Konflikt między Stanami Zjednoczonymi a Iranem doprowadził do wzrostu cen gazu ziemnego, a skutki były najbardziej odczuwalne w Europie i Azji. Azja otrzymuje niemal 90% dostaw skroplonego gazu ziemnego (LNG) od głównych producentów z Bliskiego Wschodu, takich jak Katar i Zjednoczone Emiraty Arabskie, podczas gdy Europa pozyskuje z tego samego regionu 7–11% swojego LNG.

Podczas ataków rakietowych i dronowych wiosną 2026 roku irańskie uderzenia uszkodziły Ras Laffan LNG Trains 4 i 6, a także Pearl GTL Train 2. QatarEnergy, właściciel zakładu Ras Laffan, szacuje, że naprawa dwóch uszkodzonych jednostek wyłączy z eksploatacji około 12,8 miliona ton rocznych mocy LNG na okres od trzech do pięciu lat. Pearl GTL Train 2, współwłasność QatarEnergy i Shell (NYSE:SHEL), ma wymagać rocznego przestoju na naprawy.

Według podcastu Platts Commodities Focus S&P Global Energy, narastające napięcia geopolityczne na Bliskim Wschodzie szybko przerodziły się w kryzys łańcucha dostaw, zwłaszcza po zakłóceniach w żegludze przez cieśninę Ormuz — kluczowy szlak eksportowy Kataru, którym przebiega około jedna piąta światowego handlu LNG.

Shell's LNG Outlook 2026 prognozuje, że globalny popyt na LNG wzrośnie do niemal 700 milionów ton rocznie do 2050 roku, czyli o 65% względem poziomów z 2025 roku, ponieważ państwa coraz bardziej stawiają na bezpieczeństwo energetyczne i elastyczność oferowaną przez gaz ziemny i LNG. Wzrost popytu został przyspieszony przez odejście Europy od rosyjskiego gazu przesyłanego gazociągami po inwazji na Ukrainę w 2022 roku, co uczyniło kontynent największym importerem LNG na świecie i zaostrzyło konkurencję z azjatyckimi nabywcami o dostępne ładunki.

Pytanie, czy kolejna fala projektów LNG zdoła sprostać temu popytowi — i którzy dostawcy się w to włączą — pozostaje kluczowe. Większość opisanych poniżej projektów nie dostarczy pierwszego LNG przed 2027 rokiem lub później, co oznacza, że luka podażowa wywołana przestojami w Katarze najpewniej utrzyma się przez znaczną część dekady. Oilprice.com wskazał pięć największych projektów LNG obecnie rozwijanych, przedstawionych poniżej bez określonej kolejności.

Rozbudowa North Field West w Katarze

Katar kontynuuje dużą rozbudowę swoich złóż gazu North Field. Na początku tego roku QatarEnergy przyznało amerykańskiej firmie usługowej dla sektora naftowego Baker Hughes (NASDAQ:BKR) kontrakt na projekt North Field West, obejmujący wyposażenie dla dwóch LNG „mega trains” — w tym sześciu turbin gazowych, 12 sprężarek odśrodkowych oraz zintegrowanych systemów zasilania, kluczowych dla procesu skraplania gazu.

Według Euronews, projekt North Field West stanowi filar szerszej strategii Kataru, której celem jest zwiększenie mocy produkcyjnych LNG z 77 milionów ton do 142 milionów ton rocznie po zakończeniu wszystkich faz rozbudowy. Sama faza NFW ma dodać około 16 milionów ton rocznie dzięki dwóm nowym liniom produkcyjnym. QatarEnergy przyznało już międzynarodowemu konsorcjum kontrakty EPC (engineering, procurement and construction), a pierwsza produkcja ma ruszyć pod koniec dekady. Rozbudowa nabiera dodatkowej pilności, ponieważ uszkodzone pociągi w Ras Laffan tymczasowo zredukowały znaczną część obecnej zdolności eksportowej Kataru.

Alaska LNG

Projekt Alaska LNG, zaprojektowany do transportu gazu ziemnego z North Slope na Alasce na rynki alaskie i międzynarodowe, jest rozwijany przez Glenfarne Group poprzez spółkę Glenfarne Alaska LNG. Glenfarne posiada 75% udziałów we współpracy ze stanem Alaska, który ma pozostałe 25%. Projekt oferuje nabywcom w basenie Pacyfiku północnoamerykańską trasę dostaw omijającą Kanał Panamski, który stanowi wąskie gardło dla dostaw LNG z Zatoki Meksykańskiej do Azji.

Faza 1 obejmuje budowę 739-milowego, 42-calowego gazociągu, który ma dostarczać gaz z North Slope na potrzeby krajowe Alaski. Faza 2 zakłada budowę instalacji do skraplania LNG oraz powiązanej infrastruktury w Nikiski, wydłużając łączną długość gazociągu do 807 mil.

Jak poinformował mój kolega z Oilprice.com Alex Kimani, Glenfarne Group prowadzi rozmowy z dwoma kolejnymi potencjalnymi nabywcami, aby zabezpieczyć umowy odbioru obejmujące dodatkowe 3 miliony ton LNG przed podjęciem ostatecznej decyzji inwestycyjnej (FID). Spółka wymaga zakontraktowania 80% swojej docelowej zdolności 20 milionów ton przed FID; dotychczas zabezpieczyła umowy na ponad 13 milionów ton.

Argentina LNG

Ambicje LNG Argentyny koncentrują się na monetyzacji ogromnych zasobów gazu łupkowego w basenie Vaca Muerta — jednej z największych na świecie formacji niekonwencjonalnego gazu łupkowego, porównywalnej skalą do dużych basenów w USA — z eksportem przez Zatokę San Matías w prowincji Río Negro. Wielomiliardowa inicjatywa łączy krótkoterminowy projekt pływającego LNG (FLNG), planowany na 2027 rok, z większym, lądowo-morskim systemem eksportowym o skali od 12 do 30 milionów ton rocznie (mtpa).

Mniejszy projekt FLNG, prowadzony przez partnerstwo obejmujące Pan American Energy i Golar LNG, wykorzysta jednostkę Hilli Episeyo FLNG i zakłada początkową zdolność 2,45 mtpa. Większe przedsięwzięcie o skali 12–30 mtpa rozwija państwowy YPF wraz z partnerami Eni i XRG z siedzibą w ZEA. FID przewidywany jest na koniec 2026 roku, a pierwsze dostawy są planowane na 2030–31. Przewidziano dedykowane gazociągi z Vaca Muerta na wybrzeże Atlantyku, wspierane przez 10-letnią umowę na usługi morskie o wartości 70 milionów dolarów, przyznaną indyjskim Adani Ports i Meridian Group. Jeśli projekt zostanie zrealizowany, Argentyna stanie się pierwszym dużym eksporterem LNG w Ameryce Południowej.

Rio Grande LNG

Projekt Rio Grande LNG to duży terminal eksportowy LNG budowany przez NextDecade Corporation na niemal 1,000-akrowym terenie w porcie Brownsville w południowym Teksasie. Wieloliniowy układ instalacji ma umożliwić dostawy do 48 milionów ton LNG rocznie na rynki globalne. Projekt jest częścią szerszej rozbudowy zdolności eksportowych amerykańskiego wybrzeża Zatoki, dzięki której Stany Zjednoczone są największym eksporterem LNG na świecie od 2023 roku.

Budowa Train 1 i 2 przekroczyła 74% zaawansowania, a pierwsza produkcja LNG ma nastąpić w pierwszej połowie 2027 roku. FID i finansowanie dla Train 4 i Train 5 zabezpieczono pod koniec 2025 roku, przy wsparciu dużych globalnych nabywców energii, takich jak TotalEnergies, ADNOC, Aramco i ConocoPhillips (NYSE:COP). Na terenie zakładu można docelowo zmieścić do 10 pociągów produkcyjnych, a dla Train 6 trwa już etap wstępnych zgłoszeń regulacyjnych.

Dostawy gazu ziemnego są realizowane przez sieci gazociągów zasilających, w tym rozbudowy takie jak Enbridge Bay Runner i Blackcomb, łączące Permian Basin z południowym Teksasem. Projekt Brazos Island Harbor Channel o większym zanurzeniu został ukończony, aby umożliwić obsługę dużych gazowców LNG przepływających przez kanał Brownsville.

Port Arthur LNG

Projekt Port Arthur LNG to wart 25 miliardów dolarów zakład eksportowy gazu ziemnego na wybrzeżu Zatoki w hrabstwie Jefferson w Teksasie. Rozwijany przez Sempra Infrastructure, wieloetapowy projekt ma łączną nominalną zdolność eksportową wynoszącą około 26 milionów ton rocznie.

Budowany od 2023 roku we współpracy joint venture z ConocoPhillips, etap 1 obejmuje dwa pociągi skraplania i dwa zbiorniki magazynowe. Komercyjna eksploatacja Train 1 ma rozpocząć się w 2027 roku, a Train 2 w 2028 roku. W odniesieniu do fazy 2, wartej 12–14 miliardów dolarów rozbudowy, osiągnięto FID; doda ona Train 3 i 4, podwajając całkowitą zdolność. Train 3 zaplanowano na 2030 rok, a Train 4 na 2031 rok.

Po pełnym ukończeniu Port Arthur LNG będzie obejmować cztery pociągi skraplania, trzy zbiorniki LNG oraz dwa nabrzeża morskie. Bechtel pełni rolę kontraktora EPC. Zdolność fazy 1 jest w pełni zakontraktowana przez globalnych nabywców, w tym ConocoPhillips, RWE, PKN Orlen, INEOS i Engie.

By Andrew Topf for Oilprice.com