Das staatliche Unternehmen Pakistan Petroleum Ltd. wird eine Insel bauen, um eine Startrampe für die Beschleunigung der Öl- und Gasförderung zu schaffen. Die künstliche Insel wird etwa 30 Kilometer vor der Küste der südlichen Provinz Sindh in der Nähe der Stadt Sajawal entstehen, erklärte Arshad Palekar, Generaldirektor für Exploration und Entwicklung des Kerngeschäfts von PPL, gegenüber der Nachrichtenagentur Bloomberg. Seinen Angaben zufolge soll dadurch verhindert werden, dass die rund um die Uhr stattfindenden geologischen Erkundungsarbeiten durch Gezeiten unterbrochen werden.
Dieses für Pakistan erste Projekt basiert auf den Erfahrungen in Abu Dhabi, wo erfolgreich künstliche Inseln für Bohrungen errichtet wurden, so Palechar.
Der Bau der Insel werde im Februar abgeschlossen sein, unmittelbar danach werde die Nutzung beginnen, fügte er hinzu. Das Unternehmen plant, etwa 25 Bohrlöcher zu bohren.
Die Bohrarbeiten in Pakistan nehmen Fahrt auf, nachdem US-Präsident Donald Trump im Juli Interesse an den „enormen Ölvorkommen” des Landes bekundet hatte. Seitdem wurden den lokalen Unternehmen PPL, Mari Energies Ltd. und Prime International Oil and Gas Co. Lizenzen für die Offshore-Exploration erteilt.
Die nationale Energieregulierungsbehörde (ANRE) Moldawiens hat zwei neue Routen für den Transit von Gas aus Griechenland in die Ukraine über ihr Gasfernleitungsnetz (GTN) eingeführt, teilte die Regulierungsbehörde mit.
„Diese Produkte (Lieferdienstleistungen) sollen den Fluss von Erdgas aus Griechenland in die Ukraine über die transbalkanische Infrastruktur erleichtern und damit zur Stärkung der regionalen Energiesicherheit, Diversifizierung der Lieferquellen und die effiziente Nutzung der Transportkapazitäten zu fördern, entsprechend der Anfrage von Vestmoldtransgaz LLC (Betreiber des GTS Moldawiens) und der gemeinsamen Initiative der Betreiber von Erdgastransportsystemen in Griechenland, Bulgarien, Rumänien, Moldawien und der Ukraine“, heißt es in der Mitteilung der ANRE.
Die Regulierungsbehörde präzisierte, dass es sich um „zwei neue Produkte mit spezieller Durchleitungskapazität – „Route 2“ und „Route 3“ – handelt, die im Zeitraum von Dezember 2025 bis April 2026 verfügbar sein werden“.
Die neuen Dienste werden monatlich im Rahmen paralleler Auktionen auf der RBP-Plattform unter Verwendung eines Einheitspreisalgorithmus angeboten, wobei Rabatte auf die Tarife der Betreiber der Transitländer gewährt werden. „Die Einführung dieser Produkte wird es ermöglichen, die Transitmengen von Gas durch das moldauische Übertragungsnetz zu erhöhen und indirekt die Voraussetzungen für eine künftige Optimierung der Tarife für Erdgastransportdienstleistungen zu schaffen“, heißt es in der Mitteilung.
Die Regulierungsbehörde erinnerte daran, dass im Mai dieses Jahres das monatliche Serviceprodukt „Route 1“ eingeführt wurde, das für die Nutzung von Verbindungspunkten an der Transbalkan-Pipeline vorgesehen ist, die die Erdgastransportsysteme Griechenlands, Bulgariens, Rumäniens, Moldawiens und der Ukraine verbindet.
Wie berichtet, haben die Betreiber der Gastransportsysteme Bulgariens, Griechenlands, Moldawiens, Rumäniens und der Ukraine im Mai dieses Jahres einen Plan für die Lieferung von amerikanischem Flüssigerdgas (LNG) aus Griechenland in die Ukraine über den „Vertikalen Gaskorridor“ entwickelt und sich auf einen einheitlichen Tarif für den Gastransit mit einem Rabatt von 25 % geeinigt. Ziel des Projekts ist es, die Gasversorgung der ukrainischen Untergrundgasspeicher für die Heizperiode sicherzustellen.
Im Juli berichtete der moldauische Energieminister Dorin Jungiatu, dass das moldauische Staatsunternehmen Energocom die Lieferung von LNG aus den USA über den „Vertikalen Gaskorridor“ erfolgreich getestet habe, indem es das regasifizierte Brennstoff aus einem Hafen in Griechenland in die GSP der Ukraine gepumpt habe.
Anfang November unterzeichnete das Pipeline-Unternehmen ICGB, der unabhängige Betreiber des Interkonnektors Griechenland-Bulgarien (IGB), gemeinsam mit den Betreibern der Gasfernleitungsnetze Griechenlands, Bulgariens, Rumäniens, Moldawiens und der Ukraine eine Vereinbarung über die Inbetriebnahme von zwei neuen Routen für die Lieferung von Erdgas aus Griechenland in die Ukraine. Die Betreiber der Gasfernleitungsnetze dieser Länder haben vorgeschlagen, diese Routen von Dezember 2025 bis April 2026 zugänglich zu machen.
Nach Angaben der ICGB beginnt die Route 2 am Interkonnektor Amfitriti im DESFA-Netz, verläuft über den griechisch-bulgarischen Interkonnektor (IGB) und weiter über den Transbalkan-Korridor: Amfitriti – Komotini (IGB) – Stara Zagora – Negru Voda 1/Kardam – Isaccea 1/Orlovca – Câșcav – Grebeniaki.
Die Route 3 beginnt am Interkonnektor IGB mit der Transadriatischen Pipeline (TAP) und verläuft auf dem gleichen Weg: Komotini (IGB-Eingang von TAP) – Stara Zagora – Negru Voda 1/Kardam – Isaccea 1/Orlovca – Câșcav – Grebeni.
Die geplante Kapazität des „Vertikalen Gaskorridors” in Richtung Griechenland – Bulgarien beträgt 3 Milliarden Kubikmeter pro Jahr. Der Betreiber der Gasleitung schließt eine Erhöhung der Kapazität auf 5 Milliarden Kubikmeter je nach Marktinteresse nicht aus.
Die Vereinbarung mit Griechenland über Gaslieferungen in die Ukraine ist Teil eines großen Energiepakets, das für den Winter vorbereitet wurde. Die Gaslieferungen werden im Januar beginnen, teilte der Präsident der Ukraine, Wolodymyr Selenskyj, mit.
„Die Gaslieferungen beginnen bereits im Januar, und es ist wichtig, dass unsere ersten Vereinbarungen im ersten Quartal umgesetzt werden. Neben der Vereinbarung über operative Gaslieferungen gibt es auch dringende Vereinbarungen“, sagte Selenskyj während einer Pressekonferenz in Athen am Sonntag.
Der Präsident merkte an, dass er dies heute mit dem griechischen Premierminister Kyriakos Mitsotakis besprochen habe. Darüber hinaus dankte er den USA für die Möglichkeit, nicht nur Gas über Griechenland, sondern auch Energie aus den Vereinigten Staaten von Amerika zu beziehen.
In der Ukraine stiegen die Preise für die Ressource im November an, wobei 9,7 Mio. m3 verkauft wurden. In Europa lagen die Spotpreise bei etwa 32 €/MWh, wobei die Volatilität durch Wettervorhersagen, Sanktionen (19. EU-Paket) und einen Produktionsrückgang in Norwegen bedingt war. Die UGS-Anlagen in der EU waren zu 82,82 % des technischen Niveaus gefüllt, die Ukraine sammelte über 13 Mrd. m³ an und begann die Rücknahmesaison.
In der vergangenen Woche wurde der Handel mit den Ressourcen für Oktober und November 2025 fortgesetzt. Insgesamt haben die folgenden Unternehmen Positionen für den Kauf und Verkauf von Erdgas gebildet: Ukrnafta, Energo Zbut Trans, Tepla Energy Company, JV BNK, etc.
Die Ausgangspreise für den Rohstoff stiegen im Laufe der Woche. So lag der durchschnittliche Startpreis für November im GTS am Freitag um 3,45 % höher als am Montag und betrug 23425 UAH ohne MwSt.
Das Wärmekraftwerk kam zur Auktion mit dem Vorschlag, importiertes Erdgas in der gleichnamigen Sektion mit Lieferung im November an den GTS zu verkaufen.
In der vergangenen Woche wurden nur die zum Verkauf stehenden Positionen verkauft. Insgesamt wurden 9.700 Tausend Kubikmeter Erdgas verkauft (+28% im Vergleich zur Vorwoche). Die gesamte Menge wurde von Ukrnafta verkauft, die über eine November-Ressource in den UGSFs verfügt. Insgesamt lagen die Preise für die verkauften Artikel in der vergangenen Woche in einer Spanne von 21085-21415 UAH pro tausend Kubikmeter ohne Mehrwertsteuer, was mehr als 1000 UAH über den Preisen der Vorwoche liegt.
Auf dem kurzfristigen Erdgasmarkt der UEEX gaben die Teilnehmer Gebote auf dem Intraday-Markt in den Anlagen GTS und UGS ab. Insgesamt wurden 396 Tausend Kubikmeter Gas gehandelt (-25 % im Vergleich zur Vorwoche). Bis zum 24. Oktober stieg der gewichtete Durchschnittspreis des DAM gegenüber dem 17. Oktober um +7,3%.
In der vergangenen Woche sorgte die Geopolitik weiterhin für viele Schlagzeilen, aber wenig Gewissheit. Während am Mittwoch die Terminkontrakte für den nächsten Monat an den Gasmärkten um ~2% fielen, da höhere Temperaturen im Vereinigten Königreich und in Europa vorhergesagt wurden, die eine Dämpfung der Gasnachfrage im November signalisierten, stiegen sie am Donnerstag zeitgleich mit der Bestätigung des 19. EU-Sanktionspakets, das russische LNG-Importe ab 2027 verbieten wird, was einen kleinen Aufschlag für das geopolitische Risiko an den europäischen Hubs bedeutete. Dieser Trend wurde auch durch die steigende Inlandsnachfrage und einen Produktionsrückgang in Norwegen nach der vorübergehenden Schließung des Oseberg-Feldes angetrieben.
Der britische Gasmarkt folgte am Donnerstag dem europäischen Markt, nachdem die USA Sanktionen gegen Lukoil und Rosneft, die beiden größten russischen Ölgesellschaften, angekündigt hatten. Die Gaspreise in den USA stiegen auf 3,46 $ pro Million BTUs und lagen damit um 20 % über den am 17. Oktober verzeichneten Tiefstständen. Der anhaltende Aufwärtstrend bei den US-Gaspreisen könnte zu höheren LNG-Preisen und höheren Versorgungskosten während des Winters führen.
Preise der Verträge mit Lieferung im jeweiligen Zeitraum, EUR/MWh, 24.10.2025
Das Instrument CEGH TTF TGE/POLPX Durchschnittswert
Tag1 33,31 34,83 32,42 39,68 35,06
M+1 33,519 34,75 32,44 38,30 34,75
Q +1 33,94 34,99 32,78 38,58 35,07
S +1 32,12 33,96 30,91 36,42 33,35
Bei den Month-ahead-Kontrakten an allen untersuchten Hubs war ein anderer Trend als bei den Spotpreisen zu beobachten, nämlich ein Rückgang um durchschnittlich 0,75 %. Die Quarter-ahead-Preise lagen im Durchschnitt um 0,17 % über den Spotpreisen. Die Season-ahead-Preise waren mit durchschnittlich 33,35 €/MWh im Vergleich zu den Spotpreisen tendenziell um durchschnittlich 4,73 % niedriger.
Die US-Sanktionen fallen mit der Entscheidung der EU zusammen, ihr 19. Sanktionspaket gegen Russland in Kraft zu setzen, mit dem alle kurzfristigen LNG-Verträge für sechs Monate ausgesetzt und russisches LNG ab Januar 2027, ein Jahr früher als geplant, gänzlich verboten wird.
Im weiteren Verlauf der Kurve gingen die Preise am Freitagmorgen bei den meisten Verträgen zurück, wobei Rückgänge vom Sommervertrag Sum-26 bis zum Wintervertrag Win-28 zu verzeichnen waren, was darauf hindeutet, dass der frühere Preisanstieg hauptsächlich auf kurzfristige Fundamentaldaten zurückzuführen sein könnte.
Am 22. Oktober war die Auslastung der Gasspeicher in der EU auf 82,82 % gesunken und lag damit 9 % unter dem Fünfjahresdurchschnitt. Die Situation bei den Speicheranlagen in der EU ist seit einem Monat unverändert und liegt weiterhin bei 82 %. Hinter dieser statischen Zahl stehen zwei konkurrierende Faktoren: Die Gasnachfrage in Europa übertraf in der vorletzten Woche die saisonalen Erwartungen um mehr als 10 %, aber das LNG-Angebot hat bereits das Niveau des ersten Halbjahres dieses Jahres erreicht. Europa wird wahrscheinlich mit der niedrigsten Belegung seit 2015 in die Heizsaison gehen und verzeichnete die früheste Woche mit Nettoentnahmen seit 2020.
Die Dezember-LNG-Futures in Asien, der JKM-Platts-Future-Index, schloss am 23. Oktober bei 403,29 USD pro mcm. US-Dollar pro tausend Kubikmeter. Die LNG North West Europe Marker-Futures schlossen bei 375,36 US-Dollar pro mcm. US $/Tausend Kubikmeter.
Die europäischen LNG-Terminals waren am 22. Oktober mit einer durchschnittlichen Kapazität von 51,0 % in Betrieb.
Am 22. Oktober 2025 beliefen sich die LNG-Bestände in der EU nach Angaben der Aggregierten LNG-Speicherinventare auf 4,874 Mio. m3 LNG.
Die Erdgasimporte aus dem europäischen Raum betrugen durchschnittlich 15 Mio. m³ pro Tag (-8 Mio. m³ gegenüber dem Vorjahr), wobei es im Laufe der Woche zu erheblichen Schwankungen kam. Importe gab es aus der Slowakei, Ungarn und Polen. Die Einfuhren aus Polen schwankten aufgrund von Reparaturarbeiten erheblich. Der Großteil der Einfuhren kam aus Ungarn. Es gab keine Ausfuhren. In den ukrainischen Speichern befanden sich etwa 13,1 Mrd. m³ Erdgas, was in etwa dem Niveau der Vorwoche entspricht. Am 22. Oktober wurde 1 Million Kubikmeter Erdgas aus den UGS-Anlagen entnommen.
Quelle: https://expertsclub.eu/oglyad-czin-na-gaz-v-ukrayini-ta-yevropi/
Am 24. Oktober hielt die Nationale Energieregulierungsbehörde der Republik Moldau (ANRE) eine öffentliche Sitzung ihres Verwaltungsrats ab, in der sie die Anwendung einer 50%igen Senkung der Tarife für den Gastransit in die Ukraine genehmigte.
„Während der Sitzung genehmigte der Verwaltungsrat Änderungen des Beschlusses Nr. 272/2025 über die Optimierung des Kapazitätsprodukts der Route 1 der Transbalkan-Pipeline, die auf eine gemeinsame Initiative der Erdgasfernleitungsnetzbetreiber aus Griechenland, Bulgarien, Rumänien, der Republik Moldau und der Ukraine zurückgeht. Die Initiative zielt darauf ab, die regionale Energiesicherheit zu stärken und die Erdgasversorgung der Ukraine zu sichern“, heißt es in einem Kommuniqué auf der offiziellen Website der ANRE.
„Zu den genehmigten Änderungen gehören die Verlängerung des Route-1-Produkts um sechs Monate (November 2025 – April 2026), die Anwendung einer 50-prozentigen Senkung der Transporttarife für SRL Vestmoldtransgaz an den Kopplungspunkten Kaushin und Hrebenyky sowie die Ausweitung des Kapazitätsprodukts auf alle relevanten Kopplungspunkte entlang der Route. Der rumänische Übertragungsnetzbetreiber SA Transgaz hat außerdem beschlossen, die Übertragungstarife um 50 % zu senken“, erklärte die ANRE.
„Mit dieser Entscheidung stärkt die Republik Moldau ihre Rolle als regionaler Transitkorridor, der den Transport von Erdgas aus Griechenland in die Ukraine erleichtert und zur Diversifizierung der Routen und Versorgungsquellen beiträgt. Langfristig ist mit einem Anstieg des Transportvolumens zu rechnen, so dass die damit verbundenen Tarife für die Nutzer des von SRL Vestmoldtransgaz betriebenen Transportsystems sinken werden“, heißt es in der Erklärung.
Das britische Unternehmen Pennpetro Energy Plc (PPP) hat bekannt gegeben, dass es die wesentlichen Bedingungen für den Erwerb einer 100-prozentigen Lizenz für die Öl- und Gasförderung im Gebiet Limnytskyi in der Region Iwano-Frankiwsk über die polnische Holdinggesellschaft Target unterzeichnet hat, die kürzlich zu diesem Zweck gegründet wurde.
„Die von dem Unternehmen erworbene Lizenz ist ein wenig erforschtes, groß angelegtes und vielversprechendes Projekt, dessen Entwicklung voraussichtlich einen wesentlichen Beitrag zur Stärkung der Energieunabhängigkeit und Souveränität der Ukraine leisten wird“, heißt es in einer Börsenmitteilung von PPP.
Das Unternehmen beabsichtigt, unverzüglich eine der zuvor stillgelegten Bohrlöcher wieder in Betrieb zu nehmen und eine dreidimensionale seismische Untersuchung durchzuführen, bevor in Kürze mit der Bohrung eines zweiten Bohrlochs begonnen wird, das voraussichtlich eine hohe Erfolgswahrscheinlichkeit haben wird.
Das 172 km² große Öl- und Gasfeld Limnitsky befindet sich im Karpatenbecken, wo derzeit mehr als 100 Öl- und Gasfelder erschlossen sind.
„Der Erhalt der grundlegenden Lizenzbedingungen für das Limnitsky-Feld in der Ukraine ist ein Meilenstein für unser Unternehmen. Dies erweitert unser wachsendes Portfolio um einen äußerst vielversprechenden Vermögenswert und eröffnet die Möglichkeit, dieses Feld zu erschließen“, erklärte Stephen Lunn, Vorsitzender des Verwaltungsrats von PPP.
Seinen Angaben zufolge sind die Kapitalanforderungen von Pennpetro Energy im Zusammenhang mit dieser Lizenz minimal, und das Unternehmen verfügt über ein erhebliches Wachstumspotenzial.
Nach Angaben von NADRA info wurde die Sondergenehmigung für die Exploration und Förderung von Öl und Gas im Gebiet Limnitskaya im Jahr 2007 an die Firma Geoposuch LTD LLC erteilt, die nach der kürzlichen Aufhebung der Anordnung der Staatlichen Dienststelle für Geologie und Bodenschätze der Ukraine zur Annullierung der Genehmigung weiterhin als Nutzer der Bodenschätze tätig ist.
Im April 2023 reichte Derzhgeonadra beim Bezirksverwaltungsgericht Ivano-Frankivsk eine Klage gegen die „Kompanija Geoposuch LTD” ein, mit der Forderung, die Sondergenehmigung für die Nutzung der Bodenschätze zu widerrufen. Der Grund dafür war, dass sich unter den letztendlichen wirtschaftlichen Eigentümern des Unternehmens angeblich ein russischer Staatsbürger befindet.
Im Juli 2023 gab das Gericht erster Instanz der Klage statt und erklärte die Genehmigung für ungültig, und im Februar 2024 bestätigte das Achte Berufungsgericht für Verwaltungsangelegenheiten diese Entscheidung. In Ausführung der Gerichtsentscheidungen erließ Gosgeonadra am 15. Februar 2024 einen Beschluss über die Aufhebung der Genehmigung.
Am 30. April 2025 hob der Oberste Gerichtshof jedoch die Entscheidung der Vorinstanzen auf und stellte fest, dass die Aufhebung unter Verstoß gegen das Gesetz erfolgt war, woraufhin Gosgeonedra am 5. Mai 2025 die vorherige Anordnung zur Aufhebung aufhob.
Pennpetro Energy Plc ist ein börsennotiertes Unternehmen, das 2016 in England und Wales registriert wurde. Das Unternehmen ist in der Exploration und Förderung von Öl und Gas tätig und konzentriert sich auf Onshore-Projekte in Texas (USA), insbesondere im Bezirk Gonzalez, wo es Rechte an mehr als 2.500 Acres besitzt. Pennpetro hat eine Reihe von Tochtergesellschaften, darunter Pennpetro USA Corp., Nobel Petroleum LLC und Pennpetro Greentec UK Limited.
Im Jahr 2024 meldete PPP einen Umsatz von rund 0,5 Millionen Pfund bei einem Nettoverlust von 8,9 Millionen Pfund.
Pennpetro Energy plc gab am 16. Oktober die Ernennung von Mauritius Kalugin zum Geschäftsführer und Chief Operating Officer des Unternehmens bekannt, der bis zum 31. Januar 2023 die Position des Geschäftsführers und Chief Operating Officer der Naftogaz-Gruppe innehatte.
