顾家瑞 中国石化上海工程公司
 
伍德麦肯兹最近发布重要观点报告，液化天然气的环保资质正受到越来越多的审查。尽管燃烧时排放的二氧化碳约为煤炭的一半，但液化天然气价值链仍然高度碳密集，并受到甲烷损失的困扰。
作为回应，液化天然气参与者正在积极努力减少其项目的温室气体（GHG）足迹。然而，这一切都是有代价的，到目前为止，买家不愿为低排放液化天然气支付溢价，这抑制了卖家承诺进行重大投资以降低碳强度的意愿。
这种情况可能即将改变。随着欧盟（EU）将其排放交易计划（ETS）扩展到航运，从2024年起，进入欧洲的液化天然气货物将被征收碳税。欧盟进一步同意开始监测国家和公司的甲烷排放，并为整个价值链的化石燃料进口确定可接受的限制。目前，第一稿只涉及新的液化天然气进口合同，但不能排除对所有超过规定限额的液化天然气管进口征收甲烷税的可能性。欧盟可以更进一步，将液化天然气纳入其碳边界调整机制（CBAM），以现行的碳排放交易体系碳价格设定进口税。
此举将推高欧洲天然气价格，使全球液化天然气市场一分为二，并创造欧洲溢价，因为不含税的市场价格将会更低。如果税收仅限于欧盟，甚至扩大到日本和韩国，贸易流动可能会得到优化，以减轻影响。
液化天然气流量的大洗牌
对温室气体排放征税的市场中的天然气价格将不可避免地上涨，因为边际供应商需要收回额外税收的成本。具有目的地灵活性的液化天然气参与者需要评估哪种策略可以最大化其盈利能力，要么专注于没有进口排放税的市场，要么投资脱碳并供应征税的优质市场。除了现行价格和运输成本之外，随着液化天然气公司优化其投资组合，其碳强度的价值也将成为首要和中心问题。液化天然气贸易流量因此发生巨大变化，有可能彻底改变定价机制。
在分析中，我们考虑了每吨二氧化碳当量 100 美元的碳税，并模拟了三种情景：对欧盟进口征收甲烷税、仅对欧盟进口征收总体温室气体排放税，以及日本和韩国也征收该税。
研究结果描绘了如果液化天然气项目的温室气体排放量保持在当前水平，天然气/液化天然气贸易流量和价格将如何变化的情况。
1.欧盟仅对甲烷征收进口税
对价格的影响不大。欧洲价格仅上涨 0.6 美元/毫米英热单位，即 6.5%，因为尽管税收相对较高，但甲烷仅占温室气体排放总量的一小部分。然而，由于欧盟仍需要一些美国液化天然气，来自北美的边际货物将继续决定欧洲价格。由于美国液化天然气的甲烷强度远高于其他地区，这将为大西洋盆地的一些液化天然气生产商提供必要的推动力，以减少其甲烷排放量，因为他们的目标是更高的欧洲价格。
2.欧盟对所有温室气体排放征收更广泛的进口税
更广泛的温室气体排放税将产生重大影响，使欧洲价格上涨 1.7 美元/百万英热单位，即 18%。欧洲将成为明显的全球优质液化天然气市场，因为美国液化天然气企业将需要与亚洲相同的净回值。不过，随着时间的推移，欧洲液化天然气需求的下降将意味着美国液化天然气被低碳液化天然气替代品取代，从而导致欧洲价格溢价下降。这不可避免地限制了美国液化天然气和其他参与者投资脱碳的动力。
3.日本和韩国也征收进口排放税
日本和韩国的价格上涨了约 18%，重新确立了相对于欧洲的传统溢价。低碳液化天然气取代了美国液化天然气，尽管仍需要一些液化天然气来满足需求，导致东北亚价格反映了这些市场美国液化天然气税收成本的全部负担。然而，由于没有征收进口排放税，亚洲其他地区的价格不会出现溢价。
减少排放有哪些选择？
减少液化天然气排放的机会取决于各个项目的特点以及相关的碳价格和税收。尽管许多公司宣布了各种现有和计划中的液化天然气设施的潜在减排计划，但很少有选择能够提供足够的、具有成本效益的减排来抵消碳税和甲烷税的额外成本。
最佳减排方案大致分为四类：
甲烷减排：美国天然气生产商已经在减少其运营中的甲烷排放，主要集中在气动设备和压缩机上。根据认证框架（如MiQ），该国一些产量最多产盆地的供应显示出相关甲烷损失水平以及碳强度的大幅下降。在某些情况下，这导致了高达40%的上游排放量（井口到传输）的减少，是解决排放问题最具成本效益的选择之一。随着《通胀削减法案》的甲烷收费在2026年前对井口至液化天然气厂超过特定阈值的排放征收1500美元/吨CH4的税（相当于53美元/吨的二氧化碳当量税），即使不考虑欧洲的进口税，预计也会有相当大的进一步减排。
储层二氧化碳的碳捕获和封存（CCS）：对于储层二氧化碳含量较高的 LNG 项目，排气可能是排放强度的关键驱动因素，并导致一些世界上排放量最高的液化天然气田项目（例如，唐古液化天然气从井口到液化天然气装载的排放量中，55%以上来自二氧化碳排放）。然而，由于每吨成本为 50 美元至 120 美元，CCS 的可行性取决于附近注入地点的可用性以及一定程度的监管支持（例如美国的45Q碳固存税收抵免）。
CCS对Gorgon和Snohvit等高二氧化碳项目的影响相当大，使装运前总排放量减少了约30%。正在规划或已提出CCS的未来项目，如卡塔尔的North Field East、Tangguh、MLNG 9和Barossa，可能平均减排约三分之一。
电气化：通过使用由附近电网的低碳电源供电的电驱动涡轮机，可以减少液化过程的排放，最多可减少 80% 的液化排放。在美国，现有并网电力驱动项目包括自由港和厄尔巴岛液化天然气项目，而新建项目包括科珀斯克里斯蒂三期和卡梅伦二期液化天然气项目。
几个现有和拟建的电驱动液化天然气项目未并网（Ichthys、巴布亚液化天然气）。这些项目由专用燃气联合循环燃气轮机提供动力，效率很高。但它们缺乏低碳电网电力供应，因此从减排的角度来看，电气液化具有吸引力。
现有项目的电力驱动改造也在考虑之中。然而，由于现有燃气轮机已经投入了大量成本，因此这是一个不太经济的提议。
其他选择：运营商正在寻求的其他几种选择影响较小或成本较高。
美国已提出燃烧后 CCS（即来自涡轮机废气），并提供 45Q 税收抵免。该信贷价值高达 85 美元/吨，但仍远远低于大多数燃烧后 CCS 开发的成本。将此与碳进口税相结合将进一步推动。
    运营商还建议使用可再生能源来减少天然气燃烧。在澳大利亚，Pluto LNG 已宣布计划购买太阳能，而 Queensland Curtis LNG (QCLNG) 则提议建造一个专用的 120 兆瓦太阳能发电厂，以满足工厂的电力需求。卡塔尔的北田东（NFE）项目可能会使用太阳能作为辅助功能，而电池则被认为可以减少澳大利亚惠斯通和达尔文液化天然气公司的旋转储备。
形成了一个双层液化天然气市场
对液化天然气排放征税将重新设计液化天然气贸易流、重新调整价格，并迫使液化天然气参与者重新评估贸易策略和投资选择，以实现整个价值链的脱碳。但对于不同的液化天然气参与者以及进口国和出口国政府来说，影响会有所不同。
分裂的液化天然气市场
对进口液化天然气的碳排放征税的政府将导致其内部市场的天然气价格上涨。欧洲以及东北亚的潜在市场可能会接受这一点，以加速向低碳替代品的转变。然而，亚洲新兴市场的买家仍将对液化天然气价格上涨保持警惕，并且不愿跟风。最有可能的结果是液化天然气市场一分为二，一个是优质液化天然气市场，另一个是免税国家市场。然而，高端市场液化天然气需求的下降意味着它们的重要性将随着时间的推移而减弱，从而限制了它们在推动脱碳投资方面的影响力。
低碳液化天然气供应商受益最大
碳排放量最低的项目将受益于进口排放税。瞄准高端市场将提高交易盈利能力，一些买家愿意为长期合同支付溢价。俄罗斯和加拿大将是最有优势的，因为它们靠近优质液化天然气市场。卡塔尔和莫桑比克要求提高碳价，以吸引亚洲新兴市场的邻近免税市场。
对于那些政府正在收紧环境法规的供应商来说，征收进口排放税也是个好消息，例如澳大利亚的保障机制和美国《通货膨胀削减法案》的甲烷收费。对排放征收进口税，免除已在源头缴纳的税款，可能成为帮助补偿国内减排成本上升的唯一希望。
液化天然气脱碳需要征收高碳税
对甲烷排放征收 100 美元/吨二氧化碳当量税将有效实现其目标。在收紧国内甲烷法规的支持下，减少甲烷排放仍然是唾手可得的目标，不同国家都取得了进展。甲烷进口税将有助于提供额外的经济激励，同时限制液化天然气价格的上涨。在这种情况下，还将鼓励出口国引入国内税收并保留税收收入。
为了使全球液化天然气市场大规模脱碳，100美元/吨二氧化碳当量的进口税是不够的。它当然可以激励靠近高端市场的最终投资决策前 (FID) 项目在液化天然气工厂和储气库CCS中部署电力驱动装置，以限制上游的二氧化碳排放。然而，FID后液化天然气项目部署这些技术需要接近200美元/吨二氧化碳当量的碳价格。