Gnl, la svolta dei terminal galleggianti: costi in picchiata e capacità triplicata al 2030

I terminali galleggianti per il gas naturale liquefatto (Floating Lng o Flng) stanno guadagnando terreno nel mercato globale del Gnl con una capacità destinata a triplicarsi entro il 2030, secondo un’analisi di Rystad Energy. Un tempo ostacolati da sfide tecniche e operative, i progetti Flng stanno oggi raggiungendo tassi di utilizzo comparabili a quelli degli impianti onshore. Con la domanda di Gnl in crescita e la maggiore fattibilità economica dei giacimenti di gas di piccole dimensioni, gli impianti galleggianti si stanno affermando come una soluzione più rapida, flessibile e conveniente, capace di adattarsi ai cambiamenti del mercato e di valorizzare riserve precedentemente inutilizzabili.

Secondo le stime di Rystad, la capacità globale di Flng raggiungerà 42 milioni di tonnellate all’anno (Mtpa) entro il 2030, salendo a 55 Mtpa entro il 2035, quasi quattro volte i 14,1 Mtpa registrati nel 2024. I terminali messi in servizio prima del 2024 hanno ottenuto un tasso di utilizzo medio dell’86,5% nel 2024 e del 76% nei primi mesi del 2025, valori in linea con quelli degli impianti a terra. Il settore ha fatto passi da gigante in meno di dieci anni. Le principali difficoltà iniziali erano legate alle naturali criticità di una tecnologia nuova, come nel caso del progetto Prelude di Shell, che aveva registrato sforamenti di budget e produzione instabile. Da allora però l’industria è maturata, incluso lo stesso Prelude. I tassi di utilizzo stanno migliorando, la tecnologia si dimostra affidabile in diversi contesti e l’equilibrio economico diventa più sostenibile. Dal superamento degli ostacoli autorizzativi in Canada alla valorizzazione di riserve offshore remote in Africa e Asia, il Flng sta finalmente diventando una soluzione mainstream.

Secondo Kaushal Ramesh, vicepresidente gas & Lng Research di Rystad Energy, “l’assenza di precedenti ha reso i primi progetti, come il Prelude costruito in Corea del Sud dal consorzio Technip–Samsung, un esempio dei limiti iniziali del Flng”. Il solo costo di liquefazione aveva raggiunto i 2.114 dollari per tonnellata. Tuttavia, con l’accumulo di esperienza operativa e ingegneristica, il capex per tonnellata è calato sensibilmente, allineandosi ai progetti onshore.

Oggi, i progetti proposti lungo la costa del Golfo degli Stati Uniti presentano una media di circa 1.054 dollari per tonnellata. Il progetto Delfin Flng, negli Usa, si colloca leggermente al di sopra della media con 1.134 dollari/tonnellata, mentre il progetto Coral South Flng in Mozambico, di scala simile, riporta un costo comparabile di 1.062 dollari/tonnellata. Va però ricordato che i progetti non sono tutti confrontabili: alcuni integrano l’intera filiera upstream nella struttura Lng, altri si limitano a liquefare gas già pronto per la rete.

Parallelamente, molti sviluppatori Flng stanno puntando su conversioni di navi esistenti come alternativa più economica rispetto a nuovi impianti. Progetti come Tortue/Ahmeyim Flng, Cameroon Flng e Southern Energy’s Flng MK II hanno raggiunto livelli di investimento molto più bassi – rispettivamente 640, 500 e 630 dollari per tonnellata – grazie alla riconversione di metaniere Moss-type. Queste navi, con i loro serbatoi sferici modulari, semplificano l’integrazione di moduli di liquefazione prefabbricati. Con diversi Moss-type prossimi al pensionamento, potrebbero esserci nuove opportunità di riconversione, ampliando la pipeline di soluzioni Flng a basso costo.

I terminali galleggianti stanno dimostrando anche notevole flessibilità operativa, adattandosi a contesti diversi: da campi deepwater e ultra-deepwater fino a fonti onshore. In caso di stop a un progetto, l’unità Flng può essere rilocata o ceduta, confermando la mobilità e l’adattabilità tipiche di questi asset. In un contesto energetico in cui i mercati sono ancora tesi ma con rischio di eccesso di offerta, la rapidità nell’avvio della produzione è un fattore chiave. I ritardi nella costruzione rallentano il ritorno economico e aumentano il rischio di sforamenti nei costi.

I dati di Rystad mostrano che le unità Flng possono essere realizzate molto più rapidamente rispetto agli impianti a terra. In media, un nuovo progetto di un terminale galleggiante per il gas naturale liquefatto richiede circa 3 anni per essere completato, contro 4,5 anni (ponderati per capacità) per gli impianti onshore. Per le unità attualmente in costruzione, i tempi medi sono ancora più ridotti: 2,85 anni. Questa accelerazione, conclude Rystad, è una delle ragioni principali che spingono sempre più sviluppatori verso il Flng, in cerca di minori esposizioni finanziarie e ritorni più rapidi.