美国天然气供应链及终端应用的生命周期温室气体排放全景研究

《Environmental Science & Technology》：Life Cycle Analysis of Natural Gas Supply Chain and End Use Applications in the United States

本文通过更新R&D GREET模型，系统评估了美国不同区域天然气供应链（从开采到配送）的温室气体排放强度，揭示了区域差异性（7.8-15.1 kg CO2e/MMBtu）。研究进一步量化了上游排放对发电（0.044-0.086 kg CO2e/kWh）、制氢（SMR工艺1.04-2.20 kg CO2e/kg H2）及公交运营（CNG巴士0.19-0.37 kg CO2e/英里）等关键应用的影响，为低碳能源决策提供了空间精细化数据支持。

　　

天然气供应链的生命周期分析框架

本研究采用美国国家能源技术实验室（NETL）处理的现场数据，通过阿贡国家实验室开发的R&D GREET 2024 Rev.1模型，构建了涵盖天然气开采、集输增压、处理、传输、储存和配送六个阶段的完整生命周期分析体系。研究首次实现了从国家平均尺度到盆地尺度的多层级排放评估，功能单元统一为1 MMBtu输送至终端的天然气（低热值基准）。

供应链排放的空间异质性特征

美国平均天然气供应链的温室气体强度为10.3 kg CO₂e/MMBtu，但区域差异显著：东北地区最低（7.8 kg CO₂e/MMBtu），太平洋地区最高（15.1 kg CO₂e/MMBtu）。这种空间分异主要受三方面因素驱动：盆地天然气组分（如太平洋地区原料气含高浓度CO₂导致脱碳过程排放达6.5 kg CO₂e/MMBtu）、运输距离（太平洋地区平均传输727英里）以及开采技术差异（常规/非常规/海上开采的甲烷泄漏率介于0.5%-3.8%）。

甲烷排放的关键贡献与减排路径

甲烷逸散和泄漏贡献了供应链总排放的29.8%-39.4%，其中开采阶段 intentional venting（如液体卸载）是主要来源，在圣胡安盆地甚至超过0.85 vol%。敏感性分析表明，将压缩机驱动能源替换为可再生电力可使全美平均排放降低56%，而完全消除甲烷泄漏可进一步减排36.4%。

终端应用的碳足迹传递效应

在发电领域，联合循环燃气轮机（CCGT）的温室气体排放为0.448-0.491 kg CO₂e/kWh，其中上游天然气贡献占比9.9%-17.6%。制氢环节的碳足迹空间分异更为明显：蒸汽甲烷重整（SMR）工艺中，上游排放占比在东北地区为12.6%，而在太平洋地区升至23.7%；采用碳捕集（CCS）的自热重整（ATR）工艺因过程排放大幅降低，上游占比升至35.8%-53.3%。

交通能源路径的低碳潜力

压缩天然气（CNG）公交车的全生命周期排放为1.85 kg CO₂e/英里，其中82.3%来自车辆尾气。而采用SMR制氢的燃料电池公交车排放为0.93 kg CO₂e/英里，ATR-CCS氢能巴士进一步降至0.58 kg CO₂e/英里。值得注意的是，CNG公交的排放区域差异（0.19-0.37 kg CO₂e/英里）显著高于氢能公交，这源于其更高的天然气消耗量放大上游排放差异。

基础设施优化的协同效益

研究表明，将发电厂或制氢装置邻近天然气处理厂布局，可通过缩短传输距离降低12%-15%的上游排放。此外，电动压缩机替代燃气驱动设备，配合可再生电力，能在实现深度脱碳的同时避免甲烷泄漏带来的财务损失（每MMBtu天然气泄漏造成约0.16美元经济损失）。

政策启示与技术展望

该研究强调需要建立区域差异化的天然气碳足迹因子数据库，以支持精准的碳核算和低碳技术部署。对于甲烷排放热点区域（如圣胡安盆地），应优先部署泄漏检测与修复技术；而在高碳天然气区域，配套碳捕集利用与封存（CCUS）设施将成为必要措施。未来研究需结合实时监测数据动态更新排放因子，并扩展至液化天然气（LNG）出口等跨国供应链情景。