由天然气液化生产LNG耗电约为850kWh/t。当LNG在常压下气化时，约放出230kWh/t从-162℃到5℃的冷量。实际操作中，LNG需要用泵提高压力后气化外送，部分冷能转化为压力能。在5.5MPa和8MPa下，LNG气化释放出的冷能分别减少到203kWh/t和190kWh/t。

　　LNG冷能利用早已在日本和我国台湾省等LNG市场开展，主要利用途径有:

　　①冷能用于空气分离制液氧或液氮;

　　②分离LNG和附近油气田伴生气中的轻烃;

　　③废旧橡胶轮胎低温粉碎;

　　④借助循环冷媒膨胀发电、梯级利用冷能;

　　⑤用于制造固态CO2(干冰)、冷库、制冰、低温储粮，乃至建筑物空调等。

　　不过迄今为止，日本和我国的接收站最多也只利用了不到20%的LNG冷能，大部分还是采用海水开架气化器ORV或加热炉SCV气化，白白丢弃。此外，小型LNG卫星气化站因气化压力低、消耗LNG压火用少，可利用的冷能多，有利于采用直接膨胀发电与冷能集成、梯级利用。

　　中国到2020年将有规模为0.8亿~1.0亿t/a的LNG产业，可用的冷能量甚大。在严峻的能源形势下这笔资源应当被充分利用。

　　未来中国LNG产业链和冷能利用条件与日本和我国台湾完全不同，主要是:

　　①接收站配合天然气管网调峰迫使夜间停止LNG气化，使冷能输出呈间断模式，而上述各种冷能用户，特别是最大潜在用户LNG冷能空分，都要求连续稳定的冷能供应，这就增加了冷能利用的难度;

　　②用于城市燃气调峰和卫星气化站的LNG冷能既间断，又是小规模;

　　③中国具有极为广阔的LNG冷能空分产品下游市场。

　　这些特定国情要求中国LNG冷能利用走出一条独立自主的创新之路，概括起来有以下几项:

　　1)开发新型低温混合冷媒和换冷、储冷成套设施，替代ORV和SCV。尽可能使全部LNG气化冷能都通过气化换热储存于冷媒中，ORV和SCV仅做备用和平衡、补充。夜间停止气化操作时以冷媒替代LNG维持空分装置连续稳定运行，并可用于挥发气BOG的再液化，节省电力。

　　2)空分产品的气态氧用于200km距离内沿海石化企业煤气化多联产发电、供热和制氢。液态氮用于以下用途:

　　①200km内油气田压裂和驱油，提高采收率;

　　②灌注瓶装车用燃料，在高压下气化膨胀做功，此项技术已经发明，不久将规模化应用;

　　③废轮胎超低温粉碎制精细胶粉;

　　④超低温冷库的冷源。

　　3)C2+含量在10%以上的“湿”LNG，用气化冷能分离出C2+轻烃用作化工原料，余冷梯级利用。

　　4)LNG卫星气化站的冷能可通过发电与逐级利用系统，用于干冰、冷库、制冰、建筑物空调。

　　5)以LNG为燃料的车船气化的冷能，用于车(船)载冷藏罐箱保冷，以及车(船)客舱空调。

　　中国正在进入依靠自主创新推动经济社会发展的时代。上述几项冷能利用技术对化工和暖通专业都是成熟技术，只需通过集成创新移植到LNG产业中来，做好顶层设计和规划，技术的突破和推广都不难。