化，優(yōu)化的主要措施就是采用可再生能源進(jìn)行外購電力替代。
基于目前我國可再生能源發(fā)展技術(shù)水平，LNG接收站在實(shí)現低碳化改造過(guò)程中可以采用的技術(shù)手段包括冷能發(fā)電、風(fēng)電、光伏、波浪能、壓差發(fā)電等可再生能源，考慮這些可再生能源供應的不穩定性，需要配套化學(xué)儲能設施。該LNG接收站擬采取冷能發(fā)電、分布式光伏及風(fēng)電、壓差發(fā)電和波浪能發(fā)電多能互補可再生能源系統，布局如圖1所示，配以化學(xué)儲能裝置，實(shí)現廠(chǎng)區電能穩定供應。
近幾年LNG工業(yè)的迅速發(fā)展，為L(cháng)NG冷能的回收利用奠定了良好的基礎。接收站冷能發(fā)電技術(shù)通過(guò)將LNG氣化過(guò)程中的部分冷能通過(guò)發(fā)電方式實(shí)現能量梯級化利用。目前經(jīng)濟可行的冷能發(fā)電工藝包括直接膨脹法、二次媒體法（朗肯循環(huán)）、混合法及其他組合型工藝。在現存幾種冷能發(fā)電技術(shù)中，利用二次媒體法的低溫朗肯循環(huán)發(fā)電裝置工藝簡(jiǎn)單，投資較少，同時(shí)朗肯循環(huán)中不需外界功輸入，減少了系統本身能耗。
結合目前我國LNG接收站特點(diǎn)（如外輸管網(wǎng)壓力較高，普遍在7MPa以上，直接膨脹法和聯(lián)合法不適用），以IFV裝置為基礎的低溫朗肯循環(huán)冷能發(fā)電裝置，增量投資小，對現階段LNG接收站項目適用性較強。二次媒體法以低溫狀態(tài)的LNG作為冷凝介質(zhì)，通過(guò)熱交換器降低做功冷媒體溫度，造成做功冷媒與環(huán)境溫度直接產(chǎn)生足夠的溫度差，從而實(shí)現做功發(fā)電。冷能利用效率根據環(huán)境溫度不同在18%～36%之間，平均每噸LNG發(fā)電量在15kW·h。
根據LNG接收站建設進(jìn)度和外輸氣量安排（表2）開(kāi)展冷能利用項目規劃，有利于與接收站進(jìn)行同步規劃、設計和建設，對接收站的系統改造和平穩運營(yíng)影響最小。
冷能發(fā)電項目分兩階段建設，每階段設計規模為5000kW透平發(fā)電機組件，冷能發(fā)電裝置的主要設備有氣化外輸能力為175t／h的中間介質(zhì)氣化器，丙烷循環(huán)泵功率為155kW，流量350m3／h?？紤]LNG流量、海水溫度、壓力等因素，依據氣化器175t／h的LNG氣化量、當地海水極端溫度6.85～29.94℃、LNG溫度-140～-120℃、NG壓力4.5～6.8MPa的條件下進(jìn)行測算，預計發(fā)電功率在1510.8～4188.5kW之間，平均為3052.23kW。LNG冷能發(fā)電可實(shí)現高品質(zhì)冷能的高效轉化，預計年凈回收電能共計約4629萬(wàn)kWh（表3），有效降低了外購電造成的碳排放，是LNG接收站進(jìn)一步節能減排、提高能效的重要手段。根據已經(jīng)投產(chǎn)的同類(lèi)型項目估算，該項目投資約2億元。
目前我國分布式光伏項目臨近用電負荷中心，有效解決了項目輸電損耗，在未來(lái)有廣闊的發(fā)展空間。
根據LNG接收站的實(shí)際占地面積，選取行政樓、控制室、庫房等9座非存放主要工藝設備的廠(chǎng)房屋頂鋪設分布式屋頂光伏，在2個(gè)近海海域鋪設海上固定式光伏，以400Wp單晶硅固定式光伏為例進(jìn)行估算（表4），可知該LNG接收站分布式光伏總裝機容量約18MW，系統造價(jià)約1.07億元，單位造價(jià)約5.87元／W。
假定光伏項目隨LNG接收站于2026年投產(chǎn)，光伏組件年發(fā)電小時(shí)數首年按1300h計，考慮到次年發(fā)電衰減2.5%，第三年后逐年衰減0.6%，投產(chǎn)后關(guān)鍵年份發(fā)電量及碳減排量如表5所示。
分散式小型風(fēng)力發(fā)電采取“分散式并網(wǎng)”的方式可以充分利用風(fēng)能并適應LNG接收站地理形勢，且距離負荷側較近，減少風(fēng)能傳輸過(guò)程的損耗。
該LNG接收站周長(cháng)約2867m，去除靠海域和大門(mén)口長(cháng)度后約2108m，在接收站項目紅線(xiàn)以?xún)?，圍繞項目紅線(xiàn)按照每10m安裝一個(gè)裝機容量為20kW的垂直軸風(fēng)電（表6），假定風(fēng)電項目于2026年投產(chǎn)，年平均利用小時(shí)數按照2300h計，可知該LNG接收站分散式風(fēng)電總裝機容量約4.2MW，系統造價(jià)約0.42億元，單位造價(jià)約10元／W。
天然氣在生產(chǎn)、運輸的過(guò)程中伴隨著(zhù)高壓和低壓的相互轉換，其中蘊藏著(zhù)巨大的壓力能。天然氣輸氣干線(xiàn)在市場(chǎng)終端分輸站由10MPa減壓至4.0MPa時(shí)，可回收的最大壓力能約63kJ／kg。該LNG接收站輸出的天然氣外輸壓力為9MPa，外輸溫度不低于0℃，出口壓力降至4.5MPa，按照低峰月平均小時(shí)供氣量359.59t／h計，年運行小時(shí)數8040h，則理論年均發(fā)電量可達4109萬(wàn)kWh。根據該LNG接收站輸氣特點(diǎn)，在遠方運輸目的地的分輸站設計壓差發(fā)電項目，與國家電網(wǎng)簽訂電量互換協(xié)議，在當地電力市場(chǎng)實(shí)現銷(xiāo)售，在LNG接收站端獲得補償電量。該壓差發(fā)電項目根據運輸氣量負荷增長(cháng)情況可以分兩階段建設，每階段隨終端市場(chǎng)分輸站同期設計建設，設計規模為500kW雙轉子膨脹機，預計年凈回收電能共計約821萬(wàn)kWh（表7）。項目投資約1億元。
波浪能發(fā)電技術(shù)日益成熟，已發(fā)展至海況示范研究階段，部分裝置已進(jìn)入商業(yè)化運營(yíng)期。近年來(lái)，基于摩擦納米發(fā)電機波浪能發(fā)電技術(shù)因成本低廉、結構簡(jiǎn)單和易制造等優(yōu)點(diǎn)成為具有巨大潛力的新型發(fā)電技術(shù)。Ping等（2019年）利用納米摩擦發(fā)電球把波浪能轉化為電能。該研究成果顯示，發(fā)電小球是一個(gè)外部直徑約8厘米的中空塑料球（圖2）。內部硅膠內核與內壁在波浪驅動(dòng)下摩擦發(fā)電，單個(gè)小球開(kāi)路電壓約1600V，短路電流約5×10
-6
A，輸出功率約0.045W，電荷轉移效率比較高，每立方米功率為20W～75W。
該LNG接收站海域1和海域2可利用面積約7.5萬(wàn)m2，平均水深7m，可以分布發(fā)電球的水體體積約52.5萬(wàn)m3，若按最小功率20W計算，年利用小時(shí)數8760h，則理論潛在發(fā)電量約9198萬(wàn)kWh。
隨著(zhù)波浪能發(fā)電裝置朝著(zhù)大型化、陣列化方向發(fā)展，發(fā)電成本可以顯著(zhù)降低。按照所需最大波浪能發(fā)電量6844萬(wàn)kWh計（表8），考慮小球的材料及連接裝置成本，估算該項投資約3億元。
按照目前我國化學(xué)儲能行業(yè)的發(fā)展態(tài)勢，每年鋰離子電池投資成本下降約10%，預計在2025年以前該投資成本將下降至500元／kW·h以下。參考我國發(fā)改委、能源局的《“十四五”新型儲能發(fā)展實(shí)施方案》，預計我國在2025年化學(xué)儲能項目的投資成本將接近450元／kW·h。為實(shí)現該LNG接收站可再生能源存儲，針對光伏、風(fēng)能和波浪能在高峰時(shí)刻多余電量采用化學(xué)儲能方式實(shí)現存儲，以保障3天使用量進(jìn)行計算，即115萬(wàn)kW·h。以此計算該LNG接收站化學(xué)儲能投資約5.2億元。
2增加可再生能源設施對LNG接收站的經(jīng)濟性影響
針對前面對LNG接收站低碳化改造措施的分析，以我國某沿海LNG接收站數據為例，考慮為實(shí)現低碳化改造所采取的三種方案，即完全外購綠電、完全增加可再生能源設施、部分外購綠電＋部分增加可再生能源設施，并分析了這三種方案對該LNG接收站的經(jīng)濟性影響。
本次研究用于計算的LNG接收站，建設投資約為84億元，項目建設期3年。該項目以收取加工費的方式實(shí)現投資回收，加工費核定采用項目全投資內部收益率（稅后）8%作為計算依據。
若外購電全部采用綠電，其主要經(jīng)營(yíng)成本的基礎數據如下表9所示。以現金流折現法進(jìn)行經(jīng)濟評價(jià)，其計算步驟為：①在項目外購電完全采用綠電時(shí)（按照當地0.6124元／kWh電價(jià)基礎上0.08元／kWh綠色電力溢價(jià)計算，項目綠電成本約0.6924元／kWh），按照滿(mǎn)足8%的全投資內部收益率（稅后）對此時(shí)項目達產(chǎn)年運營(yíng)成本進(jìn)行計算；②將可再生能源增加投資計入項目投資成本增加，對項目實(shí)現低碳化改造考慮前后的投資成本及運營(yíng)成本變化進(jìn)行對比分析；③將可再生能源增加投資計入項目運營(yíng)成本，分析其對項目投資回報的影響。
LNG接收站通過(guò)同步建設可再生能源設施來(lái)實(shí)現低碳化改造，該方案需要合計投資約12.7億元，該部分投資與LNG接收站同時(shí)設計同時(shí)施工同時(shí)投入運行，確保LNG接收站在運營(yíng)過(guò)程中實(shí)現低碳化改造?；蛘?，通過(guò)部分外購綠電，再加上部分增加可再生能源設施的方式實(shí)現，即不采取波浪能發(fā)電，該部分電力供應采用外購綠電的方式實(shí)現。
2.3增加可再生能源設施對LNG接收站經(jīng)營(yíng)成本的影響
LNG接收站總成本包括折舊攤銷(xiāo)成本、財務(wù)費用及經(jīng)營(yíng)成本3部分。在表10確定的可再生能源投資基礎上，分別從考慮僅外購綠電、全部建設可再生能源設施、增加除波浪能之外可再生能源設施+外購綠電這三種情景對經(jīng)營(yíng)成本進(jìn)行對比（表11、表12、表13）。
根據表11和表12可知，全部增加可再生能源設施時(shí)，該LNG接收站運營(yíng)期間燃料動(dòng)力費用大幅下降，可再生能源消費使得約97%的能耗不再計入能耗控制范圍。雖然工資福利費用和修理費用上升，但總體年經(jīng)營(yíng)成本下降16%，約5704萬(wàn)元。
根據表13，該LNG接收站運營(yíng)期間燃料動(dòng)力費用下降，但工資福利費用和修理費用上升，與可再生能源設施全部投資相比較，總體年經(jīng)營(yíng)成本增加2931萬(wàn)元。
合作、咨詢(xún)、交易
：
微信：energyinsider；郵箱
申請“LNG貿易產(chǎn)業(yè)鏈”微信社群，請私信告知詳細信息+附上名片，核實(shí)后合適則邀請
2.4增加可再生能源設施對LNG接收站加工費的影響
當項目全部采用外購綠電時(shí)，按照8%的全投資內部收益率（稅后）計算的加工費約為0.2113元／m3；當考慮建設全部可再生能源設施時(shí)，那么此時(shí)LNG加工費將升高至0.2291元／m3；如果項目采用部分可再生能源設施（放棄波浪能發(fā)電）＋部分外購綠電，LNG加工費將升高至0.2336元／m3
，這意味著(zhù)在三個(gè)LNG接收站實(shí)現低碳化改造方案中，建設
全部采用綠電是經(jīng)濟性最好的方案，建設部分可再生能源設施（放棄波浪能發(fā)電）＋部分外購綠電方案是三個(gè)方案中經(jīng)濟性最差的方案。
考慮到這些可再生能源設施投資的不確定性，對增加設施的投資進(jìn)行敏感性分析，當項目增加投資在±10%、±20%范圍內變化時(shí)，LNG加工費變化情況如下表14所示，其變化率在±2.5%之間。
考慮到我國未來(lái)綠電價(jià)格的不確定性，對全部采用綠電的方案進(jìn)行綠電價(jià)格敏感性分析，當綠電價(jià)格在±10%、±20%范圍內變化時(shí)，LNG加工費變化情況如表15所示，其變化率在±1.18%之間。
分析了LNG接收站實(shí)現低碳化改造措施，節能降碳和利用可再生能源替代外購電力，并進(jìn)一步對比分析了外購綠電、增加可再生能源設施方案對接收站項目的經(jīng)濟性影響，研究結論顯示我國進(jìn)口LNG接收站可以通過(guò)增加可再生能源設施和外購綠電實(shí)現低碳化改造，但根據目前我國技術(shù)發(fā)展水平和目前的綠電價(jià)格測算，采用全部外購綠電方案對接收站項目的經(jīng)濟性影響最小。
若采用可再生能源替代外購電力方案，將導致LNG加工費與全部外購綠電相比較升高9%，至0.2291元／m3。
（1）為實(shí)現“雙碳”目標，我國進(jìn)口LNG接收站應實(shí)施低碳化改造，采用節能降碳技術(shù)，優(yōu)化氣態(tài)、液態(tài)外輸方案，采用低碳排火炬，實(shí)施甲烷回收。
（2）針對外購電力間接碳排放高，優(yōu)先采用外購綠電方案。如果全部外購綠電條件不允許，建議采用可再生能源設施替代外購電的方案。但此時(shí)需要國家提供相應的支持政策，比如類(lèi)比海洋油氣開(kāi)發(fā)對臨海海域使用開(kāi)發(fā)權的政策，賦予沿海LNG接收站獲得該接收站LNG卸料碼頭蝶形靠岸設施與岸線(xiàn)之間的臨海海域開(kāi)發(fā)權。
版權：如無(wú)特殊注明，文章轉載自網(wǎng)絡(luò )，侵權請聯(lián)系cnmhg168#163.com刪除！文件均為網(wǎng)友上傳，僅供研究和學(xué)習使用，務(wù)必24小時(shí)內刪除。
