接收站是LNG工业链的重要环节。截至目前，我国常规陆上ING接收站已建成投产6座，“十二五”期间拟再建成投产6座。随着国民经济的发展，城市民用、工业用气和发电用气将会促使我国大量增加ING的进口量，相应需要建设更多的LNG接收站以满足大量进口LNG的需要。按照2020年进口LNG总量超过6000×10⁴t计算，考虑到发电用气和季节调峰等问题，与之配套建设的LNG接收站还需大约8座。

    由于陆上常规LNG接收站受项目审批时间长、投资大、建设周期长、港口和陆域地理条件要求高等因素制约，建设难度越发凸显。国际上，为突破上述限制，浮式LNG接收站应运而生并在过去几年获得了较快发展。自2005年首个浮式项目在美国建成投产以来，全球已有11个浮式接收站陆续建成并投入使用。经运营实践证明，浮式接收站技术已逐步成熟，且具有建设周期短、灵活性高、适合环境敏感或人口稠密地区等特点。

    中国海油建设的我国首个浮式LNG接收站——天津浮式LNG接收站项目将于2013年投产运营。作为LNG接收和气化的新型解决方案，本文对浮式LNG接收站与常规陆上LNG接收站进行了技术经济对比与分析，将对我国沿海LNG接收方式、LNG产业的发展提供新的选择思路。

1 浮式LNG接收站分类

    浮式LNG接收站可分为两类：船舶式和重力结构式。①船舶式是指以LNG船舶为基础，在原有储罐设施的基础上增加气化装置，从而实现LNG的接收和气化功能。船舶式通常保留船舶的运输功能．可实现LNG的装载、运输、储存和再气化的集成和整体可移动。②重力结构式是指在混凝土或钢制矩形结构上安装LNG储罐和气化装置，固定在海上某个地点使用。

目前已建成或在建的浮式LNG接收站以船舶式为主，具体可分为：浮式接收存储气化装置(FSRU)、LNG穿梭气化船(SRV)和浮式LNG气化装置(FRU)。其中FSRU以其功能齐全、缺点少、造价相对低廉等优势，成为当下建造海上浮式LNG接收站的主要形式，也是本文研究的重点。国际上已投产的浮式LNG接收站项目统计见表1。

2 浮式LNG接收站(FSRU)特点   

    浮式LNG接收站广泛地集成了已被证实的技术，如石油天然气工业中广泛使用的海洋船舶、储罐、气化、装卸船等技术。接收站由FSRU、配套专用码头和管路以及下游用户等紧密相关的单元组合而成。其中FSRU是浮式LNG接收站的核心部分。FSRU是浮式接收储存和再气化装置，其外形类似于LNG运输船，具有储存和再气化LNG的功能。浮式LNG接收站适用于气价承受力强、供气紧迫的高端市场，可在传统陆上LNG接收站建立以前以FSRU形式供气，待陆上接收站建成投产后，将FSRU拖到类似市场继续使用。同时，FSRU的灵活性特点使它也适合于短期供气的市场。

3 FSRU可获得性分析

    目前，全球已建成数个FSRU项目．开始商业运营。从全球浮式FSRU项目来看，通常有以下几种获得方式。

3．1 新建FSRU

    根据项目所在地的环境条件及项目实际工艺要求进行设计，建造一艘新的FSRU。新建FSRU不受舱容限制，可考虑建设较大舱容(20×10⁴m³及以上)以增大其储存容积，提高对项目稳定供气的保障能力。如果着眼国内建造，目前尚无FSRU建造经验，且仅只有一家船厂具备LNG船的建造经验。所以新建FSRU方案可考虑用于规划中5年以后投产的FSRU项目。

3．2 改造FSRU

    购买使用状况良好的LNG船，并根据项目未来可能使用的水域环境条件设计气化系统，可采用目前更成熟的橇装低能耗的气化装置。国内能胜任改装任务的船厂较少，没有FSRU的改装经验。此外，可用于改装的LNG船的可获得性不明确，故不推荐。

3．3 购买或租用已有的FSRU

    目前市场已有一些现成的FSRU，可向船东购买或租用。

FSRU新建、改造、购买、租用4种获得方式的优缺点分析见表2。

    从表2可以看出，租赁或购买较新的FSRU，可以避免改建带来的种种不足，相比新建还具有时间优势。但由于浮式LNG接收站在我国尚处于起步阶段，购

买FSRU所需的一次性投资较大，风险较高，因此项目初期推荐采用租赁FSRU方式进行。

4 浮式接收站与常规陆上接收站技术经济分析

    以相同项目规模(260×10⁴t/a)为例，比较浮式LNG接收站与常规陆上LNG接收站两种方案的经济性，具体方案如下。

    1)方案一：浮式LNG接收站(15×10⁴m³气化船+2个10 000 m³陆上储罐)。此方案包括气化船、码头和储罐工程3部分，主要功能是储存、接卸和外输

LNG并通过管道向城市用户供气。LNG通常由大型LNG运输船运送到接卸港口，通过卸料臂向LNG气化船和陆上储罐卸料；一部分经气化船气化后外输至用户，一部分输送至陆上储罐，利用槽车外输。浮式接收站上部装有LNG接收、储存、气化、计量、外输和相应的配套设施等单元。本方案下FSRU采取租赁方式获取。

    2)方案二：陆上常规站(1个1 6×10⁴m³陆上储罐)。采用国内已经建成常规接收站的形式，建设LNG卸货码头一座．接收站内建设大型储罐，为了能够与方案一在相同储存容积的基础上进行比较，储罐的工作容积定为16×10⁴m³，同时站内建设高压泵、气化装置、槽车装车装置、气体计量装置、海水取排水装置和相应的公用设施等接收站的配备单元，接收站和码头通过栈桥连接。

    通过对上述两个方案进行技术经济性评价，可得出如下结论。

4．1 建设周期

    常规陆上LNG接收站的建设周期目前较为稳定，一般约36个月。浮式LNG接收站无需陆域形成，同时可省去建设大型低温储罐等长线作业，工程量相对较少；如采取租用已有成型气化船(FSRU)，工期主要受建设配套码头制约，一般少于12个月，可以大幅缩短项目建设周期，实现快速供气。

4．2 建设投资

    根据投资估算，浮式方案(租赁FSRU)的总建设投资为206 678万元；相同规模下常规陆上方案的总建设投资为402 078万元，大幅高于前者。

4．3 经济性

    相比常规陆上方案，浮式方案经济性较差，当周转量为260×10⁴／a时，含税气化费为0．425 8元／m³，较常规陆上方案的0．380 1元／m3高出约0．045 7元/m³。两方案投资回收期相差不大，浮式方案为12．61年，常规陆上方案为12．84年，但浮式方案建设期较陆上方案缩短近两年时间，可以实现尽早供气以占领目标市场。两方案在年周转量分别为100、150、200、260、300×104t时的主要经济数据测算见表3。

4．4调峰能力

    我国天然气需求呈现出明显的季节性差异，进而导致不同地区需求高峰期差别很大。浮式气化船运营调度灵活。可以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。而陆上接收站仅能为一个市场供气，季节调峰灵活性较差。

4．5供气稳定性

    浮式接收站方案在台风等极端气象条件下FSRU需要解脱，同时FSRU需要定期进船坞检修(一般为5年)，实现连续供气难度大，成本高，不适宜作为单一供气点为市场长期供气。陆上接收站方案更加安全、可靠，可以实现连续供气。

4．6所占陆域面积及岸线

   浮式LNG接收站相比常规陆上LNG接收站需要更为开阔的水域。而常规LNG接收站所占陆域面积大，储罐建设受周边环境和土地资源的限制，并且可能面临征地拆迁等不可控问题。因此，浮式方案适合缺土地、不缺岸线的港口，同时可简化土地征用及政府审批等手续。

4．7操作维护费用

    浮式方案需要利用船上天然气进行发电和气化，气量消耗(2．0％左右)相对陆上接收站较高，同时日常操作维护费用比陆上接收终端更高。

4．8方案灵活性

    浮式方案机动灵活性较好，在完成前期尽早供气、抢占市场的目标后，可以拖航到其他项目地点继续提供服务。而陆上接收站方案为固定设施。不能移动，灵活性较差。

4．9 其他

    与常规陆上LNG接收站相比。浮式LNG接收站(FRSU)在以下方面存在局限性：

    1)虽然项目可建于远离海岸的海上，有效规避在环境敏感地区和人口稠密地区建设LNG接收终端的安全风险。但由于在海上，危险情况发生时紧急疏散难度增大。

    2)国际上针对浮式LNG接收站尚未建立完整的标准规范。

5结论和建议

    实践证明，浮式LNG接收站技术已趋于成熟。与常规陆上LNG接收站相比各有特点，且方案具有多样性，可作为未来我国沿海地区供应LNG的选择方案之一。

    综上，提出如下建议：

    1)选择浮式LNG接收站供气应因地制宜，利用其建设周期短等特点，选择气价承受力强、需尽早供气的市场或陆域面积缺乏、人口稠密的地区。

    2)鉴于我国天然气需求存在季节性差异，中国海油在我国沿海地区天然气产业链较为完整，公司可充分利用FSRU调度灵活的特点，选择多个错峰市场提供临时供气服务，提高供气安全保障。

    3)中国海油可借助目前在海上工程等方面的技术与经验优势，率先启动FLNG、FSRU等技术研究工作，推动主要设备国产化，抢占市场主动权。