聚焦:浮式LNG生产与再气化设施
浮式LNG

聚焦:浮式LNG生产与再气化设施

2019~2024年,全球FLNG资本性支出预计将达到528亿美元。

浮式LNG装置通常分为生产装置(FLNG vessel)与再气化装置(FSRU)。在蛰伏了近两年后,FLNG的第二波发展机会终于到来。这其中,大部分投资瞄准的是生产液化装置,约为420亿美元。据预计,这些投资可用来建设15个浮式生产液化项目,新增总产能4790万吨/年。

出口端

全球第一个浮式LNG生产装置是产能为18万立方米的PFLNG项目,由马来西亚国家石油公司作为作业者,位于马来西亚东部沿海的Kanowit气田,于2017年3月投入使用。

2019年伊始,壳牌在澳大利亚的大型FLNG生产装置Prelude即将投入使用,并在一月底或二月初运输出第一船凝析油。该项目近年来在业内颇受关注,作为目前全球最大的浮式生产装置,Prelude项目拥有LNG产能360万吨/年,凝析油产能130万吨,以及液化石油气产能40万吨。

另外,还有BP在西非的Tortue FLNG项目、Eni在莫桑比克的Coral FLNG项目等浮式LNG生产装置已通过FID,正在紧锣密鼓的建设之中。二者的产能分别为250万吨/年和340万吨/年。

进口端

FSRU,即浮式储存与再气化装置以其操作灵活的特性广受LNG进口国家欢迎。无论对于进口国还是FSRU作业者,这种灵活性都在很大程度上符合双方的利益:进口国不必寻求FSRU的长期租约,而FSRU作业者也可以通过优化租期,更加高效地配置资源,在没有租约之时将装置作为LNG运输船使用。相对较低的投资和操作成本也推动着全球其他地区FSRU项目的快速发展。

从投资和操作成本两个方面分别对FSRU设施的经济性做出简要分析。

通常情况下,新建FSRU的投资成本约为同等规模的岸上再气化终端的60%,同时项目的建设周期也更短。例如,一座产能为300万吨/年的岸上再气化终端的投资约为7~8亿美元,而同等规模的FSRU只需要4~5亿美元。

操作成本则根据项目所在地的不同,有比较大的差异,业内目前主要由两种估算方式:一种是根据CAPEX估算,预计每年的操作成本为CAPEX的2.5%;另一种是通过日费估算,根据项目规模和地点的不同,日费在20~45000美元/天不等。操作成本的估算不包括用作维持装置运行的LNG燃料的费用。

至于项目建设周期,陆上接收终端主要受储罐建设进度影响,通常需要3~4年的时间。新建FSRU需要3年左右,而改建FSRU更快,大约只需要一年半到两年的时间。建设周期的缩短也大大降低了资本性投资。

尽管有着诸多优势,与陆上接收终端相比,FSRU也存在着一定局限,包括扩建受限、操作受极端天气影响较大;以及需要考虑存储空间不够带来的物流优化问题。

(文章来源:石油观察)