Mercato FLNG Dimensioni e quota 2026-2035

Dimensione del mercato FLNG

Il mercato globale FLNG era valutato a 3,4 miliardi di dollari USA nel 2025 e si prevede che raggiunga 8,7 miliardi di dollari USA entro il 2035, con un tasso di crescita annuo composto (CAGR) del 10,3% dal 2026 al 2035. Secondo l'ultimo report pubblicato da Global Market Insights Inc., il mercato raggiunge 3,6 miliardi di dollari USA nel 2026, mentre l'aumento dei volumi di rigassificazione galleggiante e l'avanzamento dei grandi progetti di liquefazione offshore attraverso la fase di costruzione sostengono la crescita.

A novembre 2025 erano operativi otto progetti FLNG, con una capacità di liquefazione di 16,7 Mtpa, mentre le nove unità in costruzione aggiungeranno 20,6 Mtpa.^{[1]GECF Secretariat, "FLNG Expands Global LNG Supply as Floating Projects Accelerate," Gas Exporting Countries Forum — gecf.org} Il settore soddisfa ora due esigenze distinte ma interconnesse: la diversificazione delle importazioni per i mercati che consumano gas e la commercializzazione di riserve offshore che non giustificano il ricorso alle infrastrutture convenzionali costituite da gasdotti e impianti GNL onshore.

Il mercato comprende FSRU, navi LNG FPSO e FLNG, sistemi FLNG basati su chiatte e la relativa capacità galleggiante di stoccaggio e trasporto. Gli impianti di esportazione GNL convenzionali sulla terraferma e i terminali fissi di rigassificazione onshore sono esclusi, salvo quando supportano direttamente l'impiego di asset galleggianti. Le stime di mercato riflettono gli asset attivi, i progetti autorizzati, le conversioni di navi, le attività di ingegneria e costruzione, i requisiti dei terminali regionali e i contratti di servizi a lungo termine. Le previsioni incorporano gli aumenti di capacità annunciati, le tempistiche di sviluppo dei progetti, la crescita degli scambi di GNL, le politiche di sicurezza energetica e il miglioramento dell'economia dei progetti modulari basati su navi.

Principali fattori di crescita

L'espansione degli scambi globali di GNL è il principale fattore di crescita. L'Agenzia internazionale dell'energia prevede circa 300 bcm/anno di nuova capacità di esportazione di GNL entro il 2030, con Stati Uniti e Qatar che rappresenteranno il 70% del totale.^{[2]IEA Editorial Team, "Gas 2025," International Energy Agency — iea.org}L'offerta globale di GNL è cresciuta di oltre il 5% su base annua nei primi tre trimestri del 2025 e dovrebbe aumentare di un ulteriore 7% nel 2026. La maggiore disponibilità di esportazioni crea una domanda di capacità di importazione flessibile, in particolare nei mercati in cui lo sviluppo di terminali permanenti non è in grado di rispettare le tempistiche legate alla sicurezza energetica.

L'adozione delle FSRU ha accelerato poiché gli acquirenti europei sostituiscono le forniture russe tramite gasdotti e diversificano le rotte di importazione del GNL. Tra il 2021 e il 2025, l'Unione europea ha aggiunto 76 miliardi di m³/anno di capacità di importazione, principalmente attraverso un numero record di installazioni di terminali FSRU nell'ambito di REPowerEU.^{[3]European Commission Staff, "REPowerEU: 4 Years On," European Commission — energy.ec.europa.eu} La Germania ha installato cinque terminali FSRU tramite Deutsche Energy Terminal GmbH, mentre la polacca Gaz-System ha ampliato il terminale di Danzica per ospitare una seconda nave, con una capacità di 6,1 miliardi di m³/anno. Il Regolamento sul gas di REPowerEU, in vigore da febbraio 2026, impone la completa eliminazione graduale delle importazioni di GNL russo entro la fine del 2026 e sostiene la domanda continuativa di infrastrutture per la diversificazione delle forniture.

Le infrastrutture galleggianti consentono inoltre di valorizzare il gas offshore non sfruttato. Camerun, Mauritania, Senegal e Repubblica del Congo fanno affidamento sulla FLNG per l'intera capacità nazionale di produzione di GNL. Kumul Petroleum Holdings e Wison New Energies hanno firmato un accordo di pre-FEED nell'ottobre 2024 per un progetto da 1,5 Mtpa destinato ai giacimenti offshore Pandora e Uramu della Papua Nuova Guinea.^{[4]LNG Industry Editorial Team, "KPHL Signs FLNG Pre-FEED Contract," LNG Industry — lngindustry.com} L'effetto commerciale va oltre il singolo progetto: la FLNG consente agli operatori di sviluppare riserve che altrimenti rimarrebbero al di fuori della soglia di redditività dello sviluppo del GNL onshore.

I progetti modulari e quelli basati sulla conversione stanno migliorando l'economia della FLNG. I progetti FLNG proposti lungo la costa del Golfo degli Stati Uniti hanno un costo medio di circa 1.054 dollari USA per tonnellata di capacità di liquefazione, rispetto ai 2.114 dollari USA per tonnellata della Prelude FLNG di Shell. I progetti di conversione, tra cui la Cameroon FLNG, hanno raggiunto costi prossimi a 500 dollari USA per tonnellata. I progetti FLNG di nuova costruzione in fase di realizzazione presentano un tempo medio di consegna di 2,85 anni, rispetto ai 4,5 anni degli impianti onshore equivalenti.^{[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} Questi miglioramenti rendono i sistemi di media scala e ridislocabili più rilevanti dal punto di vista commerciale nei mercati soggetti a vincoli di costo.

Principali fattori limitanti

I grandi progetti FLNG restano tra i progetti energetici a maggiore intensità di capitale. Il progetto Coral Norte FLNG in Mozambico ha un valore stimato di 7,2 miliardi di dollari USA, mentre la Prelude FLNG di Shell ha richiesto impegni di capitale superiori a 12 miliardi di dollari USA.^{[6]Hydrocarbon Processing Editorial Team, "Technip Energies Secures Major Contract for Coral Norte Floating LNG Project in Mozambique," Hydrocarbon Processing — hydrocarbonprocessing.com} Un progetto deepwater di nuova costruzione può richiedere da cinque a sette anni dalla decisione finale di investimento alla prima produzione di GNL. Tale durata espone ai costi di finanziamento, ai cicli delle materie prime, ai vincoli di capacità dei cantieri navali e alle perturbazioni geopolitiche. Gli sviluppatori di minori dimensioni affrontano il rischio più elevato, poiché tempi prolungati possono superare la loro capacità di assorbire aumenti dei costi o modifiche contrattuali.

I requisiti normativi e ambientali costituiscono un secondo vincolo. I progetti FLNG operano nel rispetto delle normative dello Stato di bandiera, dello Stato di approdo e dello Stato costiero, in assenza di un regime normativo internazionale pienamente armonizzato per la liquefazione offshore. Le autorizzazioni specifiche per progetto possono aggiungere 12–24 mesi ai tempi di sviluppo. La valutazione ambientale sta diventando più rigorosa nel Sud-est asiatico e nell'Africa occidentale, dove la misurazione del metano, i limiti al flaring e le valutazioni degli ecosistemi marini possono influire sulla progettazione dei progetti e sulla sequenza di approvazione. Questi requisiti non impediscono lo sviluppo, ma rendono la capacità normativa un fattore competitivo rilevante.

Gli impatti sulle previsioni sono indicativi e non strettamente cumulativi. Riflettono la crescita di base, il mix regionale, il finanziamento dei progetti, le tempistiche di esecuzione e le interazioni tra variabili relative all'offerta, alle politiche e alle infrastrutture.

Analisi del mercato FLNG per segmento

Per impianto

Unità galleggianti di stoccaggio e rigassificazione

Le FSRU hanno rappresentato il 62,1% dei ricavi di mercato nel 2025 e si prevede che crescano a un tasso di crescita annuo composto (CAGR) dell'8,6% fino al 2035. Il segmento riflette la rapida accelerazione della realizzazione di terminali di importazione in Europa dopo l'interruzione delle forniture russe tramite gasdotto. Nel maggio 2025, Excelerate Energy ha messo in servizio la FSRU Excelsior presso il terminale Wilhelmshaven 2 in Germania, aggiungendo fino a 1,9 miliardi di metri cubi annui di capacità di immissione. Le FSRU servono anche i mercati dell'Asia meridionale e dell'Africa orientale, dove una spesa iniziale inferiore e tempi di implementazione più rapidi offrono un'alternativa ai terminali onshore fissi. La loro proposta di valore si basa sulla rapidità, sulla flessibilità dei contratti di noleggio e sulla possibilità di riallocare la capacità al variare dei requisiti di importazione.

FPSO per GNL / FLNG

Gli impianti FPSO per GNL e FLNG detenevano una quota di mercato del 31,5% nel 2025 e si prevede che crescano a un CAGR del 13,0%. Il Prelude FLNG di Shell opera nel bacino di Browse, in Australia, ed è progettato per produrre più di 3,5 Mtpa; il reintegro delle forniture dal giacimento Crux è previsto a partire dal 2027.^{[7]Shell Communications, "Floating LNG," Shell — shell.com \[vendor announcement]} Il Coral Sul FLNG di Eni opera nel bacino di Rovuma, in Mozambico, a una profondità d'acqua di 2.000 metri, dimostrando la fattibilità della liquefazione galleggiante in contesti di acque ultra-profonde.^{[8]Eni Communications, "Coral South Project in Mozambique," Eni — eni.com \[vendor announcement]} Technip Energies, JGC Holdings e Samsung Heavy Industries estendono questo modello di progetto attraverso Coral Norte. Con la crescente replicabilità dell'esperienza nella progettazione e nella costruzione, l'apprendimento sui costi amplierà il gruppo di riserve offshore in grado di sostenere lo sviluppo commerciale.

FLNG su chiatta

Il FLNG basato su chiatta ha rappresentato il 6,4% dei ricavi nel 2025 e crescerà a un tasso di crescita annuo composto (CAGR) dell'11,0%. Il segmento è destinato ai giacimenti in acque poco profonde e alle riserve di minori dimensioni, che non possono sostenere navi appositamente costruite per operare in acque profonde. Il concetto Fast LNG di New Fortress Energy riflette il passaggio verso sistemi di liquefazione configurabili e caratterizzati da un ingombro ridotto.^{[9]Offshore Magazine Editorial Team, "FLNG Designs Evolve to Meet Market Needs," Offshore Magazine — offshore-mag.com} Il progetto Cap Lopez di Perenco in Gabon, il cui avvio è previsto per il 2026, conferma il ruolo dei sistemi basati su chiatta nella commercializzazione del gas dell'Africa occidentale. Un minore investimento iniziale e sistemi di ormeggio più semplici ne migliorano la fattibilità, sebbene il segmento rimanga limitato da una capacità di trattamento inferiore e da un'applicabilità progettuale più circoscritta.

Per capacità

FLNG di piccola scala (fino a 1 MTPA)

Il segmento FLNG di piccola scala deteneva una quota del 15,7% nel 2025 e dovrebbe crescere a un CAGR del 5,6%. Gli impianti di maggiori dimensioni beneficiano sempre più di costi per tonnellata inferiori, limitando la crescita relativa del segmento di piccola scala. Tuttavia, le unità di piccole dimensioni continuano a svolgere un ruolo nei giacimenti isolati, nei mercati insulari e nei bacini di frontiera. L'impianto pianificato da 1,5 Mtpa in Papua Nuova Guinea illustra lo spazio di mercato attorno alla soglia della piccola scala, in cui un progetto galleggiante può consentire lo sfruttamento di riserve il cui volume non è sufficiente per le infrastrutture convenzionali di esportazione.

FLNG di media scala (1–3 MTPA)

Il segmento FLNG di media scala ha rappresentato il 26,0% dei ricavi del mercato nel 2025 e crescerà a un CAGR del 7,6%. Questa categoria bilancia l'efficienza del capitale con volumi di esportazione commercialmente rilevanti, in particolare quando i progetti di conversione riducono i costi di capitale al di sotto di 650 dollari USA per tonnellata. La nave MK II di Golar LNG, in fase di conversione presso il cantiere navale CIMC Raffles, è associata a un contratto di noleggio ventennale con Southern Energy SA per le risorse di Vaca Muerta in Argentina. Il progetto dimostra che strutture di noleggio di lunga durata possono sostenere la liquefazione galleggiante di media scala nei mercati emergenti dell'esportazione.

FLNG di grande scala (oltre 3 MTPA)

Il segmento FLNG di grande scala deteneva una quota di mercato del 58,3% nel 2025 e crescerà a un CAGR del 12,2%. Nove unità in costruzione aggiungeranno 20,6 Mtpa, mentre diversi progetti puntano a entrare in funzione tra il 2027 e il 2030. Coral Norte, Delfin FLNG 1 e il progetto Kanata LNG proposto illustrano la concentrazione degli investimenti nelle navi di maggiori dimensioni. I progetti di grande scala competono sempre più con il GNL onshore sulla base del costo livellato, quando lo sviluppo offshore riduce i requisiti relativi a condotte, acquisizione di terreni e impianti fissi.

Per applicazione

Liquefazione e produzione

La liquefazione e la produzione hanno rappresentato il 31,5% dei ricavi nel 2025 e cresceranno a un CAGR del 12,9%. La valorizzazione delle riserve offshore sostiene progetti in Mozambico, Papua Nuova Guinea, Indonesia, Nigeria, Argentina e Stati Uniti. Il lavoro di Technip Energies su Prelude e Coral Sul, seguito da Coral Norte, dimostra il valore di competenze EPCIC specializzate nei progetti in acque profonde. La diversità geografica della pipeline riduce la dipendenza da un singolo bacino di gas, ma i requisiti di esecuzione differiscono notevolmente in funzione del regime autorizzativo, della configurazione dell'approvvigionamento di gas e della struttura di esportazione.

Rigassificazione

La rigassificazione deteneva la quota più elevata tra le applicazioni, pari al 61,1% nel 2025, e dovrebbe crescere a un CAGR dell'8,3%. Entro il 2025 l'Unione europea aveva raggiunto una capacità di importazione di GNL pari a 242 bcm/anno, in aumento di 76 bcm rispetto al 2021, con le FSRU che fungevano da principale meccanismo di rapido dispiegamento. L'Egitto ha aggiunto un'altra FSRU nel terzo trimestre del 2025, contribuendo all'aumento di oltre il 350% su base annua delle importazioni di GNL nei primi nove mesi del 2025. Il valore commerciale del segmento risiede nella sua capacità di fornire capacità mentre i Paesi definiscono l'entità e l'ubicazione delle infrastrutture permanenti di importazione.

Stoccaggio e trasporto

Lo stoccaggio e il trasporto hanno rappresentato il 7,4% dei ricavi nel 2025 e cresceranno a un tasso di crescita annuo composto (CAGR) del 12,6%. Le unità galleggianti di stoccaggio forniscono capacità di modulazione nei casi in cui i picchi della domanda stagionale superino la capacità di trattamento dei terminali fissi. Sono inoltre rilevanti nel Sud-est asiatico e nei Caraibi come asset temporanei in attesa della costruzione di terminali terrestri. Con la crescente complessità delle rotte delle navi metaniere per il trasporto di GNL, lo stoccaggio galleggiante sostiene la flessibilità nella programmazione e le strategie di trading verso destinazioni multiple.

Mercato FLNG – Analisi regionale

Nord America

Il Nord America ha rappresentato l'11,0% dei ricavi globali nel 2025 e si prevede che cresca a un CAGR del 13,8% fino al 2035. I progetti statunitensi relativi al GNL rappresentano circa l'85% della crescita incrementale dell'offerta globale nel 2025, mentre Plaquemines LNG ha contribuito a un aumento del 9% su base annua delle esportazioni statunitensi di GNL. Delfin Midstream ha raggiunto una decisione finale d'investimento positiva (FID) nel giugno 2026 per il progetto Delfin FLNG 1 da 4,4 Mtpa, sostenuto da accordi con Vitol, Expand Energy, Centrica e Gunvor.^{[10]Marine Log Editorial Team, "Delfin Takes $5B FID to Go Ahead on World's Largest FLNG Vessel," Marine Log — marinelog.com} In Canada, Hanwha Ocean e Kanata Clean Power hanno annunciato un memorandum d'intesa (MoU) per un progetto proposto da 15,7 miliardi di dollari USA e 12 Mtpa nei pressi di Prince Rupert. La crescita regionale dipende dal mantenimento della competitività delle esportazioni, completando al contempo progetti offshore complessi nei tempi previsti.

Europa

L'Europa ha rappresentato il 25,8% dei ricavi globali nel 2025 e crescerà a un CAGR del 7,3%. La Germania ha messo in servizio il quinto terminale d'importazione FSRU a Wilhelmshaven nel maggio 2025, mentre l'ampliamento di Danzica in Polonia consentirà di ospitare una seconda FSRU e porterà la capacità a 6,1 miliardi di m³/anno. L'impianto di Alexandroupolis in Grecia aggiunge 6 miliardi di m³/anno di capacità di rigassificazione e 185.000 m³ di stoccaggio di GNL. Il principale vincolo per la regione è l'interazione tra gli investimenti nella sicurezza energetica, l'evoluzione delle politiche d'importazione e le rigorose aspettative ambientali. Tuttavia, la scadenza prevista per l'eliminazione graduale del GNL russo sostiene la domanda continua di capacità d'importazione diversificata.

Asia Pacifico

L'Asia Pacifico ha guidato il mercato con una quota del 32,5% nel 2025 e si prevede che cresca a un CAGR del 9,8%. La regione combina asset di liquefazione operativi in Australia e Malesia con una crescita strutturale della domanda di GNL in Cina, India e nel Sud-est asiatico. Prelude di Shell rimane un asset australiano fondamentale, mentre la serie PFLNG di Petronas sostiene la base produttiva offshore della Malesia. L'Indonesia amplia la pipeline regionale con l'assegnazione da 1 miliardo di dollari USA conferita da Genting a Wison New Energies per il primo impianto FLNG del Paese, nella Papua Occidentale. Le dimensioni della regione rappresentano un vantaggio competitivo, sebbene regimi autorizzativi eterogenei e requisiti ambientali offshore possano rallentare la realizzazione dei progetti.

Medio Oriente

La regione del Medio Oriente e dell’Africa deteneva una quota di mercato del 22,0% nel 2025 e crescerà a un CAGR del 12,0%. Il Mozambico rappresenta il fulcro regionale: Coral Sul è operativo nel bacino di Rovuma, mentre si prevede che il progetto Coral Norte, da 3,6 Mtpa, porterà la produzione complessiva del Mozambico oltre 7 Mtpa dopo l’entrata in funzione prevista nel 2028. Nel settembre 2024, la Nigeria ha concesso a UTM Offshore Limited una licenza per un progetto da 2,8 Mtpa presso OML 104. Camerun, Mauritania, Senegal e Repubblica del Congo dimostrano l’importanza dell’FLNG per i Paesi la cui produzione di GNL è interamente basata su unità galleggianti. Il finanziamento, le autorizzazioni ambientali e la capacità dei servizi offshore restano i principali vincoli all’esecuzione dei progetti nella regione.

America Latina

Nel 2025 l’America Latina rappresentava l’8,8% dei ricavi globali e crescerà a un CAGR del 10,3%. Il bacino di Santos, in Brasile, presenta un’opportunità potenziale per l’FLNG legata al gas associato di Búzios. L’Argentina ha compiuto ulteriori progressi grazie alla decisione di Golar LNG di riassegnare *Hilli Episeyo* nell’ambito di un contratto di noleggio ventennale con Southern Energy SA. Il progetto consentirà di valorizzare il gas di scisto di Vaca Muerta e rappresenta il primo impiego di un’unità FLNG nel Cono Sud. Il potenziale di crescita della regione dipende dalla capacità di trasformare la disponibilità di risorse in contratti di esportazione, finanziamenti e infrastrutture offshore di supporto.

Quota di mercato FLNG e panorama competitivo

Il mercato è moderatamente concentrato. Excelerate Energy deteneva la quota più elevata, pari al 18,1%, nel 2025, mentre Excelerate Energy, Höegh Evi, Technip Energies, Samsung Heavy Industries e Golar LNG Limited detenevano complessivamente circa il 58% dei ricavi globali del mercato.

La leadership di Excelerate Energy riflette la sua flotta di FSRU, la capacità operativa, la gestione tecnica e gli accordi di rigassificazione a lungo termine in Europa, Asia meridionale e nelle Americhe. Höegh Evi si differenzia attraverso contratti di noleggio FSRU a lungo termine con controparti sovrane e società di servizi pubblici, garantendo visibilità sui ricavi per periodi da 10 a 20 anni. Golar LNG si concentra sui progetti FLNG basati sulla conversione, tra cui *Hilli Episeyo* in Camerun e la conversione MK II per l’Argentina, dove la flessibilità e la tolleranza al rischio di progetto possono consentire rendimenti commerciali più elevati.

Technip Energies, Samsung Heavy Industries e JGC Holdings operano nel segmento EPCIC e della cantieristica navale. Le attività svolte su Prelude, Coral Sul e Coral Norte forniscono esperienza nell’ingegneria di navi per acque profonde, nell’integrazione criogenica e nella costruzione delle strutture topside. Questa capacità crea una barriera significativa all’ingresso, poiché pochi fornitori sono in grado di gestire le esigenze tecniche, finanziarie e di programmazione dei grandi progetti di liquefazione galleggiante.

Le principali aziende attive nel mercato includono 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 e Air Products.

Wison Offshore & Marine ha rafforzato la propria posizione attraverso il contratto con Genting in Indonesia e le attività di pre-FEED in Papua Nuova Guinea. Delfin Midstream e New Fortress Energy rappresentano il gruppo di sviluppatori statunitensi. Baker Hughes e Air Products forniscono tecnologie di liquefazione e apparecchiature di processo, mentre SBM Offshore, BW LNG, MISC Berhad, Seatrium, McDermott International ed Exmar NV aggiungono competenze marine, di conversione e di costruzione offshore. La concorrenza si sta spostando dalla proprietà delle navi verso l'esecuzione integrata: le aziende in grado di combinare ingegneria, accesso al gas di alimentazione, contratti a lungo termine e supporto operativo avranno la posizione più solida.

Recenti sviluppi del settore

• Giu 2026: Delfin Midstream ha raggiunto una FID positiva per Delfin FLNG 1, un progetto da 4,4 Mtpa con una spesa in conto capitale di 5 miliardi di dollari USA e il primo GNL previsto per il 2030. Altre due navi potrebbero portare la capacità totale a 13,2 Mtpa. La decisione sancisce la realizzazione del primo impianto di liquefazione galleggiante nelle acque statunitensi.
• Giu 2026: Hanwha Ocean ha firmato un MoU non vincolante con Kanata Clean Power & Climate Technologies per il progetto Kanata LNG proposto nei pressi di Prince Rupert, nella Columbia Britannica. Il progetto punta a una capacità fino a 12 Mtpa, con un costo stimato di 15,7 miliardi di dollari USA. La proposta aggiunge una potenziale rotta canadese per l'esportazione di GNL prodotto tramite FLNG su larga scala.
• Giu 2026: Technip Energies, JGC e Samsung Heavy Industries hanno ricevuto il contratto EPCIC per Coral Norte FLNG in Mozambico. Il progetto da 3,6 Mtpa porterà la produzione del Coral Hub a 7 Mtpa e rafforza l'importanza di partnership EPCIC consolidate nei grandi progetti.
• Gen 2026: Eni e i suoi partner hanno varato lo scafo di Coral Norte FLNG in Corea del Sud, in vista dell'integrazione dei moduli topside. Questo traguardo avvicina la seconda struttura galleggiante per la produzione di GNL del Mozambico all'avvio della produzione previsto per il 2028.