Il conflitto geopolitico in escalation tra gli Stati Uniti e l'Iran ha fatto salire i prezzi del gas naturale a livello mondiale, in particolare in Europa e Asia. L'Asia rappresenta quasi il 90% delle spedizioni di gas naturale liquefatto dai principali produttori del Medio Oriente come il Qatar e gli Emirati Arabi Uniti, mentre l'Europa importa il 7-11% del suo GNL dalla regione. Durante la primavera 2026, gli attacchi missilistici e con droni iraniani hanno colpito infrastrutture critiche di GNL nella regione, con colpi che hanno interessato i Treni 4 e 6 di Ras Laffan GNL e il Treno 2 di Pearl GTL.
QatarEnergy stima che le riparazioni alle due unità di Ras Laffan metteranno fuori servizio circa 12,8 milioni di tonnellate all'anno di capacità di GNL per tre-cinque anni. Pearl GTL Train 2, co-posseduta da QatarEnergy e Shell, dovrebbe richiedere un'interruzione di un anno per le riparazioni. Secondo Shell's LNG Outlook 2026, la domanda globale di GNL dovrebbe aumentare a quasi 700 milioni di tonnellate all'anno entro il 2050, rappresentando una crescita del 65% rispetto ai livelli del 2025, poiché i paesi danno priorità alla sicurezza energetica flessibile e affidabile offerta dal gas naturale e dal GNL.
Questo aumento della domanda ha intensificato l'attenzione sullo sviluppo di importanti nuovi progetti GNL al di fuori dei tradizionali hub del Medio Oriente. Il Qatar sta procedendo con un'importante espansione del suo progetto di gas North Field. QatarEnergy ha affidato alla società di servizi petroliferi statunitense Baker Hughes un contratto per il progetto North Field West, che copre attrezzature per due mega treni di GNL incluse sei turbine a gas, 12 compressori centrifughi e sistemi di potenza integrati.
Secondo Euronews, il progetto North Field West fa parte della strategia più ampia del Qatar per aumentare la capacità di produzione di GNL da 77 milioni di tonnellate a 142 milioni di tonnellate all'anno una volta completate tutte le fasi di espansione. La fase NFW da sola dovrebbe aggiungere circa 16 milioni di tonnellate all'anno attraverso due nuove linee di produzione. QatarEnergy ha affidato i contratti di ingegneria, approvvigionamento e costruzione a un consorzio internazionale, con i primi risultati previsti verso la fine del decennio.
Alaska LNG è progettato per portare il gas naturale dal North Slope dell'Alaska ai mercati dell'Alaska e globali. Il progetto è sviluppato da Glenfarne Group attraverso Glenfarne Alaska LNG, con Glenfarne che detiene una partecipazione proprietaria del 75% e lo Stato dell'Alaska del 25%. La Fase 1 prevede la costruzione di un gasdotto di 739 miglia e 42 pollici per fornire gas naturale dal North Slope per soddisfare le esigenze energetiche domestiche dell'Alaska.
La Fase 2 prevede la costruzione dell'impianto di liquefazione GNL e delle infrastrutture correlate a Nikiski, portando la lunghezza totale del gasdotto a 807 miglia. Glenfarne Group sta negoziando con ulteriori potenziali acquirenti che cercano accordi di cessione per altri 3 milioni di tonnellate metriche di GNL prima di prendere una decisione di investimento finale. L'azienda richiede che l'80% della sua capacità target di 20 milioni di tonnellate sia coperto prima di prendere la FID, avendo già assicurato accordi di cessione per più di 13 milioni di tonnellate.
Argentina LNG si concentra sulla monetizzazione delle vaste riserve di gas di scisto dal bacino di Vaca Muerta attraverso il Golfo di San Matías nella provincia di Río Negro. Lo sforzo multimiliardario combina un progetto GNL galleggiante a breve termine mirato al 2027 con una costruzione di esportazione terra-mare più grande di 12-30 milioni di tonnellate all'anno. Una partnership che include Pan American Energy e Golar LNG sta sviluppando il più piccolo progetto GNL galleggiante utilizzando l'unità FLNG Hilli Episeyo, che mira a una capacità iniziale di 2,45 milioni di tonnellate all'anno.
La YPF controllata dallo Stato, insieme ai partner Eni e XRG con sede negli Emirati Arabi Uniti, sta promuovendo un'impresa più grande di 12-30 milioni di tonnellate all'anno. Una decisione di investimento finale è prevista per la fine del 2026, con spedizioni iniziali mirate intorno al 2030-31. Sono previsti gasdotti dedicati da Vaca Muerta alla costa atlantica, supportati da un accordo di servizi marittimi da 70 milioni di dollari e 10 anni assegnato ai porti indiani Adani e al Meridian Group.
Il Rio Grande LNG Project è un massiccio terminal di esportazione di gas naturale liquefatto costruito da NextDecade Corporation su un sito di quasi 1.000 acri presso il Port of Brownsville nel South Texas. L'impianto mira a fornire fino a 48 milioni di tonnellate all'anno di gas naturale ai mercati globali. La costruzione dei Treni 1 e 2 ha raggiunto il 74% di completamento, con la prima produzione di GNL prevista nella prima metà del 2027.
La decisione di investimento finale e i finanziamenti per il Treno 4 e il Treno 5 sono stati assicurati alla fine del 2025, sostenuti dai principali acquirenti di energia globale tra cui TotalEnergies, ADNOC, Aramco e ConocoPhillips. Il sito ha capacità per un totale di 10 treni, con pre-deposito normativo in corso per un Treno 6. L'approvvigionamento di gas naturale viene instradato tramite reti di alimentazione, incluse espansioni come i gasdotti Enbridge Bay Runner e Blackcomb che collegano il Permian Basin al South Texas.
Il Brazos Island Harbor Channel Project a pescaggio profondo è stato completato per accogliere i grandi trasportatori di carico GNL. Il progetto Port Arthur LNG è una struttura di esportazione di gas naturale da 25 miliardi di dollari situata sulla costa del Golfo nella contea di Jefferson, in Texas. Sviluppato da Sempra Infrastructure come joint venture con ConocoPhillips, il progetto multifase fornisce una capacità di esportazione totale nominale di circa 26 milioni di tonnellate all'anno.
In costruzione dal 2023 e dotato di due treni di liquefazione e due serbatoi di stoccaggio, le operazioni commerciali del Treno 1 iniziano nel 2027 e il Treno 2 segue nel 2028. Una decisione di investimento finale è stata raggiunta su un'espansione della Fase 2 del valore di 12-14 miliardi di dollari, aggiungendo altri due treni di liquefazione per raddoppiare la capacità complessiva. Il Treno 3 è programmato per il 2030 e il Treno 4 per il 2031.
Port Arthur LNG avrà infine quattro treni di liquefazione, tre serbatoi di stoccaggio GNL e due ormeggi marini. Bechtel funge da appaltatore di ingegneria, approvvigionamento e costruzione. La capacità della Fase 1 è completamente sottoscritta con acquirenti globali tra cui ConocoPhillips, RWE, PKN Orlen, INEOS ed Engie.
Source: oilprice.com