Il conflitto tra Stati Uniti e Iran ha fatto aumentare i prezzi del gas naturale, con un impatto avvertito in modo particolarmente acuto in Europa e Asia. L'Asia riceve quasi il 90% delle spedizioni di gas naturale liquefatto (LNG) dai principali produttori del Medio Oriente come il Qatar e gli Emirati Arabi Uniti, mentre l'Europa ottiene il 7–11% del proprio LNG dalla stessa regione.

Durante gli attacchi missilistici e con droni della primavera del 2026, gli attacchi iraniani hanno danneggiato i Treni LNG 4 e 6 di Ras Laffan, nonché il Treno 2 di Pearl GTL. QatarEnergy, proprietaria dell'impianto di Ras Laffan, stima che la riparazione delle due unità interessate metterà offline circa 12,8 milioni di tonnellate all'anno di capacità LNG per tre-cinque anni.

Il Treno 2 di Pearl GTL, di proprietà congiunta di QatarEnergy e Shell (NYSE:SHEL), richiederà un fermo di un anno per le riparazioni.

Secondo il podcast Platts Commodities Focus di S&P Global Energy, le crescenti tensioni geopolitiche in Medio Oriente si sono rapidamente trasformate in una crisi della catena di approvvigionamento, in particolare dopo le interruzioni della navigazione attraverso lo Stretto di Hormuz — una rotta di esportazione critica per il Qatar che trasporta circa un quinto del commercio globale di LNG.

L'LNG Outlook 2026 di Shell prevede che la domanda globale di LNG salirà a quasi 700 milioni di tonnellate all'anno entro il 2050, con un aumento del 65% rispetto ai livelli del 2025, man mano che le nazioni danno sempre maggiore priorità alla sicurezza energetica e alla flessibilità offerte dal gas naturale e dall'LNG. L'aumento della domanda è stato accelerato dalla svolta dell'Europa verso il distacco dal gasdotto russo in seguito all'invasione dell'Ucraina del 2022, che ha trasformato il continente nel più grande importatore mondiale di LNG e ha intensificato la competizione con gli acquirenti asiatici per i carichi disponibili.

Se la prossima ondata di progetti LNG potrà soddisfare questa domanda — e quali fornitori si faranno avanti — rimane una questione cruciale. La maggior parte dei progetti di seguito non produrrà il primo LNG prima del 2027 o oltre, il che significa che il divario di approvvigionamento creato dalle interruzioni qatariane probabilmente persisterà per gran parte del decennio. Oilprice.com ha identificato cinque dei più grandi progetti LNG attualmente in sviluppo, elencati di seguito senza un ordine particolare.

Espansione Qatar North Field West

Il Qatar sta portando avanti una grande espansione delle sue riserve di gas del North Field. All'inizio di quest'anno, QatarEnergy ha affidato all'azienda americana di servizi petroliferi Baker Hughes (NASDAQ:BKR) un contratto per il North Field West Project, relativo alle attrezzature per due "mega treni" LNG — tra cui sei turbine a gas, 12 compressori centrifughi e sistemi di alimentazione integrati essenziali per il processo di liquefazione del gas.

Secondo Euronews, il progetto North Field West è un pilastro della più ampia strategia del Qatar per aumentare la capacità di produzione di LNG da 77 milioni di tonnellate a 142 milioni di tonnellate all'anno in tutte le fasi di espansione. Solo la fase NFW dovrebbe aggiungere circa 16 milioni di tonnellate all'anno attraverso due nuove linee di produzione. QatarEnergy ha già assegnato i contratti di ingegneria, approvvigionamento e costruzione (EPC) a un consorzio internazionale, con il primo output previsto verso la fine del decennio. L'espansione acquisisce un'urgenza aggiuntiva dato che i treni danneggiati di Ras Laffan hanno temporaneamente cancellato una quota significativa dell'attuale capacità di esportazione del Qatar.

Alaska LNG

Progettato per trasportare il gas naturale dal North Slope dell'Alaska verso i mercati sia alaskani che internazionali, il progetto Alaska LNG è sviluppato da Glenfarne Group attraverso la sua controllata Glenfarne Alaska LNG. Glenfarne detiene una quota del 75% in partenariato con lo Stato dell'Alaska, che possiede il restante 25%. Il progetto offre agli acquirenti del bacino del Pacifico una rotta di approvvigionamento nordamericana che aggira il Canale di Panama, un collo di bottiglia per le spedizioni LNG dalla Costa del Golfo verso l'Asia.

La Fase 1 prevede la costruzione di un gasdotto di 739 miglia e 42 pollici per consegnare il gas del North Slope al fine di soddisfare il fabbisogno energetico domestico dell'Alaska. La Fase 2 comprende la costruzione di un impianto di liquefazione LNG e delle relative infrastrutture a Nikiski, estendendo la lunghezza totale del gasdotto a 807 miglia.

Come ha riportato il collega di Oilprice.com Alex Kimani, Glenfarne Group è in trattative con altri due potenziali acquirenti per assicurare accordi di offtake per ulteriori 3 milioni di tonnellate metriche di LNG prima di prendere una decisione di investimento finale (FID). L'azienda richiede che l'80% della propria capacità target di 20 milioni di tonnellate sia coperta da contratti prima di procedere con la FID; finora ha assicurato accordi per oltre 13 milioni di tonnellate.

Argentina LNG

Le ambizioni LNG dell'Argentina si concentrano sulla monetizzazione delle vaste riserve di shale gas del bacino di Vaca Muerta — una delle più grandi formazioni di shale non convenzionale al mondo, paragonabile per scala ai principali bacini statunitensi — con le esportazioni instradate attraverso il Golfo di San Matías nella provincia di Río Negro. L'iniziativa da diversi miliardi di dollari combina un progetto a breve termine di LNG galleggiante (FLNG) — previsto per il 2027 — con un più ampio sviluppo di esportazione via terra e mare compreso tra 12 e 30 milioni di tonnellate all'anno (mtpa).

Il progetto FLNG più piccolo, guidato da una partnership che include Pan American Energy e Golar LNG, utilizzerà l'unità FLNG Hilli Episeyo e punta a una capacità iniziale di 2,45 mtpa. Un'iniziativa più grande da 12–30 mtpa è portata avanti dalla YPF controllata dallo Stato, a fianco dei partner Eni e XRG con sede negli Emirati Arabi Uniti. Una FID è prevista per la fine del 2026, con le prime spedizioni mirate al 2030–31. Sono previsti gasdotti dedicati da Vaca Muerta alla costa atlantica, supportati da un accordo di servizi marittimi decennale da 70 milioni di dollari assegnato alla società indiana Adani Ports e al Meridian Group. Se realizzato, l'Argentina diventerebbe il primo grande esportatore di LNG del Sudamerica.

Rio Grande LNG

Il Rio Grande LNG Project è un terminale di esportazione su larga scala in costruzione da parte di NextDecade Corporation su un sito di quasi 1.000 acri presso il Porto di Brownsville nel Sud del Texas. La configurazione multi-treno dell'impianto è destinata a fornire fino a 48 milioni di tonnellate all'anno di LNG ai mercati globali. Il progetto fa parte di un più ampio sviluppo della capacità di esportazione della Costa del Golfo degli Stati Uniti che ha reso gli Stati Uniti il più grande esportatore mondiale di LNG dal 2023.

La costruzione dei Treni 1 e 2 ha superato il 74% di completamento, con la prima produzione di LNG prevista nel primo semestre del 2027. La FID e il finanziamento per i Treni 4 e 5 sono stati assicurati alla fine del 2025, con il supporto dei principali acquirenti globali di energia tra cui TotalEnergies, ADNOC, Aramco e ConocoPhillips (NYSE:COP). Il sito può ospitare fino a un totale di 10 treni, con la pre-presentazione normativa già in corso per un Treno 6.

L'approvvigionamento di gas naturale avviene tramite reti di gasdotti feeder, inclusi ampliamenti come i gasdotti Enbridge Bay Runner e Blackcomb, che collegano il bacino del Permian al Sud del Texas. Il Brazos Island Harbor Channel Project a profondità maggiore è stato completato per accogliere le grandi navi cargo LNG in transito attraverso il canale navigabile di Brownsville.

Port Arthur LNG

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, il progetto multifase ha una capacità di esportazione nominale totale di circa 26 milioni di tonnellate all'anno.

In costruzione dal 2023 come joint venture con ConocoPhillips, la Fase 1 comprende due treni di liquefazione e due serbatoi di stoccaggio. Le operazioni commerciali del Treno 1 dovrebbero iniziare nel 2027, seguite dal Treno 2 nel 2028. È stata raggiunta una FID per un'espansione della Fase 2 del costo di 12–14 miliardi di dollari, che aggiungerà i Treni 3 e 4 per raddoppiare la capacità complessiva. Il Treno 3 è previsto per il 2030 e il Treno 4 per il 2031.

Una volta completato, Port Arthur LNG comprenderà quattro treni di liquefazione, tre serbatoi di stoccaggio LNG e due banchine marine. Bechtel opera come appaltatore EPC. La capacità della Fase 1 è interamente sottoscritta, con acquirenti globali tra cui ConocoPhillips, RWE, PKN Orlen, INEOS ed Engie — un gruppo che spazia tra utility europee e major integrate che riflette l'ampia base di domanda alla base dell'attuale ciclo di investimento LNG.

Di Andrew Topf per Oilprice.com