04.09.2026
Il mercato globale dei serbatoi di stoccaggio di LNG verso 26,27 miliardi di dollari entro il 2031

Il mercato mondiale dei serbatoi per lo stoccaggio di gas naturale liquefatto continua ad ampliarsi insieme allo sviluppo delle infrastrutture LNG, con una crescita che riguarda sia i grandi terminali terrestri sia le installazioni galleggianti e le reti dedicate al rifornimento navale. Il valore globale del comparto, pari a 16,45 miliardi di dollari nel 2025, è stimato a 17,78 miliardi nel 2026 e dovrebbe raggiungere 26,27 miliardi di dollari entro il 2031, con un tasso medio annuo di crescita dell’8,13% nel periodo 2026-2031. A sostenere questa espansione sono soprattutto l’aumento della capacità mondiale di importazione del GNL, i programmi destinati alla sicurezza degli approvvigionamenti energetici, lo sviluppo dei terminali galleggianti di rigassificazione e la progressiva diffusione dell’LNG come combustibile nel trasporto marittimo.

Una delle aree che stanno determinando la maggiore richiesta di nuove capacità di stoccaggio è infatti il bunkering navale: i requisiti sulle emissioni introdotti nel settore marittimo stanno favorendo l’impiego di sistemi di propulsione alimentati a LNG e, parallelamente, la costruzione delle infrastrutture necessarie per ricevere, conservare e trasferire il combustibile alle navi. Singapore, Rotterdam e la costa statunitense del Golfo del Messico rappresentano alcuni dei principali poli di investimento. L’American Bureau of Shipping prevede che la flotta mondiale alimentata a LNG possa superare le 1.000 unità entro il 2027, una crescita che aumenta la domanda soprattutto di serbatoi Type-C ad alta pressione, progettati per sopportare frequenti cicli di riempimento e svuotamento. Nei porti si stanno inoltre sviluppando ormeggi dedicati, operatori specializzati nel bunkeraggio e pacchetti modulari di stoccaggio che consentono di ridurre i tempi di costruzione e le interferenze con le normali attività delle banchine.

Queste esigenze stanno orientando una parte del mercato verso serbatoi compatti e caratterizzati da un’elevata frequenza di movimentazione del prodotto: nell’area Asia-Pacifico, dove sono presenti numerose rotte feeder e sta aumentando il ricorso ai trasferimenti ship-to-ship, risultano particolarmente adatte configurazioni cilindriche e sistemi a membrana. Accanto ai grandi depositi dei terminali di importazione ed esportazione si sta così consolidando un segmento costituito da impianti più flessibili, unità per il bunkeraggio e hub LNG di dimensioni ridotte, nei quali capacità di movimentazione, isolamento criogenico e rapidità delle operazioni diventano elementi essenziali del progetto del sistema di stoccaggio.

Un secondo elemento determinante è la diffusione delle FSRU, le Floating Storage and Regasification Unit, utilizzate per ricevere LNG, immagazzinarlo e rigassificarlo direttamente offshore o in prossimità della costa. Queste infrastrutture consentono di aumentare in tempi relativamente brevi la capacità di importazione di gas di un Paese: un progetto basato su FSRU può generalmente essere completato in 18-24 mesi, contro i quattro-sei anni necessari per realizzare un terminale convenzionale a terra. Nel 2024 la capacità mondiale di rigassificazione galleggiante è stata stimata in 7,8 miliardi di piedi cubi al giorno, equivalenti a circa l’8% della capacità globale di send-out. Germania, Pakistan ed Egitto sono tra i Paesi nei quali lo sviluppo di queste soluzioni ha mostrato i vantaggi derivanti dalla maggiore rapidità di installazione, dalla possibilità di ricollocare le unità e da procedure autorizzative che possono risultare meno complesse rispetto a quelle necessarie per una grande infrastruttura terrestre.

La crescita delle installazioni galleggianti incide direttamente anche sulle tecnologie utilizzate per i serbatoi: i sistemi a membrana permettono un utilizzo molto efficiente del volume disponibile e possono essere progettati per resistere ai movimenti dell’unità navale e agli effetti dello sloshing, cioè alle sollecitazioni prodotte dal movimento del liquido criogenico all’interno del contenitore. Lo sviluppo tecnico si concentra quindi sulla resistenza delle membrane e delle barriere, sull’allungamento della vita operativa e sulla capacità del sistema di sostenere elevati ritmi di movimentazione del carico. La crescente diffusione delle FSRU e dei progetti modulari dovrebbe portare i serbatoi a membrana a crescere a un tasso medio annuo dell’11,02% fino al 2031, superiore a quello previsto per il mercato complessivo.

Nei grandi terminali terrestri continuano invece ad avere un ruolo centrale i sistemi full-containment, che, nel 2025, ha generato il 41,75% dei ricavi del mercato globale dei serbatoi LNG, grazie alla consolidata affidabilità in termini di sicurezza e all’ampia accettazione normativa. I terminali di importazione caratterizzati da grandi volumi di movimentazione utilizzano normalmente capacità molto elevate e nei nuovi progetti, in particolare in Cina, Giappone e India, vengono specificati serbatoi compresi indicativamente tra 160.000 e 230.000 metri cubi. Il mercato comprende inoltre sistemi single-containment, serbatoi criogenici interrati o realizzati con strutture in calcestruzzo e differenti configurazioni destinate a installazioni onshore, offshore FLNG/FSRU e chiatte per il bunkeraggio LNG.

Un’ulteriore distinzione riguarda la configurazione strutturale del contenitore: i serbatoi Type-A, generalmente prismatici, rappresentavano il 39,12% del mercato nel 2025 e beneficiano di una capacità produttiva ormai consolidata soprattutto in Cina, Corea del Sud ed Europa. I Type-C, normalmente cilindrici e dotati di isolamento adatto al servizio criogenico, dovrebbero invece registrare una crescita media annua del 10,05% fino al 2031. La loro espansione è collegata soprattutto alle reti LNG su scala ridotta e ai punti di bunkeraggio, dove sono richiesti sistemi relativamente compatti, efficientemente isolati e compatibili anche con unità di riliquefazione di dimensioni contenute; queste caratteristiche li rendono adatti, tra le altre applicazioni, alla distribuzione di combustibile navale con più punti di consegna.

La scelta del materiale costituisce uno degli aspetti tecnici ed economici più importanti nella costruzione di un serbatoio destinato a contenere LNG, che viene conservato in condizioni criogeniche. il mercato comprende applicazioni in acciaio al carbonio, acciaio al 9% di nichel, leghe di alluminio e calcestruzzo precompresso, mentre proprio l’andamento dei prezzi di acciaio e nichel rappresenta uno dei principali fattori di incertezza per i costruttori. nel corso del 2024, i prezzi spot del nichel hanno registrato oscillazioni superiori al 35%. Nel caso di un serbatoio full-containment da 180.000 metri cubi, le lamiere di acciaio possono rappresentare circa il 45% del valore complessivo della fornitura EPC, rendendo le variazioni delle materie prime particolarmente rilevanti nella determinazione del costo finale dell’impianto.

Per ridurre questa esposizione i produttori stanno valutando materiali con un contenuto inferiore di nichel, accordi di fornitura delle materie prime di maggiore durata e un utilizzo crescente dell’automazione nelle lavorazioni criogeniche: tra le tecnologie che stanno acquisendo importanza rientra la saldatura robotizzata degli acciai al 9% di nichel, insieme allo sviluppo di serbatoi a membrana modulari e prefabbricati fuori sito. La maggiore automazione delle saldature permette di intervenire su una lavorazione particolarmente critica per contenitori destinati a temperature criogeniche, mentre la prefabbricazione può ridurre le attività da effettuare direttamente in cantiere e contribuire ad abbreviare le tempistiche di realizzazione; parallelamente, lo sviluppo di infrastrutture LNG su scala ridotta e di stazioni satellite sostiene ulteriormente la domanda di serbatoi Type-C.

La crescita del comparto incontra tuttavia alcuni limiti che riguardano sia la filiera industriale sia la realizzazione concreta degli impianti. oltre alla volatilità dell’acciaio e del nichel, assumono rilievo i tempi autorizzativi dei depositi costieri, che possono rallentare i nuovi progetti, lo sviluppo di soluzioni alternative per lo stoccaggio sotterraneo dell’LNG e le controversie brevettuali relative ad alcune tecnologie a membrana, che possono restringere il numero dei fornitori disponibili. La progettazione delle nuove infrastrutture deve inoltre tenere conto di requisiti normativi differenti tra i vari mercati, dell’evoluzione della domanda energetica e della necessità di disporre di tecnologie e competenze specifiche nella produzione, saldatura e installazione dei sistemi criogenici.

Dal punto di vista geografico, l’Asia-Pacifico rappresenta il principale mercato mondiale, tanto che, già nel 2025, l’area concentrava il 44,10% dei ricavi globali e fino al 2031 dovrebbe crescere a un tasso medio annuo dell’8,94%. La Cina sta sviluppando più di 30 nuovi terminali LNG, mentre in Giappone i programmi per la costituzione di scorte strategiche sostengono la necessità di capacità di stoccaggio aggiuntiva. L’India sta contemporaneamente ampliando le infrastrutture lungo la costa orientale e promuovendo lo sviluppo dello stoccaggio galleggiante; Corea del Sud, Singapore, Malaysia e Australia completano un’area nella quale importazione di gas, traffico marittimo e grandi capacità industriali nella costruzione di sistemi LNG favoriscono ulteriormente lo sviluppo del settore.

Anche l’Europa ha incrementato rapidamente le proprie infrastrutture di importazione: tra il 2021 e la fine del 2024 la capacità LNG europea è cresciuta del 34%, con Germania, Francia e Paesi Bassi che hanno fatto ricorso anche a terminali galleggianti. Nei progetti futuri sta assumendo importanza anche la possibilità di rendere determinate infrastrutture compatibili con altri vettori, in particolare idrogeno e ammoniaca. Questo orientamento influenza la progettazione di impianti che dovranno operare per periodi molto lunghi e per i quali viene valutata già in fase iniziale una maggiore flessibilità rispetto al solo impiego con gas naturale liquefatto.

In Nord America la domanda è sostenuta da un consistente portafoglio di nuovi progetti LNG, anche se procedimenti giudiziari e revisioni a livello federale possono influire sui tempi di sviluppo di alcune infrastrutture. Medio Oriente e Africa costituiscono infine due aree in progressiva espansione: l’ampliamento del North Field in Qatar richiederà capacità di stoccaggio aggiuntiva presso Ras Laffan, mentre il progetto Ruwais negli Emirati Arabi Uniti comprende importanti investimenti in serbatoi criogenici. In Africa, progetti LNG galleggianti in Congo, Mauritania e Senegal dovrebbero sostenere soprattutto la richiesta di sistemi a membrana. Ne deriva un mercato nel quale i grandi serbatoi full-containment dei terminali terrestri continueranno a convivere con una quota crescente di soluzioni galleggianti, modulari e Type-C, destinate al bunkeraggio, alle reti distributive su scala ridotta, agli impianti satellite e alle nuove infrastrutture necessarie per rendere più flessibile la catena internazionale del gas naturale liquefatto.