“浮式LNG（液化天然气）接收终端是短期内解决我国天然气需求增大与基础设施建设滞后矛盾的最有效方式。”在近日于北京召开的中国国际LNG峰会上，惠生海洋工程有限公司高级解决方案经理陈卫达对于浮式LNG接收终端给予的高度评价吸引了众多与会者关注。
     
    陈卫达提到的浮式LNG接收终端，是一种集LNG接收、存储、气化、转运等功能为一体的海上LNG储存气化装置，兼具LNG运输船的功能，相当于一个可移动的LNG接收站。与常规陆上LNG接收站相比，其最大的特点在于运营调度灵活，可在某个市场需求高峰时期供气、需求低谷时期转移到其他需求高峰市场继续供气，进而满足多个错峰市场的季节调峰需求。
     
    近年来，浮式LNG接收终端呈现出迅猛发展态势，越来越多的国家将其作为首选LNG储运解决方案。记者了解到，截至目前全球已有24个浮式LNG接收终端投运，比2014年翻了一番。
     
    在我国急需提升天然气应急调峰能力的当下，浮式LNG接收终端究竟可以发挥什么样的作用？可否成为短期速效的解决方案？记者近期就此采访了业内多位专家与一线企业。

    “短期提升LNG接收能力是最佳选择”

    浮式LNG接收终端可通过自带的升压气化装置将储仓内的LNG进行升压气化，直接送入外输管道。
     
    中海油天津LNG接收站是截至目前国内投运的唯一一个浮式LNG接收站。该站采用的是浮式LNG存储及再气化装置（下称，FSRU）。“在天津陆上LNG接收站仍处于建设阶段的当前，浮式装置的租用使进口LNG为京津冀地区发挥保供作用的时间至少提前了三年。”中海油能源发展股份有限公司高级工程师盛苏建在接受记者采访时说。
     
    记者从中海油气电集团了解到，在应对去冬今春的“气荒”中，该站除租用一艘LNG船作为浮舱（FSU）长期靠泊码头外，还租用了一艘14.5万立方米穿梭气化船，为该站增加了逾1倍LNG储存能力的同时，亦增加了1400万方/日的气化外输能力。期间，该站合计向天津提供了13亿立方米天然气，占到同期天津天然气消费总量的1/3，为京津冀地区的冬季保供作出巨大贡献，也让大家看到了浮式LNG接收终端项目的保供优势。
     
    值得注意的是，去年我国LNG进口量第一次超过了管道气。通过进口LNG保障天然气稳定供应的意义凸显。
     
    “如果不通过浮式终端快速提高储备能力，到2020年是不可能达到国家发改委提出的‘供气企业10%、城镇燃气企业5%、地方3天’的储气调峰能力建设要求的。”盛苏建直言。
     
     相较于常规陆上LNG接收站，浮式LNG解决方案具有明显的投资与建设优势。据牛津能源研究所相关数据显示，建造一个18万立方米储存能力的LNG陆上接收站，其总的资本投入约为7.5亿美元，而浮式解决方案总资本支出仅为陆上方案的60%，约为4.5亿美元。此外，记者采访中了解到，浮式LNG接收终端的运营维护费用也仅为常规陆上接收站的一半。
     
    “常规陆上LNG接收站从计划到投入运营至少需要5到8年。浮式LNG接收终端建造只需2年半，且船商通常会先建好船再找合约，以缩短建造时间，6个月之内就可到达用户码头作为LNG接收站，是短期内具备LNG接收能力的最佳选择。”Hoegh LNG亚洲私人有限公司总经理Parth Jindal说。

备受国际市场追捧

据介绍，浮式LNG接收终端广泛集成了成熟可靠的海洋工程、储罐、气化、装卸船等技术，其可设计成多种浮式方案以契合项目需求，如浮式LNG存储装置、浮式LNG存储及再气化装置、浮式LNG再气化装置（FRU）等。
     
    以FSRU为例，该装置可直接泊在海上，由LNG运输船向其输送LNG，在海上完成再气化过程后，通过海底管道向岸上的用气设施供气，占用的陆地资源极少。多位受访专家指出，与陆上LNG接收站相比，除投资小、建设周期短之外，浮式LNG设施也具备布署更加灵活、项目执行风险更低、环保等明显优势，因此备受国际市场追捧。
      
    Parth Jindal指出，在过去的六年里，超过60%的进口商已经选择FSRU，而超过80%新进入市场的进口商都选择FSRU。
     
    “预计到2020年，全球会有30艘浮式LNG接收终端出厂，船东间的竞争会越来越激烈。近两年其租金已有20%-30%的降幅，且在向租金更为便宜的LNG运输船靠拢，所以未来其经济性是向好的。”惠生海洋工程有限公司高级业务拓展经理张宗强对记者说。
     
    张宗强认为，在我国，当前浙江以北临海，尤其是长三角区域，LNG需求量较大，另外这些区域台风季节少，布置FSRU很有竞争优势。
     
    此外，据记者了解，对于天然气管道覆盖不全的地区，目前主要采取LNG槽罐车供液的点供模式，液态分销发展迅猛，市场很大。“LNG市场以后更多的是‘液来液走’的模式，如能在条件合适的码头布置LNG浮舱（FSU）并进行充装分销，会是一种灵活高效的解决方案。”盛苏健说。

政府管控制约国内建设
     
    值得注意的是，虽然浮式终端项目已在世界范围内呈迅猛之势发展，但我国目前仅有天津一艘FSRU在用。
     
    分析其中原因，盛苏健认为，一方面是由于我国目前对LNG浮式终端项目的建设并未完全放开；另一方面是各方对LNG接收站的认识还局限在岸基储罐式，包括地方政府也存在追求规模而不注重适用性的认识误区。

“虽然我国已经建立了完整的浮式LNG技术标准体系（规范和法规），围填海管控也给浮式LNG储运设施的建设带来了发展机遇，但是到目前为止还没有看到新的浮式终端项目真正落地。”他说，“相关部门出于安全考虑，对涉及到浮式终端的许多操作也是持谨慎态度的。当前码头上的‘船对船’过驳只允许对靠岸的FSRU或FSU实施货物过驳，且LNG船只能平行靠泊，海上的‘船对船’过驳更是没有放开。”
      
    张宗强同时指出：“FSRU的应用还涉及到危化品码头管理的问题，尤其在长江沿岸，还将要受包括安监、海事、水运、消防等在内的多个部门管辖，项目前期运作协调难度很大，这也意味着投资面临的阻力非常大。”
     
    “发展LNG浮式接收终端当务之急是需要尽快放松政策层面的约束。”盛苏健说，“浮式终端项目在全球应用已经很广，具备成熟的运营管理模式以及规范的风险评估体系和应急预案，‘船对船’过驳在海上油田FPSO的原油外输已有先例，LNG过驳也应尽快提上日程，可以考虑在沿海珠江口、长江口、舟山及渤海水域划定专门的过驳区。”
     
    张宗强进一步建议：“政府管控权放开的同时，相关配套监管法规也应该尽快完善起来，以吸引更多投资主体参与，尽早实现既定储气调峰能力建设目标，有效保障我国天然气稳定安全供应。”