FSRU

      FSRU是浮式储存及再气化装置（英文Floating Storage and Regasification Unit）的简称，也称浮式再气化装置、浮式LNG再气化装置，通常也称LNG-FSRU。是集LNG（液化天然气）接收、存储、转运、再气化外输等多种功能于一体的特种装备，配备推进系统，兼具LNG运输船功能。

浮式储存及再气化装置

      作为一种清洁能源，LNG的市场需求量一直在稳定增长，截至2010年年底，全球已建成LNG接收终端60多个，但是LNG接收终端与LNG需求之间的缺口仍在不断扩大。另一方面随着人们环保意识越来越强，在沿海建设陆上LNG接收终端受到越来越多的限制，另外还有投资大、建设周期长及对地理条件要求高等局限。在这样的背景下，人们开始考虑将LNG接收终端建设在海上。

      通常，液化天然气（Liquefied Natural Gas，简称LNG）由船通过海上运抵购买方，输入岸上的接受终端。选择接受终端地点的一个重要标准，是靠近绝大多数天然气用户，往往靠近发电厂、工业区或人口密集区。选择岸上接受终端变得非常错综复杂，岸上终端最佳点不一定是LNG船停泊的最佳场所，自美国911之后，人们越来越担心潜在的恐怖袭击，潜在的危险和公众的反感，使得人口密集区对有关可燃、可爆的工业设施持不欢迎态度。  

      为了减少终端地点选择的危险因素以及相关审批程序，许多公司、科研机构如SBM公司、Texas A&M University大学（TAMU）等，正在研究LNG浮式贮存和再气化装置——LNG-FSRU，既将天然气运抵购买方的“船舶”，也作为海上终端向岸上供应天然气。一般地，LNG-FSRU主要分为3类，由LNG船改装成LNG-FSRU；新造钢体船壳LNG-FSRU；新造混凝土结构LNG-FSRU。  

      目前工业界提出的海上浮式LNG接收终端概念中主要的两种是LNG-FSRU和LNG再气化船。LNG再气化船通常由LNG船改装而成，船上装备有再气化设施。LNG再气化船将运送LNG液货至接收终端，并通过水下转塔装载浮筒（STL）系泊，随后LNG再气化船将LNG气化为天然气，再通过柔性立管将气体输送到海底气体管路至最终市场。完成卸载工作（一般为5~7天内）后，LNG再气化船与STL解除连接，离开接收终端再次运送LNG液货。

      而FSRU的操作模式则不同，首先在海上建造、安装船型的浮式储存再气化装置，LNG-FSRU每几天一次从LNG穿梭船上接收LNG，船上设置有储存和再气化LNG的设备，通常永久系泊于一个海上单点系泊（SPM）系统，该系统可抵抗极端海况。工作时，一艘LNG船与FSRU通过使用浮式船用护舷板和常规系泊线舷靠舷系泊。然后LNG船将LNG卸载至FSRU，根据LNG船尺度和气体输出率的不同，通常需20～30小时完成全部卸载工作。LNG储存在FSRU船体内的储存舱中。加温后，LNG将被气化成气体，然后通过柔性立管输送到海底气体管路，再送到最终市场。

      从2005年全球第一艘FSRU交付以来，目前全球已有27艘FSRU建成交付，世界上41个拥有LNG再气化终端的国家中，有18个国家部署了FSRU，其中11个国家只选择了FSRU作为终端，LNG再气化终端的投入中，FSRU的投入占比从2010年的不足10%，提高到2017年的40%以上，FSRU越来越多的受到市场青睐。与传统陆上LNG终端相比，FSRU具有如下优点：

      1、交付时间短、灵活：根据目前的交付记录，新建FSRU需要大概27～36个月的时间，而传统陆上终端需要48～60个月，通过现有气体船改造的方式仅需要18～24个月，而利用现有FSRU进行再部署的方式需要更短的时间，Ain Sokhna项目所需的第二艘FSRU从发起招标到部署到位仅用了5个月的时间，这是传统陆上固定终端不可能的，同时也说明了FSRU的灵活性，而陆上终端无法移动、重部署。较短的交付时间可以使项目更早地投产取得收入。

      2、成本低：新建FSRU项目的投入基本是传统陆上终端的50%～60%，以储存能力18万立方米，产能3百万吨的项目为例，传统陆上终端需7.5亿美元而FSRU需4.5亿美元，详见下表1.

表1全球FSRU项目投资

      3、社会、环境友好：自美国“9.11”事件之后，人们越来越担心潜在的恐怖袭击，潜在的危险和公众的反感，使得人口密集区对有关可燃、可爆的工业设施持不欢迎态度，同时项目受政府审批的难度比较大，同时岸上终端最佳点不一定是LNG船停泊的最佳场所，而FSRU的特点较好地弥补了传统陆上终端的缺点，布置地点较灵活、远离市区、居民区，环境友好，较为容易审批。

FSRU工作流程

      FSRU的操作模式与陆上终端设施有所不同。通常来讲，首先将FSRU长期系泊于一个海上单点系泊系统。工作时，一艘LNG船与FSRU通过使用浮式船用护舷板和常规系泊线舷靠舷系泊。之后LNG船将LNG卸载至FSRU，根据LNG船尺度和气体输出率的不同，通常需20～30小时完成全部卸载工作。LNG储存在FSRU船体内的储存舱中。加温后，LNG被气化成气体，然后通过柔性立管输送到海底气体管路，再送到最终市场。

LNG-FSRU

      LNG-FSRU既具有运输功能，可作为LNG运输船（货物围护系统与现行的LNG船相同）；又具有储存功能，可作为海上终端，远离发电厂、工业区或人口密集区停泊。  

      一、锚泊系统

      采用能使FSRU随风向改变方位的单点系泊系统（Single-Point Mooring, 简SPM），将LNG-FSRU牢固地锚泊在海床上，系泊和挠性立管系统要求的最小水深为40-60 m。非良好海况LNG-FSRU 可围绕其单点系泊系统打转。SPM系统中有内部转塔，减少锚泊负荷，并使生活区随时处于货物区域的上风侧。  

      二、卸货系统

      LNG-FSRU的卸货系统采用串联卸货方式。LNG-FSRU的尾部设有SYMO卸货系统，由一可旋转的构架吊着，若需检查或维修可将其转到甲板上。该系统能在浪高3.5m的情况下与接卸端连接，一旦接好就能保持连接牢固，并可在浪高5.5m的条件下工作。  

接卸端（可以是接卸船）与FSRU尾部的距离，由动态定位设备控制在容许工作范围内，可避免锚泊和卸货作业中可能出现的危险。  

      三、FSRU的船壳及货物围护系统

      围护系统应能适应所有工作条件下的液位条件，运输过程中，LNG-FSRU围护系统在所有液位条件下能限制晃荡影响，维持液舱中液体的晃动在最低限度，保证围护系统内的冲击力在极限以内。抵达购买方后，即使深海锚泊摇晃、持续地卸货或供应天然气等使围护系统中的液位不断变化，LNGFSRU围护系统仍可将晃荡限制在最小程度。FSRU的船壳为双层壳体，船壳与货物围护系统之间物理隔离并作绝热处理。  

      众所周知，造船市场上LNG船的液舱有三种围护系统：MOSS- Rosenberg的球形液舱、GTT公司的薄膜液舱和IHI的SPB型液舱。这三种围护系统中，只有SPB型液舱满足以下条件，最适合于FSRU，总贮货容积可达20万-40万m3，约5000平米的自由甲板空间，用以安装再气化装置和其它设备。服务有效期15~30年，且无须进坞修理。  

      四、再气化系统

      再气化的目的, 是LNG- FSRU作为海上终端向岸上用气设施直接供气。再气化的方法，是通过再气化系统，利用海水的热量加热来自液舱中的液化天然气。液化天然气的气化，因存在结冰和结垢等危险，不能采用板翅式换热器使LNG与海水直接换热，只能选用立式壳管式中间流体蒸发器（Intermediate FluidVaporiser, 简称IFV）。IFV的中间流体，使用水和乙二醇的混合物，冰点低于-30℃，可降低结冰的危险，同时改善生物结垢。与海水直接循环的蒸发器相比，IFV增加了初始投资和设备，然而运行证明，由于前述的降低结冰的危险，同时改善生物结垢，采用IFV带来的费用增加是必要的。  

      五、蒸发气处理系统  

      液化气的蒸发气（Boil-Off Gas, 简称BOG），是由于外界漏热的渗入，货舱中的少量液体天然气蒸发产生的蒸发气。LNG-FSRU上BOG因下列因素而产生：围护系统、卸货系统和相关管路的热量渗入；LNG 质量(主要指沸点) 差别；泵浦产生的热量；卸货期间货舱容积变化；货舱压力变化；卸货前和卸货期间，LNG-FSRU与LNG船之间压差。典型的BOG处理系统包括机械制冷再液化后送回液舱和将BOG作为燃料。现在营运的LNG 船舶, 均将BOG 作为燃料送入锅炉燃烧。锅炉产生蒸汽推动汽轮机。锅炉的燃烧方式有3 种：单烧油、单烧气（航行中根据具体情况而定）和油气混烧。在建的LNG船均安装再液化装置，将BOG机械制冷再液化后送回液货舱。

      LNG- FSRU虽然具有诸多优点，但仍存在挑战：一是大型LNG运输船在靠泊LNG-FSRU时通常选择旁靠方式卸载LNG，由于海况等诸多复杂因素，在接卸时稳定性不如陆上接收站，存在碰撞的风险；二是若出现危险情况，海上紧急疏散难度会增大；三是LNG-FSRU扩容能力较差，虽可依项目需求再建一艘，但会导致投资总额大幅增加。

      Hoegh LNG公司曾对该公司一艘18万m3、再气化能力为0.5~1.5 bscf/d（十亿标准立方英尺/天）的LNG-FSRU进行过成本计算，如表1所示。 

      对LNG船-陆上接收终端、LNG再气化船和LNG-FSRU三种方式进行成本比较，可以看出，LNG再气化船在中短程海运距离以及较低的气体输出能力的情况下较有竞争优势，但LNG-FSRU在LNG供应终端与最终市场相距较远，以及拥有较高的气体输出能力时会明显呈现出竞争优势。且无论何种情况下，LNG-FSRU均比陆上接收终端的成本低很多。

      鉴于以下因素，LNG-FSR能显著降低成本：

      1、大型化，载货量一般为25万-35万m3，几乎为现行LNG船的两倍，降低运输成本。 

      2、深海停泊，替代陆上终端，非常具有成本优势，而且安全——远离发电厂、工业区或人口密集区；

      3、可长期单点系泊在深海海床上，减少当前岸上终端对LNG船的吃水限制，或免除LNG船舶对港口水深的要求。  

      4、LNG不需从船上卸至岸上终端，减少了运输次数和卸货次数，降低部分卸货危险。 

      LNG-FSRU的建造方式主要有3种：由LNG运输船改装、新造钢质船壳以及新造混凝土结构。其核心技术主要包括系泊技术、卸载技术、船壳及货物维护技术和再气化技术。新建LNG-FSRU可有三种不同的储罐形式：

      1、Moss型球体储罐，其特点是甲板面积受限，船体空间利用率低；

      2、SPB方体储罐，其特点是充足的甲板面积，可解决各种液位晃动载荷问题，制造工艺简单，周期短，便于操作/维护；

      3、薄膜方体储罐，需解决晃动载荷问题，有一定的制造工艺难度。

      FSRU上部设施比常规的FPSO设施少，单点系泊系统也比FPSO简单，船体结构没有自航系统，储罐结构和制造工艺与传统造船相同，仅使用的材料不同。

      FSRU的建造市场分为改装和建造两方面：

      FSRU改装方面，目前现有的27艘FSRU中，仅有5艘为改装，在改装领域新加坡占据绝对优势，有4艘在新加坡完成，1艘由迪拜干船坞世界完成。

      新建FSRU占总保有量的绝大多数，现有的27艘中有22艘为新建，韩国三大船厂大宇造船、现代重工和三星重工占据统治地位，22艘新建FSRU由他们全部包揽。目前中国船厂初步进入这一领域，2017年初舟山太平洋海工接到一小型FSRU订单，沪东中华在2017年下半年承接了两艘17.4万立方米的大型FSRU订单。

      建造FSRU之前，首先需对整个工程进行可行性评估，其中涉及到几个关键的工程技术问题需要予以考虑。

      1、建立FSRU系统设计基础

      为了建立FSRU系统的设计基础，首先需明确以下工程设计任务：

      1）FSRU的技术指标，如LNG储存能力、排水量、尺度、甲板布置等。

      2）FSRU系泊系统详细信息－提供FSRU单点系泊系统的技术特性。

      3）LNG船技术特性－详细的LNG船队数量、尺度及其他特性。

      4）LNG船/FSRU舷靠舷系泊布置－系泊模式，系泊线、海上护舷板和FSRU上系泊点的数量和特性。

      5）拖船技术特性－包括拖船类型、尺度、波浪中的效率等。

      6）海上操作场景－描述几个关键的海上操作模式的作业过程（靠近、停泊、系泊、离开和使用拖船）。

      另外，下列基本设计数据是确定船舶设计尺度所需的关键数据：

      1）LNG设计生产能力和气体的设计输出率－通常由市场需求和项目的总体经济指标来决定。

      2）LNG设计储存能力－通常由LNG设计生产能力以及LNG船队的数量和尺度确定，该指标决定了LNG船的到访频率以及FSRU的最优LNG储存能力。

      3）LNG船队的数量和尺度－由LNG供应终端的位置、项目总体经济指标决定。需要进行工程研究以确定最优的LNG船队组成。

      例如，一艘FSRU设计气体输出率为1.0 bscf/d，相当于每天48000m3的LNG。如使用货物容量为250000m3的LNG船供应液货，LNG船的到访频率为每5天一次。但是，如果使用165000 m3的LNG船则需每3.5天到访一次。FSRU的最小储量应大于250000m3，以便一次接收所有的LNG，最优的LNG储量则应为300000~350000m3，或约6~7天的LNG供应量。

      2、操作Metocean标准和极端Metocean标准

      为评估FSRU系统的可操作性，需要使用两套不同的Metocean标准：

      1）操作环境条件（风、浪、流、可见度、温度、水温、冰等），用于LNG船停运期模拟的数据输入，以及FSRU/LNG船舷靠舷动态系泊分析。

      2）极端设计环境条件（含热带和强热带风暴），用于设计FSRU和系泊系统。

      3、拖船在波浪中的性能效率

      根据LNG船的尺度和当地的Metocean环境，在靠泊和离开的过程中，需要2~4艘系柱拉力约50~60吨的远洋拖船协助LNG船。

      LNG船靠泊和离开操作限制主要取决于拖船在波浪中的动态性能指标。根据船型和装机功率的不同，波浪中拖船的动态操作效率总体来说随着波高的增加而下降。当波高到达一个特定值时，拖船操作效率将从100%降至零。 

      通常需要进行模型试验以确定拖船在波浪中的动态操作效率曲线。拖船通常在“推-拉”模式下操作。拖船在“推”模式下的操作效率一般比“拉”模式低。当海况条件不允许进行“推”模式时，拖船可以转为传统的“长线”拖曳。

      4、实时船舶操作模拟

      为了建立LNG船在拖船协助下靠泊和离开FSRU作业时的操作环境限值，可进行船舶操纵模拟。另外，为了LNG船安全地靠近、系泊和离开FSRU，以及确定会限制这些操作的Metocean条件，必须对操作过程进行规划和评估。为了评估总体靠泊有效性，还需要FSRU/LNG船停运模拟所需的Metocean限值。

      实时船舶操作模拟须在有经验的引水员指挥下，在有资质的全任务船舶模拟设施中进行。引水员根据在监视器中对LNG船、FSRU和拖船的观察指挥船舶操纵，再由模拟器操作员在驾驶桥楼执行引水员的操作指令。

      5、海上船至船LNG转运技术

      目前实现LNG在LNG船和FSRU之间转运有两种主要的方式：采用柔性软管或采用全钢的卸载臂。现在普遍认为LNG海上转运率最小应为10000m3/h。为满足该要求，需要使用直径为16英寸或更大的大口径柔性软管或卸载臂。尽管柔性软管和卸载臂在石油工业中已有应用，但对于海上LNG转运来说仍然是一个相对较新的课题。

      大口径（16英寸或更大）柔性软管在受保护水域的海上LNG转运中应用的可行性只是刚刚被论证。目前，LNG在船对船转运中，还未完全使用柔性软管。当前石油工业界正在进行联合研究项目，以提升分析方法，并确保柔性管疲劳寿命预报的精确度。考虑到每周的卸载次数和全球海况，柔性软管的预期服务寿命为5～7年。为了确保柔性软管结构疲劳完整性，应执行严格仔细的工程分析、原型操作试验以及常规的操作和维护监控。

      使用16英尺直径或更大的全钢卸载臂的可行性已经由FMC通过陆上比例模型进行过论证，但是仍未用于海上转运实际操作。

      6、LNG船和FSRU间的动态相对运动和系泊分析

      由于在操作时，LNG船和FSRU距离很近，评估两个大尺度浮体间的水动力交互作用十分重要。LNG船和FSRU间的动态相对运动和系泊载荷预报对于定义LNG船系泊至FSRU操作时的安全环境限值以及更好地定义金属卸载臂的设计操作包络线是至关重要的。

      许多研究者已经对两个舷靠舷系泊体间的三维水动力交互影响进行过报告。

      动态运动分析将采用FSRU所在位置的Metocean气候长期时间关系曲线图。这些分析将产生LNG船-FSRU航向、相关的多种运动、系泊线张力和护舷板载荷等指标的长期时间关系曲线图。

      运动分析中需包括风浪流方向，风浪流方向通常可被分成三种：

      1）平行（±15度）

      2）倾斜（15~45度）

      3）交叉（45~90度）

      为了确定LNG船和FSRU舷靠舷动态相对运动，将进行下列分析：

      1）建造FSRU和LNG船模型，并使用不同的方式核查，包括试验以及采用第三方软件进行验证。

      2）对LNG船和FSRU单独进行衍射和辐射分析，计算衍射波载荷和6自由度运动RAO（response amplitude operator）。这些分析将用于验证船模和数值结果。

      1）舷靠舷衍射/辐射分析－该任务对相连两船体进行水动力分析。

      2）对FSRU单独进行随时间变化的运动分析。

      3）对LNG船和FSRU舷靠舷系泊进行随时间变化的运动分析。

      7、LNG船停运期操作模拟

      为了评估海上的可操作性以及靠泊可行性，需要从LNG供应终端开始直至FSRU的每个步骤进行完整的模拟。模拟过程中，在FSRU上的操作，以及LNG船的到达将使用不连续事件模拟进行建模，这些模拟包含了所有操作的过程，从LNG船离开供应终端开始，进行跨洋航行，到达FSRU附近的引水员登船站，最终靠近FSRU并靠泊，系泊至FSRU，进行LNG转运作业，离开FSRU，以及引水员下船。

      两个典型的模拟模型如下图所示：模型1包括了从LNG船从LNG供应终端开始，进行跨洋航行，到达FSRU，至LNG船离开FSRU，直至再次进行跨洋航行为止；模型2仅包括LNG船从引水员登船站至离开FSRU的操作过程。 

      一般来说，从LNG船到达FSRU至离开FSRU所需的全部周转时间约为30~40小时，LNG船大小不同所需的时间也不同。另外，到达FSRU和离开FSRU的操作还会受到风、浪、流等环境因素的影响。

      每个模拟事件都需以100年为期进行模拟运行，这是为了给统计分析提供足够的结果。模拟中将记录下列参数：

      1）引水员时间：从引水员登船开始至LNG船离开引水员登船站。假设在整个作业过程中是同一个引水员停留在船上。

      2）等候（或称停运）时间：从LNG船到达引水员登船站开始，包括由于不良气候条件所造成的等候靠泊时间。

      3）交互到达时间：连续2艘LNG船抵达引水员登船站之间的时间。

      4）两次关闭间的时间：从引水员登船站的等候时间开始直到下一次等候时间的开始。

      5）间隔时间：在一段等候期后，从首艘LNG船到达开始，至下一次等候期之前，最后一艘LNG船离开为止。

      6）跨洋航行期间的延误：如果模拟包括从LNG供应终端至FSRU间LNG船的跨洋航行，则还需记录由于不良气候条件所造成的延误。

      除了基础事件模拟，还可执行敏感度模拟事件，以评估改变LNG储存能力的影响，LNG船队的组成（大小和数量），操作（靠泊、离开、系泊和卸载）环境限制、夜间时段和能见度限制。停运模拟结果也可用于评估LNG设计储存能力是否合适，LNG船队的最优数量和尺度大小，以及为FSRU预报操作停运期。

全球对LNG-FSRU的需求与日俱增

      在过去两年里，全球对LNG-FSRU的需求与日俱增。根据Golar LNG资料，目前全球有超过15个浮式储存气化装置（FSRU）项目在建或已建造完成，还有超过30 个以上FSRU项目被列入建设计划，其中7～10个项目处于具体实施阶段。随着对FSRU项目需求的上升，已有LNG船的改造及FSRU新造订单也呈增加趋势。

      据相关资料介绍，全球现有9艘LNG-FSRU订单，包括Golar公司订购的1艘16万立方米和1艘17万立方米LNG-FSRU，分别于2013年竣工和计划于2014年竣工；Hoegh LNG公司订购的3艘17万立方米LNG-FSRU，1艘已于2013年交付，2艘计划于2014年交付。

      2011年8月，韩国大宇造船海洋收到Excelerate Energy公司1艘17.34万立方米LNG-FSRU订单，总价值2.8亿美元以上；2012年8月，Excelerate Energy公司又与韩国大宇造船海洋签订8艘LNG-FPSO的备选合同。

      2012年10月，韩国现代重工宣布与挪威Hoegh LNG公司签订1艘17万立方米 LNG-FSRU建造合同，造价为2.7亿美元，计划于2015年上半年交付。据悉，该LNG-FSRU的长、宽以及深分别为294米、46米、26米，相当于3个足球场规模。

      2013年1月，韩国三星重工与新加坡百国盛环球航运公司（BW）签订1艘LNG-FSRU建造合同，计划于2015年完工交付，此为BW的首艘LNG-FSRU。

      2013年12月27日，韩国大宇造船海洋收到日本商船三井1艘263000立方米LNG-FSRU订单，计划2016年9月完工。该船长为345米，型宽为55米，具备相当于263000CBM级的LNG储藏能力及10~15 Msm3/日的再气化能力，为目前全球最大规模的LNG-FSRU。商船三井与法国GDF Suez公司联合签订该LNG-FSRU的为期20年的长期包租合同，为乌拉圭Gas Sayago公司的海上LNG接收终端（GNL del Plata）项目服务。

      除此之外，Teekay LNG Partners公司打算进行LNG-FSRU的新造项目，其首席执行官Peter Evensen表示，为2015- 2017年即将进行的LNG-FSRU项目，Teekay LNG Partners公司正积极进行竞标项目，不断扩大LNG项目的事业范围。

      截至2017年10月底，全球FSRU经过十多年的快速发展，已有27艘已经交付，最近交付的为2017年10月由韩国大宇造船厂交付给商船三井（MOL）的MOL FSRU Challenger号。此外，全球还有8艘在建，其中2艘计划2017年内交付，3艘2018年交付，1艘2019年交付，2艘2020年交付，详见图1。

图1全球FSRU近十多年发展

数据来源：IHS Markit

       FSRU市场目前主要有三大运营商：Excelerate Energy、Golar LNG和Hoegh LNG，其中Excelerate目前所占份额最大，其通常与EXMAR合作，由Excelerate Energy提供FSRU，由EXMAR负责运营管理，三大主要运营商船队规模占据市场份额约为市场保有量的75%，近两年不断有新的以LNG航运企业为主的运营商进入FSRU运营市场，包括BW、MOL、Dynagas等，同时项目的业主也有直接从船厂订购新FSRU的记录，如Gazprom, Swan Energy等业主，但占比相对较小，详见表2。

FSRU市场目主要运营商

数据来源：IHS Markit

      Douglas Westwood公司近日发表报告称，未来5年对浮式LNG生产储油船（LNG-FPSO）和LNG-FSRU在内的FLNG投资规模将达474亿美元，其中亚洲地区的投资约占1/3，澳大利亚、新西兰及附近南太平洋诸岛等地区占22%，拉丁美洲占17%。Douglas Westwood预计，在这些FLNG的投资中，LNG-FPSO的投资规模或超280亿美元，LNG-FSRU的投资规模或超190亿美元。

未来5年内的FSRU潜在订单

      随着温室气体排放要求日趋严格，对于清洁能源的需求逐渐增多，天然气在能源消耗中的比重也呈大幅增长趋势。据克拉克松预测，海洋天然气开发装备将会比海洋石油开采装备率先恢复。尤其是浮式储存及再气化（FSRU）装备，由于其具有节约成本，与陆上设施相比更具有灵活性，可以满足季节性和临时需求等优势。2016年下半年以来，包括意向以及中标，韩国已获得3+6座FSRU装备订单。从中短期来看FSRU在亚洲及中东的需求将会保持增长趋势。

      由于天然气具有相对安全（核能）、低价（油）和环保（煤）的优势，在能源使用中的地位正逐渐提升。据Cheniere，全球对LNG的需求都呈增加趋势，主要集中在亚洲和欧洲。亚洲LNG进口量全球第一，且在未来10年，亚洲对LNG的进口量将会翻倍增长。

      与传统LNG气化和接收终端相比，FSRU投资小、建设周期短，受地理条件限制少。LNG运输船改造成FSRU的成本在7500万美元至1亿美元之间，新建FSRU的成本是2.5亿美元；而陆上LNG接收站的成本在8亿美元以上。以一艘新建FSRU目前成本为2.5亿美元计算，能够获得日租金100000美元的长期租船合同（20年），其投资回报率为16%。此外，随着人们的环保意识增强，在沿海陆地建设LNG气化和接收终端受到的限制越来越大，特别是在美国和欧洲，许多计划中的终端项目遇到许可上的障碍而取消。

      此外，与陆上终端相比，FSRU还具备机动灵活性较好的优点。由于天然气需求具有季节相关性特点，冬季需求高峰时，天然气需求多，FSRU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。

      因此，全球34个LNG进口国家中，已经有13个国家拥有浮式再气化装置，一些新兴的LNG进口国，如埃及、巴基斯坦等，在选择再气化终端时也往往将FSRU作为优先选择，全球市场对FSRU的需求也在日益攀升。据国际天然气联盟数据统计，截至2017年1月，全球浮式LNG接收终端再气化能力为83MTPA，在全球总气化能力中的比例已经由较2006年0.8%大幅提升至9.4%。未来必将有更多的浮式LNG终端投入使用。下表列出了未来5年内的FSRU潜在订单，主要集中在在亚太、西非与中东地区。