LNG产业链贯穿天然气产业全过程，为方便运输和储藏，天然气通过“气态→液态→气态”的状态转化，完成上游气源、中游储运（包括装卸船运输，终端站和供气主干管网的建设环节）和下游分销（终端用户包括联合循环电站，城市燃气公司，工业炉用户，工业园区和建筑物冷热电多联供的分布式能源站等）的全过程，涉及产、贸、运、储、销各个环节（部分液化天然气从进口终端由槽车运输至二级仓库，随后再至最终用户，用作车辆和船舶的燃料，未经转换过程）。
上:“气态→液态→气态”的状态转化
资料来源:百度百科,公开资料,新湖期货研究所
下:LNG产业链
常规天然气开采：一般采用自喷方式采气、排水式采气，开采技术较简单，过程涉及“钻井→录井→测井→完井→试气→投产→产气”。
非常规天然气开采：这类天然气（包括页岩气、煤层气——地面钻井开采或井下瓦斯抽放系统抽出、油砂气等）开采较为复杂。由于页岩气储集层渗透率低，开采难度相对较大，主要采用水平井和多层压裂技术以提高开采效率。
原料气在液化前，需通过气分装置，分离去除一些杂质（二氧化碳、硫化氢、水）及化合物（比甲烷重的碳氢化合物，后续可作为原材料出售给石化行业或用作燃料）。
天然气液化过程中，涉及到的工艺系统主要包括：原料气过滤分离及调压计量、原料气增压、二氧化碳脱除、脱水脱重烃、脱汞，制冷系统。
原料气过滤分离及调压计量
对原料气里的一些机械杂质（焊渣、铁屑、其他异物等）、游离水进行过滤、分离，防止进入压缩机损坏气缸等部件。
因后续脱二氧化碳单元在吸收塔中需要高压以利于吸收二氧化碳，且天然气临界压力为4.6MPa。长期以来，原料进气压力在1.5-4.5MPa范围内波动，故需要原料气压缩机出口压力稳定在4.8-5.0MPa之间。
原料气中二氧化碳含量为1.37%左右，CO2为酸性气体，会造成金属腐蚀并污染环境。此外，CO2 含量过高会降低天然气的热值，且其在低温时会凝结为固体堵塞管道。因此，必须严格控制天然气中酸性组分的含量，以达到工艺和产品质量的要求。
天然气中水分、苯及C+重烃的存在会造成严重的后果：
水分与天然气在一定条件下形成水合物阻塞管路，影响冷却液化过程；水分的存在也会造成不必要的动力消耗；且由于天然气液化温度低，水、苯及重烃的存在还会导致设备冻堵，故必须脱水、脱苯和重烃。
根据天然气体成份及进厂条件，部分净化工艺采用组合分子筛吸附脱除天然气中的水分、苯及重烃。
由于汞蒸气会导致铝热交换器和管道产生严重腐蚀，汞含量如超标就必须脱除。
经过净化的天然气进入原料气闪蒸气换热器和来自LNG储罐的BOG（由于低温LNG储罐受外界环境热量的入侵，LNG罐内液下泵运行时部分机械能转化为热能，使罐内LNG气化产生闪蒸气，这些闪蒸气就是BOG）换热，将净化后的天然气降温至20℃左右。
因LNG在常压下的温度为-162℃，要将常温NG（管道输送的天然气）转变为-162℃的LNG，则需要给其换热降温。
目前，国内普遍采用混合制冷工艺来完成整个液化过程，即：
混合制冷剂经冷剂压缩机两级压缩，分别经水（空气）冷却后，制冷剂气液分离，中压液相、高压气相、高压液相同时进入换热器（冷箱），通过J-T阀节流降压，被三股制冷剂提供的冷量分别给冷箱上、中、下部预冷、深冷，然后汇集进入冷剂吸入罐循环制冷。同时，净化后的天然气从冷箱上部进入，在冷箱上、中、下各部分别被冷剂释放的冷量换热，经逐级预冷、液化、过冷后出换热器（冷箱）， 再经节流降压后获得LNG产品。
天然气液化装置项目建设周期一般为6-10年，其中可行性分析历时1年、设计阶段历时1-2年、采购与施工合同准备历时1-2年。待最终投资决策（FID）落地后，施工阶段、调试与试运营、投产与运营、环境与安全措施共需3-5年。
2023年共增加了3.8MTPA（Million Tonnes Per Annum）的液化能力，刚果布拉柴维尔的Tango FLNG自2024年2月起又增加了0.6MTPA。截至2024年2月底，全球液化产能已达到约483MTPA。
2023年全球平均液化产能利用率为88.7%，与2022年的89%同比持平。截至2024年2月底，液化项目已批准产能为216.9MTPA。
左:全球运营中的液化产能
按市场划分，截至2024.2.29，单位:%
右:2023年全球液化产能利用率（单位:%）
资料来源:IGU,Rystad Energy,新潮期货研究所
当液化厂位于再气化设施附近时，槽罐车是最具成本效益的短途运输方式。使用专门的双层罐车，可将液化天然气输送到卫星工厂（小型再气化设施、加气站）。
LNG槽车主要由罐体、管路系统（包括进液管、出液管、安全阀、压力表等，用于控制和调节LNG的输送）、安全装置（包括紧急切断阀、安全阀、压力表等，用于保护LNG槽车的安全运行）、控制系统（包括温度、压力、液位等传感器，用于实时监测和控制LNG槽车的运行状态）等组成。
相对于管道天然气传输，LNG海运贸易近几年来在全球天然气贸易中的占比迅速上升（2022年已达45.27%）。根据国际能源署（IEA）和壳牌（Shell）等机构的预测，至2040年，LNG海运贸易量或将占整个天然气贸易量的60%-70%。
一艘典型现代液化天然气船大约300米长，43米宽，吃水深度约12米，在开阔水域以21节（约为39km/h）的速度航行，其建造周期为20-36月。
液化天然气船货物容量从1000m3到267000m3，大多现代船只容量在125000-175000m3之间。
目前大多数大型LNG船为球形储罐（Moss sphere design）或几何薄膜储罐（membrane design）。
上:LNG船Moss球形储罐设计及Moss贮罐
下:LNG船几何薄膜储罐设计及薄膜贮罐
资料来源:GIIGNL,刘传茂-《液化天然气(LNG)运输船建造技术综述》,新湖期货研究所
其也可用做浮式储存（Floating Storage Units,FSU），或加配再气化产能后成为浮式再气化装置（Floating Storage and Regasification Unit,FSRU）。浮式设备允许液化天然气终端选址为离岸或系泊在码头旁。
随着天然气产业发展和建造技术的进步，已发展出多种储气方式，用于满足调峰和应急储气需求，涉及地面储罐储气、管道储气、LNG储气、地下储气库储气。不同存储方式有各自的优缺点及用途：
资料来源:《天然气调峰方式的对比与选择》,新湖期货研究所
6月30日，盐城市滨海港工业园区中国海油盐城“绿能港”一期项目现场，10座“气墩墩”傲然矗立在黄海之滨，6座我国自主设计建造的全球单罐容量最大（27万立方米）液化天然气储罐实现机械完工。
盐城“绿能港”的10座液化天然气储罐设计建造项目国产化率达98.3%，其中12项技术成果填补了国内空白达到世界领先水平，6座单罐容量27万立方米储罐为全球首次建设，储罐高约65米，直径100.6米，可同时叠放3架C919客机，罐容相当于614个标准游泳池，可存储1.69亿立方米天然气。
LNG到达目的地后，需要在再气化终端进行再气化，转换回气态，通过管道或卡车运输到最终用户（包括联合循环电站、城市燃气公司、工业炉用户、工业园区和建筑物冷热电多联供的分布式能源站、天然气作为汽车燃料的加气站用户以及进一步向下延伸的LNG卫星站、加气站、LNG加注站及冷能利用等与LNG相关的所有产业）。
下游市场的增长潜力巨大，尤其是在亚洲和其他发展中市场。
资料来源:前瞻产业研究院整理
随着全球LNG市场的发展，各个环节都需要不断创新和优化，以适应市场变化和提高竞争力。LNG行业将在波动的市场中找到竞争优势，并实现更快的增长。
资料来源:国家能源局
