FLNG | 全球浮式液化天然气项目发展现状与展望

图源：Eni

1 全球FLNG项目简介

目前，全球范围内已经有5艘FLNG船建成投产，在澳大利亚、马来西亚、喀麦隆、莫桑比克海域服役，参与企业有壳牌、马来西亚国家石油公司（Petronas）、埃尼、中国石油等。由于FLNG装置空间有限，同时需要面对长期的海上极端环境，相关技术要求高，因此在概念提出的初期，澳大利亚Prelude FLNG项目施工进度严重拖后，成本超支，设备可靠性差，使得各大石油公司对FLNG项目决策更加谨慎。近年来，在喀麦隆和马来西亚的FLNG装置运行良好，尤其是莫桑比克Coral Sul FLNG项目克服新冠病毒疫情等一系列影响，按计划于2022年成功投产更是提振了投资人的信心。面对乌克兰危机带来的欧洲天然气市场紧缺，追求高气价窗口使得各国纷纷推进FLNG项目的建设，开发海洋天然气资源，提供更多的能源选择，满足不断增长的能源需求。目前已有4个在建和5个规划中的FLNG项目，基于建造难度及成本考虑，多为水深小于100米、产能规模在300万吨/年以下、建造周期约为4年的FLNG项目。三星重工、惠生船厂、Golar公司等都已推出其标准化的FLNG设计方案，可为客户提供快速执行项目的成熟设计。

1.1已投产FLNG项目

1.1.1 Prelude FLNG项目

该项目是目前设计产能最大的FLNG项目， FLNG船泊于澳大利亚布劳斯盆地海域，离岸200千米，水深250米，以内转塔锚定，用于开发Prelude和Concerto气田，项目由壳牌公司（67.5%）、日本帝国石油公司（17.5%）、韩国天然气公司（10%）和中国台湾中油公司（5%）共同运营。船体长488米，宽74米，项目采用壳牌自有知识产权的DMR液化工艺，设计产能为每年生产360万吨LNG、130万吨凝析油和40万吨液化石油气（LPG）。2009年7月，壳牌将前端工程设计（FEED）授标给法国德西尼布（Technip）公司和三星重工联合体，2011年5月完成最终投资决策（FID），并由该联合体执行EPC合同（总承包合同）。Prelude项目进入工程建设期后，由于当时油价高企，船厂订单激增等多种原因造成工期多次推迟，投资显著上升，项目总投资约为 120亿美元，更有消息称项目造价高达170亿美元。Prelude FLNG船于2017年6月启航，2018年12月25日成功产出首滴LNG，2019年6月11日实现首船LNG产品外输。该项目自投产后多次出现生产安全问题。2020年2月因发生火灾导致项目停车，2021年1月才恢复生产，之后又反复因罢工和火灾等多种原因停车。目前，壳牌考虑将项目停车一年进行检维修，以期彻底解决FLNG遇到的技术和安全问题。

1.1.2 PFLNG Satu FLNG项目

作为全球首个投产的FLNG项目，PFLNG Satu FLNG项目是FLNG技术成功进行工业化应用的里程碑。该项目的FLNG船泊于马来西亚沙巴海岸外90千米处，水深120米，以外转塔锚定，由马来西亚国家石油公司独资兴建，船体长365米、宽60米，采用美国空气产品公司（Air Products）APCI AP-N™液化工艺，项目设计产能为每年生产120万吨LNG；2010年授予法国德西尼布公司前端工程设计合同，于2012年6月完成最终投资决策，由德西尼布和韩国大宇造船厂（DSME）联合体执行总承包合同，总投资约为28亿美元，2016年3月建造完成，2016年11月14日完成首次进气，12月5日产出首滴LNG。PFLNG Satu FLNG船最初用于开发Kanowit气田，在2017年4月1日首船LNG外输后，项目面临供气不足的问题，导致LNG年产量仅为30万吨。为解决这一问题，马来西亚国家石油公司于2019年3月进行了位置调整，将其迁至Kebabangan气田处。

1.1.3 PFLNG DUA FLNG项目

该项目是世界上第一个超深水FLNG项目，FLNG船泊于马来西亚沙巴海岸外140千米处，水深达1300米，以外转塔锚定，用于开发Rotan气田。该项目的FLNG船由马来西亚国家石油公司独资兴建，船体长393米、宽64米、高31米，同样采用了APCI AP-N™ 液化工艺，项目设计产能为每年生产150万吨LNG。项目2012年进入前端工程设计阶段，2014年2月完成最终投资决策，由日本日晖株式会社（JGC）和三星重工联合体执行总承包合同，总投资约为33亿美元。FLNG船 2020年2月启航，2021年2月6日首次进气，2月15日成功产出首滴LNG，3月24日首船LNG外输。

1.1.4 Hilli Episeyo FLNG项目

该项目在全球第一次采用改建的FLNG船，也是非洲大陆上第一艘FLNG船。FLNG船泊于喀麦隆克里比海岸外14千米处，水深19米，以外转塔锚定，用于开发Sanaga和Ebomé气田，由英国Golar公司（89%）、新加坡吉宝船厂（10%）和法国船级社（1%）共同运营。船体长293.74米、宽62.6米，采用博莱克•威奇（BV）公司的PRICO（SMR）液化工艺，设计产能为每年生产240万吨LNG。 Hilli最初作为一艘12.5万立方米的LNG运输船，建造于1975年，2015年投资约12亿美元将其改装成 FLNG船；2017年10月启航，11月到达作业海域，于2018年5月成功实现首船外输，并与俄罗斯天然气工业股份公司营销与贸易公司签订了为期8年（截至2026年）的独家承购合同，每年供应120万吨LNG，同时为喀麦隆国内提供3万立方米/日天然气和5000桶/日凝析油。该项目的成功运行验证了由LNG运输船改造为FLNG船的可行性。

1.1.5 Coral Sul FLNG项目

该项目为当前世界上作业水深最大的FLNG项目，FLNG船泊于莫桑比克北部海岸外约50千米处，水深达2000米，以内转塔锚定，用于开发Coral南部气田，由埃尼公司（25%）、埃克森美孚（25%）、中国石油（20%）、葡萄牙高普能源（10%）、韩国天然气公司（10%）和莫桑比克国家石油公司（10%）共同运营。船体长432米、宽66米，总投资约为54亿美元，项目采用APCI DMR液化工艺，设计产能为每年生产337万吨LNG。2016年2月项目开发方案获批，同年与bp公司签署为期20年的LNG包销协议，2017年6月完成最终投资决策，由德西尼布、日本日挥株式会社和三星重工联合体执行总承包合同；2021年11月启航，2022年6月首次进气，10月成功产出首滴LNG，11月首船外输。该项目的成功投产运营，标志着FLNG技术在开发超深水气田方面具有巨大的潜力和应用价值。目前，该项目合作伙伴正在探讨复制Coral Sul FLNG项目建造第二艘FLNG船的可能性，用于Coral气田全域开发，有消息称将于2024年年6月完成最终投资决策。

1.2 在建FLNG项目

1.2.1 Gimi FLNG项目

该项目跨越毛里塔尼亚和塞内加尔边界，成功运营后将成为世界上首个开发跨国界气藏的FLNG项目。FLNG船将泊于海岸外10千米处，水深30米，用于开发Ahmeyim和Tortue气田，由英国Golar公司（70%）和新加坡吉宝集团（30%）共同运营。船体长270米、宽54.5米，项目采用 BV公司的PRICO（SMR）液化工艺，设计产能为每年生产250万吨LNG（4列生产线）。Gimi是一艘12.5万立方米的LNG运输船，建造于1976年， 2018年在新加坡的吉宝船厂进行工程改造，总投资约13亿美元。2019年2月，bp与Gimi签署了为期20年的租赁和运营协议。由于受新冠病毒疫情等影响，项目于2020年4月宣布遇到不可抗力，导致进度延后。2020年9月，项目宣布解除不可抗力，预计交付时间延后11个月。截至2023年2月，项目整体改建工作已完成92%；预计在2023年第三季度启航，第四季度开始进气，年底产出首滴LNG。

1.2.2 Tango FLNG项目

该项目是目前历程最复杂的FLNG项目，其FLNG船将泊于刚果海岸外20千米处，水深20～90 米，以外转塔锚定，用于开发Marine Ⅻ气田，由埃尼独立运营。船体长144米、宽32米，吃水5.4米，项目采用BV公司PRICO（SMR）液化工艺，设计产能为每年生产60万吨LNG。Tango FLNG船最初由 EXMAR公司为开发哥伦比亚的La Creciente气田而投资兴建，于2012年4月在惠生船厂开始建造，命名为Caribbean FLNG，后由于经济性不好而放弃该方案，但EXMAR公司并未终止建造。2016年完成陆上试运行，2017年交付，并改名为Tango FLNG，但仍停泊在惠生船厂。2018年11月，Tango FLNG船与阿根廷YPF能源公司签署了为期10年的租用协议，12月启航前往阿根廷服役，2019年11月首船外输。后由于新冠病毒疫情等不可抗力因素，YPF能源公司于2022 年6月终止了合同。2022年8月，埃尼通过收购获得 Tango FLNG船所有权，交易额由Tango投产前6个月表现决定，在5.72亿～6.94亿美元。2023年10月，Tango FLNG船启航前往指定海域，预计2024年投产。

1.2.3 Brazzaville FLNG项目

该项目将是埃尼运营的第3个FLNG项目，与 Tango FLNG项目一样，其FLNG船也泊于刚果海岸外20千米处，水深约40米，用于开发Marine Ⅻ气田，由埃尼独立运营。船体长380米、宽60米，项目设计产能为每年生产240万吨LNG。2022年埃尼与惠生船厂签署项目总承包合同，目前FLNG船正在由惠生船厂建造，预计2025年交付。

1.2.4 Perenco FLNG项目

该项目的FLNG船由多功能船舶改造而成，计划泊于加蓬洛佩斯角（Cap Lopez）原油终端设施岸边，水深极浅，项目由Perenco公司独立运营，设计产能为每年生产70万吨LNG。2021年Perenco公司自道达尔能源公司手中收购该设施，为配合公司发展天然气业务的战略，计划增建FLNG船等进行改造，使其具备LNG生产、储存及装卸能力。项目于2023 年2月完成最终投资决策，总投资预计超过10亿美元，将于2026年投产。

1.3 待建FLNG项目

1.3.1 UTM FLNG项目

该项目的FLNG船将泊于尼日利亚阿夸伊博姆州海岸外60千米处，水深30米。项目由尼日利亚UTM海上石油公司（80%）和尼日利亚国家石油公司（20%）共同运营，用于开发Yoho气田，设计产能每年生产120万吨LNG。2017年UTM公司与非洲进出口银行签署融资50亿美元的金融监管合作备忘录，2021年5月授予日本日挥株式会社预前端工程设计（Pre-FEED）合同，2022年11月授予日本日挥株式会社和德西尼布联合体前端工程设计合同，预计2023年底完成最终投资决策，2026年投产。

1.3.2 Leviathan FLNG项目

该项目将成为设计产能最大的FLNG项目， FLNG船计划泊于以色列海法（Haifa）海岸外130 千米处，水深1500～1800米，用于开发Leviathan气田，项目由雪佛龙（39.66%）、以色列NewMed能源公司（45.34%）、以色列Ratio勘探公司（15%）共同运营，设计产能为每年生产460万吨LNG。Leviathan气田可采储量约22万亿立方英尺，已于2019年开始向以色列、埃及和约旦供气，年供气120 亿立方米。为扩大产能规模至210亿立方米/年，项目计划建造1艘FLNG船，整体预算约为100亿美元，已于2023年2月批准相关预前端工程设计。

1.3.3 Delfin FLNG项目

该项目将成为世界上首个直接利用已投用海上管输天然气的FLNG项目，预计建造6艘FLNG船，总产能是每年生产2130万吨LNG，由美国液化天然气公司Delfin和日本商船三井株式会社（MOL）共同运营，计划将FLNG船泊于墨西哥湾海岸外约40 千米处。Delfin自2014年买下UTOS管道后，便计划建造4艘FLNG船用于液化其管道气，原计划于2017 年完成最终投资决策，设计产能为每年生产1330万吨LNG，但由于各种原因一再推迟。2020年由BV公司和三星重工联合体完成前端工程设计，2023年分别与Hartree、Vitol和Centrica签署了LNG销售长期合同，2023年3月Delfin表示预计将于2023年下半年完成首艘FLNG船的最终投资决策，于2027年投产，设计年产能为350万吨；2023年8月Delfin授予惠生船厂第二艘FLNG船的设计合同，并表示将于晚些时候正式进入前端工程设计阶段，于2024年中期进入建设期，于2028年投产。

1.3.4 Golar FLNG项目

该项目将是Golar公司改造运营的第3个FLNG项目，将与Gimi项目一样，用于开发Ahmeyim和Tortue气田，设计产能为每年生产350万吨LNG，由Golar公司独立运营。2023 年2月，Golar公司买下一艘建于2004年、运力为14.8万立方米的LNG运输船，计划将其改造为FLNG船，总投资预计约为20亿美元，将于2025年完成改造，2026年投产。

1.3.5 Cedar FLNG项目

该项目位于加拿大道格拉斯（Douglas）海岸边，设计产能为每年生产300万吨LNG，由加拿大不列颠哥伦比亚省原住民海斯拉族和加拿大Pembina管道公司共同运营，是第一个地方政府直接参与的FLNG项目。项目于2023年2月授予BV公司和三星重工联合体前端工程设计合同，预计2023年底完成最终投资决策，2027年投产。

全球FLNG项目见表1。

2 FLNG项目发展前景

2.1 丰富的海洋天然气资源为FLNG项目实施提供了物质基础

随着全球陆上常规大型油气田的发现愈加艰难，海上油气资源成为各石油公司争夺的焦点。深水超深水油气资源丰富，勘探潜力巨大。根据国家油气战略研究中心、中国石油勘探开发研究院和中国石油国际勘探开发有限公司发布的《全球油气勘探开发形势及油公司动态（2023）》，2022年全球新发现常规大中型油气田31个，其中有21个分布于深水超深水领域，可采储量为20亿吨油当量。2011—2021年，全球共发现海上油气田1367个，新增可采储量220亿吨油当量，其中深水超深水新增天然气可采储量12.9万亿立方米。近10年内，埃克森美孚、bp、壳牌、道达尔能源、雪佛龙、艾奎诺、埃尼7家公司的海外勘探发现中90%的可采储量位于深水超深水领域，开发利用前景广阔。随着勘探和开发技术不断进步，已发现的深海气田、边际气田、伴生气田不断增多，这些气田采用传统开发方式的效益比较边际，FLNG技术则为开发这些气田提供了较为经济的路径。

2.2 对部分海上天然气项目来说，FLNG是最优解决方案

FLNG集天然气预处理、液化、存储和装卸于一身，不用建设由海上向陆上输送天然气的管道以及LNG装卸码头，若气田距离岸边较远或存在难以跨越的地质障碍等，FLNG项目整体开发成本或将低于同等规模的陆上LNG项目。FLNG船的建设方式为在船厂模块化建造后拖至生产海域，绝大部分工作量发生在第三国，这种建设模式对于人工物流成本高企、征地困难（例如澳大利亚等），以及资源国基础设施薄弱、人才匮乏的国家（例如莫桑比克、刚果等）来说，是较优的海上天然气开发解决方案，可有效规避社会安全、当地社区的利益诉求以及非政府组织的干涉等问题，在项目交付时间方面提供了更有效的保障。

2.3 FLNG项目陆续投入运营提升了投资者信心

由于壳牌主导建设和运营的Prelude FLNG项目工程建设进度严重滞后，成本大幅度超预算，投入运营后又不断遭遇各种生产安全问题，且至目前仍未完全解决，国际石油公司和融资财团认为FLNG项目属于前沿技术领域，设计、建设、生产运行及检维修经验少，具有较高的风险，需要慎重投资。近年来，随着马来西亚国家石油公司两艘FLNG船顺利投产，尤其是莫桑比克Coral Sul FLNG项目工程建设克服新冠病毒疫情影响如期投产，极大地鼓舞了投资者和财团的信心。埃尼公司在该项目如期投产后，立即推动评估复制一艘FLNG船的可行性以进行 Coral气藏的全域开发。未来，随着投入运营的FLNG 项目逐步增多，FLNG建设生产经验的有效积累，将会进一步提升国际石油公司和财团的信心，推动FLNG项目蓬勃发展。

3 FLNG项目发展面临的挑战

3.1 FLNG技术还有待长周期运行检验

海上天然气液化工艺的设计标准不同于陆上，海上工艺系统的安全性、简洁性、紧凑性、模块化、不同气田的适应性和海上环境的适应性等因素十分重要。浮式装置的总体布局既要保证液化流程的紧凑、高效，又要考虑模块重量分布和平衡、火炬辐射对设备的影响，还要为FLNG装置投产后的日常检维修做好预留。FLNG船一般设计寿命为 25年，中间不回干船坞进行检维修，长期停泊于海上，需要经受台风、波浪、高湿度和高盐分等海洋因素的综合影响。例如，在风浪作用下，FLNG船和一些设备长期交叉变负载，容易使应力比较集中的地方产生疲劳，影响整个FLNG船的安全工作；长期高湿度、高盐度和阳光照射，可能会对一些主要装置产生腐蚀作用，对仪表的精度产生影响。此外，由于FLNG船实际投运历史较短，在装置开停工、生产操作、设备维护、紧急事故处理等方面都还需要实践检验，操作人员也需要时间来学习和总结。

3.2 环保挑战

尽管FLNG装置不用铺设长距离海底管道和建设码头，远离人口密集区，作业足迹对环境影响较小，但由于FLNG船泊于海上，一旦发生事故，环境影响严重，可能招致政府的巨额罚款。2010年bp 公司发生海上平台漏油事件，受到美国政府的严厉处罚，当年亏损49亿美元，这与该公司2009年盈利 139亿美元形成鲜明对比。在FLNG装置运行的整个生命周期，需要考虑生产期间的噪音、光亮、废水排放等对水文、生物、渔业资源等海洋生态环境方面的影响。随着世界各国都提出了碳中和目标，减少二氧化碳排放已成为趋势。由于FLNG装置空间有限，投产初期仍需进行大量的火炬气燃烧和二氧化碳排放，即使是正常的生产运行，从工艺安全角度考虑，也无法完全熄灭火炬。当地的社区民众、非政府机构等对FLNG装置这一新生产技术了解不多，对二氧化碳排放影响气候过度担心，加之政府各党派之间的利益驱动，给FLNG项目的顺利开展带来了很大挑战。

3.3 资源国和当地社区的反对

FLNG项目采取了模块化建设的方式，在船厂组装然后再拖运至资源国，这种方式将大部分工作量转移到了第三国，项目建造和实施过程中在资源国的采购量和雇工数量都会大幅减少，资源国政府从当地就业和经济发展的角度出发，对此往往持反对态度。例如，2015年澳大利亚伍德赛德（Woodside）公司本计划采用FLNG技术开发Sunrise气田，但因为资源国东帝汶政府的强烈反对而搁浅。

4 对中国企业的启示

在乌克兰危机的影响下，全球能源市场波动加剧，天然气市场供应紧张，价格震荡上行至历史高点。欧洲为摆脱对俄罗斯管道气的依赖，在采取多种措施压减天然气需求的同时，在全球范围内抢购LNG资源，导致LNG价格攀升。中国作为世界第一大LNG进口国，能源安全领域新旧风险交织，如何建立健全风险防范和应对机制，持续推动LNG产业链供应链平稳运行是中国天然气产业发展面临的新挑战。2021年，中央经济工作会议提出加快建设能源强国，围绕天然气发展，明确国内生产自给的战略底线。发挥国有企业支撑托底作用，中国企业应立足碳达峰碳中和发展目标，加快对海洋天然气资源先进开采技术的推广应用，不断强化产业链发展的韧性和弹性，进一步提升核心技术自主研发能力，实现科技自立自强，推动在天然气勘探开发、基础设施建设、节能高效利用等领域的技术装备攻关和智能化应用。

4.1 对中国企业的启示

在乌克兰危机的影响下，全球能源市场波动加剧，天然气市场供应紧张，价格震荡上行至历史高点。欧洲为摆脱对俄罗斯管道气的依赖，在采取多种措施压减天然气需求的同时，在全球范围内抢购LNG资源，导致LNG价格攀升。中国作为世界第一大LNG进口国，能源安全领域新旧风险交织，如何建立健全风险防范和应对机制，持续推动LNG产业链供应链平稳运行是中国天然气产业发展面临的新挑战。2021年，中央经济工作会议提出加快建设能源强国，围绕天然气发展，明确国内生产自给的战略底线。发挥国有企业支撑托底作用，中国企业应立足碳达峰碳中和发展目标，加快对海洋天然气资源先进开采技术的推广应用，不断强化产业链发展的韧性和弹性，进一步提升核心技术自主研发能力，实现科技自立自强，推动在天然气勘探开发、基础设施建设、节能高效利用等领域的技术装备攻关和智能化应用。

4.2 提升工程建设管理能力

FLNG船的建设被誉为世界造船业和LNG工程界的皇冠，目前中国企业在整个工程产业链中参与程度不高，特别是大型FLNG船的建设目前还主要由国际工程公司和韩国三大船厂把控，中国工程公司和船厂的工程业绩较少。中国企业应通过选择小型FLNG工程或者FLNG船改造工程建设为突破口，学习和总结国际工程公司和石油公司的项目管理最佳实践，逐步建立起与其对接的流畅工程界面和管理模式，充分发挥国内产业链健全以及物流和成本优势，早日实现大型FLNG船建设和运营的突破。

4.3人才和技术创新

中国工程公司和船厂应打破行业藩篱，强强联合成立FLNG工程和研发中心，通过有竞争力的薪酬吸引国际人才，组织对FLNG技术、工程建设等环节进行攻关。对于一些专利商的独有技术，采取收购或整合的方式，逐步开发出具有自主知识产权的一整套FLNG工程解决方案，最终实现FLNG全产业链国产化。

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