C’è un paradosso nel mercato globale del Gnl. Mentre il gas naturale liquefatto diventa sempre più importante per la sicurezza energetica mondiale, la capacità di liquefazione tende a concentrarsi: entro il 2030, secondo le stime di Wood Mackenzie, circa la metà sarà localizzata in appena due Paesi, Stati Uniti e Qatar. Una concentrazione che garantisce economie di scala, ma rende allo stesso tempo il mercato più esposto agli shock geopolitici e alle interruzioni delle grandi rotte energetiche. La crisi del Golfo ha messo a nudo questa criticità. Dei due grandi poli destinati a dominare l’offerta, oggi gli Stati Uniti possono sfruttare la propria capacità senza il vincolo di Hormuz, mentre il Qatar continua a fare i conti con le conseguenze della crisi sulla produzione e, soprattutto, sulle esportazioni. E il rischio non si esaurisce con l’emergenza: nello scenario di interruzione prolungata delle forniture dal Golfo elaborato da Wood Mackenzie, la disponibilità globale di Gnl potrebbe restare fino al 2035 di circa 70 milioni di tonnellate l’anno al di sotto dei livelli precedenti al conflitto.
È qui che il Floating Lng (FLng), impianto galleggiante che liquefa e stocca il gas direttamente in prossimità dei giacimenti, acquista una nuova centralità. Non perché la liquefazione galleggiante possa competere in termini di volumi con i grandi impianti di Stati Uniti e Qatar, ma perché consente di moltiplicare i luoghi da cui il Gnl può arrivare sul mercato, diversificando la geografia dell’offerta. Wood Mackenzie ricorda che dal 2023 sono stati approvati sette progetti FLng per 18 milioni di tonnellate l’anno, distribuiti in sei aree produttive, mentre la capacità globale degli impianti FLng dovrebbe raggiungere 37 milioni di tonnellate l’anno nel 2031. Ma il potenziale è molto più ampio: oltre 84 milioni di tonnellate l’anno di progetti sono ancora in fase pre-Fid, cioè non hanno raggiunto la decisione finale di investimento.
Al momento, tuttavia, i numeri sono ancora piccoli rispetto alla scala del mercato: l’FLng rappresenta meno del 10% della nuova capacità globale di liquefazione. Oggi, però, il suo peso non si deve misurare soltanto nelle tonnellate prodotte quanto nella capacità di portare sul mercato nuove aree di produzione. È quello che sta accadendo in Sud America e Africa occidentale, dove tutti i nuovi progetti di liquefazione annunciati o in sviluppo puntano su soluzioni galleggianti per rendere esportabili risorse offshore o stranded, cioè giacimenti che rischierebbero di restare inutilizzati perché troppo lontani dalle infrastrutture terrestri. A spingere l’FLng è anche la progressiva riduzione dei costi. Delfin Lng FLng 1, progetto da 4,4 milioni di tonnellate l’anno che sorgerà al largo della Louisiana, a giugno ha raggiunto il via libera definitivo all’investimento (Fid). Sarà la più grande singola unità FLng finora approvata. Con un costo di investimento di circa 932 dollari per tonnellata annua di capacità, Delfin è ormai competitivo con i recenti progetti onshore statunitensi.
Anche sul piano operativo la tecnologia ha raggiunto livelli di utilizzo comparabili, e persino superiori, a quelli degli impianti terrestri: Wood Mackenzie stima che nel biennio 2024-2025 la flotta FLng mondiale abbia registrato un tasso medio di utilizzo dell’88%, contro l’85% dell’onshore. Ma oltre ai costi c’è un secondo vantaggio, che un impianto terrestre non può offrire: la possibilità di spostare la capacità di liquefazione da un giacimento all’altro. Lo dimostra Hilli, una metaniera trasformata in impianto galleggiante di liquefazione da Golar Lng, società specializzata nelle infrastrutture galleggianti per il gas. Dopo otto anni di attività al largo del Camerun, l’unità viene ora trasferita in Argentina, dove dal 2027 opererà per Southern Energy.
La conversione iniziale di Hilli era costata circa 1,3 miliardi di dollari e durante il contratto camerunense l’unità ha generato circa 2,1 miliardi di dollari di Ebitda attraverso la liquefazione per conto terzi. La sua ricollocazione richiede circa 350 milioni di dollari, contro 1,5-2 miliardi necessari per costruire una nuova FLng. Il nuovo contratto ventennale argentino dovrebbe generare circa 5,9 miliardi di dollari di ricavi. Superata in larga parte la barriera tecnologica e ridotto il divario di costo con gli impianti onshore, la partita si sposta sul finanziamento dei nuovi progetti. Delle 15 FLng operative o in costruzione nel mondo, dodici sono di proprietà delle società che le utilizzano. Soltanto tre adottano invece il modello lease-and-operate, nel quale un operatore specializzato finanzia e possiede l’unità per metterla a disposizione del produttore, riducendo l’investimento iniziale a suo carico. Tutte appartengono a Golar Lng, oggi unico player a offrire questo modello su scala globale. La prossima sfida sarà dunque mobilitare i capitali e ampliare i modelli di finanziamento necessari a trasformare questa pipeline da oltre 84 milioni di tonnellate l’anno in nuovi impianti FLng.
