星空体育官网欧洲地缘冲突及“去管道气”加剧了国际天然气市场的波动，使得液化天然气（LNG）价格急剧攀升。而浮式天然气液化装置（FLNG）凭借其灵活性和快速供应能力，吸引了开发商和投资者的广泛关注。

　　海洋蕴藏丰富的天然气资源，约占全球天然气总储量的25%。然而，常规海上天然气开发需要搭建海上平台、铺设海底输气管道、修建岸上天然气液化及外输港口等基础设施，开发过程受投资大、回收期长、风险高等因素制约。

　　FLNG即浮式液化天然气（LNG）处理平台，通常设计为船型结构，配有天然气液化装置及LNG储罐等设备，是海上天然气处理厂与陆上LNG液化厂的综合体。FLNG不仅能在远海直接液化并储存开采出的天然气，再通过LNG运输船运往各地，而且能在近岸海域与陆上天然气处理厂协同作业，液化来自陆上管网的天然气，成为海洋天然气资源的开发“利器”。

　　FLNG的概念最早由壳牌在20世纪60年代末提出，并在70年代末首次用于解决LNG的相关问题。全球首个FLNG项目，即马来西亚国家石油公司的PFLNG 1项目2017年投运，FLNG船系泊于海上油气田上方，对开采的天然气直接进行处理、液化、存储，并装卸至LNG运输船出口国际市场，实现了海上气田的高效开发，证实了FLNG项目的可行性星空体育官网。

　　虽然早期FLNG项目因成本超支、延期和运营问题而发展缓慢，但近期按时交付的莫桑比克Coral FLNG项目，以及喀麦隆和马来西亚在运营的FLNG项目装置的高利用率，体现了FLNG项目与传统陆上LNG项目相比的独特优势，增加了开发商和投资者的信心，FLNG项目有望进入新发展阶段。

　　截至2023年底，全球在产FLNG项目主要分布在马来西亚、非洲和澳大利亚；在建的FLNG项目主要分布在马来西亚、非洲和墨西哥；拟建的FLNG项目开始进入北美洲、南美洲和欧洲。

　　截至2023年底，全球已投运的FLNG项目有5个，分别是马来西亚国家石油公司开发的PFLNG 1项目和PFLNG 2项目，产能分别为120万吨/年和150万吨/年；Golar LNG公司开发的喀麦隆GoFLNG项目，产能为240万吨/年；壳牌开发的Prelude FLNG项目，产能为360万吨/年；埃尼公司开发的Coral FLNG项目，产能为340万吨/年。5个在产FLNG项目合计产能为1210万吨/年。

　　截至2023年底，全球已做出最终投资决定和在建的FLNG项目有6个，分别是Newfortress公司开发的NFE Altamira FLNG 1项目和NFE Fast LNG 2-3项目，计划产能分别为140万吨/年和280万吨/年；Golar LNG公司开发的Tortue FLNG项目，计划产能为240万吨/年；Perenco公司开发的Gabon FLNG项目，计划产能为70万吨/年；埃尼公司开发的Marine XII FLNG项目，分两个阶段建设，一期计划产能为60万吨/年，二期计划产能为240万吨/年；马来西亚国油开发的Petronas ZLNG项目，计划产能为200万吨/年。

　　截至2023年底，全球还有十几个FLNG项目处于开发早期阶段，尚未做出最终投资决定。包括埃尼公司的Coral Norte FLNG项目、Cedar LNG公司的Cedar FLNG项目和美国的Delfin FLNG项目等。

　　在基准情景下，随着在建FLNG项目的按期投产，预计2026年全球FLNG项目液化能力将超过2000万吨/年；如果部分待建项目按计划做出最终投资决定并开始建设，到2030年，全球FLNG项目液化能力将超过3000万吨/年，到2040年将超过4000万吨/年。

　　在高效情景下，如果在现有基础上继续开发新项目，到2040年全球FLNG项目液化能力将接近8000万吨/年。

　　FLNG项目在建设周期上比同等规模的陆上LNG项目略具优势。陆上LNG项目建设周期一般为4～5年，而美国墨西哥湾部分LNG项目建设周期控制在4年内。如美国切尼尔能源公司的萨宾帕斯项目和科珀斯克里斯蒂项目，在产生产线全部按预算提前投产，建设周期为42~44个月。近期的FLNG项目，如喀麦隆的GoFLNG船，仅36个月就完成改造并投用。如果FLNG船采用标准化设计单元，建设周期或将进一步缩短。

　　FLNG项目单位投资成本更有竞争力，但运营成本还需改善。根据能源咨询公司伍德麦肯兹的数据，最新投运的2个FLNG项目及6个在建FLNG项目单位投资成本均为500~850美元/吨，而近期陆上LNG项目单位投资成本为900~1000美元/吨（不考虑卡塔尔项目）。但FLNG项目运营成本有待进一步下降，新投运及在建的FLNG项目单位运营成本在0.5~1.6美元/百万英热单位，而近期陆上LNG项目的单位运营成本在0.4~1.1美元/百万英热单位。

　　FLNG项目产能虽低于陆上LNG项目，但产能利用率基本持平。陆上LNG工厂包括至少1条LNG生产线万吨/年不等星空体育官网。在现有技术条件下，海上FLNG船的产能理论上限为600万吨/年，但目前尚未实现，壳牌Prelude FLNG项目船的产能是已投产FLNG项目中最高的，为360万吨/年。据悉，Leviathan partners计划建造的FLNG船产能有望达到460万吨/年。但FLNG项目设计的产能利用率超过90%。除了壳牌Prelude FLNG项目因出现运营问题严重影响产能，其他在运营的FLNG项目产能利用率平均达到90%，而同期陆上LNG项目的平均产能利用率为86%。

　　FLNG项目比陆上LNG工厂更灵活。陆上LNG工厂建成后通常不会搬迁，而FLNG项目比较灵活，可在远海或近岸作业，当项目上游天然气资源不足时，可驶至其他资源所在地继续使用。如马来西亚国油的PFLNG 1项目最初停泊在距离沙捞越Sarawak海岸180千米的海面上，开发Kanowit气田，后来由于气田产量不足以支持项目产能，2019年FLNG船驶至Kebabangan气田继续作业；埃尼公司Marine XII FLNG 1期所用的FLNG船最初在阿根廷作业，2022年8月埃尼公司从Exmar集团购买该船后，才从阿根廷迁至刚果共和国的黑角。

　　FLNG项目受环境和安全影响相对较小。陆上LNG项目需要建占地面积较大的LNG厂和天然气管道，容易遭到当地居民，特别是环保人士的反对，建设前需进行土壤、水资源、动植物、大气影响的评估，广泛征求意见，获得环境评估报告及项目建设许可后才能开工建设。此外，开工后，还需要进行场地的清理作业等。而FLNG项目由于在海上，特别是远海的FLNG项目，远离陆地，环保阻力相对较小。FLNG项目建设前不需要清理场地，而影响陆上LNG项目的因素，如资源盗窃、武装叛乱等，对FLNG项目影响也较小。

　　从FLNG拟建项目的数量、分布和产能预测可以看出，未来FLNG项目仍有较大发展空间。但在FLNG的研究和开发利用方面，我国能源企业与国际公司还有较大差距，为了在全球FLNG市场占据一席之地，应着重从以下4个方面谋划。

　　首先，我国能源企业应深入了解FLNG项目的特点和优势，对于已参与但通过传统方式开发有经济困难的深海和边际气田的上游天然气项目，如峰值产量较低、减产较快的海上小型气田和边际气田等星空体育官网，可考虑借鉴莫桑比克Coral FLNG项目的开发方式，探索利用FLNG进行开发的可行性。此外，我国能源企业还可以参照现有FLNG项目的合作模式，与船厂及有经验的工程公司合作。

　　其次，我国能源企业应积极参与FLNG项目合作，结合企业现状和优势，参与FLNG产业链的部分环节，积累经验，逐步提高在国际FLNG业务领域的影响力。此外，我国能源企业还可以通过积极研究和参与FLNG业务，培养一批专业人才队伍，为未来进一步拓展FLNG业务做准备。

　　再次，我国能源企业应布局天然气液化及工程建设方面的技术储备。科研和工程建设单位要在国内中小型天然气液化厂建设实践中积累经验，摸索国产化的制冷压缩机和驱动机装备、探索自主的天然气液化流程，并积极寻求机会参与国际项目，努力缩小与国际领先公司的差距。

　　最后，我国能源企业应开展海上核心装备的国产化攻关。目前，我国海上浮式油气处理装置的设计尚在探索阶段，无现成标准可依据。我国能源企业应结合陆地装置经验，充分考虑安全、晃动和腐蚀等特殊性，制定海上工厂建设和运行的相关标准，逐步提升中国设计和中国制造在全球FLNG业务领域的影响力。

　　本报讯 海上LNG基础设施公司Golar LNG近日与阿根廷泛美能源公司签署了一份为期20年的协议，将在阿根廷部署一艘FLNG船。此举意味着阿根廷朝着出口LNG并将Vaca Muerta页岩区的丰富资源货币化又迈出了重要一步。

　　该项目预计2027年开始出口LNG。据估计，阿根廷Vaca Muerta页岩区的可采资源量包括160亿桶石油和308万亿立方英尺天然气。

　　Golar LNG公司首席执行官斯陶博表示：“该项目将为阿根廷丰富的天然气储备提供出口的机会，为阿根廷及天然气利益相关者创造价值。”

　　据报道，阿根廷还在考虑通过玻利维亚的管道将Vaca Muerta页岩区的天然气出口到巴西。（王钰杰）

　　在船舶建设方面，近岸FLNG项目除了可以新建船舶进行液化作业，还可以利用驳船或改造后的LNG船进行液化作业。相比之下，远海FLNG项目一般选择建新船，有时还需根据项目和海洋条件定制非标准化新船。

　　在管道建设方面，近岸FLNG项目需建连接天然气产地至岸上处理厂的管道。而远海FLNG项目则无须海底管道，只需建设连接天然气产地至FLNG船的管道。

　　近岸FLNG项目船通常可利用岸上的天然气处理厂等基础设施，减少船舶作业压力，但改造后的FLNG船只能接收处理过的原料气，并需要额外的港口和泊位设施。远海FLNG项目船则一般配备气体处理设施和液体储存设施，可直接接收上游气田的原料气。

　　由于近岸海洋条件较远海更优，近岸FLNG项目船受海洋条件的影响较小，生产运行的稳定性也好于远海FLNG项目船。但如果近岸FLNG项目使用改造的LNG船，则需要考虑改造后增加的液化装置对船体重心和晃动的影响。

　　从历史数据来看，近岸FLNG项目的总体开发成本低于远海FLNG项目。主要原因是近岸FLNG项目船天然气处理设施和卸货系统相对简单，可以在岸上对原料气进行处理星空体育官网，储罐也可以建在岸上，减少了对项目船的技术要求。而远海FLNG项目船一般需要安装气体处理设施和液体存储设施，技术要求高，开发成本也较高；还需要租用浮式存储装置（FSU），长期租金高于在陆上建LNG储罐的费用。此外，远海FLNG项目还需要将工人运至海上项目运营地点及提供食宿星空体育官网，人工成本也远高于近岸FLNG项目。 （云 清）