Mercado de FLNG Tamaño y compartir 2026-2035

Tamaño del mercado de FLNG

El mercado global de FLNG (gas natural licuado flotante) se valoró en USD 3.400 millones en 2025, reflejando la aceleración en el despliegue de infraestructuras de regasificación flotante junto con una nueva generación de proyectos de licuefacción a gran escala en alta mar que están reconfigurando las cadenas de suministro de gas tanto en economías emergentes como desarrolladas. Se proyecta que el mercado crecerá a una tasa compuesta anual (CAGR) del 10,3% entre 2026 y 2035, alcanzando USD 8.700 millones al final del período de pronóstico, según el último informe publicado por Global Market Insights Inc.

A finales de 2025, ocho proyectos de FLNG estaban operativos en todo el mundo con una capacidad combinada de licuefacción de 16,7 Mtpa, mientras que nueve unidades adicionales en construcción aportarán otros 20,6 Mtpa al suministro global^{[1]Foro de Países Exportadores de Gas (FPEG), https://www.gecf.org}. Esta transformación estructural hacia la infraestructura de GNL flotante refleja una reconfiguración más amplia de las rutas comerciales globales de energía impulsada por imperativos de seguridad energética en Europa, la creciente demanda de gas en Asia-Pacífico y la madurez comercial de la tecnología de licuefacción en alta mar a niveles de costos cada vez más competitivos.

Principales impulsores

Análisis del impacto de los impulsores

Expansión del comercio de GNL

La expansión del comercio global de GNL es el principal impulsor de la demanda para el mercado de GNL flotante. La Agencia Internacional de Energía proyecta aproximadamente 300 bcm/año de nueva capacidad de exportación de GNL que entrará en funcionamiento a nivel mundial para 2030, con Estados Unidos y Catar juntos representando el 70% de ese total^{[2]Agencia Internacional de Energía (AIE), https://www.iea.org}. El suministro global de GNL creció más del 5% interanual durante los primeros tres trimestres de 2025, y se prevé un aumento adicional del 7% en 2026, la tasa de crecimiento anual más fuerte desde 2019. Este crecimiento en volumen genera una demanda directa de infraestructura flotante adicional tanto para funciones de licuefacción como de regasificación, estimulando la inversión en nuevos buques de GNL flotante y terminales FSRU en todas las regiones principales de importación y exportación.

Adopción creciente de FSRU para seguridad energética

La reconfiguración geopolítica del suministro de gas europeo ha generado el mayor crecimiento en la construcción de FSRU en la historia de este segmento. Entre 2021 y 2025, la Unión Europea añadió 76 bcm/año de capacidad de importación de GNL, impulsada por un récord de puesta en marcha de terminales FSRU bajo el Plan REPowerEU^{[3]Comisión Europea — Energía, https://energy.ec.europa.eu}. Alemania desplegó cinco terminales FSRU a través de Deutsche Energy Terminal GmbH, mientras que Gaz-System de Polonia expandió su terminal de Gdansk para acomodar un segundo buque con una capacidad de 6,1 bcm/año. La Regulación de Gas REPowerEU de la UE, efectiva a partir de febrero de 2026, exige la eliminación total de las importaciones de GNL ruso para finales de 2026, una señal política irreversible que estructura la demanda de FSRU en el continente a mediano y largo plazo.

Monetización de reservas de gas costa afuera varadas

La tecnología de GNL flotante ofrece una vía comercialmente viable para desarrollar reservas de gas costa afuera que, de otro modo, permanecerían inaccesibles desde el punto de vista económico. En países como Camerún, Mauritania, Senegal y la República del Congo, el GNL flotante ya constituye el 100% de la capacidad nacional de producción de GNL. En octubre de 2024, Kumul Petroleum Holdings firmó un contrato pre-FEED con Wison New Energies para una instalación de GNL flotante de 1,5 Mtpa dirigida a los yacimientos de gas costa afuera Pandora y Uramu en Papúa Nueva Guinea^{[4]Industria del GNL, https://www.lngindustry.com}. En el África subsahariana, el Sudeste Asiático y Sudamérica, la monetización del gas varado mediante GNL flotante está estructurando cada vez más las políticas energéticas nacionales y los plazos de decisión final de inversión.

Transición hacia diseños modulares y de escala media de GNL flotante

La economía de los FLNG está mejorando rápidamente a medida que el mercado se inclina hacia las conversiones de buques y los nuevos proyectos modulares. Los datos de Rystad Energy indican que los costos de licuefacción para los proyectos propuestos de FLNG en la Costa del Golfo de EE. UU. ahora promedian aproximadamente USD 1,054 por tonelada en comparación con USD 2,114 por tonelada del FLNG Prelude de Shell, mientras que los proyectos de conversión como el FLNG de Camerún han logrado costos tan bajos como USD 500 por tonelada^{[5]Instituto de la Energía, https://www.energyinst.org}. Los proyectos de FLNG en construcción actualmente tienen un plazo de entrega promedio de 2.85 años, frente a los 4.5 años de las plantas terrestres equivalentes. Esta inflexión en costos está permitiendo una nueva cohorte de decisiones de inversión (FID) de operadores que buscan activos de escala media, reubicables en mercados emergentes con restricciones presupuestarias.

Principales desafíos

Análisis de impacto de restricciones

Alta intensidad de capital y ciclos de desarrollo de proyectos prolongados

Los proyectos de FLNG a gran escala siguen estando entre las inversiones en infraestructura más intensivas en capital del sector energético. El FLNG Coral Norte de Eni en Mozambique tiene un valor estimado del proyecto de USD 7.200 millones, mientras que los activos de primera generación como el FLNG Prelude de Shell requirieron compromisos de capital superiores a USD 12.000 millones^{[6]Procesamiento de Hidrocarburos, https://www.hydrocarbonprocessing.com}. El ciclo de EPCIC para un buque de nueva construcción en aguas profundas abarca entre cinco y siete años desde la FID hasta la primera producción de GNL, lo que genera una exposición material a los ciclos de precios de las materias primas, los movimientos de las tasas de interés y las disrupciones geopolíticas. Estos factores de riesgo han causado históricamente retrasos en las FID y renegociaciones de contratos que afectan desproporcionadamente a los operadores más pequeños sin la solidez financiera para sostener plazos de desarrollo prolongados.

Desafíos regulatorios, ambientales y de permisos

Los activos de GNL flotante operan en múltiples jurisdicciones superpuestas, incluyendo el estado de bandera, el estado portuario y el estado costero, cada uno con requisitos distintos en materia de seguridad, medio ambiente y operaciones. La ausencia de una regulación internacional armonizada para las instalaciones de FLNG genera una complejidad específica en los permisos que suele extender los plazos de desarrollo entre 12 y 24 meses. Los requisitos de revisión ambiental se están intensificando en zonas marinas de alta biodiversidad en el Sudeste Asiático y África Occidental, donde las mediciones de fugas de metano, las restricciones de quema y las evaluaciones de impacto en los ecosistemas marinos son cada vez más condiciones para la aprobación regulatoria.

Tendencias del mercado de FLNG

Creciente demanda de GNL

El consumo global de GNL ha entrado en una fase de crecimiento estructuralmente reforzado, respaldado por el desplazamiento del gasoducto ruso de las redes europeas, la transición energética en curso y el cambio del carbón al gas en los mercados asiáticos sensibles a los precios. Los datos del sector indican un aumento del 7% en la oferta global de GNL proyectada para 2026, la tasa de crecimiento interanual más fuerte desde 2019, impulsada por la capacidad de exportación de EE.UU. y Canadá que entra en funcionamiento y la expansión del campo North Field East de Qatar. El motor subyacente de la demanda es la diversificación del suministro: los gobiernos de Europa, Asia y Oriente Medio están expandiendo simultáneamente la infraestructura flotante de importación para reducir el riesgo de concentración en sus carteras de suministro energético.

Nuestra encuesta a 280 responsables de compras de terminales de importación de GNL en 14 mercados en el primer trimestre de 2026 reveló que el 68% ya había comprometido capital para proyectos de expansión de FSRU o terminales fijas para el período 2026–2028, frente al 41% registrado solo 18 meses antes, lo que refleja cómo la seguridad energética ha desplazado a la minimización de costos como objetivo principal de las compras. Este cambio de comportamiento tiene consecuencias comerciales directas para el mercado de GNL flotante, como la compresión de los ciclos de decisión de compra, la reducción de los plazos de negociación de fletamentos y la elevación de la prima estratégica otorgada a los operadores de FSRU con disponibilidad demostrada de flotas y estructuras contractuales de grado soberano. La incorporación de un FSRU adicional por parte de Egipto en el tercer trimestre de 2025, que provocó un aumento del 350% interanual en las importaciones de GNL durante los primeros nueve meses de 2025, ilustra cómo una sola terminal flotante puede generar una diversificación rápida y medible de las importaciones a nivel nacional. La implicación más amplia es un suelo estructural de demanda para los activos de FSRU que se extiende más allá del actual ciclo de expansión en Europa.

El horizonte temporal de esta tendencia es de medio a largo plazo. El papel del GNL como combustible de transición principal para descarbonizar las redes eléctricas con alto contenido de carbón en Asia lo posiciona como un pilar en la década de 2030, no como un combustible de transición que deba ser rápidamente superado. El mercado de GNL flotante seguirá sirviendo como la infraestructura habilitadora de esta demanda en ambos extremos de la cadena de suministro.

Digitalización y automatización de activos de GNL flotante

La integración de gemelos digitales, el mantenimiento predictivo con IA y sistemas modulares de instrumentación y control está transformando la economía operativa de los activos de GNL flotante. La American Bureau of Shipping lanzó en 2025 su plataforma EagleTwin de gemelo digital estructural en tiempo real, una herramienta web diseñada para integrar datos de inspección y sistemas de gestión de mantenimiento en flotas de GNL flotante, FSRU y FPSO, permitiendo el monitoreo de condiciones, la optimización del mantenimiento planificado y la reducción de tiempos de inactividad no planificados^{[7]Offshore Magazine, https://www.offshore-mag.com}. La plataforma representa un cambio material en la forma en que los operadores de flotas gestionan la planificación del mantenimiento en activos dispersos geográficamente en alta mar.

Investigaciones revisadas por pares demuestran que los despliegues de gemelos digitales en entornos de GNL en alta mar, que integran datos meteorológicos en tiempo real con controles de maniobra impulsados por IA, mejoran materialmente la previsibilidad operativa y la gestión de riesgos en condiciones de operación en entornos hostiles^{[8]IEEE Xplore, https://www.ieeexplore.ieee.org}. El impacto cuantificable en el gasto operativo es significativo: el monitoreo digital reduce los eventos de mantenimiento no planificados, extiende los intervalos de inspección validados por datos de condición en lugar de calendarios, y permite diagnósticos remotos que reducen la frecuencia y duración de las movilizaciones de técnicos a los activos en alta mar.

Los ejecutivos de la cadena de suministro en importantes operadores de FSRU entrevistados en el segundo semestre de 2025 indicaron que el 73% estaban implementando o probando activamente sistemas de mantenimiento predictivo basado en IA en sus flotas, una función que hasta hace poco era en gran medida manual en 2022. A nivel de segmento, la transición del mantenimiento reactivo al predictivo está más avanzada entre los operadores de FSRU más grandes en Europa, donde las tasas de utilización de la flota que se acercan al 100% hasta 2026 hacen que el tiempo de inactividad no planificado sea comercialmente inaceptable. El plazo para esta tendencia es a corto y mediano plazo; los sistemas de mantenimiento con gemelos digitales e IA ya no son tecnologías emergentes en el sector FLNG, están entrando en el estándar operativo, con una adopción que se acelera en aplicaciones de licuefacción, regasificación y almacenamiento.

Mayor inversión en el desarrollo de plantas de licuefacción a gran escala

El compromiso de capital para la licuefacción FLNG a gran escala se ha acelerado notablemente, con varios proyectos emblemáticos alcanzando hitos de FID o construcción entre 2024 y 2026. Coral Norte FLNG, un buque de 3,6 Mtpa dirigido a la Cuenca de Rovuma en Mozambique, recibió el FID en octubre de 2024, con Technip Energies, JGC y Samsung Heavy Industries adjudicados conjuntamente el contrato EPCIC. Cuando entre en funcionamiento en 2028, Coral Norte duplicará la producción combinada del Coral Hub a 7 Mtpa, posicionando a Mozambique entre los tres principales productores de GNL de África y estableciendo la Cuenca de Rovuma como un centro global significativo de licuefacción en aguas profundas.

En junio de 2026, Delfin Midstream tomó un FID positivo para Delfin FLNG 1, un buque de 4,4 Mtpa que será la primera instalación de licuefacción flotante en aguas estadounidenses respaldada por acuerdos de venta a largo plazo con Vitol, Expand Energy, Centrica y Gunvor, con producción programada para 2030^{[9]Marine Log, https://www.marinelog.com}. En el mismo mes, Hanwha Ocean anunció un MoU con Kanata Clean Power & Climate Technologies para un proyecto FLNG propuesto de 12 Mtpa y 15.700 millones de USD en Prince Rupert, Columbia Británica. La magnitud de estos compromisos, que incluyen tres proyectos con un total de aproximadamente 20 Mtpa de nueva capacidad aprobada o avanzada en 24 meses, señala un cambio en la confianza de los inversores en la clase de activos FLNG a gran escala.

El cambio más significativo se observa en el costo nivelado, ya que las metodologías de construcción se estandarizan y los consorcios EPCIC desarrollan modelos de entrega repetibles, la FLNG a gran escala se vuelve cada vez más competitiva con la licuefacción en tierra equivalente por tonelada, ampliando la cartera de proyectos elegibles para aprobación comercial. El plazo de impacto de esta tendencia es a mediano y largo plazo, con la mayor parte de las adiciones de capacidad materializándose entre 2028 y 2032.

Análisis del mercado FLNG

Por instalación

FSRU

Las FSRU representan el segmento dominante del mercado FLNG, representando el 62,1% de los ingresos totales en 2025 con una TACC del 8,6% hasta 2035. La escala del segmento refleja la ola sin precedentes de despliegue de FSRU en Europa tras la crisis energética de 2022, donde los terminales de regasificación flotantes han funcionado como el principal mecanismo para redirigir los flujos globales de GNL hacia centros de demanda previamente atendidos por el suministro de gasoductos rusos. La FSRU Excelsior de Excelerate Energy se puso en servicio en el terminal Wilhelmshaven 2 de Alemania en mayo de 2025, inyectando hasta 1.900 millones de metros cúbicos anuales a la red nacional, siendo el tercer terminal basado en FSRU en entrar en servicio en Alemania en cuatro años.

Grecia encargó el Alexandroupolis FSRU, reconocido como un Proyecto de Interés Común por la Unión Europea, con una capacidad de regasificación de 6 bcm/año y 185.000 m³ de almacenamiento de GNL, lo que fortalece significativamente la diversificación del suministro en el sureste de Europa.

Más allá de Europa, los FSRU están ganando tracción en el sur de Asia y el este de África como alternativas rentables a los terminales en tierra, ofreciendo plazos de implementación más rápidos y menores requisitos de capital inicial que se alinean con las restricciones de adquisición de mercados emergentes. El segmento se beneficia del doble mandato que cumplen los activos FSRU, ya que funcionan tanto como infraestructura de regasificación como buffers de almacenamiento de GNL, proporcionando la flexibilidad operativa que los terminales fijos en tierra no pueden replicar. A nivel de ingresos, las tarifas de fletamento de FSRU, que se desvincularon de los puntos de referencia históricos después de 2022, siguen siendo estructuralmente elevadas, con extensiones plurianuales negociadas significativamente por encima de los niveles previos a la crisis. Los datos indican que el liderazgo del mercado de FSRU es estructuralmente duradero durante el período de pronóstico, incluso cuando los subsegmentos de licuefacción de crecimiento más rápido reducen la diferencia en la participación de ingresos.

GNL FPSO

El subsegmento de GNL FPSO representa el 31,5% de la participación en el mercado de GNL flotante (FLNG) en 2025 y es el tipo de instalación de más rápido crecimiento, con una TACC del 13%, una trayectoria impulsada por la puesta en marcha de buques de licuefacción en aguas profundas y un creciente pipeline de proyectos nuevos y de conversión que apuntan a reservas de gas varadas a nivel mundial. El Prelude FLNG de Shell, la instalación flotante más grande del mundo con 488 metros de longitud, opera en la cuenca de Browse frente a la costa oeste de Australia, produciendo más de 3,5 Mtpa de GNL, con suministro de respaldo del campo Crux esperado a partir de 2027. El Coral Sul FLNG de Eni en Mozambique, la primera plataforma FLNG diseñada para operaciones en aguas ultraprofundas a 2.000 metros de profundidad, demuestra la capacidad del subsegmento para desbloquear reservas de gas en entornos fronterizos, incluidos aquellos con mayor complejidad en seguridad e infraestructura en tierra. El efecto de segundo orden es una curva de aprendizaje en costos: a medida que los diseños de los buques FLNG se estandarizan y los contratistas de EPCIC desarrollan metodologías de construcción repetibles, los costos de licuefacción por tonelada están disminuyendo, lo que permite decisiones de inversión final que no habrían sido viables bajo la economía de primera generación.

FLNG basado en barcazas

El FLNG basado en barcazas representa el 6,4% del mercado de FLNG en 2025, pero está expandiéndose a una TACC del 11%, ya que los operadores en mercados emergentes apuntan a campos de gas varados en aguas poco profundas donde el despliegue de buques FLNG convencionales es impracticable. Las soluciones basadas en barcazas ofrecen menores costos de capital, configuraciones de amarre simplificadas y mayor portabilidad que los buques de aguas profundas construidos a propósito, lo que las convierte en una vía comercial efectiva para campos de gas no comerciales en África Occidental, el sudeste asiático y América del Sur. El concepto Fast LNG de New Fortress Energy, un diseño modular de licuefacción basado en barcazas capaz de implementación rápida en campo, ejemplifica el cambio del mercado hacia soluciones configurables y de menor huella que pueden operar en entornos marinos con restricciones de costos o logísticas complejas.⁷ El proyecto Cap Lopez de Perenco, un FLNG basado en barcazas en Gabón, cuyo inicio de producción está previsto para 2026, ilustra aún más cómo este subsegmento está desbloqueando reservas de gas previamente no comerciales en África Occidental.

Por Capacidad

FLNG a pequeña escala

Los activos de FLNG a pequeña escala con una capacidad de producción de hasta 1 Mtpa representan el 15,7% de la participación en el mercado en 2025, con un crecimiento del 5,6% TACC, el más lento entre los tres niveles de capacidad.

Esta tasa de crecimiento por debajo del mercado refleja las ventajas estructurales de costos que disfrutan cada vez más los proyectos de mayor escala, donde los costos decrecientes por tonelada de licuefacción favorecen la escala en entornos competitivos de asignación de capital. El segmento mantiene un papel comercial crítico en campos aislados en alta mar, mercados insulares y cuencas fronterizas donde los activos a plena escala no son económicamente viables, pero el crecimiento está limitado por la mejora de la economía de alternativas a mediana escala que ofrecen mayor flexibilidad de comercialización.

El segmento de pequeña escala conserva relevancia estratégica en contextos específicos: mercados insulares de energía sin conectividad por gasoducto, desarrollo de campos en fase inicial donde la escala de los recursos no ha sido completamente delimitada, y programas nacionales de energía en mercados fronterizos donde un activo de pequeña escala puede reducir el riesgo de una estrategia más amplia de GNL. Las encuestas de asociaciones y los datos de campo confirman que la mayoría de las nuevas consultas sobre FLNG de pequeña escala provienen de geografías de África subsahariana y mercados insulares del sudeste asiático, regiones donde las restricciones de acceso a la energía hacen que incluso volúmenes modestos de GNL sean transformadores.

FLNG de Mediana Escala

Los activos de FLNG de mediana escala representan el 26% de los ingresos del mercado en 2025, con un crecimiento del 7,6% anual compuesto (CAGR). Este segmento está atrayendo un interés significativo de los operadores que buscan un equilibrio entre eficiencia de capital y escala comercial, especialmente a medida que la economía de conversión de buques ha reducido el costo por tonelada de inversión de capital por debajo de 650 USD/tonelada para diseños optimizados de reutilización. El buque FLNG MK II de Golar LNG, actualmente en conversión en el astillero CIMC Raffles en China, apunta a los recursos de gas de esquisto de Vaca Muerta en Argentina mediante un contrato de fletamento por 20 años con Southern Energy SA, una transacción que demuestra la durabilidad comercial de las estructuras de FLNG de mediana escala en mercados emergentes de exportación. Las FSRU de mediana escala también se están expandiendo en el sur y sudeste de Asia, dimensionadas para coincidir con la demanda actual de importación, al tiempo que retienen la opción de expansión gradual de capacidad.

El motor subyacente del crecimiento de mediana escala es la convergencia de requisitos de inversión de capital manejables con volúmenes de throughput comercialmente viables. Los operadores que evalúan su primer despliegue de FLNG, en particular empresas nacionales de petróleo y productores independientes en África y el sudeste asiático, identifican de manera consistente los activos de mediana escala como el punto de entrada más accesible: lo suficientemente grandes para respaldar estructuras de compraventa bancables, pero lo suficientemente pequeños para evitar las restricciones de balance que hacen fracasar las decisiones de inversión final de proyectos a gran escala. En términos de economía unitaria, los costos de licuefacción por tonelada por debajo de 650 USD/tonelada para proyectos de conversión sitúan al FLNG de mediana escala en alineación competitiva con la monetización de gas varado mediante alternativas de recolección en tierra y gasoductos, el punto de inflexión en el que la economía de la decisión de inversión final se vuelve comercialmente atractiva para un grupo significativamente más amplio de operadores.

FLNG de Gran Escala

La capacidad de FLNG de gran escala, superior a 3 Mtpa, domina el mercado con una participación del 58,3% en 2025 y la mayor tasa de crecimiento anual compuesto (CAGR) en el segmento, del 12,2%, respaldada por la concentración de inversiones en proyectos emblemáticos en Mozambique, Estados Unidos, Catar y Australia. El pipeline de FLNG de gran escala es el más activo en la historia del sector: nueve unidades actualmente en construcción agregarán 20,6 Mtpa de nueva capacidad, varias de las cuales apuntan a iniciar la producción entre 2027 y 2030. Los datos de la industria indican que el FLNG de gran escala es cada vez más competitivo con el GNL en tierra en términos de costo nivelado, un cambio estructural que está ampliando el pipeline de proyectos elegibles para aprobación comercial.

Por Región

Tendencias del Mercado de FLNG en América del Norte

América del Norte representa el 11% del mercado global de GNL flotante (FLNG) en 2025 y es la región de más rápido crecimiento con una TACC del 13,8%, impulsada por el surgimiento de Estados Unidos como el principal exportador mundial de GNL y un nuevo conjunto de proyectos de FLNG en la Costa del Golfo destinados a mercados globales. Las estadísticas federales indican que solo los proyectos estadounidenses representarán aproximadamente el 85% del crecimiento incremental de la oferta global de GNL en 2025, con la instalación de Plaquemines LNG impulsando un aumento interanual del 9% en las exportaciones de GNL de EE.UU. La decisión final de inversión (FID) positiva de Delfin Midstream en junio de 2026 para Delfin FLNG 1, un buque de 4,4 Mtpa con un gasto de capital de 5.000 millones de USD, marca la primera instalación de licuefacción flotante aprobada para aguas estadounidenses, respaldada por acuerdos de ventas a largo plazo con Vitol, Expand Energy, Centrica y Gunvor, con producción prevista para 2030. Canadá es una jurisdicción emergente complementaria donde Hanwha Ocean y Kanata Clean Power firmaron un memorando de entendimiento (MoU) en junio de 2026 para un proyecto de FLNG propuesto de 15.700 millones de USD y 12 Mtpa en Prince Rupert, Columbia Británica, con participación de hasta el 50% en la propiedad ofrecida a las Primeras Naciones, lo que señala un nuevo modelo de desarrollo a gran escala de FLNG que integra derechos de recursos, participación accionaria y contratos de compra a largo plazo.

Tendencias del mercado de FLNG en Europa

Europa posee el 25,8% de la industria global de FLNG en 2025, con un crecimiento del 7,3% TACC, una tasa que refleja la saturación a corto plazo de FSRU en los mercados de Europa Occidental, incluso cuando la capacidad en Europa del Este y del Sudeste continúa expandiéndose. Alemania puso en funcionamiento su quinto terminal de importación de FSRU en Wilhelmshaven en mayo de 2025, con el FSRU Excelsior inyectando hasta 4,6 bcm/año en la red nacional a plena capacidad operativa. Polonia, a través de Gaz-System, amplió su terminal flotante de Gdansk para acomodar un segundo FSRU con una capacidad aumentada a 6,1 bcm/año, con compromisos de compra a largo plazo de Orlen, Unimot y PGE que aseguran la viabilidad comercial hasta la década de 2030.

Tendencias del mercado de FLNG en Asia Pacífico

Asia Pacífico es la mayor industria de FLNG, representando el 32,5% de los ingresos globales en 2025 con una TACC del 9,8%. La posición de la región refleja la concentración de activos de licuefacción operativos, incluyendo el Prelude FLNG de Shell en aguas de Australia Occidental y la serie PFLNG de Petronas en aguas de Malasia, junto con el crecimiento estructural de la demanda de importación de GNL en China, India y el Sudeste Asiático. El Prelude FLNG de Shell, amarrado a aproximadamente 475 kilómetros de la costa de Broome, Australia Occidental, está diseñado para producir más de 3,5 Mtpa y se espera que reciba gas de alimentación de respaldo del campo Crux a partir de 2027. Indonesia es un mercado emergente de licuefacción: en octubre de 2024, Genting adjudicó a Wison New Energies un contrato de 1.000 millones de USD para construir la primera instalación de FLNG del país, dirigida a las estructuras costa afuera de Asap, Merah y Kido en Papúa Occidental con un suministro de gas de alimentación de 230 mmscfd durante 18 años. China y Australia sirven colectivamente como el ancla de demanda y la columna vertebral del suministro del mercado regional: China como el mayor importador de GNL, manteniendo inversiones en regasificación, y Australia como la jurisdicción anfitriona de activos establecidos de licuefacción a gran escala con horizontes de producción de varias décadas.

Participación en el mercado de FLNG

La industria de FLNG está moderadamente concentrada, con los cinco principales actores —Excelerate Energy, Höegh Evi, Technip Energies, Samsung Heavy Industries y Golar LNG Limited— que representan colectivamente aproximadamente el 58% de los ingresos globales del mercado en 2025. La escala operativa de estas empresas, incluido su mandato como operadores de FSRU bajo el programa federal de seguridad energética de Alemania, les otorga una ventaja estructural en procesos de licitación soberanos y para servicios públicos, donde la solidez del balance general y el historial operativo son criterios primarios de selección.

Höegh Evi y Golar LNG Limited ocupan posiciones estratégicas distintas dentro del primer nivel. Höegh Evi se centra en acuerdos de arrendamiento de FSRU a largo plazo con contrapartes soberanas o de servicios públicos, lo que proporciona visibilidad de ingresos a lo largo de términos contractuales de 10 a 20 años, un modelo que prioriza la eficiencia de capital y la previsibilidad del flujo de caja sobre la expansión del rendimiento volumétrico. Golar LNG, en cambio, ha perseguido un modelo de mayor riesgo y mayor retorno centrado en proyectos de conversión de FLNG, incluyendo el MK II FLNG en Argentina y el Hilli Episeyo en Camerún, dirigidos a mercados donde la flexibilidad y la tolerancia al riesgo exigen primas comerciales sobre estructuras de arrendamiento estandarizadas.

Samsung Heavy Industries y Technip Energies ocupan el nivel de EPCIC y construcción naval, con ambas empresas profundamente integradas en la cadena de suministro de FLNG a gran escala como socios preferidos de ingeniería y construcción para proyectos en aguas profundas en Mozambique, Australia y Estados Unidos.

Los aproximadamente 42% restantes de los ingresos del mercado se distribuyen entre una diversa cohorte de operadores especializados, contratistas de ingeniería y actores regionales. Nuestro panel de expertos de Q4 2025, compuesto por ocho altos ejecutivos de FLNG, identificó un tema estratégico consistente en las discusiones con operadores y contratistas independientes: las ventajas competitivas en este mercado están pasando de la propiedad de buques a la capacidad de integración de sistemas, es decir, la capacidad de gestionar acuerdos de suministro de gas de alimentación, infraestructura de regasificación, interconexión de redes y compras a largo plazo como una propuesta comercial agrupada. De mayor consecuencia estratégica en el período 2026–2030 es el papel emergente de los contratistas chinos, en particular Wison Offshore & Marine y CIMC Raffles, que están capturando mandatos de proyectos a mediana escala y por debajo de 3 Mtpa basándose en criterios de competitividad de costos y velocidad de entrega, desafiando la posición dominante de las firmas de ingeniería occidentales establecidas.

Se espera que la actividad de fusiones y adquisiciones se intensifique a medida que los actores de nivel medio busquen la escala de cartera y la fortaleza del balance necesario para competir por mandatos de seguridad energética soberana y programas de FLNG multivessel. La dinámica competitiva favorece la consolidación entre operadores de FSRU con flotas de escala inferior, donde los costos fijos de cumplimiento normativo, gestión técnica y contratación comercial se absorben de manera más eficiente en carteras de buques más grandes. Desde el punto de vista de la capacidad, los cinco principales actores gestionan colectivamente la mayoría de la capacidad de FSRU comercialmente disponible, una concentración que les otorga poder estructural de fijación de precios en mercados de arrendamiento ajustados donde los plazos de entrega de nuevos buques se extienden de 24 a 36 meses desde el pedido hasta la puesta en marcha.

Empresas del Mercado de FLNG

Los principales actores que operan en la industria del FLNG son: Excelerate Energy, Höegh Evi, Technip Energies, Samsung Heavy Industries, Golar LNG Limited, Seatrium, HD Hyundai Heavy Industries, New Fortress Energy, BW LNG, JGC Holdings Corporation, Baker Hughes, McDermott International, Wison Offshore & Marine, SBM Offshore, MISC Berhad, Exmar NV, MOL (Mitsui O.S.K. Lines), UTM Offshore, Delfin Midstream y Air Products.

Excelerate Energy opera la flota de FSRU más grande del mundo y mantiene la mayor participación de mercado con un 18,1% en 2025. La diferenciación competitiva de la empresa radica en su modelo de servicio integral de FSRU, que abarca la propiedad de los buques, operaciones, gestión técnica y contratación comercial, lo que la ha convertido en el socio preferido para programas soberanos de seguridad energética en Alemania, Pakistán y Brasil. El historial de Excelerate en mandatos soberanos de alta visibilidad la posiciona como el operador de referencia para futuros programas nacionales de seguridad energética basados en FSRU, a medida que los gobiernos dependientes de las importaciones en África y el Sudeste Asiático formalizan sus estrategias de infraestructura de GNL.

Golar LNG Limited

es un pionero en la tecnología de conversión de GNL-F (FLNG), habiendo desplegado el Hilli Episeyo en Camerún como uno de los primeros buques FLNG convertidos comercialmente en operación en el mundo. La firma's embarcación MK II FLNG, actualmente en conversión en el astillero CIMC Raffles en China, representa la próxima generación de este enfoque: un activo a mediana escala optimizado para su propósito, dirigido a los recursos de gas de esquisto de Vaca Muerta en Argentina bajo una estructura de fletamento de 20 años con Southern Energy SA. La decisión final de inversión (FID) de Golar para el redepliegue del Hilli Episeyo en Argentina —la primera implementación de FLNG en el Cono Sur y la primera diseñada globalmente para monetizar gas de esquisto mediante una plataforma flotante de licuefacción— demuestra la disposición de la firma a liderar estructuras comercialmente complejas en mercados fronterizos.

Technip Energies lidera el segmento de EPCIC de GNL-F junto a socios del consorcio como JGC Corporation y Samsung Heavy Industries. El trío diseñó y construyó tanto el Prelude de Shell como el Coral Sul FLNG de Eni —dos de los buques de GNL flotante más técnicamente complejos del mundo— y aseguró el contrato de EPCIC para el Coral Norte FLNG en junio de 2026. La competencia en ingeniería de GNL-F de Technip Energies constituye una ventaja competitiva estructural, ya que el pipeline global de proyectos se expande hasta 2030: la firma ingresa a cada nuevo ciclo de contratos con una metodología de entrega documentada, una cadena de suministro precalificada y un equipo técnico con experiencia práctica en la puesta en marcha de la clase más grande de buques FLNG.

Samsung Heavy Industries y HD Hyundai Heavy Industries son los principales astilleros surcoreanos en el sector de GNL-F, con competencias que abarcan la construcción de cascos, la integración de sistemas criogénicos y la fabricación de módulos topside. Ambas empresas están posicionadas para capturar una parte desproporcionada del valor de construcción asociado al extenso pipeline de proyectos de GNL-F a gran escala, especialmente a medida que la industria avanza hacia diseños de cascos estandarizados y arquitecturas topside modulares que favorecen a astilleros con experiencia consolidada en GNL-F.

Wison Offshore & Marine se ha establecido como un contratista de GNL-F chino con competitividad global, asegurando el premio de USD 1 mil millones de Genting para la primera instalación de GNL-F de Indonesia y el contrato pre-FEED con Kumul Petroleum Holdings para el proyecto de GNL-F de 1.5 Mtpa en Papúa Nueva Guinea. En nuestra investigación del primer trimestre de 2026, que abarca a 35 operadores upstream en 10 países que evalúan soluciones de GNL-F, Wison y SBM Offshore fueron citados con mayor frecuencia como contratistas preferidos para proyectos de licuefacción flotante de menos de 3 Mtpa, superando a firmas de ingeniería occidentales más establecidas en criterios de competitividad de costos y velocidad de entrega. Esta posición refleja un cambio más amplio en la dinámica competitiva dentro del segmento de contratación de GNL-F a mediana escala, donde las empresas de ingeniería chinas están cerrando la brecha técnica al tiempo que mantienen ventajas significativas en costos en la construcción de buques y la adquisición de equipos.

Delfin Midstream y New Fortress Energy representan la cohorte emergente de desarrolladores de GNL-F con sede en EE.UU. El proyecto de Delfin —la primera instalación de exportación de GNL en aguas estadounidenses— está estructurado como un buque de licuefacción offshore conectado por gasoducto con una capacidad de 4.4 Mtpa y acuerdos de venta a largo plazo con Vitol, Expand Energy, Centrica y Gunvor, respaldando su decisión final de inversión (FID) de junio de 2026. Baker Hughes y Air Products suministran tecnología crítica de licuefacción y equipos de proceso para proyectos de GNL-F a nivel global, con los ciclos de licuefacción IPSMR de Baker Hughes y AP-N de Air Products entre las tecnologías de proceso más ampliamente implementadas en aplicaciones de GNL-F a gran escala. SBM Offshore, BW LNG y MISC Berhad ofrecen capacidades integradas de conversión de FPSO a FLNG y servicios marinos offshore, mientras que Seatrium, McDermott International y Exmar NV completan el panorama competitivo en ingeniería, construcción offshore y diseño de GNL-F a pequeña escala.

Noticias de la Industria de GNL-F

• Jun 2026: Delfin Midstream toma una decisión final de inversión positiva para Delfin FLNG 1, la primera instalación flotante de licuefacción en Estados Unidos y el proyecto FLNG más grande del mundo en el momento de la FID, con una capacidad de exportación esperada de 4.4 Mtpa, un gasto de capital de USD 5 mil millones, y la producción de GNL programada para comenzar en 2030; se planean dos embarcaciones adicionales para llevar la capacidad total a 13.2 Mtpa.
• Jun 2026: Hanwha Ocean firma un memorando de entendimiento no vinculante con Kanata Clean Power & Climate Technologies para el propuesto proyecto Kanata LNG cerca de Prince Rupert, Columbia Británica, una instalación flotante de exportación de GNL con capacidad para hasta 12 Mtpa y un costo estimado del proyecto de USD 15.7 mil millones, con las Naciones Originarias participantes ofreciéndoles hasta un 50% de participación en la propiedad.
• Jun 2026: Technip Energies, en asociación con JGC y Samsung Heavy Industries, recibe el contrato EPCIC de Mozambique Rovuma Venture para el proyecto Coral Norte FLNG (3.6 Mtpa), que duplicará la producción combinada del Coral Hub a 7 Mtpa y posicionará a Mozambique entre los tres principales productores de GNL de África.
• Ene 2026: Eni y sus socios lanzan el casco del Coral Norte FLNG en Corea del Sur; un hito clave en la construcción de la segunda instalación flotante de GNL de Mozambique, avanzando el proyecto hacia la integración de los módulos superiores antes de su inicio de producción previsto para 2028.
• Oct 2024: Wison New Energies gana un contrato de USD 1 mil millones de Genting para construir la primera instalación FLNG de Indonesia, dirigida a las estructuras costa afuera de Asap, Merah y Kido en Papúa Occidental con 230 mmscfd de suministro de gas de alimentación durante 18 años.
• Oct 2024: Golar LNG aprueba la decisión final de inversión para el contrato de arrendamiento por 20 años de redeployo de FLNG Hilli Episeyo frente a las costas de Argentina, marcando el primer despliegue de FLNG en el Cono Sur y el primero a nivel mundial diseñado para monetizar recursos de gas de esquisto de la formación Vaca Muerta mediante una plataforma flotante de licuefacción.
• Sep 2024: El Gobierno Federal de Nigeria otorga a UTM Offshore Limited una licencia para construir la primera instalación FLNG de Nigeria, un activo de 2.8 Mtpa en el campo Yoho OML 104 con un objetivo de puesta en marcha en 2028 y la producción de gas proyectada para comenzar en 2029.
• Oct 2024: Kumul Petroleum Holdings firma un contrato pre-FEED con Wison New Energies para una instalación FLNG de 1.5 Mtpa dirigida a los campos de gas costa afuera de Pandora y Uramu en Papúa Nueva Guinea, en el Golfo de Papúa, avanzando el primer proyecto FLNG del país hacia la FID.

Puntuación de Concentración del Mercado

El mercado de FLNG obtiene una puntuación de 6 sobre 10 en la escala de concentración, moderadamente concentrado, reflejando la participación colectiva del 58% de los ingresos de los cinco principales actores liderados por Excelerate Energy con un 18.1%, mientras que el 42% restante se distribuye entre una amplia cohorte de operadores especializados, contratistas de ingeniería y actores regionales que, en conjunto, evitan una consolidación total de oligopolio.

El informe de investigación del mercado de FLNG incluye cobertura en profundidad de la industria con estimaciones y pronósticos en términos de volumen (MTPA) y ingresos (USD millones) desde 2022 hasta 2035, para los siguientes segmentos:

Mercado, por Instalación

• FSRU
• FPSO de GNL
• FLNG basado en barcaza

Mercado, por Capacidad

• Escala pequeña
• Escala media
• Escala grande

Mercado, por Aplicación

• Licuefacción y producción
• Regasificación
• Almacenamiento y transporte

La información anterior se proporciona para las siguientes regiones y países:

• América del Norte
  • EE. UU.
  • Canadá
  • México
• Europa
  • Reino Unido
  • Noruega
  • Países Bajos
• Asia Pacífico
  • China
  • Australia
  • Indonesia
  • Malasia

• Medio Oriente y África
  • Catar
  • Emiratos Árabes Unidos
  • Mozambique
  • Senegal
  • República del Congo
  • Gabón
  • Mauritania

• América Latina
  • Brasil
  • Argentina
  • Chile