Marché du FLNG Taille et part 2026-2035

Taille du marché du FLNG

Le marché mondial du FLNG était évalué à 3,4 milliards de dollars (USD) en 2025 et devrait atteindre 8,7 milliards de dollars (USD) d’ici 2035, avec un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 10,3 % entre 2026 et 2035. Selon le dernier rapport publié par Global Market Insights Inc., le marché atteindra 3,6 milliards de dollars (USD) en 2026, porté par la hausse des capacités de regazéification flottante et l’avancement des grands projets de liquéfaction offshore à travers la phase de construction.

Huit projets de FLNG étaient opérationnels en novembre 2025, pour une capacité de liquéfaction de 16,7 Mtpa, tandis que les neuf unités en construction ajouteront 20,6 Mtpa.^{[1]GECF Secretariat, "FLNG Expands Global LNG Supply as Floating Projects Accelerate," Gas Exporting Countries Forum — gecf.org} Le secteur répond désormais à deux besoins distincts mais complémentaires : diversifier les importations des marchés consommateurs de gaz et commercialiser des réserves offshore qui ne justifient pas le recours à des infrastructures conventionnelles de gazoducs et de GNL à terre.

Le marché comprend les FSRU, les unités FPSO de GNL et les navires FLNG, les systèmes FLNG montés sur barges, ainsi que les capacités connexes de stockage et de transport flottants. Les usines d’exportation de GNL terrestres conventionnelles et les terminaux fixes de regazéification à terre sont exclus, sauf lorsqu’ils soutiennent directement le déploiement d’actifs flottants. Les estimations du marché tiennent compte des actifs en exploitation, des projets approuvés, des conversions de navires, des activités d’ingénierie et de construction, des besoins régionaux en terminaux et des contrats de services à long terme. Les prévisions intègrent les ajouts de capacité annoncés, le calendrier de développement des projets, la croissance du commerce du GNL, les politiques de sécurité énergétique et l’amélioration de la rentabilité des conceptions modulaires de navires.

Principaux facteurs de croissance

L’expansion du commerce mondial du GNL constitue le principal facteur de croissance. L’Agence internationale de l’énergie prévoit environ 300 milliards de m³/an de nouvelles capacités d’exportation de GNL d’ici 2030, les États-Unis et le Qatar représentant 70 % du total.^{[2]IEA Editorial Team, "Gas 2025," International Energy Agency — iea.org}L'offre mondiale de GNL a progressé de plus de 5 % en glissement annuel au cours des trois premiers trimestres de 2025 et devrait augmenter de 7 % supplémentaires en 2026. L'accroissement des capacités d'exportation disponibles stimule la demande de capacités d'importation flexibles, en particulier sur les marchés où le développement de terminaux permanents ne peut pas suivre les calendriers imposés par les impératifs de sécurité énergétique.

L'adoption des FSRU s'est accélérée, les acheteurs européens remplaçant l'approvisionnement russe par gazoduc et diversifiant leurs voies d'importation de GNL. L'Union européenne a ajouté 76 milliards de m³ par an de capacités d'importation entre 2021 et 2025, principalement grâce à un nombre record de déploiements de terminaux FSRU dans le cadre de REPowerEU.^{[3]European Commission Staff, "REPowerEU: 4 Years On," European Commission — energy.ec.europa.eu} L'Allemagne a déployé cinq terminaux FSRU par l'intermédiaire de Deutsche Energy Terminal GmbH, tandis que le polonais Gaz-System a agrandi le terminal de Gdansk afin d'accueillir un deuxième navire, pour une capacité de 6,1 milliards de m³ par an. Le règlement gazier REPowerEU, entré en vigueur en février 2026, impose l'élimination complète des importations de GNL russe d'ici à la fin de 2026 et soutient la demande persistante d'infrastructures de diversification de l'approvisionnement.

Les infrastructures flottantes permettent également de valoriser les ressources gazières offshore isolées. Le Cameroun, la Mauritanie, le Sénégal et la République du Congo dépendent du FLNG pour l'intégralité de leur capacité nationale de production de GNL. Kumul Petroleum Holdings et Wison New Energies ont signé un accord de pré-FEED en octobre 2024 pour un projet de 1,5 Mtpa visant les champs offshore de Pandora et d'Uramu, en Papouasie-Nouvelle-Guinée.^{[4]LNG Industry Editorial Team, "KPHL Signs FLNG Pre-FEED Contract," LNG Industry — lngindustry.com} L'effet commercial va au-delà de ce seul projet : le FLNG permet aux opérateurs d'exploiter des réserves qui resteraient autrement en dehors de la viabilité économique du développement de GNL à terre.

Les conceptions modulaires et les projets fondés sur la conversion améliorent l'économie du FLNG. Les projets de FLNG proposés sur la côte américaine du golfe du Mexique affichent en moyenne un coût d'environ 1 054 dollars (USD) par tonne de capacité de liquéfaction, contre 2 114 dollars (USD) par tonne pour le Prelude FLNG de Shell. Les projets de conversion, notamment le Cameroon FLNG, ont atteint des coûts proches de 500 dollars (USD) par tonne. Les projets de FLNG neufs en construction affichent en moyenne un délai de livraison de 2,85 ans, contre 4,5 ans pour les installations terrestres équivalentes.^{[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} Ces gains renforcent la pertinence commerciale des systèmes de taille intermédiaire et redéployables sur les marchés soumis à de fortes contraintes de coûts.

Principaux freins

Les grands projets de FLNG restent parmi les projets énergétiques les plus capitalistiques. La valeur estimée du projet Coral Norte FLNG au Mozambique s'élève à 7,2 milliards de dollars (USD), tandis que le Prelude FLNG de Shell a nécessité des engagements de capitaux supérieurs à 12 milliards de dollars (USD).^{[6]Hydrocarbon Processing Editorial Team, "Technip Energies Secures Major Contract for Coral Norte Floating LNG Project in Mozambique," Hydrocarbon Processing — hydrocarbonprocessing.com} Un projet neuf en eaux profondes peut nécessiter cinq à sept ans entre la décision finale d'investissement et la première production de GNL. Cette durée expose les projets aux coûts de financement, aux cycles des matières premières, aux contraintes de capacité des chantiers navals et aux perturbations géopolitiques. Les développeurs de plus petite taille sont les plus exposés, car des calendriers prolongés peuvent dépasser leur capacité à absorber une hausse des coûts ou des modifications contractuelles.

Les exigences réglementaires et environnementales constituent une deuxième contrainte. Les projets FLNG sont soumis aux règles de l'État du pavillon, de l'État du port et de l'État côtier, alors qu'il n'existe aucun régime réglementaire international pleinement harmonisé pour la liquéfaction flottante. Les procédures d'autorisation propres à chaque projet peuvent ajouter 12 à 24 mois aux calendriers de développement. L'examen environnemental devient plus exigeant en Asie du Sud-Est et en Afrique de l'Ouest, où la mesure du méthane, les limites de torchage et les évaluations des écosystèmes marins peuvent influer sur la conception des projets et le séquencement des approbations. Ces exigences n'empêchent pas le développement, mais elles font de la capacité réglementaire un facteur concurrentiel déterminant.

Les effets prévus sont directionnels plutôt que strictement additifs. Ils tiennent compte de la croissance de référence, de la composition régionale, du financement des projets, du calendrier d'exécution et des interactions entre les variables liées à l'offre, aux politiques publiques et aux infrastructures.

Analyse des segments du marché FLNG

Par installation

Unités flottantes de stockage et de regazéification

Les FSRU représentaient 62,1 % des revenus du marché en 2025 et devraient progresser à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 8,6 % jusqu'en 2035. Ce segment reflète l'accélération du déploiement de terminaux d'importation en Europe après la perturbation des approvisionnements par gazoduc russe. Excelerate Energy a mis en service le FSRU *Excelsior* au terminal Wilhelmshaven 2, en Allemagne, en mai 2025, ajoutant jusqu'à 1,9 milliard de mètres cubes de capacité annuelle d'injection. Les FSRU desservent également les marchés d'Asie du Sud et d'Afrique de l'Est, où des dépenses initiales plus faibles et un déploiement plus rapide offrent une alternative aux terminaux terrestres fixes. Leur proposition de valeur repose sur la rapidité, la flexibilité des contrats d'affrètement et la possibilité de redéployer la capacité lorsque les besoins d'importation évoluent.

FPSO de GNL / FLNG

Les actifs FPSO de GNL et FLNG détenaient une part de marché de 31,5 % en 2025 et devraient progresser à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 13,0 %. Le Prelude FLNG de Shell opère dans le bassin de Browse, en Australie, et est conçu pour produire plus de 3,5 Mtpa, avec un apport de gaz provenant du champ de Crux attendu à partir de 2027.^{[7]Shell Communications, "Floating LNG," Shell — shell.com \[vendor announcement]} Le Coral Sul FLNG d'Eni opère dans le bassin de Rovuma, au Mozambique, à une profondeur d'eau de 2 000 mètres, démontrant la viabilité de la liquéfaction flottante dans des environnements en eaux ultra-profondes.^{[8]Eni Communications, "Coral South Project in Mozambique," Eni — eni.com \[vendor announcement]} Technip Energies, JGC Holdings et Samsung Heavy Industries prolongent ce modèle de projet avec Coral Norte. À mesure que l'expérience en matière de conception et de construction devient plus reproductible, les effets d'apprentissage sur les coûts élargiront le groupe de réserves offshore pouvant soutenir un développement commercial.

FLNG sur barge

Le FLNG basé sur une barge représentait 6,4 % des revenus en 2025 et progressera selon un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 11,0 %. Le segment cible les gisements en eaux peu profondes et les réserves de moindre importance qui ne peuvent pas justifier des navires spécialement conçus pour les eaux profondes. Le concept Fast LNG de New Fortress Energy illustre l'évolution vers des systèmes de liquéfaction configurables et moins encombrants.^{[9]Offshore Magazine Editorial Team, "FLNG Designs Evolve to Meet Market Needs," Offshore Magazine — offshore-mag.com} Le projet Cap Lopez de Perenco au Gabon, dont le démarrage est prévu en 2026, confirme le rôle des systèmes basés sur des barges dans la commercialisation du gaz en Afrique de l'Ouest. La réduction des dépenses d'investissement et la simplification des dispositifs d'amarrage améliorent la faisabilité, même si le segment reste limité par un débit inférieur et un champ d'application plus restreint.

Par capacité

FLNG de petite échelle (jusqu'à 1 MTPA)

Le FLNG de petite échelle détenait une part de 15,7 % en 2025 et devrait progresser selon un CAGR de 5,6 %. Les actifs de plus grande taille bénéficient de plus en plus de coûts par tonne inférieurs, ce qui limite la croissance relative du segment de petite échelle. Toutefois, les petites unités conservent un rôle dans les gisements isolés, les marchés insulaires et les bassins pionniers. L'installation de 1,5 Mtpa prévue en Papouasie-Nouvelle-Guinée illustre l'espace de marché situé autour du seuil de la petite échelle, où un projet flottant peut permettre de valoriser des réserves dont le volume ne suffit pas à justifier des infrastructures d'exportation conventionnelles.

FLNG de moyenne échelle (1–3 MTPA)

Le FLNG de moyenne échelle représentait 26,0 % des revenus du marché en 2025 et progressera selon un CAGR de 7,6 %. Cette catégorie établit un équilibre entre efficacité capitalistique et volumes d'exportation commercialement pertinents, notamment lorsque les projets de conversion réduisent les dépenses d'investissement à moins de 650 USD par tonne. Le navire MK II de Golar LNG, en cours de conversion au chantier naval CIMC Raffles, fait l'objet d'un affrètement de 20 ans avec Southern Energy SA pour les ressources de Vaca Muerta en Argentine. Le projet montre que des structures d'affrètement de longue durée peuvent soutenir la liquéfaction flottante de moyenne échelle sur les marchés d'exportation émergents.

FLNG de grande échelle (plus de 3 MTPA)

Le FLNG de grande échelle détenait une part de 58,3 % du marché en 2025 et progressera selon un CAGR de 12,2 %. Neuf unités en construction ajouteront 20,6 Mtpa, plusieurs projets visant un démarrage entre 2027 et 2030. Coral Norte, Delfin FLNG 1 et le projet Kanata LNG proposé illustrent la concentration des investissements dans les navires de plus grande taille. Les projets de grande échelle sont de plus en plus en concurrence avec le GNL terrestre sur la base du coût actualisé, lorsque le développement offshore réduit les besoins en pipelines, en acquisition foncière et en installations fixes.

Par application

Liquéfaction et production

La liquéfaction et la production représentaient 31,5 % des revenus en 2025 et progresseront selon un CAGR de 12,9 %. La valorisation des réserves offshore soutient des projets au Mozambique, en Papouasie-Nouvelle-Guinée, en Indonésie, au Nigeria, en Argentine et aux États-Unis. Les travaux de Technip Energies sur Prelude et Coral Sul, puis sur Coral Norte, démontrent la valeur d'une capacité EPCIC spécialisée dans les projets en eaux profondes. La diversité géographique du portefeuille de projets réduit la dépendance à un seul bassin gazier, mais les exigences d'exécution varient fortement selon le régime d'autorisation, la configuration de l'approvisionnement en gaz d'alimentation et la structure des exportations.

Régazéification

La régazéification détenait la plus grande part parmi les applications, soit 61,1 % en 2025, et devrait progresser selon un CAGR de 8,3 %. L'Union européenne a atteint une capacité d'importation de GNL de 242 milliards de m³ par an en 2025, en hausse de 76 milliards de m³ par rapport à 2021, les FSRU constituant le principal moyen de déploiement rapide. L'Égypte a ajouté un autre FSRU au troisième trimestre 2025, contribuant à une hausse de plus de 350 % des importations de GNL sur un an au cours des neuf premiers mois de 2025. La valeur commerciale du segment réside dans sa capacité à fournir des capacités tandis que les pays déterminent l'ampleur et l'emplacement de leurs infrastructures permanentes d'importation.

Stockage et transport

Le stockage et le transport représentaient 7,4 % des revenus en 2025 et progresseront selon un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 12,6 %. Les unités flottantes de stockage offrent une capacité d'appoint lorsque les pics de demande saisonniers dépassent le débit des terminaux fixes. Elles sont également pertinentes en Asie du Sud-Est et dans les Caraïbes en tant qu'actifs transitoires, avant la construction de terminaux terrestres. À mesure que l'acheminement des cargaisons de GNL se complexifie, le stockage flottant renforce la flexibilité de la planification et les stratégies de négociation à destinations multiples.

Marché du FLNG Analyse régionale

Amérique du Nord

L'Amérique du Nord détenait 11,0 % des revenus mondiaux en 2025 et devrait progresser selon un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 13,8 % jusqu'en 2035. Les projets américains de GNL représentent environ 85 % de l'accroissement de l'offre mondiale en 2025, Plaquemines LNG contribuant à une hausse de 9 % en glissement annuel des exportations américaines de GNL. Delfin Midstream a obtenu une décision finale d'investissement (FID) favorable en juin 2026 pour le projet Delfin FLNG 1 de 4,4 Mtpa, soutenu par des accords avec Vitol, Expand Energy, Centrica et Gunvor.^{[10]Marine Log Editorial Team, "Delfin Takes $5B FID to Go Ahead on World's Largest FLNG Vessel," Marine Log — marinelog.com} Au Canada, Hanwha Ocean et Kanata Clean Power ont annoncé un protocole d'accord (MoU) pour un projet proposé de 15,7 milliards de dollars (USD) et d'une capacité de 12 Mtpa près de Prince Rupert. Les perspectives de croissance régionales dépendent du maintien de la compétitivité des exportations tout en menant à bien des projets offshore complexes dans les délais.

Europe

L'Europe représentait 25,8 % des revenus mondiaux en 2025 et progressera selon un CAGR de 7,3 %. L'Allemagne a mis en service son cinquième terminal d'importation de GNL équipé d'une FSRU à Wilhelmshaven en mai 2025, tandis que l'extension de Gdansk, en Pologne, permettra d'accueillir une deuxième FSRU et portera la capacité à 6,1 milliards de m³/an. L'installation d'Alexandroupolis, en Grèce, ajoute 6 milliards de m³/an de capacité de regazéification et 185 000 m³ de stockage de GNL. La principale contrainte de la région réside dans l'interaction entre les investissements consacrés à la sécurité énergétique, l'évolution de la politique d'importation et des exigences environnementales strictes. Néanmoins, l'échéance de sortie du GNL russe soutient la demande persistante de capacités d'importation diversifiées.

Asie-Pacifique

L'Asie-Pacifique dominait le marché avec une part de 32,5 % en 2025 et devrait progresser selon un CAGR de 9,8 %. La région associe des actifs de liquéfaction en exploitation en Australie et en Malaisie à une croissance structurelle de la demande de GNL en Chine, en Inde et en Asie du Sud-Est. Prelude, détenu par Shell, reste un actif australien majeur, tandis que la série PFLNG de Petronas soutient la base de production offshore de la Malaisie. L'Indonésie étoffe le portefeuille régional grâce à l'attribution par Genting d'un contrat d'un milliard de dollars (USD) à Wison New Energies pour la première installation FLNG du pays, en Papouasie occidentale. L'ampleur de la région constitue un avantage concurrentiel, même si la diversité des régimes d'autorisation et les exigences environnementales offshore peuvent ralentir la réalisation des projets.

Moyen-Orient

La région du Moyen-Orient et de l'Afrique détenait une part de marché de 22,0 % en 2025 et progressera à un taux de croissance annuel composé (CAGR) de 12,0 %. Le Mozambique constitue le pilier régional : Coral Sul est opérationnel dans le bassin de Rovuma, tandis que le projet Coral Norte de 3,6 Mtpa devrait porter la production totale du Mozambique à plus de 7 Mtpa après sa mise en service prévue en 2028. Le Nigeria a accordé en septembre 2024 une licence à UTM Offshore Limited pour un projet de 2,8 Mtpa sur le bloc OML 104. Le Cameroun, la Mauritanie, le Sénégal et la République du Congo illustrent l'importance du FLNG pour les pays dont la production de GNL est entièrement flottante. Le financement, les autorisations environnementales et la capacité des services offshore restent les principales contraintes d'exécution dans la région.

Amérique latine

L'Amérique latine représentait 8,8 % des revenus mondiaux en 2025 et progressera à un CAGR de 10,3 %. Le bassin de Santos présente au Brésil une opportunité potentielle de FLNG liée au gaz associé de Búzios. L'Argentine a progressé davantage à la suite de la décision de Golar LNG de redéployer *Hilli Episeyo* dans le cadre d'un affrètement de 20 ans avec Southern Energy SA. Le projet valorisera le gaz de schiste de Vaca Muerta et constituera le premier déploiement de FLNG dans le Cône Sud. Le potentiel de croissance de la région dépend de la transformation des ressources disponibles en contrats d'exportation, en financements et en infrastructures offshore de soutien.

Part du marché du FLNG et paysage concurrentiel

Le marché est modérément concentré. Excelerate Energy dominait avec une part de marché de 18,1 % en 2025, tandis qu'Excelerate Energy, Höegh Evi, Technip Energies, Samsung Heavy Industries et Golar LNG Limited représentaient collectivement environ 58 % des revenus mondiaux du marché.

L'avance d'Excelerate Energy s'explique par sa flotte de FSRU, ses capacités opérationnelles, sa gestion technique et ses accords de regazéification à long terme en Europe, en Asie du Sud et sur le continent américain. Höegh Evi se différencie par des contrats d'affrètement de FSRU à long terme conclus avec des contreparties souveraines et des entreprises de services publics, ce qui assure une bonne visibilité des revenus sur des périodes de 10 à 20 ans. Golar LNG se concentre sur des projets de FLNG fondés sur la conversion, notamment *Hilli Episeyo* au Cameroun et la conversion MK II destinée à l'Argentine, où la flexibilité et la tolérance au risque des projets peuvent générer des rendements commerciaux supérieurs.

Technip Energies, Samsung Heavy Industries et JGC Holdings opèrent dans le segment de l'EPCIC et de la construction navale. Leurs travaux sur Prelude, Coral Sul et Coral Norte leur confèrent une expérience en ingénierie de navires pour eaux profondes, en intégration cryogénique et en construction des installations de surface. Cette capacité constitue une barrière importante à l'entrée, car peu de fournisseurs peuvent gérer les exigences techniques, financières et calendaires des grands projets de liquéfaction flottante.

Les principales entreprises présentes sur le marché comprennent 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 et Air Products.

Wison Offshore & Marine a renforcé sa position grâce au contrat conclu avec Genting en Indonésie et aux travaux de pré-FEED en Papouasie-Nouvelle-Guinée. Delfin Midstream et New Fortress Energy représentent le groupe d'acteurs américains en développement. Baker Hughes et Air Products fournissent des technologies de liquéfaction et des équipements de procédé, tandis que SBM Offshore, BW LNG, MISC Berhad, Seatrium, McDermott International et Exmar NV apportent des capacités dans les domaines maritime, de la conversion et de la construction offshore. La concurrence évolue : elle ne repose plus uniquement sur la propriété des navires, mais sur une exécution intégrée. Les entreprises capables de combiner ingénierie, accès au gaz d'alimentation, contrats à long terme et soutien à l'exploitation seront les mieux positionnées.

Évolutions récentes du secteur

• Juin 2026 : Delfin Midstream a obtenu une décision finale d'investissement positive (FID) pour Delfin FLNG 1, un projet de 4,4 Mtpa représentant 5 milliards de dollars (USD) de dépenses d'investissement, avec une première production de GNL prévue en 2030. Deux navires supplémentaires pourraient porter la capacité totale à 13,2 Mtpa. Cette décision établit la première installation de liquéfaction flottante dans les eaux américaines.
• Juin 2026 : Hanwha Ocean a signé un protocole d'accord non contraignant (MoU) avec Kanata Clean Power & Climate Technologies pour le projet proposé de GNL Kanata, près de Prince Rupert, en Colombie-Britannique. Le projet vise une capacité pouvant atteindre 12 Mtpa, pour un coût estimé à 15,7 milliards de dollars (USD). Cette proposition ajoute une voie d'exportation canadienne potentielle pour le FLNG à grande échelle.
• Juin 2026 : Technip Energies, JGC et Samsung Heavy Industries ont obtenu le contrat EPCIC pour le projet Coral Norte FLNG au Mozambique. Le projet de 3,6 Mtpa portera la production du pôle Coral à 7 Mtpa et renforce l'importance des partenariats EPCIC établis dans le cadre de projets de grande envergure.
• Janvier 2026 : Eni et ses partenaires ont mis à l'eau la coque du Coral Norte FLNG en Corée du Sud, avant l'intégration des modules de surface. Cette étape fait progresser la deuxième installation flottante de GNL du Mozambique vers son démarrage prévu de la production en 2028.