LNG 液化天然气是怎么运输的？

LNG的运输逻辑是先把天然气冷却到零下162摄氏度变成液体、体积缩小到气态的1/600，再用低温专用船跨洋运送，到岸后在接收终端经海水换热重新气化进入管道。代价是液化与运输全过程约消耗总气量的10%至15%。

起点是天然气的物理弱点：常温下密度极低，既不能像石油那样装桶，也不能像煤炭那样堆上船。20世纪大部分时间里它是一种「被囚禁」的能源——没有管道连接生产者与消费者，就没有市场，亚洲价格往往是北美的五倍。LNG船用球形「Moss型」储罐或薄膜储罐来承受极低温货物带来的热应力；许多船直接燃烧货物自然挥发的「蒸发气（Boil-off Gas）」驱动主机，形成能量运输的自给循环。

这条链的经济门槛极高。单个LNG出口设施造价可超200亿美元，需要来自信誉良好买家的20年长期合同才能收回成本，这决定了参与者只能是国家级玩家。最早的商业运输可追溯到1960年代初的阿尔及利亚至英国航线，直到1990年代更大型、更高效运输船的发展和合同标准化，才铺就今天的爆发式增长。今天的市场由美国、卡塔尔和澳大利亚三大巨头主导，美国凭借页岩革命的规模近期跃居首位。

接收终端的再气化是最后一幕：液态LNG流经热交换器，通常以海水为热源吸热，膨胀回气态；这种膨胀力强到可以驱动低温涡轮机顺带发出少量电力，释放的「冷能」还被用于冷库或空气分离装置。这种能力的战略价值在2022年被验证——俄罗斯入侵乌克兰后，北溪和亚马尔管线流量被收紧，德国等此前没有任何接收终端的国家以惊人速度安装浮式储存与气化装置（FSRU），美国对欧LNG出口单年激增逾140%。

新加坡是这套物流的典型受益者。2013年投运的新加坡液化天然气（SLNG）终端耗资17亿美元，使这个国家从依赖印尼、马来西亚管道气的地区买家，变成可以从美国、卡塔尔或澳大利亚接货的国际枢纽——能源安全的逻辑是「一等于零，二才等于一」。终端目前平均吞吐量900万吨/年，峰值产能1100万吨/年；2024年10月，能源市场管理局与SLNG宣布在裕廊港建设采用FSRU的第二座终端，产能500万吨/年，建成后全国再气化产能将达1500万吨/年。

对于日本或新加坡而言，LNG是在本土没有足够面积建设大规模太阳能或风电场的情况下，维持电力的唯一途径。

这个问题在书中的展开位置： 《能源文明的全局》，第五章 5.3（含新加坡特写）