Analisi delle dimensioni e della quota di mercato delle centrali elettriche galleggianti a GNL - Tendenze di crescita e previsioni (2026-2031)

Tendenze e approfondimenti sul mercato globale delle centrali elettriche galleggianti a GNL

Il vantaggio di prezzo del GNL rispetto al diesel rimane il principale fattore trainante per il settore commerciale.

Il mercato delle centrali elettriche galleggianti a GNL continua a beneficiare di un forte vantaggio in termini di costi del combustibile, come dimostrato nel 2026 quando UHERO ha riportato prezzi del GNL consegnato pari a 17.9 dollari per MMBtu rispetto ai 22.2 dollari per MMBtu del LSFO in condizioni indicizzate al Brent. ^{[2]Organizzazione per la ricerca economica dell'Università delle Hawaii, "Analisi dei costi del GNL e dell'energia elettrica alle Hawaii", UHERO, uhero.hawaii.edu}Una dinamica di costi simile è stata osservata in Indonesia, dove una ricerca peer-reviewed pubblicata nell'aprile 2025 indicava che il gas naturale fornito agli impianti insulari costava tra 10.4 e 11.3 dollari per MMBtu, un prezzo significativamente inferiore rispetto al gasolio ad alta velocità, pari a 25.5 dollari per MMBtu, mantenendo un vantaggio di costo del 55-60% per il gas naturale. Questa differenza di prezzo sta guidando l'attività progettuale nel mercato delle centrali elettriche galleggianti a GNL. Ad esempio, PLN EPI ha annunciato nel marzo 2025 un programma GNL su piccola scala da 1.5 miliardi di dollari, destinato a 41 impianti insulari con una capacità complessiva di 2,148 MW e con l'obiettivo di un risparmio annuo di gasolio pari a 300 milioni di dollari.

Le unità galleggianti integrate per lo stoccaggio, la rigassificazione e la produzione di energia elettrica offrono un ulteriore vantaggio in termini di costi rispetto agli impianti separati. Una ricerca condotta da Rahmanta e colleghi ha evidenziato che i costi della catena di approvvigionamento "hub-and-spoke" possono rappresentare il 30-40% del prezzo del gas consegnato quando le unità galleggianti di stoccaggio e rigassificazione (FSRU) e gli impianti di generazione vengono acquistati separatamente. Ciò sottolinea i vantaggi di una soluzione integrata, che elimina un nodo di costo intermedio nella catena di approvvigionamento di GNL per la produzione di energia elettrica. Di conseguenza, il mercato degli impianti galleggianti di GNL beneficia non solo di costi del combustibile inferiori, ma anche di un modello di fornitura semplificato. Le strategie di approvvigionamento che separano la rigassificazione e la produzione di energia elettrica nelle gare d'appalto rischiano di sottovalutare i vantaggi commerciali di una soluzione integrata, favorendo gli operatori in grado di fornire prelievo, stoccaggio, rigassificazione e produzione di energia elettrica attraverso un'unica piattaforma.

IMO CII ed EEXI stanno accelerando la transizione della flotta verso navi alimentate a gas.

Il mercato delle centrali elettriche galleggianti a GNL è influenzato dagli sviluppi normativi e dall'economia del combustibile. La decisione IMO MEPC 83 dell'aprile 2025 ha introdotto un quadro a due livelli per l'intensità del combustibile a gas serra, che richiede riduzioni del 4-17% entro il 2028 e del 30-43% entro il 2035 rispetto ai valori di riferimento del 2008. In questo contesto, le navi metaniere dotate di motori diesel ad alta pressione, che presentano una perdita di metano vicina allo 0.2%, sono commercialmente più vantaggiose rispetto alle alternative a media velocità con motori Otto, che presentano tassi di perdita significativamente più elevati. Ciò ha già avuto un impatto sulle specifiche delle navi presenti sul mercato. Ad esempio, Wärtsilä ha annunciato nel gennaio 2026 che la sua tecnologia NextDF può ridurre la perdita di metano nei motori a quattro tempi a doppio combustibile al di sotto dell'1%, allineando i nuovi progetti più strettamente ai requisiti di conformità.

Le pressioni sui costi sono particolarmente accentuate in Europa, dove il sistema EU ETS ha ampliato il suo ambito di applicazione includendo metano e protossido di azoto a partire dal 2026. Gli operatori che fanno scalo nei porti dell'UE dovranno rinunciare, entro il 2026, alle quote di emissione pari al 70% delle emissioni delle loro navi del 2025. Questo cambiamento normativo sta creando una spaccatura nel mercato degli impianti galleggianti di GNL. Le flotte più recenti, in grado di mantenere la redditività del noleggio, sono in una posizione migliore, mentre le unità più vecchie a ciclo Otto dovranno affrontare importanti decisioni di ammodernamento o dismissione entro la fine del decennio. Gli armatori che investono tempestivamente in misure di riduzione delle emissioni di metano possono salvaguardare le opportunità di noleggio nel periodo 2026-2031. Al contrario, coloro che ritardano tali investimenti rischiano di subire una riduzione del valore delle navi e una minore capacità di determinazione dei prezzi.

Le gare d'appalto africane per la conversione del gas in energia elettrica rappresentano un catalizzatore strutturale della domanda.

Il mercato delle centrali elettriche galleggianti a GNL presenta significative opportunità in Africa, grazie alla contemporanea crescita della domanda e alla carenza di infrastrutture. La Camera Africana dell'Energia prevede un aumento del 60% della domanda di gas naturale nel continente entro il 2050. Questa domanda a lungo termine si sta già traducendo in progetti operativi, come il sistema integrato di conversione del GNL in energia elettrica di Karpowership al largo di Dakar, che ha avviato le operazioni commerciali nel 2025. Con una capacità di 335 MW, può soddisfare fino al 25% del fabbisogno elettrico del Senegal. Questo progetto è rilevante per il mercato delle centrali elettriche galleggianti a GNL in quanto ha dimostrato la fattibilità della rigassificazione nave-nave e della generazione di energia galleggiante senza la necessità di infrastrutture del gas a terra, riducendo così i tempi di realizzazione del progetto in contesti con risorse finanziarie limitate. Tuttavia, le difficoltà finanziarie rimangono un limite fondamentale. Ad esempio, a maggio 2026, i crediti del Ghana nei confronti di Karpowership superavano i 370 milioni di dollari, nonostante i progressi nei termini di pagamento, evidenziando l'impatto dei rischi di riscossione sovrana sull'impiego delle navi. Ciononostante, nuovi investimenti continuano ad affluire nel mercato. Nel febbraio 2026, Vitol è entrata a far parte di un consorzio sudafricano per la produzione di energia elettrica da gas naturale con ACWA Power, a dimostrazione del fatto che i principali operatori del settore considerano ormai gli impianti galleggianti di GNL come un investimento infrastrutturale valido piuttosto che una soluzione temporanea. La combinazione di una domanda in crescita, la disponibilità di gas offshore e la modularità di implementazione posizionano l'Africa come una regione chiave per la crescita del mercato degli impianti galleggianti di GNL durante il periodo di previsione.

Il software di bilanciamento del carico basato sull'intelligenza artificiale sta ridefinendo l'economia operativa delle chiatte.

Il mercato delle centrali elettriche galleggianti a GNL sta espandendo le sue applicazioni nella generazione di energia flessibile, grazie ai progressi nel software, nell'integrazione delle batterie e nelle turbine a gas mobili, che migliorano la reattività degli impianti galleggianti alle variabili condizioni della rete. Il lancio dell'unità TM2500 DLE da 34 MW di GE Vernova nel marzo 2025 ha esemplificato questa evoluzione, offrendo un ciclo di avviamento rapido di cinque minuti, un'efficienza del 39% e una perdita di metano prossima allo zero, rendendola adatta a scenari di dispacciamento a risposta rapida. Un importante sviluppo commerciale si è verificato nel luglio 2025, quando Kinetics e Mitsui OSK Lines hanno firmato un memorandum d'intesa (MOU) per una piattaforma integrata di data center galleggiante. Questa piattaforma è dotata di un carico IT compreso tra 20 e 73 MW, raffreddamento ad acqua di mare e una nave elettrica Karadeniz come fonte di energia primaria. Il concetto si allinea alle esigenze operative dei carichi di lavoro di intelligenza artificiale, che richiedono elevata disponibilità e flessibilità di localizzazione, affrontando al contempo le sfide legate alla lentezza delle interconnessioni e dei processi di autorizzazione nelle reti terrestri in Nord America, Europa e Sud-est asiatico. Secondo il Financial Post, che cita un'analisi del Dell'Oro Group, il raffreddamento ad acqua di mare può migliorare l'efficienza energetica dei data center fino al 25% rispetto alle strutture terrestri raffreddate ad aria, rafforzando la redditività commerciale dei progetti basati su navi nelle regioni costiere densamente popolate. Di conseguenza, il mercato delle centrali elettriche galleggianti a GNL non è più limitato ai contratti di fornitura di energia elettrica. Gli operatori che sfruttano software di gestione, sistemi di accumulo a batteria e fornitura di gas galleggiante possono ora puntare a contratti "behind-the-meter", che offrono margini più elevati rispetto alle tradizionali vendite spot di energia elettrica.

La volatilità dei tassi di noleggio crea rischi finanziari lungo tutta la catena del valore.

Il mercato delle centrali elettriche galleggianti a GNL (Floating Liquefactor Unit) si trova ad affrontare difficoltà di finanziamento quando i prezzi di noleggio fluttuano in modo significativo, poiché la redditività delle navi, le clausole di trasferimento del carburante e il recupero delle tariffe sono strettamente legati al ciclo tariffario al momento della firma del contratto. Le tariffe di noleggio delle FSRU (Floating Storage and Reduction Unit), che prima del 2022 si attestavano in media tra 80,000 e 120,000 dollari al giorno, sono balzate a 180,000-200,000 dollari al giorno in seguito alla crisi energetica europea, per poi stabilizzarsi a circa 130,000-150,000 dollari al giorno per le navi convertite entro la metà del 2024. Un problema cruciale per il mercato è la difficoltà di strutturare contratti di acquisto di energia (PPA) a lungo termine in un mercato del GNL e del noleggio in declino. Le clausole di trasferimento del carburante trasferiscono la volatilità agli acquirenti, mentre le strutture a prezzo fisso riducono i margini degli operatori. Ad esempio, la bozza evidenzia il Brasile, dove i contratti di noleggio per otto FSRU sono stati stimati in quasi 1 milione di dollari al giorno, per un totale di 1.5 miliardi di dollari in quattro anni, con i costi trasferiti attraverso tariffe regolamentate. Gli operatori che si sono aggiudicati i contratti di noleggio durante il picco del 2022-2023 si trovano ora in una posizione di svantaggio nelle nuove gare d'appalto, dovendo competere con navi a basso costo in un mercato più debole. Sebbene ciò non elimini la domanda di navi per la produzione di energia GNL galleggianti, aumenta le difficoltà legate al finanziamento, al rifinanziamento e all'approvazione delle tariffe lungo tutta la catena del valore.

La regolamentazione delle emissioni di metano sta riducendo la vita operativa delle flotte a doppio combustibile più datate.

Le normative sulle emissioni di metano si stanno affermando come un vincolo strutturale significativo per il mercato degli impianti di generazione di energia GNL galleggianti, in quanto incidono sulla redditività economica delle flotte esistenti a doppio combustibile, anziché concentrarsi esclusivamente sulle nuove costruzioni future. L'adozione da parte dell'IMO del documento MEPC.402(83) nell'aprile 2025 ha stabilito linee guida formali per la misurazione delle emissioni di metano su banco prova e a bordo, elevando il metano da una questione di prestazioni tecniche a una considerazione di conformità e di costo. Questo cambiamento normativo è evidente nei dati forniti dagli utenti, dove i motori Otto a media velocità con un'emissione di metano del 3.1% generano un'intensità di combustibile GHG di 91.03 gCO2e/MJ, superando l'obiettivo di base IMO 2028 di 89.57 gCO2e/MJ. Il sistema ETS dell'UE intensifica ulteriormente le pressioni sui costi, poiché il metano e il protossido di azoto sono stati inclusi nel suo ambito di applicazione nel 2026, obbligando gli operatori portuali dell'UE a cedere quote legate al 70% delle loro emissioni del 2025. Nel gennaio 2026, Wärtsilä ha annunciato che i kit di retrofit per i motori 34DF, 46FDF e 50DF potrebbero ridurre le emissioni di metano fino al 65%, mentre la conversione a Spark Gas per i motori 50DF potrebbe raggiungere una riduzione del 75%. Tuttavia, per le navi più vecchie con meno di 10 anni di vita operativa residua, il costo del retrofit potrebbe non essere giustificato, il che probabilmente porterà a una divisione più netta nel mercato delle centrali elettriche galleggianti a GNL tra le unità aggiornabili e quelle prossime all'obsolescenza.

Analisi del segmento

Per tipologia: le chiatte elettriche guidano l'attuale diffusione, mentre le navi elettriche guadagnano in velocità e flessibilità.

Nel 2025, le chiatte per la produzione di energia elettrica rappresentavano il 59.6% della quota di mercato degli impianti galleggianti di GNL, mentre si prevede che le navi per la produzione di energia elettrica cresceranno a un tasso di crescita annuo composto (CAGR) del 5.1% fino al 2031. Il predominio delle chiatte è attribuito alla loro struttura più semplice, che riduce i costi dello scafo e offre maggiore spazio sul ponte per turbine, sistemi di recupero del calore e apparecchiature di controllo. Questo vantaggio progettuale riduce in genere la spesa totale in conto capitale (CAPEX) del 15-20% rispetto a navi per la produzione di energia elettrica simili, rendendo le chiatte un'opzione economicamente vantaggiosa nelle gare d'appalto sensibili al prezzo. Nel mercato degli impianti galleggianti di GNL, i minori costi di costruzione delle chiatte si allineano bene con i contratti di carico di base, dove la mobilità è meno critica e si privilegiano l'efficienza dell'installazione e la stabilità della produzione.

Le centrali elettriche galleggianti stanno guadagnando quote di mercato più rapidamente grazie alla loro capacità di autopropulsione, che consente il riposizionamento entro poche settimane dall'aggiudicazione di un contratto. Questa caratteristica è particolarmente vantaggiosa nelle gare d'appalto di emergenza e nelle aste di capacità a breve termine. Ad esempio, il contratto stipulato da ST Engineering nell'ottobre 2025 per Estrella del Mar IV, una centrale galleggiante a ciclo combinato da 145 MW dotata di accumulo a batterie agli ioni di litio a bordo, evidenzia la crescente integrazione della mobilità con le capacità di dispacciamento ibrido. Questa flessibilità consente alle navi di passare da ruoli di carico di base a ruoli di supporto ai picchi di domanda, ampliando le opportunità di ricavo pur mantenendo la loro funzione principale di conversione del gas in energia elettrica all'interno del mercato delle centrali elettriche galleggianti a GNL. Sebbene si preveda che le chiatte elettriche rimarranno il formato dominante nel periodo di previsione, le centrali elettriche galleggianti sono destinate a guadagnare terreno negli scenari in cui i governi danno priorità ai tempi di risposta rapidi, alla flessibilità contrattuale e alla capacità di trasferire la capacità oltre confine con requisiti minimi di infrastrutture civili.

In base alla capacità di potenza: le unità di medie dimensioni si affermano come leader della domanda, mentre le navi di grandi dimensioni guadagnano terreno.

Nel 2025, la fascia di potenza compresa tra 51 e 200 MW rappresentava il 49.3% del mercato degli impianti galleggianti di GNL, evidenziandone l'idoneità per le reti insulari, i carichi industriali remoti e i sistemi urbani di dimensioni ridotte. A questa capacità, le configurazioni a turbina a gas a ciclo combinato diventano fattibili su piattaforme galleggianti, raggiungendo livelli di efficienza netta del 50-55%, rispetto al 35-42% dei sistemi a ciclo semplice a telaio aperto. Questa fascia offre un equilibrio tra dimensioni gestibili dell'imbarcazione e maggiore efficienza del carburante, rendendola un segmento chiave per le applicazioni che richiedono una produzione costante senza la possibilità di ospitare grandi installazioni a singola imbarcazione.

Si prevede che la categoria ≥ 401 MW sarà il segmento a più rapida crescita, con un tasso di crescita annuo composto (CAGR) del 5.9% fino al 2031. Questa crescita è trainata dalle utility che privilegiano soluzioni a singola imbarcazione per minimizzare i rischi di coordinamento associati a unità multiple. Questa tendenza è particolarmente evidente in Asia meridionale e in Africa, dove gli appalti su larga scala delle utility privilegiano sempre più impianti galleggianti di grandi dimensioni rispetto alle aggiunte modulari. Entro maggio 2026, la flotta di Karpowership aveva superato gli 8,500 MW distribuiti su 45 imbarcazioni, a dimostrazione della redditività commerciale delle implementazioni su larga scala. Nel frattempo, la gamma ≤ 50 MW rimane significativa per il backup di emergenza e le applicazioni su piccole isole, mentre la gamma 201-400 MW continua a servire le operazioni minerarie, l'approvvigionamento di giacimenti petroliferi offshore e le esigenze energetiche industriali remote, dove le imbarcazioni di medie dimensioni sono vantaggiose per via della logistica del carburante e delle considerazioni sull'assorbimento della rete.

Nota: le quote di tutti i segmenti individuali sono disponibili al momento dell'acquisto del report

Per applicazione: l'alimentazione di base mantiene il nucleo mentre la domanda di emergenza si espande più rapidamente

Nel 2025, la fornitura di base rappresentava il 52.4% del mercato delle centrali elettriche galleggianti a GNL, a indicare che questi impianti vengono utilizzati principalmente come capacità primaria della rete piuttosto che come riserva di breve durata. Tale predominio è attribuito ai contratti di acquisto di energia (PPA) a lungo termine, della durata di 5-25 anni, che garantiscono la visibilità dei ricavi necessaria per il finanziamento dei progetti e la convenienza economica della conversione delle navi. Di conseguenza, la fornitura di base rimane l'applicazione più stabile nel mercato delle centrali elettriche galleggianti a GNL, in particolare nei sistemi in cui le energie rinnovabili intermittenti non sono ancora in grado di sostituire la fornitura termica su scala industriale. Ciò spiega anche il continuo interesse per l'integrazione tra prelievo di GNL e produzione di energia elettrica nei paesi con infrastrutture del gas onshore poco sviluppate.

Si prevede che il segmento degli interventi di emergenza e soccorso in caso di calamità crescerà a un tasso di crescita annuo composto (CAGR) del 6.2% fino al 2031, risultando l'applicazione in più rapida crescita. Ad esempio, la proroga del contratto Karpowership da parte della Guyana, avvenuta nel marzo 2026 e del valore di quasi 235,000 dollari al giorno, evidenzia come la dipendenza a breve termine dalle risorse di emergenza possa estendersi quando i progetti di estrazione di gas a terra subiscono ripetuti ritardi. Anche la fornitura di energia di picco rimane una nicchia significativa, in particolare nelle reti in cui la produzione di energia solare diurna crea un calo prima dei picchi di domanda serali, rendendo necessario un supporto termico ad avvio rapido. Inoltre, il rapporto distingue le risorse galleggianti di GNL dalle soluzioni con gruppi elettrogeni diesel, in quanto le navi metaniere dotate di rigassificazione a bordo possono garantire una fornitura su scala industriale per settimane, mentre i gruppi elettrogeni di emergenza convenzionali offrono in genere solo 3-7 giorni di autonomia di carburante.

Per utente finale: le utility restano dominanti, mentre i contratti per i data center aprono una nicchia a maggiore crescita

Nel 2025, le aziende di servizi pubblici e i produttori indipendenti di energia (IPP) detenevano una quota di mercato del 48.7%, mantenendo la loro posizione di principale gruppo di utenti finali nel mercato degli impianti galleggianti di GNL. Questo predominio è attribuito alle strutture di acquisto garantite dai governi, diffuse in regioni come l'Africa subsahariana, il Sud-est asiatico e il Sud America, dove enti statali o aziende di servizi pubblici regolamentate continuano a influenzare l'accesso alla rete e i meccanismi d'asta. Gli utenti industriali, tra cui quelli del settore minerario, petrolifero e del gas e della desalinizzazione, rappresentano il successivo segmento di domanda significativo. Questi settori si affidano alle centrali elettriche galleggianti a GNL a causa degli elevati costi della logistica del diesel e del limitato accesso alle infrastrutture di trasmissione in località remote. Di conseguenza, il mercato rimane fortemente dipendente dagli appalti pubblici o quasi pubblici per raggiungere economie di scala, anche se gli utenti commerciali stanno gradualmente ampliando la base di domanda.

Il segmento commerciale e dei data center è il gruppo di utenti finali in più rapida crescita, con un tasso di crescita annuo composto (CAGR) previsto del 7.1% fino al 2031. Gli sviluppi normativi, come l'obbligo imposto da Singapore che prevede che le nuove centrali a gas o quelle ripotenziate debbano essere compatibili con l'idrogeno per almeno il 30% del volume, e accordi come il memorandum d'intesa (MOU) stipulato nel marzo 2026 tra Bridge Data Centres e Concord New Energy per la fornitura di energia tramite chiatte, evidenziano il passaggio delle soluzioni di energia galleggiante ad ambienti commerciali più rigorosi. A differenza dei contratti di acquisto di energia (PPA) delle utility, i contratti in questo segmento si rivolgono agli hyperscaler che richiedono un uptime di almeno il 99.99%, una qualità della tensione più rigorosa e una durata contrattuale più breve. Questi requisiti influenzano sia la progettazione delle navi che le strutture di servizio. Gli operatori in grado di soddisfare queste condizioni sono in grado di assicurarsi un vantaggio competitivo nel mercato delle centrali elettriche galleggianti a GNL, offrendo affidabilità e rapidità di implementazione oltre alla capacità di generazione di energia.

Nota: le quote di tutti i segmenti individuali sono disponibili al momento dell'acquisto del report

Analisi geografica

Nel 2025, la regione Asia-Pacifico rappresentava il 36.1% della quota di mercato delle centrali elettriche galleggianti a GNL, confermandosi come la principale base regionale per la domanda attuale. La regione beneficia di una combinazione di fattori, tra cui la necessità di elettrificazione delle isole, la densità di centri di consumo costieri e una catena di approvvigionamento di GNL consolidata in paesi come Indonesia, Malesia, Giappone e Corea del Sud. L'Indonesia rimane un mercato chiave, con PLN EPI che ha lanciato nel marzo 2025 un programma di GNL su piccola scala da 1.5 miliardi di dollari a supporto di 41 impianti insulari. Un'analisi peer-reviewed ha evidenziato che le strutture integrate FSRPP (Floating Supply and Reduction Plants) riducono i costi eliminando un anello della catena di approvvigionamento che può rappresentare il 30-40% del prezzo del gas consegnato quando gli asset sono separati. Inoltre, la regione si sta espandendo oltre i mercati consolidati, come dimostrano il progetto FSRU di Haiphong in Vietnam e il programma FSRU proposto da JERA alle Hawaii, a riprova del fatto che l'esperienza dell'Asia-Pacifico viene esportata verso i corridoi energetici insulari adiacenti.

Si prevede che il Medio Oriente e l'Africa cresceranno a un tasso annuo composto del 4.6% fino al 2031, diventando così la regione in più rapida espansione nel mercato delle centrali elettriche galleggianti a GNL. Questa crescita è supportata dalle previsioni della Camera africana dell'energia, secondo cui la domanda di gas naturale in tutta l'Africa aumenterà del 60% entro il 2050. Il progetto Dakar in Senegal esemplifica questa tendenza con un sistema integrato di conversione del GNL in energia elettrica da 335 MW, in grado di soddisfare fino al 25% della domanda nazionale senza richiedere infrastrutture per il gas a terra. L'Egitto sta consolidando ulteriormente il suo ruolo di hub galleggiante per il gas, grazie al contratto decennale di noleggio della Hoegh Gandria di Höegh Evi, che dovrebbe aggiungere fino a 1,000 milioni di piedi cubi standard al giorno di capacità di rigassificazione di picco presso il porto di Sumed a partire dal quarto trimestre del 2026. Analogamente, la decisione della Giordania, nel maggio 2026, di noleggiare una nuova FSRU per Aqaba sottolinea la crescente dipendenza dalla rigassificazione galleggiante come componente standard della sicurezza dell'approvvigionamento di gas nella regione.

Sebbene l'Europa e le Americhe rappresentino attualmente mercati di dimensioni inferiori, rimangono strategicamente importanti per il mercato delle centrali elettriche galleggianti a GNL. Queste regioni combinano esigenze di riserva energetica, preoccupazioni per la sicurezza dell'approvvigionamento di gas e acquisti selettivi di grandi capacità. In Brasile, l'asta per la capacità di riserva del 2026 ha assegnato contratti per quasi 8.5 GW di capacità termica a GNL, attirando investimenti stimati in 48 miliardi di BRL (9.6 miliardi di dollari) a supporto di nuove infrastrutture FSRU o dell'ampliamento di quelle esistenti in diversi stati. Nelle Americhe, il progetto dello Yucatán in Messico e la proposta di JERA alle Hawaii evidenziano le opportunità sia nei sistemi di frontiera che in quelli regolamentati, dove è necessaria energia programmabile prima che le infrastrutture a terra diventino operative. In Europa, la sicurezza dell'approvvigionamento rimane una priorità, con la produzione di Congo LNG che ha raggiunto i 3 milioni di tonnellate all'anno all'inizio del 2026, fornendo un'ulteriore fonte di approvvigionamento galleggiante per le utility che mirano a ridurre la dipendenza dal gas russo.