利用SWOT分析法对我国浮式储存再气化装置(FSRU)项目的发展解析

郑明非

摘 要：本文通过介绍和分析浮式储存再气化装置（FSRU）的项目的国内外发展趋势和发展经验，并基于我国目前天然气市场和LNG接收站的现状，分析了FSRU项目在我国发展现状，并给出了一定建议。主要利用SWOT分析法分析了我国FSRU项目所具有建造时间短、初始投资成本低、作业方式和商务方式灵活的优势；但是也存在税务及运营成本较高、作业要求条件较高的劣势；阐述了国际FSRU项目迅速发展带动产业关注度上升、长远看来我国天然气总体需求上升以及行业标准《液化天然气船对船输送操作规程》发布等方面的产业机遇；以及国内天然气资源丰富，价格竞争激烈、我国天然气管网不发达，FSRU接入受限、南北方天然气基础设施和市场承受力差异大、政策和税务风险以及天然气进出口形势的不确定性等方面的威胁。为我国FSRU项目的发展提供了发展参考和建议。

关键词：SWOT分析法 浮式储存再气化装置（FSRU） 液化天然气（LNG） 清洁能源

自20 09年我国首个液化天然气（LNG）进口项目投产以来，我国液化天然气（LNG）市场迅猛发展，目前已经投入运营的常规大型陆上LNG接收站遍布沿海地区港口，数量达到13个之多。随着2013年中海油天津浮式LNG项目的顺利投产和运营，浮式储存再气化装置（FSRU）项目首次进入了我国LNG行业参与者的视线（以下简称“FSRU”）。随着我国环保要求的不断提升、对清洁能源需求量的上升，以及全球环保意识和安全意识的增强，利用FSRU实现迅速占领新兴市场和运营灵活的想法在我国LNG行业参与者中引起了广泛的关注和兴趣。本文将基于SWOT分析法，根据我国的具体国情情况，结合国际FSRU项目和我国已有的FSRU项目的经验，分析我国发展FSRU项目的可行性。

1.优势

1.1建设周期短

受制审批流程、建设用地规划等多种原因，一个常规陆上大型LNG接收站项目从前期准备到基建完工、获得试运行许可，整个项目建设周期往往需要8年-10年左右才能完成，其中建设周期稳定在36个月左右。而FSRU项目的关键路径为FSRU船舶的建造周期，如今随着造船技术水平的提高、船厂船台的扩容、造船工人数量的增加，建造一艘新的FSRU船舶周期仅24-30个月；如通过改造老旧LNG船舶为FSRU的形式，则建造时间更短，进厂改造的时间甚至仅需要8-12个月就能完成（前期改造设计过程可不影响船舶的现有运营）；如采取租赁市场上已有FSRU船舶的模式，则工期制约因素应主要考虑配套码头的建设周期（通常在12个月以内）。故FSRU项目的最大优势就是建设周期短、投产速度快，可以较迅速的满足新兴天然气市场的用气需求，甚至避免因接收站建设周期过长而错过对进口方有利的LNG市场价格周期。

1.2初始投资低

假设以同等储罐容积和LNG的再气化外输能力比较，年处理LNG能力在20 0万吨左右的常规陆上LNG接收站项目（假设含1个16×104m3陆上大型LNG储罐）和舱容16×104m3的FSRU接收站初始投资项目比较：常规陆上LNG接收站的总建设投资约为40亿元，须完成全部投资将项目建成投产后才能实现接卸及气化、外输LNG的功能；而如利用FSRU浮式再气化解决方案，在获取FSRU的方式上较为灵活，初始投资较低：如租赁市场上已有的FSRU船舶，另需建设陆上其他配套设施，则项目总投资约可以下降一半至20亿元左右；若考虑新造一艘FSRU船舶并利用已有LNG码头并连接已有天然气管线的模式，则投产前的成本将仅为建造FSRU船舶（约2.3亿美元）的费用。故可见无论采取何种获取FSRU船舶，实现天然气气化外输的作业要求，FSRU项目将比常规陆上LNG接收站的初始项目投资成本大幅减少。

1.3作业方式灵活

传统陆上LNG接收站需要占据较大的陆域面积和岸线资源，储罐建设受周边环境和土地资源的限制，往往存在征地、拆迁、绿化破坏等一系列不可控问题。 FSRU实际上本质为船舶，主要分为无自航能力的固定式和有自航能力的穿梭式（SRV： Shuttle Regasification Vessels）两种。目前国际上绝大多数FSRU项目均采取SRV模式，这种模式的FSRU可以随时靠泊码头，通过卸料臂（Loading Arm）或者船上自带的软管系统（Hose）与岸上的管线相连，或者在远海通过内旋转塔（STL-BUOY）直接连接海底管线外输再气化的天然气。这种模式的FSRU既可以输送液态的LNG，也可以输送气态的天然气，并且能够在完成作业任务之后随时驶离，寻求其他项目机会；在暂时没有FSRU作业项目的期间，可以作为普通的LNG运输船从事国际运输业务，增加船舶利用率。另外在一些政治敏感区域，比如埃及、中东等地区，若采取FSRU项目替代传统陆上LNG接收站，一旦爆发地区性冲突甚至战争时， FSRU可以随时解缆驶离，减轻项目经营者的进一步财产损失，充分体现了FSRU作业方式的灵活性。

1.4商务模式灵活

FSRU可通过多种方式获得：1.新造FSRU。由船东投资，寻求有资质的船厂合作进行新造FSRU船舶，预计造船总时间约24-30个月；2. 通过已有LNG运输船改造FSRU。由业主自行购买二手LNG运输船，在可改装FSRU的船厂加装甲板上部设施（气化模块、再液化装置及相应管系等），甚至还可以进行舱容及推进系统的改装；3.租赁FSRU。可通过长期期租、中期期租或短期期租的方式获得FSRU船舶服务。灵活的商务模式，极大的缩短了项目前期投资，降低了行業准入门槛，令有意向并需要较迅速投产的一些民营企业也可以参与到LNG行业中来。endprint

2.劣势

2.1税务成本较高

目前我国尚没有自主建造且悬挂中国旗的FSRU船舶，而无论是从境外购买FSRU还是租赁外国籍FSRU，均需要缴纳一笔不菲的税费：进口FSRU，则需要按照海关相关规定缴纳关税和进口环节增值税；租赁FSRU，由于其特殊的作业模式，仍需要分别向海关和税务局缴纳相应税费。以我国某浮式LNG接收站项目曾租赁的FSRU为例，按照租赁贸易的模式申报进境作业模式，主要税费加一起高达40%以上，按照近年来FSRU市场租金水平估算，上述税费高达1.5-2亿元人民币/年。

2.2运营成本和航次成本较高

如业主选择新造F S R U，则F S RU的日常运营包含运营成本（OPEX）和航次成本（VOYAGE COST）两部分。由于FSRU的特殊气化裝置，需要额外配备2名气化装置操作员，使运营成本增加；另外也需要投入额外的设备维护成本。

如业主采取租赁F S RU的模式，则期租租金中包含了运营成本（OPEX），但是承租人仍需自己负担航次成本（VOYAGE COST），其中主要成本为气化器作业时消耗的燃料成本。根据FSRU气化器分为闭式循环（closed loop）和开式循环（open loop）两种类型，不同气化器类型消耗的燃料成本不同。

当前世界上多数FSRU项目作业地区在南美及中东，海水温度较高，多采用开式循环的气化器系统，即通过海水换热进行气化，消耗燃料较低；但是若在冬夏温差较大，尤其是冬季寒冷的我国北方地区，则只能使用闭式循环型FSRU，其气化器燃料成本根据气化速度的变化一般约为80-230吨/天，气损率高达3%。

2.3作业条件受限

根据交通部颁布的《液化天然气码头设计规范》，其中LNG船舶装卸和系泊作业条件应遵循表2.3-1规定：

而在我国大部分北方港口地区，冬季恶劣天气较多， FSRU需要在大风、大浪的天气下经常性离泊，不仅不利于保证连续性气化外输天然气的作业，也将增加多次离泊引起的港口费用（如雇佣拖轮、护航艇的费用等）增加。

3.机遇

3.1国际FSRU项目发展迅速带动国内行业发展

随着EXCELERATE ENERGY公司设计的第一个浮式LNG接收站项目GULF GATEWAY于2005年5月开始商业运营，FSRU项目的发展拉开了序幕。经过10余年的研究发展，FSRU项目的建设及运营技术已日渐成熟。截止到2017年，世界上共有27艘FSRU投入运营，在建8艘，另有33艘在规划中，FSRU项目已经遍布全球多个国家，主要分布地点为港口基础设施较差或岛国的南美、非洲和东南亚地区。

根据VISIONGAIN公司预测，全球FSRU的总气化能力将于2026年达到2.28亿吨/年。在未来10年内，FSRU项目主要增长地区为东南亚和南美等，这些地区仍然主要依赖从美国和澳大利亚进口LNG资源，由于基础设施和财政能力的制约，这些国家和地区政府也更愿意选择小型、便宜、灵活、建造周期短的FSRU接收站项目。FSRU接收站的低成本优势、快速灵活的供气能力将使其在用气短缺或具有季节性调峰需求的地区和国家产生较大吸引力。

中船集团已经于2015年向国家发改委海洋工程装备研发及产业化专项申报了自主知识产权LNGFSRU示范工程建设项目，完成了LNG-FSRU的设计研发，并完成满足国际主流需求的LNG-FSRU实船建设，填补了我国在LNG-FSRU自主设计及自主建造领域的空白。越来越多的行业参与者寻求依靠FSRU形式解决天然气市场需求或传统陆上LNG接收站投产前过渡期供气需求，势必会带动国内FSRU项目的发展。

3.2我国天然气需求总体呈上升趋势

随着我国经济的增长、人口的增加、对环境保护要求的不断提高、对能源安全性的要求等综合因素，从长远来看，我国对LNG的需求仍将成上升趋势。国家《天然气发展“十三五”规划》中表示“加快天然气产业发展，提高天然气在一次能源消费中的比重，是我国加快建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系的必由之路，也是化解环境约束、改善大气质量，实现绿色低碳发展的有效途径，同时对推动节能减排、稳增长惠民生促发展具有重要意义”。另外《巴黎协定》和2030年可持续发展议程将大大加快全球能源低碳发展的进程，随着我国加快推动能源生产和消费革命，天然气产业正迎来新的发展机遇。政策促进天然气行业的整体发展，必将带动新型LNG气化外输解决方案FSRU项目的新的发展机遇。

3.3《液化天然气船对船输送操作规程》已发布

由于我国LNG船舶运输行业起步较晚，在2016年1月之前国内并没有关于LNG海上船对船（SHIP TO SHIP）输送作业的相关操作流程以及规范及标准，导致FSRU无法在我国港口水域内进行船对船过驳作业操作（国际上FSRU项目绝大多数多为船对船过驳作业）。在此种情况下，业主只能通过建设两个LNG船舶码头泊位，并通过岸上卸料系统装置和管线实现LNG的传输，额外占用了岸线资源，增加了码头和相应装置的投资建设成本。

但是2016年1月，根据《国家能源局关于印发<能源领域行业标准化管理办法（试行）>及实施细则的通知》（国能局科技【2009】52号）有关规定，石油天然气标准（SY）分类中，《液化天然气船对船输送操作规程》（SY/T 7029-2016）行业标准已经予以发布，该标准的发布将对建立我国有关液化天然气船对船过驳作业实施细则提供理论依据并起到指导作用，对FSRU项目在我国的快速推进将具有十分重要的现实意义。

4.威胁

4.1国内天然气资源丰富，价格竞争激烈endprint

在世界经济增长乏力、能源消费增速继续放缓的大环境下，全球天然气储量、产量继续稳定增长，消费增速有所回升，供需呈宽平衡状态，国际油价大幅下跌导致气价下跌，总体依然呈现供大于求局面。尤其是我国天然气来源较丰富，三大石油公司均有自己的LNG进口接收站，民营企业和电力公司也逐渐涉足建设自有接收站。除此之外，我国还有较丰富的管道气来源，如陕京线系统、俄气、中亚气、煤制气等。故FSRU项目能否在我国迅速发展与我国整体对液化天然气（LNG）的进口需求密切相关。

4.2天然气管网不发达，FSRU接入受限

据发达国家，如美國、英国、西欧的天然气发展经验来看，稠密的天然气管网为天然气提供了安全、便捷的输送通道，极大的促进了各国天然气行业的发展。我国天然气工业和管道产业仍处于快速发展的初期阶段，而管道是连接气源与终端用户的纽带， 尽管我国天然气骨干管网建设已初具规模，但与发达国家相比仍有较大差距。而FSRU的主要功能为提供液化天然气（LNG）的再气化外输服务，若FSRU目标市场地区没有全面、统一的天然气管网设施做后盾，将无法保障FSRU的顺利运营及外输。

4.3南北方天然气基础设施差异大

目前我国南方沿海地区陆上传统型LNG接收站布局密集，LNG进口和海上天然气的供应充足，已经能基本满足南方现有市场需求；随着国家“煤改气”政策的大力推进，北方冬季天然气及保供调峰需求量较大，但是供暖季持续时间较短，一年仅4个月左右，故我国南北方天然气市场的基础设施现状和市场需求情况为FSRU项目的布局和运营提出了一定难题。

4.4政策和税务风险

我国海关和海事局等政府机构对外籍船舶在我国港口内作业的准入和收取税务的政策经常变更。存在FSRU项目进行经济可行性研究时采用的政策和税率和项目投产运营后实际政策和数据的不匹配，进而影响FSRU项目的实际经济效益的问题。4.5天然气进出口形势的不确定性

随着天然气开发技术的不断发展、革新，市场瞬息万变，存在原LNG进口大国突然不再需要进口，甚至从进口国转向出口国的可能性。如美国，在大规模发现和开发页岩气之后，原规划的LNG接收站纷纷改建成液化厂转而进行LNG出口，原为美国建造的FSRU船舶也均出现了闲置。故我国天然气气田开发的发展和天然气进出口形势的转变也可能成为FSRU项目发展的阻碍因素。

5.结语

FSRU与传统陆上接收站相比，具有建造时间短、初始投资成本低、作业方式和商务方式灵活的优势。但是也存在税务及运营成本较高、作业要求条件较高的不足之处。随着国家天然气产业的进一步发展，对清洁能源要求的进一步提高，产业政策及想法标准法规的进一步完善，亦会带动LNG产业的多元化发展， FSRU的种种优势必将使其成为LNG接收站建设方面的新发展趋势。并建议根据FSRU实际项目具体分析我国对FSRU的相关产业政策的规定，在项目投资期前签订长期供需协议，保证下游市场的落实，同时跟踪掌握市场情况，了解市场动向，积极应对市场变化情况。

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