诺瓦泰克公司提议在孟加拉国建设造价9.5亿美元的海底固定液化天然气接收站。

孟加拉国达卡 —— 孟加拉国长期液化天然气（LNG）进口基础设施的新方案已被提出，俄罗斯能源公司诺瓦泰克中东公司提出了一个9.5亿美元的重力式结构（GBS），作为传统陆上LNG终端更廉价且更持久的替代方案。

昨日，该公司向孟加拉石油公司展示了这一概念。拟建的设施将建在孟加拉湾，作为一个固定的近海终端，用于接收、储存和再气化进口的液化天然气，年再气化能力为750万吨。

根据诺瓦泰克公司的介绍，GBS的成本约为9.5亿美元，而传统的750万吨/年陆上终端预计成本约为12亿美元。这意味着近海方案的初始资本成本约便宜2.5亿美元，降幅达21%。

然而，这些数据基于该公司自己的估算，尚未经过独立验证。它们也没有与政府对马塔尔巴里计划中的750万吨/年陆上LNG终端的可行性研究进行比较。

初步阶段，尚未提交正式提案

该提案仍处于非常早期的阶段，诺瓦泰克尚未向政府提交正式提案。

“这只是一次非常初步的介绍。我们从他们那里了解了一些信息。我们会稍后与上级讨论此事。”一位孟加拉石油公司的高级官员告诉《每日星报》。

拟议的海上天然气储存终端（GBS）与传统液化天然气（LNG）终端的主要区别在于基础设施的位置。陆上终端将LNG储罐和再气化设施设在海岸上，通过海上设施进行卸货。而GBS则将储存和再气化设施置于海底的大型钢筋混凝土结构上，天然气随后通过海底管道输送至国家天然气管网。

两种系统都能执行相同的基本功能：接收LNG、储存LNG、将其转化为气体并供应至天然气管网。诺瓦泰克公司已确定莫赫什卡利和马塔巴里附近的深海区域为可能的选址。

更快建设、更长寿命

该公司估计，GBS可在30至36个月内建成，设计寿命为60至80年。而传统陆上终端的建设周期约为48至60个月，设计寿命为40至60年。

据介绍，浮式储存和再气化装置（FSRU）可在24至30个月内部署，但设计寿命仅约15年。

孟加拉国目前通过莫赫什卡利的两艘FSRU进口LNG，并计划增设第三艘。政府还重启了在马塔巴里建设拖延已久的750万吨/年陆上LNG终端的努力。

因此，GBS提案可能为孟加拉国提供另一种选择，该国正面临持续的天然气短缺、国内天然气产量下降以及对进口LNG依赖性增强的困境。近期该国FSRU出现的故障也暴露了LNG进口设施易受技术问题和恶劣天气影响的脆弱性。

两种配置，虚拟管道阶段

诺瓦泰克公司提出了两种GBS配置方案。较大型的配置将拥有约29万立方米的LNG总储存容量，而较小型的配置则可储存约19.4万立方米。两者的再气化能力均为750万吨/年，LNG加注能力为100万吨/年，自备发电能力为4200万瓦。较大型的设施还将能够接收全球最大的LNG船。

天气抗性是该技术声称的主要优势之一。诺瓦泰克将GBS描述为一个固定的、全天候终端，对旋风具有极高的抵抗力。相比之下，FSRU可能会面临强风、高浪和洋流带来的运营中断。

这些说法需要在拟议的场地进行验证。演示文稿本身就要求对天气和海洋条件进行详细研究，包括极端风速、海浪、风暴潮、洋流、海床条件以及LNG船的安全停泊和转运等。

孟加拉国能源安全的战略背景

该技术借鉴了诺瓦泰克开发的GBS结构，诺瓦泰克在俄罗斯的北极液化天然气2项目中就使用了大型混凝土重力式结构。而在孟加拉国的应用将有所不同——北极液化天然气2项目中的结构容纳了LNG生产和液化设施，而拟议的孟加拉国设施将接收进口的LNG，进行储存并转换为天然气供国内使用。

该提案还包括第二阶段，即使用小型浅吃水船只将液化天然气从近海终端输送至梅格纳加特、阿舒甘杰、戈拉沙尔和贝拉马拉附近的河岸设施。诺瓦泰克称这是一条“虚拟管道”，无需完全依赖现有管道网络即可为主要天然气消费地区供气。

对于孟加拉国的工业用户——尤其是纺织、服装、陶瓷、钢铁和化肥制造商而言，拟议中的GBS终端代表着确保可靠长期天然气供应的潜在突破。随着国内储量不断下降导致工业产出受限，每条新增的液化天然气进口通道都将增强孟加拉国在全球出口市场的竞争地位，并降低该国能源基础设施对单一故障点的依赖性。