Capacidade global de liquefação de gás natural deve triplicar até 2030

As unidades flutuantes de liquefação de gás natural (FLNG) estão ganhando espaço no mercado global de GNL, com a capacidade prevista para triplicar até 2030, segundo levantamento da Rystad Energy. Antes limitados por desafios técnicos e operacionais, os projetos de FLNG agora atingem taxas de utilização comparáveis às de terminais em terra. Com o aumento da demanda por GNL e a viabilidade crescente de campos de gás menores, as FLNG surge como uma solução mais rápida, flexível e econômica, capaz de se adaptar à dinâmica do mercado e viabilizar reservas anteriormente inacessíveis.

A Rystad estima que a capacidade global de FLNG alcance 42 milhões de toneladas por ano (Mtpa) até 2030, chegando a 55 Mtpa em 2035 — quase quatro vezes os 14,1 Mtpa registrados em 2024. Os terminais comissionados antes de 2024 atingiram uma taxa média de utilização de 86,5% naquele ano e de 76% até agora em 2025, números comparáveis aos das instalações terrestres de GNL.

“O FLNG avançou muito em menos de uma década. Os únicos entraves reais foram os problemas iniciais comuns a qualquer nova tecnologia, como visto no projeto Prelude da Shell, que enfrentou estouros de custo e produção instável. Mas desde então, o setor amadureceu significativamente — incluindo o próprio Prelude. As taxas de utilização estão melhorando, a tecnologia tem se mostrado confiável em diferentes ambientes e a economia começa a fazer mais sentido. De superar desafios regulatórios no Canadá a viabilizar reservas offshore remotas na África e Ásia, o FLNG está finalmente se tornando uma solução mainstream”, afirma o vice-presidente de Pesquisa em Gás e GNL da Rystad Energy, Kaushal Ramesh.

Sem modelos anteriores a seguir, projetos pioneiros como o Prelude, da Shell — construído na Coreia do Sul pelo consórcio Technip–Samsung — se tornaram exemplos negativos das limitações iniciais do FLNG. Os custos chegaram a US$ 2.114 por tonelada apenas para a liquefação. No entanto, com o ganho de experiência em construção e operação, o capex por tonelada caiu significativamente, aproximando-se dos níveis de terminais terrestres.

Os projetos propostos na costa do Golfo dos EUA hoje têm média de cerca de US$ 1.054 por tonelada. O projeto Delfin FLNG, nos EUA, está um pouco acima dessa média, com US$ 1.134 por tonelada, enquanto o Coral South FLNG, em Moçambique — de escala semelhante —, apresenta um custo comparável de US$ 1.062 por tonelada. Ainda assim, os conceitos de projeto variam: alguns incluem produção integrada com componentes de upstream, enquanto outros apenas liquefazem gás com especificações de gasoduto.

Paralelamente, desenvolvedores de FLNG vêm recorrendo cada vez mais à conversão de embarcações como alternativa de menor custo às construções novas. Projetos como o Tortue/Ahmeyim FLNG, o Cameroon FLNG e o FLNG MK II da Southern Energy atingiram níveis de capex significativamente menores — US$ 640, US$ 500 e US$ 630 por tonelada, respectivamente — ao reaproveitarem navios LNG do tipo Moss. Esses navios têm tanques esféricos modulares que facilitam a integração de módulos de liquefação pré-fabricados. Com a expectativa de aposentadoria de várias embarcações desse tipo nos próximos anos, há espaço para ampliar a oferta de soluções FLNG de baixo custo.

As unidades FLNG também vêm demonstrando flexibilidade operacional em diferentes ambientes — de águas profundas a ultraprofundas, e até em operações com fornecimento onshore. Caso um projeto seja interrompido, a embarcação pode ser realocada ou vendida, evidenciando a mobilidade e adaptabilidade inerentes a esse tipo de ativo.