Mercado de FLNG Tamaño y Compartir 2026-2035

Tamaño del mercado de FLNG

El mercado mundial de FLNG se valoró en 3,400 millones de USD en 2025 y se prevé que alcance los 8,700 millones de USD en 2035, con una expansión a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 10,3% entre 2026 y 2035. Según el último informe publicado por Global Market Insights Inc., el mercado alcanzará los 3,600 millones de USD en 2026, a medida que aumente el volumen de regasificación flotante y avancen las obras de grandes proyectos de licuefacción en alta mar.

En noviembre de 2025 había ocho proyectos de FLNG operativos, con una capacidad de licuefacción de 16,7 Mtpa, mientras que las nueve unidades en construcción añadirán 20,6 Mtpa.^{[1]GECF Secretariat, "FLNG Expands Global LNG Supply as Floating Projects Accelerate," Gas Exporting Countries Forum — gecf.org} Actualmente, el sector atiende dos necesidades diferenciadas, aunque conectadas: la diversificación de las importaciones para los mercados consumidores de gas y la comercialización de reservas en alta mar que no pueden justificar la infraestructura convencional de gasoductos y de GNL en tierra.

El mercado incluye FSRU, buques LNG FPSO y FLNG, sistemas FLNG basados en barcazas y capacidad relacionada de almacenamiento y transporte flotantes. Se excluyen las plantas convencionales de exportación de GNL en tierra y las terminales fijas de regasificación en tierra, salvo cuando respalden directamente el despliegue de activos flotantes. Las estimaciones del mercado reflejan los activos operativos, los proyectos aprobados, las conversiones de buques, las actividades de ingeniería y construcción, las necesidades de terminales regionales y la contratación de servicios a largo plazo. Las previsiones incorporan las ampliaciones de capacidad anunciadas, los plazos de desarrollo de los proyectos, el crecimiento del comercio de GNL, las políticas de seguridad energética y la mejora de la rentabilidad de los diseños modulares de buques.

Principales factores de crecimiento

La expansión del comercio mundial de GNL es el factor de crecimiento más relevante. La Agencia Internacional de la Energía prevé aproximadamente 300 bcm/año de nueva capacidad de exportación de GNL para 2030, y Estados Unidos y Qatar representarán el 70% del total.^{[2]IEA Editorial Team, "Gas 2025," International Energy Agency — iea.org}La oferta mundial de GNL creció más de un 5% interanual durante los tres primeros trimestres de 2025 y se prevé que aumente otro 7% en 2026. Una mayor disponibilidad de exportación genera demanda de capacidad de importación flexible, especialmente en mercados donde el desarrollo de terminales permanentes no puede ajustarse a los plazos de seguridad energética.

La adopción de FSRU se ha acelerado a medida que los compradores europeos sustituyen el suministro ruso por gasoducto y diversifican las rutas de importación de GNL. La Unión Europea añadió 76 bcm/año de capacidad de importación entre 2021 y 2025, en gran medida mediante un número récord de despliegues de terminales FSRU en el marco de REPowerEU.^{[3]European Commission Staff, "REPowerEU: 4 Years On," European Commission — energy.ec.europa.eu} Alemania desplegó cinco terminales FSRU a través de Deutsche Energy Terminal GmbH, mientras que la empresa polaca Gaz-System amplió la terminal de Gdansk para albergar un segundo buque, con una capacidad de 6,1 bcm/año. El Reglamento sobre el Gas de REPowerEU, en vigor desde febrero de 2026, exige la eliminación total de las importaciones rusas de GNL para finales de 2026 y respalda la demanda continua de infraestructuras de diversificación del suministro.

La infraestructura flotante también permite monetizar las reservas de gas marino aisladas. Camerún, Mauritania, Senegal y la República del Congo dependen de FLNG para toda su capacidad nacional de producción de GNL. Kumul Petroleum Holdings y Wison New Energies firmaron un acuerdo de pre-FEED en octubre de 2024 para un proyecto de 1,5 Mtpa destinado a explotar los campos marinos Pandora y Uramu de Papúa Nueva Guinea.^{[4]LNG Industry Editorial Team, "KPHL Signs FLNG Pre-FEED Contract," LNG Industry — lngindustry.com} El efecto comercial va más allá de un único proyecto: el FLNG permite a los operadores explotar reservas que, de otro modo, quedarían fuera del umbral de rentabilidad del desarrollo de GNL en tierra.

Los diseños modulares y los proyectos basados en la conversión están mejorando la economía del FLNG. Los proyectos de FLNG propuestos en la costa estadounidense del golfo de México tienen un coste medio aproximado de 1.054 USD por tonelada de capacidad de licuefacción, frente a los 2.114 USD por tonelada del Prelude FLNG de Shell. Los proyectos de conversión, incluido Cameroon FLNG, han alcanzado costes cercanos a 500 USD por tonelada. Los proyectos de FLNG de nueva construcción en ejecución registran un plazo medio de entrega de 2,85 años, frente a los 4,5 años de las plantas terrestres equivalentes.^{[5]Energy Institute Editorial Team, "Global FLNG Capacity Will Triple by Decade-End, While LNG Supply Is Set to Surge in 2026," Energy Institute — energyinst.org} Estos avances hacen que los sistemas de escala media y susceptibles de ser reasignados cobren mayor relevancia comercial en mercados con restricciones de costes.

Principales restricciones

Los grandes desarrollos de FLNG continúan situándose entre los proyectos energéticos con mayor intensidad de capital. El Coral Norte FLNG de Mozambique tiene un valor estimado de 7,200 millones de USD, mientras que el Prelude FLNG de Shell requirió compromisos de capital superiores a 12,000 millones de USD.^{[6]Hydrocarbon Processing Editorial Team, "Technip Energies Secures Major Contract for Coral Norte Floating LNG Project in Mozambique," Hydrocarbon Processing — hydrocarbonprocessing.com} Un proyecto de nueva construcción en aguas profundas puede requerir entre cinco y siete años desde la decisión final de inversión hasta la primera producción de GNL. Esta duración genera exposición a los costes de financiación, los ciclos de las materias primas, las limitaciones de capacidad de los astilleros y las perturbaciones geopolíticas. Los desarrolladores más pequeños afrontan el mayor riesgo, ya que los calendarios prolongados pueden superar su capacidad para absorber el incremento de costes o los cambios contractuales.

Los requisitos normativos y medioambientales constituyen una segunda restricción. Los proyectos FLNG operan conforme a las normas del Estado del pabellón, del Estado rector del puerto y del Estado ribereño, sin que exista un régimen normativo internacional plenamente armonizado para la licuefacción flotante. La obtención de permisos específicos para cada proyecto puede añadir entre 12 y 24 meses a los plazos de desarrollo. La evaluación medioambiental es cada vez más exigente en el Sudeste Asiático y África Occidental, donde la medición del metano, los límites de la quema en antorcha y las evaluaciones de los ecosistemas marinos pueden afectar al diseño del proyecto y a la secuencia de aprobaciones. Estos requisitos no impiden el desarrollo, pero convierten la capacidad normativa en un factor competitivo relevante.

Los efectos previstos son direccionales, no estrictamente aditivos. Reflejan el crecimiento de referencia, la combinación regional, la financiación de los proyectos, los plazos de ejecución y las interacciones entre las variables de oferta, políticas públicas e infraestructuras.

Análisis de los segmentos del mercado FLNG

Por instalación

Unidades flotantes de almacenamiento y regasificación

Las FSRU representaron el 62,1% de los ingresos del mercado en 2025 y se prevé que crezcan a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 8,6% hasta 2035. El segmento refleja el despliegue acelerado de terminales de importación en Europa tras la interrupción del suministro ruso por gasoducto. Excelerate Energy puso en servicio la FSRU Excelsior en la terminal Wilhelmshaven 2 de Alemania en mayo de 2025, con lo que añadió hasta 1,9 mil millones de metros cúbicos de capacidad anual de suministro. Las FSRU también atienden a los mercados de Asia meridional y África oriental, donde el menor gasto inicial y un despliegue más rápido ofrecen una alternativa a las terminales fijas en tierra. Su propuesta de valor se basa en la rapidez, la flexibilidad de los contratos de fletamento y la capacidad de redistribuir capacidad a medida que cambian las necesidades de importación.

FPSO de GNL / FLNG

Los activos LNG FPSO y FLNG registraron una cuota de mercado del 31,5% en 2025 y se prevé que crezcan a una TCAC del 13,0%. Prelude FLNG de Shell opera en la cuenca Browse de Australia y está diseñado para producir más de 3,5 Mtpa, y se espera que el suministro complementario del yacimiento Crux comience a partir de 2027.^{[7]Shell Communications, "Floating LNG," Shell — shell.com \[vendor announcement]} Coral Sul FLNG de Eni opera en la cuenca Rovuma de Mozambique, a una profundidad de 2.000 metros, lo que demuestra la viabilidad de la licuefacción flotante en entornos de aguas ultraprofundas.^{[8]Eni Communications, "Coral South Project in Mozambique," Eni — eni.com \[vendor announcement]} Technip Energies, JGC Holdings y Samsung Heavy Industries amplían este modelo de proyecto mediante Coral Norte. A medida que la experiencia en diseño y construcción se vuelve más reproducible, el aprendizaje en costes ampliará el grupo de reservas marinas capaces de respaldar un desarrollo comercial.

FLNG basado en barcazas

El FLNG basado en barcazas representó el 6,4 % de los ingresos en 2025 y crecerá a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 11,0 %. El segmento se dirige a yacimientos de aguas someras y reservas más pequeñas que no pueden sustentar buques diseñados específicamente para aguas profundas. El concepto Fast LNG de New Fortress Energy refleja la transición hacia sistemas de licuefacción configurables y de menor huella física.^{[9]Offshore Magazine Editorial Team, "FLNG Designs Evolve to Meet Market Needs," Offshore Magazine — offshore-mag.com} El proyecto Cap Lopez de Perenco en Gabón, cuyo inicio está previsto para 2026, respalda el papel de los sistemas basados en barcazas en la comercialización del gas de África Occidental. Un menor gasto de capital y unas configuraciones de amarre más sencillas mejoran la viabilidad, aunque el segmento sigue limitado por un menor rendimiento y un ámbito de aplicación de proyectos más reducido.

Por capacidad

FLNG de pequeña escala (hasta 1 MTPA)

El FLNG de pequeña escala registró una cuota del 15,7 % en 2025 y se prevé que crezca a una TCAC del 5,6 %. Los activos de mayor tamaño se benefician cada vez más de unos costes por tonelada más bajos, lo que limita el crecimiento relativo de los proyectos de pequeña escala. No obstante, las unidades pequeñas siguen desempeñando un papel en yacimientos aislados, mercados insulares y cuencas fronterizas. La instalación prevista de 1,5 Mtpa en Papúa Nueva Guinea ilustra el espacio de mercado en torno al umbral de pequeña escala, donde un proyecto flotante puede permitir la explotación de reservas cuyo volumen no basta para la infraestructura de exportación convencional.

FLNG de escala media (1–3 MTPA)

El FLNG de escala media representó el 26,0 % de los ingresos del mercado en 2025 y crecerá a una TCAC del 7,6 %. Esta categoría equilibra la eficiencia del capital con volúmenes de exportación comercialmente relevantes, especialmente cuando los proyectos de conversión reducen el gasto de capital por debajo de 650 USD por tonelada. El buque MK II de Golar LNG, en proceso de conversión en el astillero CIMC Raffles, está vinculado a un contrato de fletamento de 20 años con Southern Energy SA para los recursos de Vaca Muerta en Argentina. El proyecto demuestra que las estructuras de fletamento de larga duración pueden respaldar la licuefacción flotante de escala media en mercados de exportación emergentes.

FLNG de gran escala (más de 3 MTPA)

El FLNG de gran escala registró una cuota de mercado del 58,3 % en 2025 y crecerá a una TCAC del 12,2 %. Nueve unidades en construcción añadirán 20,6 Mtpa, y varios proyectos prevén iniciar operaciones entre 2027 y 2030. Coral Norte, Delfin FLNG 1 y el proyecto Kanata LNG propuesto ilustran la concentración de la inversión en buques de mayor tamaño. Los proyectos de gran escala compiten cada vez más con el GNL terrestre en términos de coste nivelado cuando el desarrollo en alta mar reduce las necesidades de gasoductos, adquisición de terrenos e instalaciones fijas.

Por aplicación

Licuefacción y producción

La licuefacción y la producción representaron el 31,5 % de los ingresos en 2025 y crecerán a una TCAC del 12,9 %. La monetización de reservas marinas respalda proyectos en Mozambique, Papúa Nueva Guinea, Indonesia, Nigeria, Argentina y Estados Unidos. El trabajo de Technip Energies en Prelude y Coral Sul, seguido de Coral Norte, demuestra el valor de una capacidad especializada de EPCIC en proyectos de aguas profundas. La diversidad geográfica de la cartera de proyectos reduce la dependencia de una única cuenca gasística, pero los requisitos de ejecución difieren considerablemente según el régimen de permisos, la configuración del suministro de gas de alimentación y la estructura de exportación.

Regasificación

La regasificación registró la mayor cuota por aplicación, del 61,1 %, en 2025 y se prevé que crezca a una TCAC del 8,3 %. La Unión Europea alcanzó una capacidad de importación de GNL de 242 bcm/año en 2025, 76 bcm más que en 2021, y las FSRU actuaron como el principal mecanismo de despliegue rápido. Egipto añadió otra FSRU en el tercer trimestre de 2025, lo que contribuyó a que las importaciones de GNL aumentaran más del 350 % interanual durante los nueve primeros meses de 2025. El valor comercial del segmento reside en su capacidad para proporcionar capacidad mientras los países determinan la escala y la ubicación de la infraestructura permanente de importación.

Almacenamiento y transporte

El almacenamiento y el transporte representaron el 7,4 % de los ingresos en 2025 y crecerán a una TCAC del 12,6 %. Las unidades de almacenamiento flotante proporcionan capacidad flexible cuando los picos de demanda estacional superan la capacidad de procesamiento de las terminales fijas. También son relevantes en el Sudeste Asiático y el Caribe como activos provisionales antes de la construcción de terminales terrestres. A medida que las rutas de los cargamentos de GNL se vuelven más complejas, el almacenamiento flotante aporta flexibilidad a la programación y permite aplicar estrategias comerciales multidestino.

Mercado de FLNG Análisis regional

América del Norte

América del Norte representó el 11,0 % de los ingresos mundiales en 2025 y se prevé que crezca a una TCAC del 13,8 % hasta 2035. Los proyectos estadounidenses de GNL representan aproximadamente el 85 % del crecimiento incremental del suministro mundial en 2025, y Plaquemines LNG contribuye a un aumento interanual del 9 % de las exportaciones estadounidenses de GNL. Delfin Midstream alcanzó una decisión final de inversión (FID) positiva en junio de 2026 para el proyecto Delfin FLNG 1, de 4,4 Mtpa, respaldado por acuerdos con Vitol, Expand Energy, Centrica y Gunvor.^{[10]Marine Log Editorial Team, "Delfin Takes $5B FID to Go Ahead on World's Largest FLNG Vessel," Marine Log — marinelog.com} En Canadá, Hanwha Ocean y Kanata Clean Power anunciaron un memorando de entendimiento (MoU) para un proyecto propuesto de 15,700 millones de USD y 12 Mtpa cerca de Prince Rupert. El crecimiento regional depende de mantener la competitividad de las exportaciones y completar a tiempo proyectos marinos complejos.

Europa

Europa representó el 25,8 % de los ingresos mundiales en 2025 y crecerá a una TCAC del 7,3 %. Alemania puso en servicio su quinta terminal de importación de FSRU en Wilhelmshaven en mayo de 2025, mientras que la ampliación de Gdansk, en Polonia, permitirá incorporar una segunda FSRU y elevar la capacidad a 6,1 bcm/año. La instalación de Alexandroupolis, en Grecia, añade 6 bcm/año de capacidad de regasificación y 185.000 m³ de almacenamiento de GNL. La principal restricción de la región es la interacción entre la inversión en seguridad energética, la evolución de la política de importaciones y las estrictas expectativas medioambientales. No obstante, la fecha límite para la eliminación gradual del GNL ruso respalda la continuidad de la demanda de capacidad de importación diversificada.

Asia-Pacífico

Asia-Pacífico lideró el mercado con una cuota del 32,5 % en 2025 y se prevé que crezca a una TCAC del 9,8 %. La región combina activos operativos de licuefacción en Australia y Malasia con un crecimiento estructural de la demanda de GNL en China, India y el Sudeste Asiático. Prelude, de Shell, sigue siendo un activo australiano clave, mientras que la serie PFLNG de Petronas respalda la base de producción marina de Malasia. Indonesia amplía la cartera de proyectos de la región mediante la adjudicación de un contrato de 1,000 millones de USD por parte de Genting a Wison New Energies para la primera instalación FLNG del país, en Papúa Occidental. La escala de la región constituye una ventaja competitiva, aunque los distintos regímenes de permisos y los requisitos medioambientales marinos pueden ralentizar la ejecución de los proyectos.

Oriente Medio

La región de Oriente Medio y África registró una cuota de mercado del 22,0 % en 2025 y crecerá a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 12,0 %. Mozambique es el principal referente regional: Coral Sul está operativo en la cuenca de Rovuma, mientras que se espera que el proyecto Coral Norte, de 3,6 Mtpa, eleve la producción total de Mozambique por encima de 7 Mtpa tras su puesta en servicio prevista para 2028. Nigeria concedió en septiembre de 2024 una licencia a UTM Offshore Limited para un proyecto de 2,8 Mtpa en OML 104. Camerún, Mauritania, Senegal y la República del Congo demuestran la importancia del FLNG para los países cuya producción de GNL es totalmente flotante. La financiación, la aprobación medioambiental y la capacidad de servicios en alta mar siguen siendo las principales limitaciones para la ejecución de proyectos en la región.

América Latina

América Latina representó el 8,8 % de los ingresos mundiales en 2025 y crecerá a una TCAC del 10,3 %. La cuenca de Santos, en Brasil, presenta una oportunidad potencial de FLNG vinculada al gas asociado de Búzios. Argentina ha avanzado más gracias a la decisión de Golar LNG de reasignar *Hilli Episeyo* mediante un contrato de fletamento de 20 años con Southern Energy SA. El proyecto permitirá monetizar el gas de esquisto de Vaca Muerta y supone el primer despliegue de FLNG en el Cono Sur. El potencial de crecimiento de la región depende de convertir la disponibilidad de recursos en contratos de exportación, financiación e infraestructuras auxiliares en alta mar.

Cuota de mercado y panorama competitivo del FLNG

El mercado está moderadamente concentrado. Excelerate Energy lideró con una cuota del 18,1 % en 2025, mientras que Excelerate Energy, Höegh Evi, Technip Energies, Samsung Heavy Industries y Golar LNG Limited registraron conjuntamente aproximadamente el 58 % de los ingresos mundiales del mercado.

El liderazgo de Excelerate Energy refleja su flota de FSRU, su capacidad operativa, su gestión técnica y sus acuerdos de regasificación a largo plazo en Europa, Asia Meridional y América. Höegh Evi se diferencia por sus contratos de fletamento de FSRU a largo plazo con contrapartes soberanas y empresas de servicios públicos, lo que proporciona visibilidad de ingresos durante períodos de entre 10 y 20 años. Golar LNG se centra en proyectos de FLNG basados en conversiones, incluido *Hilli Episeyo* en Camerún y la conversión MK II para Argentina, donde la flexibilidad y la tolerancia al riesgo de los proyectos pueden generar mayores rendimientos comerciales.

Technip Energies, Samsung Heavy Industries y JGC Holdings operan en los segmentos de EPCIC y construcción naval. Sus trabajos en Prelude, Coral Sul y Coral Norte les proporcionan experiencia en ingeniería de buques para aguas profundas, integración criogénica y construcción de las instalaciones superiores. Esta capacidad constituye una barrera de entrada significativa, ya que pocos proveedores pueden gestionar las exigencias técnicas, financieras y de programación de los grandes proyectos de licuefacción flotante.

Entre las principales empresas que operan en el mercado se encuentran BW LNG, Baker Hughes, Delfin Midstream, Excelerate Energy, Exmar NV, Golar LNG Limited, Höegh Evi, HD Hyundai Heavy Industries, JGC Holdings, MISC Berhad, MOL (Mitsui O.S.K. Lines), McDermott International, New Fortress Energy, Samsung Heavy Industries, SBM Offshore, Seatrium, Technip Energies, UTM Offshore, Wison Offshore & Marine y Air Products.

Wison Offshore & Marine ha reforzado su posición mediante el contrato de Genting en Indonesia y los trabajos de pre-FEED en Papúa Nueva Guinea. Delfin Midstream y New Fortress Energy representan el grupo de empresas estadounidenses en fase de desarrollo. Baker Hughes y Air Products suministran tecnología de licuefacción y equipos de proceso, mientras que SBM Offshore, BW LNG, MISC Berhad, Seatrium, McDermott International y Exmar NV aportan capacidades marinas, de conversión y de construcción en alta mar. La competencia está pasando de la propiedad de buques a la ejecución integrada: las empresas capaces de combinar ingeniería, acceso al gas de alimentación, contratos a largo plazo y apoyo operativo ocuparán la posición más sólida.

Desarrollos recientes del sector

• junio de 2026: Delfin Midstream obtuvo una decisión final de inversión favorable para Delfin FLNG 1, un proyecto de 4,4 Mtpa con un gasto de capital de 5,000 millones de USD y cuya primera producción de GNL está prevista para 2030. Otros dos buques podrían elevar la capacidad total a 13,2 Mtpa. La decisión establece la primera instalación de licuefacción flotante en aguas estadounidenses.
• junio de 2026: Hanwha Ocean firmó un memorando de entendimiento no vinculante con Kanata Clean Power & Climate Technologies para el proyecto Kanata LNG propuesto cerca de Prince Rupert, Columbia Británica. El proyecto prevé alcanzar hasta 12 Mtpa, con un coste estimado de 15,700 millones de USD. La propuesta añade una posible ruta canadiense de exportación para proyectos FLNG a gran escala.
• junio de 2026: Technip Energies, JGC y Samsung Heavy Industries recibieron el contrato EPCIC para Coral Norte FLNG en Mozambique. El proyecto de 3,6 Mtpa elevará la producción de Coral Hub a 7 Mtpa y refuerza la importancia de las alianzas EPCIC consolidadas en proyectos de gran envergadura.
• enero de 2026: Eni y sus socios botaron el casco de Coral Norte FLNG en Corea del Sur antes de la integración de los módulos superiores. Este hito acerca la segunda instalación flotante de GNL de Mozambique a su inicio de producción previsto para 2028.