Aufgrund der sinkenden Verfügbarkeit von Flüssigerdgas (LNG) auf dem europäischen Markt hat Belgien im Juli vollständig auf Importe dieses Brennstoffs aus Russland umgestellt, was laut Bloomberg auf Lieferengpässe und hohe Gaspreise zurückzuführen ist.
Die Gesamtliefermengen an LNG nach Belgien gingen im Juli im Vergleich zum Vorjahreszeitraum um mehr als 40 % zurück. Gleichzeitig bezog das Land rund 0,4 Millionen Tonnen dieses Brennstoffs aus Russland, obwohl die russischen Importmengen geringer waren als zu Beginn des Jahres 2026.
Einer der Gründe für die zunehmende Bedeutung von russischem LNG waren Lieferengpässe aus dem Nahen Osten aufgrund von Schifffahrtsproblemen in der Region der Straße von Hormus. Gleichzeitig verschoben die meisten europäischen Abnehmer ihre LNG-Käufe für die Wintervorräte aufgrund der hohen Gaspreise auf später.
„Europa hat in der ersten Hälfte des Jahres 2026 im Vergleich zum Vorjahreszeitraum 16 % mehr russisches LNG erhalten und dafür insgesamt 5,96 Milliarden Euro (6,9 Milliarden US-Dollar) bezahlt. Die größten Abnehmer waren Frankreich, Belgien und Spanien“, heißt es in dem Bericht der Publikation, der sich auf Daten der deutschen Nichtregierungsorganisation Urgewald stützt.
Eine zusätzliche Herausforderung für Europa stellten die niedrigen Gasvorräte kurz vor Beginn der Wintersaison dar – sie sind die niedrigsten für diesen Zeitraum seit Beginn der Aufzeichnungen im Jahr 2009.
Nach Angaben von Bloomberg war Russland zuletzt Anfang 2021 der einzige LNG-Lieferant für Belgien – vor dem groß angelegten Einmarsch der Russischen Föderation in die Ukraine und nach der Erholung der europäischen Volkswirtschaften von der COVID-19-Pandemie.
Wie Interfax-Ukraine berichtet, hat der relative Stand der Gasvorräte in den europäischen Speichern den niedrigsten Wert seit Beginn der Aufzeichnungen zu diesem Zeitpunkt erreicht.
Zuvor war das historische Tiefstniveau der Lagerbestände für diesen Zeitpunkt im Jahr 2021 verzeichnet worden (die Pandemie hatte sich auf die Kapazitäten der Branche ausgewirkt). Seit Beginn der Einlagerungssaison hat der Trend des Jahres 2026 jedoch kontinuierlich den Abstand zum bisherigen Tiefststand verringert.
Der durchschnittliche Füllstand der unterirdischen Gasspeicher in Europa lag zum Ende des Gas-Tages am 1. August bei 57,11 %, wie Daten des Verbandes der europäischen Gasinfrastrukturbetreiber Gas Infrastructure Europe (GIE) zeigen. Der Füllstand zum gleichen Zeitpunkt im Jahr 2021 lag mit 57,28 % etwas höher. Am Tag zuvor sah das Verhältnis noch anders aus: Am 31. Juli 2026 lag der Füllstand bei 56,88 % (höher), am 31. Juli 2021 hingegen bei 56,83 % (niedriger).
Der Füllstand der Erdgasvorräte in Europa ist ein Schlüsselindikator für den weltweiten Gasmarkt. Die Gesamtkapazität des EU-Speichersystems beträgt 109 Mrd. Kubikmeter aktives Gas. Insgesamt ist Europa zum größten Importeur auf dem weltweiten LNG-Markt geworden. Gas Infrastructure Europe vereint Betreiber, die im Bereich des Transports und der Speicherung von Erdgas sowie von LNG tätig sind. Die statistische Datenbasis umfasst den Betrieb der unterirdischen Erdgasspeicher seit 2011 sowie die Annahme und Regasifizierung von LNG seit 2012. Die Gas-Tage in der europäischen Gasbranche werden ab 06:00 Uhr mitteleuropäischer Zeit (MEZ) gezählt.
Erneuerbare Energien sollen zur Energiebilanz der EU beitragen. Laut dem Verband WindEurope deckt die Windenergie in Europa seit Anfang August 2026 durchschnittlich 10 % des Strombedarfs. Vor einem Jahr, im August 2025, lag der Anteil der Windkraftanlagen noch bei 14 %.
Europa importiert zudem in großem Umfang Flüssigerdgas. Im August 2026 gehen die Gaslieferungen aus dem Ausland jedoch im Vergleich zum Vorjahresniveau um 7 % zurück. Die LNG-Importe könnten im August 2026 auf 6,9 Mio. Tonnen sinken.
Der Spotpreis für „Day-Ahead“-Lieferungen am europäischen Referenz-Hub TTF schloss am Freitag bei 696 US-Dollar pro 1.000 Kubikmeter, nachdem er im Juli durchschnittlich bei 626 US-Dollar gelegen hatte.
Am Montag, dem 6. Juli 2026, finden die ersten jährlichen Auktionen zur Zuteilung der gemeinsamen Kapazitäten an den grenzüberschreitenden Verbindungspunkten mit Ungarn, Rumänien und Moldawien statt, teilte die „Operator GTS Ukraine“ GmbH auf ihrer Website mit.
„Über die Durchführung gemeinsamer Auktionen an den grenzüberschreitenden Verbindungspunkten mit Polen und der Slowakei wird gesondert informiert“, hieß es seitens des Unternehmens.
Bei der „Operator GTS Ukraine“ erklärte man, dass gemeinsame Kapazitätsprodukte es ermöglichen, Kapazitäten auf beiden Seiten eines grenzüberschreitenden Verbindungspunkts im Rahmen einer einzigen Auktion und eines einzigen Kapazitätsprodukts zu reservieren.
„Die Einführung des Mechanismus der gemeinsamen Kapazitäten ist das Ergebnis einer engen Zusammenarbeit zwischen der OGTSU, den Betreibern benachbarter Gasfernleitungsnetze, den nationalen Regulierungsbehörden und europäischen Institutionen“, erklärte die amtierende Generaldirektorin des Unternehmens, Natalia Boiko.
Das Unternehmen ist der Ansicht, dass die Einführung gemeinsamer Kapazitätsprodukte zur weiteren Integration des ukrainischen Erdgasmarktes in den EU-Binnenmarkt, zur Steigerung der Effizienz bei der Nutzung der grenzüberschreitenden Infrastruktur, zur Entwicklung des grenzüberschreitenden Erdgashandels und zur Stärkung der Energiesicherheit in der Region beitragen wird.
Die Annahme von Anträgen auf Zuteilung der jährlichen Kapazitäten an den internen Ein- und Ausspeisepunkten läuft vom 29. Juni 2026 bis einschließlich 13. Juli 2026.
Wie berichtet, hat die Nationale Kommission für staatliche Regulierung in den Bereichen Energie und Kommunalversorgung (NKREKP) auf ihrer Sitzung am 23. Juni Beschlüsse gefasst, die auf die weitere Integration des ukrainischen Gasmarktes in den einheitlichen EU-Erdgasmarkt abzielen.
„Die Änderungen sehen die Einführung europäischer Regeln für die Kapazitätszuweisung und die Tarifgestaltung an den grenzüberschreitenden Verbindungen des Gastransportsystems vor“, teilte die Regulierungsbehörde mit.
Insbesondere hat die Regulierungsbehörde die regulatorischen Schritte zur Einführung gemeinsamer Auktionen für die Kapazitätsverteilung an grenzüberschreitenden Verbindungen abgeschlossen.
„Ein solcher Mechanismus sieht die gleichzeitige Kapazitätsverteilung des Gasfernleitungsnetzes der Ukraine und der Nachbarländer vor, was der europäischen Praxis im Erdgasmarkt entspricht“, erklärte die Kommission.
Die neuen Regeln für die Kapazitätsverteilung an den grenzüberschreitenden Verbindungen traten im Juli 2026 in Kraft und gelten für die Kapazitäten, die ab Beginn des neuen Gasjahres – also ab dem 1. Oktober 2026 – genutzt werden.
Um an den Auktionen teilnehmen zu können, müssen die Abnehmer von Transportdienstleistungen Verträge nicht nur mit der OGTSU, sondern auch mit den Betreibern der angrenzenden Gasfernleitungsnetze der EU-Mitgliedstaaten und der Republik Moldau abschließen. Der Abnehmer, dem die gebündelte Kapazität zugeteilt wird, hat das Recht, das Recht zur Einreichung von Nominierungen und Renominierungen für diese Kapazität an einen anderen Abnehmer zu übertragen.
Das technische Potenzial der Methanverwertung in der Ukraine beläuft sich auf 2,15 bis 3,08 Milliarden Kubikmeter pro Jahr, was 10 bis 15 % des gesamten Erdgasverbrauchs des Landes entspricht, heißt es in der Studie „Methanemissionen im Energiesektor der Ukraine: unterschätzte Herausforderungen und Chancen“ des Projekts Green Deal Ukraïna (GDU), das vom Helmholtz-Zentrum Berlin (HZB) ins Leben gerufen wurde.
Die Autoren der Studie sind Alexander Zichener, GDU-Experte für Energie und Klima, Janez Kopac, GDU-Experte für Energie und Klima, sowie Oleg Savitsky, GDU-Experte für Energie.
Wie sie feststellten, belaufen sich die Kosten für dieses Volumen bei durchschnittlichen europäischen Gaspreisen (~360 EUR/1.000 Kubikmeter) auf 750–1.100 Mio. EUR jährlich, während die für die Realisierung dieses Potenzials erforderlichen Investitionen insgesamt 2,4 bis 3,6 Mrd. EUR über 10 Jahre oder 240–360 Mio. EUR pro Jahr betragen.
„Vergleicht man die Zahlen, ergibt sich ein offensichtlicher wirtschaftlicher Vorteil: Jährlich müssen 240–360 Mio. EUR in die Emissionsminderung investiert werden, das ‚abgefangene‘ Gas wird 750–1.100 Mio. EUR einbringen“, betonten die Autoren der Studie.
Sie weisen darauf hin, dass das Thema der Methanverwertung im Vorfeld des EU-Beitritts der Ukraine und im Kontext des Wiederaufbaus nach dem Krieg besondere Bedeutung erlangt: Die Harmonisierung der nationalen Gesetzgebung mit den Anforderungen der Verordnung (EU) 2024/1787 über Methanemissionen im Energiesektor ist für ein Beitrittsland und Mitglied der Energiegemeinschaft obligatorisch. Gleichzeitig ist die Reduzierung der Methanemissionen eine der schnellsten und wirtschaftlichsten Klimaschutzmaßnahmen, die der Ukraine im Zeitraum 2026–2045 zur Verfügung stehen, denn auf 20 Jahre betrachtet (GWP20) ist Methan als Treibhausgas mehr als 80-mal wirksamer als CO₂, und bei einer konservativen Schätzung über 100 Jahre – 30-mal (GWP100).
In der Studie wird darauf hingewiesen, dass Methan etwa 27 % der gesamten Treibhausgasemissionen der Ukraine ausmacht (63 Mio. t CO₂-Äquivalent im Jahr 2023 nach GWP100) und nach GWP20 mehr als die Hälfte der kurzfristigen Klimawirkung des Landes. Fast 71 % der nationalen Methanemissionen entfallen auf den Energiesektor.
Weitere Informationen zur Studie und Links dazu finden Sie in der Kolumne des Projekts „Interfax-Ukraine“ zum Thema Energie „Energo-Reforma“.
Der britische Energiekonzern BP gab bekannt, einen Anteil von 40 % an einer Produktionsaufteilungsvereinbarung erworben zu haben, die sechs Öl- und Gas-Explorationsblöcke in der Region Ustyurt in Usbekistan umfasst. Dies markiert die Rückkehr des Unternehmens zu traditionellen Energieinvestitionen.
Zuvor hatte BP seine Explorationsaktivitäten in der Region im Jahr 2021 im Rahmen einer „grünen“ Energiestrategie eingestellt, die unter dem ehemaligen CEO Bernard Looney beschlossen wurde, der sich verpflichtet hatte, die Öl- und Gasförderung bis 2030 um 40 % zu reduzieren. Seitdem hat sich das Unternehmen wieder auf fossile Brennstoffe ausgerichtet.
„Wir sind überzeugt, dass Usbekistan über ein beträchtliches Ressourcenpotenzial verfügt, und sehen dies als Gelegenheit, die Exploration und Erschließung der Öl- und Gasressourcen des Landes zu unterstützen“, erklärte Joe Cristofoli.
BP, GAS, Öl, Usbekistan
China hat im April seine Ölförderung im Vergleich zum Vorjahresmonat um 1,2 % auf 17,94 Millionen Tonnen gesteigert, wie das Nationale Statistikamt mitteilte. Von Januar bis April stieg sie um 0,5 % und erreichte 72,74 Millionen Tonnen.
Das Ölverarbeitungsvolumen sank im vergangenen Monat um 5,8 % und belief sich auf 54,65 Mio. Tonnen, was dem niedrigsten Stand seit August 2022 entspricht. Von Januar bis April ging der Wert um 0,5 % auf 238,95 Mio. Tonnen zurück.
Die Erdgasförderung stieg im April um 3 % auf 23,4 Mrd. Kubikmeter; seit Jahresbeginn betrug das Wachstum 2,7 % auf 90 Mrd. Kubikmeter.
