●張清云

歐洲地緣政治沖突及“去管道氣”加劇了國際天然氣市場的波動，使得液化天然氣（LNG）價格急劇攀升。而浮式天然氣液化裝置（FLNG）憑借其靈活性和快速供應能力，吸引了開發(fā)商和投資者的廣泛關注。

海洋蘊藏豐富的天然氣資源，約占全球天然氣總儲量的25%。然而，常規(guī)海上天然氣開發(fā)需要搭建海上平臺、鋪設海底輸氣管道、修建岸上天然氣液化及外輸港口等基礎設施，開發(fā)過程受投資大、回收期長、風險高等因素制約。

FLNG即浮式液化天然氣（LNG）處理平臺，通常設計為船型結構，配有天然氣液化裝置及LNG儲罐等設備，是海上天然氣處理廠與陸上LNG液化廠的綜合體。FLNG不僅能在遠海直接液化并儲存開采出的天然氣，再通過LNG運輸船運往各地，而且能在近岸海域與陸上天然氣處理廠協(xié)同作業(yè)，液化來自陸上管網的天然氣，成為海洋天然氣資源的開發(fā)“利器”。

FLNG的概念最早由殼牌在20世紀60年代末提出，并在70年代末首次用于解決LNG的相關問題。全球首個FLNG項目，即馬來西亞國家石油公司的PFLNG 1項目2017年投運，FLNG船系泊于海上油氣田上方，對開采的天然氣直接進行處理、液化、存儲，并裝卸至LNG運輸船出口國際市場，實現了海上氣田的高效開發(fā)，證實了FLNG項目的可行性。

雖然早期FLNG項目因成本超支、延期和運營問題而發(fā)展緩慢，但近期按時交付的莫桑比克Coral FLNG項目，以及喀麥隆和馬來西亞在運營的FLNG項目裝置的高利用率，體現了FLNG項目與傳統(tǒng)陸上LNG項目相比的獨特優(yōu)勢，增加了開發(fā)商和投資者的信心，FLNG項目有望進入新發(fā)展階段。

全球FLNG項目分布現狀

截至2023年底，全球在產FLNG項目主要分布在馬來西亞、非洲和澳大利亞；在建的FLNG項目主要分布在馬來西亞、非洲和墨西哥；擬建的FLNG項目開始進入北美洲、南美洲和歐洲。

截至2023年底，全球已投運的FLNG項目有5個，分別是馬來西亞國家石油公司開發(fā)的PFLNG 1項目和PFLNG 2項目，產能分別為120萬噸/年和150萬噸/年；Golar LNG公司開發(fā)的喀麥隆GoFLNG項目，產能為240萬噸/年；殼牌開發(fā)的Prelude FLNG項目，產能為360萬噸/年；埃尼公司開發(fā)的Coral FLNG項目，產能為340萬噸/年。5個在產FLNG項目合計產能為1210萬噸/年。

截至2023年底，全球已做出最終投資決定和在建的FLNG項目有6個，分別是Newfortress公司開發(fā)的NFE Altamira FLNG 1項目和NFE Fast LNG 2-3項目，計劃產能分別為140萬噸/年和280萬噸/年；Golar LNG公司開發(fā)的Tortue FLNG項目，計劃產能為240萬噸/年；Perenco公司開發(fā)的Gabon FLNG項目，計劃產能為70萬噸/年；埃尼公司開發(fā)的Marine XII FLNG項目，分兩個階段建設，一期計劃產能為60萬噸/年，二期計劃產能為240萬噸/年；馬來西亞國油開發(fā)的Petronas ZLNG項目，計劃產能為200萬噸/年。

截至2023年底，全球還有十幾個FLNG項目處于開發(fā)早期階段，尚未做出最終投資決定。包括埃尼公司的Coral Norte FLNG項目、Cedar LNG公司的Cedar FLNG項目和美國的Delfin FLNG項目等。

全球FLNG液化能力預測

在基準情景下，隨著在建FLNG項目的按期投產，預計2026年全球FLNG項目液化能力將超過2000萬噸/年；如果部分待建項目按計劃做出最終投資決定并開始建設，到2030年，全球FLNG項目液化能力將超過3000萬噸/年，到2040年將超過4000萬噸/年。

在高效情景下，如果在現有基礎上繼續(xù)開發(fā)新項目，到2040年全球FLNG項目液化能力將接近8000萬噸/年。

FLNG項目的技術優(yōu)勢

FLNG項目在建設周期上比同等規(guī)模的陸上LNG項目略具優(yōu)勢。陸上LNG項目建設周期一般為4～5年，而美國墨西哥灣部分LNG項目建設周期控制在4年內。如美國切尼爾能源公司的薩賓帕斯項目和科珀斯克里斯蒂項目，在產生產線全部按預算提前投產，建設周期為42~44個月。近期的FLNG項目，如喀麥隆的GoFLNG船，僅36個月就完成改造并投用。如果FLNG船采用標準化設計單元，建設周期或將進一步縮短。

FLNG項目單位投資成本更有競爭力，但運營成本還需改善。根據能源咨詢公司伍德麥肯茲的數據，最新投運的2個FLNG項目及6個在建FLNG項目單位投資成本均為500~850美元/噸，而近期陸上LNG項目單位投資成本為900~1000美元/噸（不考慮卡塔爾項目）。但FLNG項目運營成本有待進一步下降，新投運及在建的FLNG項目單位運營成本在0.5~1.6美元/百萬英熱單位，而近期陸上LNG項目的單位運營成本在0.4~1.1美元/百萬英熱單位。

FLNG項目產能雖低于陸上LNG項目，但產能利用率基本持平。陸上LNG工廠包括至少1條LNG生產線，單線產能從不足100萬噸/年到800萬噸/年不等。在現有技術條件下，海上FLNG船的產能理論上限為600萬噸/年，但目前尚未實現，殼牌Prelude FLNG項目船的產能是已投產FLNG項目中最高的，為360萬噸/年。據悉，Leviathan partners計劃建造的FLNG船產能有望達到460萬噸/年。但FLNG項目設計的產能利用率超過90%。除了殼牌Prelude FLNG項目因出現運營問題嚴重影響產能，其他在運營的FLNG項目產能利用率平均達到90%，而同期陸上LNG項目的平均產能利用率為86%。

FLNG項目比陸上LNG工廠更靈活。陸上LNG工廠建成后通常不會搬遷，而FLNG項目比較靈活，可在遠海或近岸作業(yè)，當項目上游天然氣資源不足時，可駛至其他資源所在地繼續(xù)使用。如馬來西亞國油的PFLNG 1項目最初停泊在距離沙撈越Sarawak海岸180千米的海面上，開發(fā)Kanowit氣田，后來由于氣田產量不足以支持項目產能，2019年FLNG船駛至Kebabangan氣田繼續(xù)作業(yè)；埃尼公司Marine XII FLNG 1期所用的FLNG船最初在阿根廷作業(yè)，2022年8月埃尼公司從Exmar集團購買該船后，才從阿根廷遷至剛果共和國的黑角。

FLNG項目受環(huán)境和安全影響相對較小。陸上LNG項目需要建占地面積較大的LNG廠和天然氣管道，容易遭到當地居民，特別是環(huán)保人士的反對，建設前需進行土壤、水資源、動植物、大氣影響的評估，廣泛征求意見，獲得環(huán)境評估報告及項目建設許可后才能開工建設。此外，開工后，還需要進行場地的清理作業(yè)等。而FLNG項目由于在海上，特別是遠海的FLNG項目，遠離陸地，環(huán)保阻力相對較小。FLNG項目建設前不需要清理場地，而影響陸上LNG項目的因素，如資源盜竊、武裝叛亂等，對FLNG項目影響也較小。

（作者單位：中國石化國際合作部）

評論：提升中國制造在全球FLNG領域的影響力

從FLNG擬建項目的數量、分布和產能預測可以看出，未來FLNG項目仍有較大發(fā)展空間。但在FLNG的研究和開發(fā)利用方面，我國能源企業(yè)與國際公司還有較大差距，為了在全球FLNG市場占據一席之地，應著重從以下4個方面謀劃。

首先，我國能源企業(yè)應深入了解FLNG項目的特點和優(yōu)勢，對于已參與但通過傳統(tǒng)方式開發(fā)有經濟困難的深海和邊際氣田的上游天然氣項目，如峰值產量較低、減產較快的海上小型氣田和邊際氣田等，可考慮借鑒莫桑比克Coral FLNG項目的開發(fā)方式，探索利用FLNG進行開發(fā)的可行性。此外，我國能源企業(yè)還可以參照現有FLNG項目的合作模式，與船廠及有經驗的工程公司合作。

其次，我國能源企業(yè)應積極參與FLNG項目合作，結合企業(yè)現狀和優(yōu)勢，參與FLNG產業(yè)鏈的部分環(huán)節(jié)，積累經驗，逐步提高在國際FLNG業(yè)務領域的影響力。此外，我國能源企業(yè)還可以通過積極研究和參與FLNG業(yè)務，培養(yǎng)一批專業(yè)人才隊伍，為未來進一步拓展FLNG業(yè)務做準備。

再次，我國能源企業(yè)應布局天然氣液化及工程建設方面的技術儲備?？蒲泻凸こ探ㄔO單位要在國內中小型天然氣液化廠建設實踐中積累經驗，摸索國產化的制冷壓縮機和驅動機裝備、探索自主的天然氣液化流程，并積極尋求機會參與國際項目，努力縮小與國際領先公司的差距。

最后，我國能源企業(yè)應開展海上核心裝備的國產化攻關。目前，我國海上浮式油氣處理裝置的設計尚在探索階段，無現成標準可依據。我國能源企業(yè)應結合陸地裝置經驗，充分考慮安全、晃動和腐蝕等特殊性，制定海上工廠建設和運行的相關標準，逐步提升中國設計和中國制造在全球FLNG業(yè)務領域的影響力。

（張清云）

新聞鏈接：Golar LNG公司獲得阿根廷FLNG項目合約

本報訊 海上LNG基礎設施公司Golar LNG近日與阿根廷泛美能源公司簽署了一份為期20年的協(xié)議，將在阿根廷部署一艘FLNG船。此舉意味著阿根廷朝著出口LNG并將Vaca Muerta頁巖區(qū)的豐富資源貨幣化又邁出了重要一步。

該項目預計2027年開始出口LNG。據估計，阿根廷Vaca Muerta頁巖區(qū)的可采資源量包括160億桶石油和308萬億立方英尺天然氣。

Golar LNG公司首席執(zhí)行官斯陶博表示：“該項目將為阿根廷豐富的天然氣儲備提供出口的機會，為阿根廷及天然氣利益相關者創(chuàng)造價值?！?/p>

據報道，阿根廷還在考慮通過玻利維亞的管道將Vaca Muerta頁巖區(qū)的天然氣出口到巴西。（王鈺杰）

延伸閱讀：近岸和遠海FLNG項目的比較

1.技術方面各有優(yōu)勢

在船舶建設方面，近岸FLNG項目除了可以新建船舶進行液化作業(yè)，還可以利用駁船或改造后的LNG船進行液化作業(yè)。相比之下，遠海FLNG項目一般選擇建新船，有時還需根據項目和海洋條件定制非標準化新船。

在管道建設方面，近岸FLNG項目需建連接天然氣產地至岸上處理廠的管道。而遠海FLNG項目則無須海底管道，只需建設連接天然氣產地至FLNG船的管道。

近岸FLNG項目船通常可利用岸上的天然氣處理廠等基礎設施，減少船舶作業(yè)壓力，但改造后的FLNG船只能接收處理過的原料氣，并需要額外的港口和泊位設施。遠海FLNG項目船則一般配備氣體處理設施和液體儲存設施，可直接接收上游氣田的原料氣。

由于近岸海洋條件較遠海更優(yōu)，近岸FLNG項目船受海洋條件的影響較小，生產運行的穩(wěn)定性也好于遠海FLNG項目船。但如果近岸FLNG項目使用改造的LNG船，則需要考慮改造后增加的液化裝置對船體重心和晃動的影響。

2.近岸FLNG項目開發(fā)成本相對較低

從歷史數據來看，近岸FLNG項目的總體開發(fā)成本低于遠海FLNG項目。主要原因是近岸FLNG項目船天然氣處理設施和卸貨系統(tǒng)相對簡單，可以在岸上對原料氣進行處理，儲罐也可以建在岸上，減少了對項目船的技術要求。而遠海FLNG項目船一般需要安裝氣體處理設施和液體存儲設施，技術要求高，開發(fā)成本也較高；還需要租用浮式存儲裝置（FSU），長期租金高于在陸上建LNG儲罐的費用。此外，遠海FLNG項目還需要將工人運至海上項目運營地點及提供食宿，人工成本也遠高于近岸FLNG項目。  （云 清）