截至2026年2月，全球共有182艘在役FPSO、17艘可用FPSO以及23艘已订购FPSO，三类资产合计222艘。

过去几年，FPSO新增需求主要来自巴西盐下、圭亚那深水开发以及非洲多个新兴油气项目。与此同时，大量已投入运行的FPSO进入中后期运营阶段，设备维护、系统升级、寿命管理以及资产再利用持续产生新的市场需求。

FPSO（Floating Production Storage and Offloading，浮式生产储卸油装置）长期驻留在海上油气田，承担油气处理、储存和外输任务。

海底油井采出的油气，需要经过水下生产系统、海底管线和立管输送至FPSO，在船上的生产处理设施完成油、气、水分离。处理后的原油进入储油舱，并通过穿梭油轮运输至陆上接收端。

FPSO产业覆盖范围也远超过船体建造。从前期开发方案、工程设计，到船体和模块建造、设备供应、海上安装，再到投产后的运营维护，整个生命周期涉及大量企业和专业环节。

近年来，大型深水项目不断增加，FPSO承担的功能越来越复杂。除了原油处理和储存，气体处理、注水、电力供应、海上生活支持等系统都需要在有限空间内完成集成。

截至2026年2月，全球182艘在役FPSO构成了目前最大的资产基础。

新建FPSO订单通常受到油价、投资决策和项目开发节奏影响，而已经投入运行的设施则需要持续维护。

FPSO通常服务多年，在生产期间会经历设备检修、改造升级、产能调整以及完整性管理。部分设施在原油田结束生产后，还可能经过改造重新部署到新的开发项目。

因此，FPSO市场并不只存在于项目建设阶段。围绕存量资产产生的服务需求，同样构成产业链的重要组成部分。

巴西盐下油田是全球大型FPSO项目最集中的区域之一。

Búzios、Mero、Atapu和Sépia等项目采用分阶段开发模式，随着不同开发阶段推进，持续释放新的FPSO需求。

近年来，巴西项目呈现明显的大型化趋势。

部分新一代FPSO具备超过20万桶/日的原油处理能力，同时配置大规模气体处理、注水和电力系统。

例如，Bacalhau FPSO原油处理能力达到22万桶/日，储油能力约200万桶；Guanabara FPSO原油处理能力达到18万桶/日。

除新增项目外，巴西成熟油田也持续产生设施更新和改造需求。部分资源通过卫星油田回接方式利用现有生产中心开发，带动水下系统、海上施工以及设施升级相关业务。

圭亚那Stabroek区块改变了近年来全球深水油气开发格局。

从Liza项目开始，ExxonMobil及合作伙伴持续推进多个发现开发，通过不同阶段FPSO建设形成连续生产体系。

截至2026年9月，圭亚那已有Liza Destiny、Liza Unity、Prosperity和ONE GUYANA四艘FPSO投入运行，安装原油能力超过90万桶/日。

圭亚那在役FPSO数量变化

与单个大型项目不同，连续开发模式使前期项目积累的工程经验、供应链资源和运营体系能够服务后续项目。

目前，圭亚那后续项目仍在推进，邻近的苏里南也开始进入大型深水开发阶段。

GranMorgu项目已完成FID，规划采用FPSO开发，原油处理能力22万桶/日，计划2028年投产。

非洲海上油气市场正在进入新的开发阶段。

安哥拉、尼日利亚、科特迪瓦、塞内加尔等国家均有新的浮式生产项目推进。

与巴西和圭亚那相比，非洲市场的项目模式更加多样。

部分项目采用新建FPSO，例如安哥拉Agogo；部分项目利用油轮改装，例如Kaminho；部分项目则通过既有资产重新利用推进开发，例如科特迪瓦Baleine。

不同开发模式对应不同供应链需求。新建项目更依赖设计、建造和系统集成能力；改装项目需要处理船体状态评估、结构改造和设备重新布置；再部署项目则需要解决旧资产与新油田之间的匹配问题。

全球FPSO市场仍处于较高活跃阶段，但项目本身正在变得更加复杂。

一座大型FPSO涉及船体、上部模块、工艺设备、电气控制、系泊系统、水下连接以及海上安装等多个环节。

过去，企业参与FPSO项目往往依靠某一项优势能力。随着项目规模扩大，单一制造环节的重要性正在降低，能够协调多个专业、管理复杂接口并完成整体交付的企业更容易获得市场机会。

未来几年，FPSO市场仍会释放新的项目需求。与此同时，产业链企业需要面对更高的技术要求、更复杂的项目管理以及更长周期的国际协作。