LNG电厂的特点及厂址的选择
由于LNG是优质高价燃料，且目前其来源都是从海上运输，所以首先决定其选址应该在我国沿海的经济特别发达地区，而且有良好的港口条件以便大型LNG运输船靠岸。当然，其它具体还要考虑的因素很多，关键之一就是与用户位置的匹配。目前国际上LNG的主要用户是电站，所以要考虑与电站选址的匹配。
LNG管道输送时，需要低温的特殊材料，输送距离过长，建设费用会大大增加，经济上不适宜。另外，输送已气化的LNG，因管道阻力会引起LNG的压力下降与温度上升，致使不能充分利用低温冷能。所以，若离开LNG接收站建LNG电站，将冷能和电站分开，既降低能源利用效率，又增加管线投资，原则上是不合理的。除非在LNG站另有大量利用LNG冷能的用户，例如大型空气分离制氧、制氮厂。故此，LNG发电厂原则上设在LNG接收站附近。而LNG接收站选址时，也要考虑设在LNG大用户的附近。在LNG接收站附近应建多大规模的电站是另外一个问题，例如需根据附近用电负荷，电网规划，厂址条件等回素决定。但从能源利用水平考虑，最好是LNG接受站附近的用户（如电厂）能把LNG的冷能全部利用上为宜，否则气化LNG要冷却海水，浪费能源，还会恶化生态平衡。在此基础上，若在天然气输送线上还需要建设新电厂，可作另行考虑。事实上，日本的LNG的电厂的选址也是基于此原则的。
总之，LNG的电厂和LNG的接收站从能源有效利用和经济性来看，均要求两者成为一个能源系统（总能系统）。两者的整体化可取长补短、有机结合，提高综合效益，有着多方面的优越性。
LNG电厂和LNG接收站整体化建设的优越性
如上所述，LNG燃料既清洁又具有高品位的冷能。在天然气液化过程中，1吨LNG已消耗动力约380kWh，而1吨到岸LNG可利用的冷能约为250kWh，就年接受300万吨的LNG接收站规模而言，年可利用的冷能为7.5亿kWh。
整体化建设具有以下优点：
LNG电厂和接收站整体化，可利用接收站的气化冷能来冷却燃气轮机电厂入口空气温度。燃气轮机是对进口空气温度非常敏感的动力机械，根据文献[4]初步估算，从30℃冷却到达5℃，可增加电厂出力约20%，电厂效率相对提高约4～5%。亦即如用3台MS9001FA，则可增加功率约20万kW；节约能耗约4万kW，相当年节约标准煤4万吨（己考虑冬季节能较少）。如果LNG站规模是300万吨／年，则其冷能用来作上述冷却是绰绰有余的。另外，根据文献[5]，美国内布拉斯加州林肯市的MS7001B的燃气轮机电厂，以冷水通过换热器冷却进口空气降温34K，可增大出力25％，相对提高效率约4%，数据与上述文献[4]的相近。他们的燃气轮机是老一代的，故提高略少一些。为增加进气冷却装置以提高效益的投资，按文献[5]给出为$165/每增加kW。附带说一句：冷却作为循环冷却水用的海水来提高燃气轮机联合循环功率及效率的余地是大大不如冷却进口空气的。还有，文献[6]提出了向进口空气喷极细冷水雾，降温8K即可提高功率15％（因还有压气机内部间冷效应），投资为$100／每增加kW，但这是EPRI的专利技术，且应用也没上述冷却空气的成熟。
上述各优点在LNG站与电厂相隔较远时就不可能存在。因现在准备气化后再由管道运输，LNG气化时如没有合适用户就把它的大部分冷能白白消耗掉了。
电厂可作为接收站的动力源。LNG接收站中，海水泵、LNG泵、BOG压缩机等用电设备平均用电约1万kW（按天然气的输气压力而有所变化），也可由电厂直接供给。
LNG接收站的储罐中LNG的蒸发气体（BOG），一般可利用BOG压缩，再冷凝处理。过多时则火炬放空。与LNG电厂整体配合情况下，火炬放空部分可在电厂中直接利用，可减少能源消费。
整体化建设比分别建设的投资小，无需两者之间的长距离输气管的投资。由于出力增加，电厂效率的提高等，可使电厂的运行成本降低。
