Según informa El Economista de Serbia, la empresa estatal rumana Nuclearelectrica detuvo de forma controlada el 28 de julio la unidad n.º 1 de la central nuclear de «Cernavodă» debido al nivel anómalamente bajo del Danubio, provocado por una prolongada sequía.
La decisión se tomó de conformidad con los procedimientos de seguridad para proteger los equipos relacionados con el sistema de refrigeración de la central. Está previsto volver a conectar la unidad a la red eléctrica nacional una vez que mejoren las condiciones hidrológicas. Si el nivel del agua sigue bajando, podría considerarse la parada de la unidad n.º 2.
A finales de julio se registró en el tramo rumano del Danubio el nivel de agua más bajo de los últimos 30 años. La sequía ya ha provocado restricciones en el riego, la paralización de algunos transbordadores y la inmovilización de barcazas con cereales.
El bajo nivel del agua también ha afectado al funcionamiento del transporte marítimo de pasajeros. En las proximidades de la localidad rumana de Salcha, encalló un buque de pasajeros con pabellón suizo que se dirigía desde Drobeta-Turnu Severin hacia Vidin, en Bulgaria. A bordo viajaban 186 pasajeros y 52 tripulantes. Varios intentos por desatascar el buque resultaron infructuosos.
Los problemas se extendieron también al mercado internacional de cruceros fluviales. Varios cruceros quedaron retenidos al norte de Budapest, y se suspendieron los viajes turísticos en algunos tramos del Danubio. La empresa húngara MAHART-PassNave informó de una caída del 18 % en el número de reservas en julio y suspendió las rutas turísticas al norte de Budapest.
El operador de cruceros Avalon Waterways canceló varios viajes por el Danubio, en concreto algunos de las rutas «Danube Dreams» y «Danube from Romania to Germany».
La disminución del caudal del Danubio no solo ha afectado a Rumanía y Hungría. En Serbia, debido a la reducción del caudal, la producción de la mayor central hidroeléctrica, «Džerdap-1», se ha reducido a 5 000 MWh de electricidad al día, es decir, a un tercio de su volumen habitual. Los buques de carga y las barcazas de combustible, en determinados tramos, solo se cargan al 30-40 % de su capacidad habitual.
De este modo, la prolongada sequía ha supuesto riesgos simultáneos para los sectores energético, del transporte de mercancías y turístico de los países de la región del Danubio. La reanudación del pleno funcionamiento de las centrales nucleares, los cruceros fluviales y la navegación de mercancías dependerá de las precipitaciones en la parte alta de la cuenca y de la recuperación sostenida del nivel del agua.
Irak estimó en aproximadamente 200.000 millones de dólares el valor total de los contratos y acuerdos celebrados con empresas energéticas estadounidenses durante la visita realizada en julio a Estados Unidos por el primer ministro Ali al-Zaidi.
Así lo informó el 21 de julio el ministro de Petróleo de Irak, Basim Mohammed Khudair. Según sus palabras, los proyectos deben aumentar la capacidad de extracción del país, ampliar el procesamiento del gas asociado e incorporar tecnologías estadounidenses a la industria del petróleo y el gas. El ministro estimó la capacidad de producción actual de Irak en 4,8 millones de barriles de petróleo diarios.
El paquete anunciado incluye siete acuerdos clave relacionados con el desarrollo de yacimientos, la gestión de activos de petróleo y gas, la modernización de la infraestructura energética y la búsqueda de nuevas rutas de exportación.
Al mismo tiempo, la estimación de 200.000 millones de dólares todavía no significa que toda la suma ya se haya formalizado como inversiones de capital obligatorias. El paquete incluye contratos, acuerdos marco, memorandos y acuerdos preliminares. Los volúmenes finales de inversión dependerán de los resultados de los estudios técnicos, las negociaciones comerciales, la aprobación de las condiciones de financiación y la obtención de las autorizaciones regulatorias.
Chevron amplía su presencia en Irak
La empresa estadounidense Chevron se ha convertido en uno de los participantes centrales de la nueva cooperación energética.
La compañía negocia su participación en la explotación del yacimiento West Qurna-2, uno de los mayores activos petroleros de Irak, así como el desarrollo del yacimiento de Nasiriyah. Anteriormente, las partes firmaron documentos preliminares sobre Nasiriyah, el yacimiento de Balad y varios bloques de exploración en la provincia de Dhi Qar.
Durante una reunión con la dirección de Chevron, el primer ministro iraquí instó a la empresa a acelerar las inversiones en la extracción de petróleo y gas y en la construcción de refinerías, plantas petroquímicas, oleoductos y depósitos.
La parte iraquí manifestó su disposición a asignar terrenos y acelerar las aprobaciones administrativas para grandes proyectos energéticos. Chevron, por su parte, expresó su interés en los yacimientos del sur del país y en el desarrollo de infraestructuras para el almacenamiento y la exportación de materias primas.
Los acuerdos sobre West Qurna-2 y Nasiriyah todavía tienen un carácter predominantemente preliminar. Antes de la firma de los contratos definitivos, Chevron deberá estudiar los datos geológicos, técnicos y comerciales de los proyectos.
Halliburton se ocupará de los yacimientos de Bin Umar y Sindbad
La empresa estadounidense de servicios petroleros Halliburton recibió un contrato de la compañía estatal Basra Oil Company para la gestión integral del desarrollo de los yacimientos de petróleo y gas de Bin Umar y Sindbad, situados en el sur de Irak.
El contrato contempla la prestación de servicios de gestión integrada de los yacimientos, así como el acompañamiento del diseño, las adquisiciones y la construcción de la infraestructura necesaria.
La participación de Halliburton debe ayudar a Irak a aumentar la extracción de petróleo y gas de los activos existentes, introducir métodos modernos de gestión de yacimientos y reducir las pérdidas tecnológicas.
También se celebró otro acuerdo con la empresa estadounidense HKN Energy para el desarrollo del yacimiento de Himrin, situado en el norte del país. El Gobierno de Irak aprobó este proyecto en el marco de un programa más amplio para atraer empresas estadounidenses a los sectores del petróleo, el gas y la energía eléctrica.
Irak busca rutas alternativas para exportar petróleo
Uno de los objetivos estratégicos de Bagdad es reducir su dependencia de las rutas que atraviesan el golfo Pérsico y el estrecho de Ormuz.
Las recientes crisis regionales han demostrado la vulnerabilidad de Irak, cuya mayor parte de las exportaciones de petróleo pasa por las terminales del sur. Las restricciones a la navegación y las interrupciones de las exportaciones repercuten directamente en la extracción, los ingresos presupuestarios y la capacidad del Estado para financiar proyectos de infraestructura.
Irak estudia ampliar los suministros a través del puerto turco de Ceyhan y crear una ruta hacia el mar Mediterráneo a través de Siria. Las partes iraquí y siria discutieron anteriormente el transporte de petróleo hasta el puerto de Baniyas, incluida la posibilidad de restaurar la infraestructura existente o construir un nuevo sistema de oleoductos.
Chevron también estudia la posibilidad de participar en proyectos de oleoductos de exportación y depósitos. Si se ejecutan, permitirán conectar los yacimientos petroleros del sur y el norte de Irak con terminales marítimas alternativas y reducir la dependencia del país del estrecho de Ormuz.
Sin embargo, estos proyectos requerirán acuerdos interestatales, inversiones a gran escala y garantías de seguridad. La restauración de los oleoductos a través de Siria se ve complicada por el estado de la infraestructura y la necesidad de garantizar la protección de la ruta a lo largo de todo su recorrido.
Bagdad se orienta hacia el capital estadounidense
Los acuerdos actuales reflejan un giro más amplio de la política energética de Irak hacia Estados Unidos.
En los últimos años, las empresas chinas obtuvieron una parte significativa de los nuevos proyectos de petróleo y gas del país. Grandes activos también se encontraban bajo la gestión de operadores rusos y europeos.
El Gobierno de Ali al-Zaidi declaró su intención de dar prioridad a empresas estadounidenses de reconocido prestigio en los sectores de la energía, las telecomunicaciones y la tecnología. Para facilitar su entrada en el mercado, las autoridades comenzaron a revisar determinados requisitos administrativos y a reforzar la seguridad de las instalaciones petroleras.
Para Irak, esta cooperación debe garantizar el acceso a inversiones, tecnologías, equipos para servicios petroleros y apoyo político de Washington. Para las empresas estadounidenses, el país resulta atractivo gracias a sus grandes reservas de petróleo, su industria gasística insuficientemente desarrollada y su necesidad de modernizar las infraestructuras.
El crecimiento de la extracción está limitado por los acuerdos de la OPEP+
Irak tiene la intención de aumentar su capacidad de extracción de petróleo, pero el volumen real de producción no depende únicamente de las inversiones.
El país participa en los acuerdos de la OPEP+ y está obligado a respetar las restricciones establecidas. En julio, los países del grupo reafirmaron nuevamente su compromiso con los acuerdos vigentes, incluida la necesidad de compensar los excesos de las cuotas registrados anteriormente.
El Ministerio de Petróleo de Irak había anunciado anteriormente planes para aumentar la capacidad de producción hasta más de seis millones de barriles diarios para 2028-2029. Alcanzar este objetivo requerirá desarrollar nuevos yacimientos, rehabilitar los activos existentes, ampliar la infraestructura de exportación y acordar una cuota más elevada en el marco de la OPEP+.
El desarrollo de la industria gasística continúa siendo otra línea de actuación independiente. Irak busca ampliar el procesamiento del gas asociado, que todavía se quema en antorcha en los yacimientos, y reducir la dependencia del sector eléctrico de los combustibles importados.
Las autoridades planean elevar el aprovechamiento del gas extraído hasta el máximo nivel posible y eliminar prácticamente su quema en antorcha para finales de la década.
La ejecución de los acuerdos requerirá varios años
El paquete de proyectos con empresas estadounidenses podría convertirse en uno de los mayores giros de inversión en la historia de la industria iraquí del petróleo y el gas.
Sin embargo, una parte considerable de los acuerdos se encuentra en una fase preliminar. Para pasar a su plena ejecución, las partes deben determinar las condiciones comerciales, la distribución de los riesgos, los plazos de recuperación de las inversiones y las garantías de seguridad.
Las cuotas de la OPEP+, los procedimientos burocráticos, el estado de la infraestructura de oleoductos y la inestabilidad regional continúan siendo limitaciones adicionales.
Si se ejecuta al menos una parte de los proyectos anunciados, Irak podrá aumentar la extracción de petróleo y gas, ampliar su procesamiento, reducir la dependencia de una única ruta de exportación y reforzar su posición como uno de los mayores productores de recursos energéticos de Oriente Medio.
En 2027, Ucrania podría iniciar un proceso de aumento gradual de las tarifas de la electricidad y el gas para los hogares, una vez que se hayan elaborado los programas de protección adecuados.
Así se recoge en el memorándum actualizado sobre la política económica y financiera de Ucrania, en el marco del Programa de Financiación Ampliada (EFF) con el Fondo Monetario Internacional (FMI), tras los resultados de su primera revisión.
«Las autoridades se han comprometido a realizar, antes de finales de febrero de 2027, una evaluación de los programas de apoyo a los servicios públicos destinados a proteger a los hogares vulnerables. Una vez elaborados los programas de protección adecuados, las tarifas para los hogares deberán aumentarse gradualmente; este proceso podrá iniciarse en 2027», consideran los autores del documento.
Según el texto del memorándum, el objetivo de dicho proceso es satisfacer las necesidades de recuperación y reducción de la deuda en el sector energético, si bien con el tiempo será necesaria una liberalización total de los precios para atraer inversiones de posguerra.
«Ella (el Gobierno ucraniano —IF-U) ha subrayado que el aumento de las tarifas solo debe producirse tras evaluar y, en caso necesario, reformar los sistemas de protección social existentes», señalaron, entre otras cosas, los autores del documento.
Se señala que las medidas cuasifiscales a gran escala en el sector energético y la estructura tarifaria actual suponen graves riesgos para las inversiones, la reconstrucción y el desarrollo de un suministro energético estable y de la red eléctrica.
Según estimaciones preliminares de los expertos, que se precisarán en el marco de la futura asistencia técnica, las tarifas fijas y por debajo del mercado de los recursos energéticos —en particular, debido a las moratorias impuestas desde el inicio de la guerra —suponen un coste anual de al menos el 2,2 % del PIB en forma de subvenciones no específicas a través de la actividad cuasifiscal de las empresas estatales del sector energético, mientras que las transferencias específicas para servicios públicos representan en el presupuesto alrededor del 0,6 % del PIB.
«Se plantean riesgos fiscales significativos debido a las tarifas fijas de los servicios públicos para los hogares, que actualmente representan alrededor del 55 % de los contratos comparables de suministro», se indica en el documento.
Como consecuencia, el sector energético depende cada vez más de donaciones en especie, subvenciones y financiación en condiciones favorables para satisfacer sus necesidades de renovación e importación. Por ejemplo, «Naftogaz» ha contraído deuda adicional para financiar reparaciones e importaciones, lo que ha provocado que su deuda en 2025 aumentara un 63 % en términos interanuales. En la actualidad, las autoridades están recabando el apoyo de los donantes para garantizar la finalización oportuna de los trabajos de reparación necesarios y la ejecución de los planes de fortalecimiento de la resiliencia, señalaron los autores del documento.
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Los países de la Unión Europea importaron en el primer semestre de 2026 un volumen récord de gas natural licuado del proyecto ruso «Yamal GNL», a pesar de la introducción gradual de la prohibición de los suministros de gas ruso, según informó el periódico Financial Times citando datos de la empresa de análisis Kpler y de la organización ecologista Urgewald.
Según la publicación, entre enero y junio, los países europeos recibieron alrededor de 9,9 millones de toneladas de GNL procedentes de «Yamal GNL», lo que supone aproximadamente un 18 % más que en el mismo periodo de 2025. Esta cifra supone el máximo semestral desde que comenzaron las exportaciones del proyecto en 2017.
Reuters ofrece datos operativos ligeramente diferentes: según la información de Kpler, los suministros a la UE ascendieron a 9,97 millones de toneladas y aumentaron un 16 %. La diferencia entre las cifras puede deberse a la actualización de la información sobre el movimiento de los buques metaneros y las fechas de descarga efectiva de los cargamentos. En general, ambas fuentes confirman unas importaciones de alrededor de 10 millones de toneladas y el establecimiento de un nuevo récord.
En total, durante el primer semestre se enviaron 140 cargamentos en buques metaneros desde «Yamal GNL». De ellos, 136 —es decir, más del 97 %— llegaron a puertos de la UE. China recibió solo cuatro cargamentos durante el mismo periodo. De este modo, el mercado europeo absorbió prácticamente la totalidad de las exportaciones del mayor proyecto ruso de GNL en el Ártico.
El valor aproximado de los cargamentos suministrados a la UE se estima en 5.96 mil millones de euros, es decir, unos 6.82 mil millones de dólares. Los principales destinos fueron las terminales de Francia, Bélgica y España.
El aumento de las importaciones se produjo en un contexto en el que las empresas europeas se preparaban para el cese definitivo de los suministros de gas ruso. Según las estimaciones de la Agencia de la UE para la Cooperación de los Reguladores de la Energía (ACER), entre enero y mayo de 2026, las importaciones de GNL ruso aumentaron un 11 % en términos interanuales, mientras que los suministros de gas por gasoducto procedente de Rusia lo hicieron en un 7 %. Entre las razones, la agencia menciona la recepción anticipada de parte de los volúmenes contractuales antes de la entrada en vigor de las nuevas restricciones.
No obstante, por el momento no es correcto afirmar que ya esté prohibida la compra de todo el GNL ruso en la UE. A partir del 25 de abril de 2026, la prohibición se extiende a las importaciones en virtud de contratos a corto plazo celebrados antes del 17 de junio de 2025. Los suministros en virtud de contratos a largo plazo celebrados anteriormente pueden continuar hasta el 1 de enero de 2027. A partir de esa fecha, entrará en vigor la prohibición total de importar GNL ruso.
Por lo tanto, una parte significativa de los suministros de «Yamal GNL» durante el primer semestre podría haberse realizado en virtud de contratos a largo plazo vigentes y, formalmente, no infringía las restricciones europeas.
Los datos sobre el aumento de la cuota del gas ruso en las importaciones de la UE del 12 % al 14 % también deben matizarse. Según la información de la Comisión Europea y el Consejo de la UE, en total, durante el año 2025, el GNL ruso y el gas transportado por gasoducto representaron alrededor del 12 % de las importaciones europeas de gas. La ACER estimó la cuota de Rusia en la temporada de invierno de 2025-2026 en aproximadamente un 14 %. Estas cifras se refieren a períodos distintos, por lo que no pueden interpretarse directamente como un aumento anual definitivo de la cuota de dos puntos porcentuales.
El aumento de los suministros también se vio favorecido por la restricción vigente sobre el transbordo de GNL ruso en los puertos europeos para su posterior envío a terceros países. Como resultado, la mayor parte del gas que llega a las terminales de la UE permanece en el mercado europeo, en lugar de ser transbordado a otros buques para su transporte a Asia.
Estas compras récord ponen de manifiesto la contradicción entre la política de la UE de prescindir de las fuentes de energía rusas y la necesidad de garantizar un suministro estable de gas en un mercado mundial tenso. Al mismo tiempo, ponen de manifiesto la dependencia del propio proyecto «Yamal GNL» de la infraestructura portuaria, marítima y financiera europea: ante el acceso limitado a las rutas asiáticas, Rusia no ha podido, por el momento, redirigir una parte significativa del GNL del Ártico hacia China.
El proyecto «Yamal GNL» está situado en la península de Yamal, en el Ártico ruso, y está controlado por la empresa rusa «Novatek». Esta posee el 50,1 % del proyecto, mientras que la francesa TotalEnergies y la china CNPC poseen cada una el 20 %, y el Fondo de la Ruta de la Seda, el 9,9 %. La capacidad de producción del proyecto es de aproximadamente 17,4 millones de toneladas de GNL al año.
La UE aprobó definitivamente la eliminación gradual del gas natural ruso el 26 de enero de 2026. La prohibición total del GNL ruso entrará en vigor el 1 de enero de 2027, y la del gas por gasoducto, en otoño de 2027. En caso de una amenaza grave para el suministro energético, la Comisión Europea podrá suspender temporalmente determinadas restricciones por un plazo de hasta cuatro semanas.
Fuente original Financial Times
La Comisión Antimonopolio de Ucrania ha concedido autorización a la sociedad «AB Diamant Ucrania», cuyo propietario beneficiario final es el ciudadano chino Cai Yi, para que adquiera el control de más del 50 % de la sociedad «Power Energy Katyuzhanka».
«Se ha concedido autorización a la sociedad de responsabilidad limitada «AB DIAMANT UCRANIA» para adquirir el control de la sociedad de responsabilidad limitada «PAOWER ENERGY KATYUZHANKA» mediante la adquisición directa de participaciones en el capital social, lo que le garantiza superar el 50 % de los votos en el órgano superior de gestión de la sociedad», – reza la resolución de la AMCU del 9 de julio de 2026.
La sociedad de responsabilidad limitada «Power Energy Katyuzhanka» se constituyó el 20 de septiembre de 2023 con un capital social de 8,746 millones de UAH. La actividad principal de la sociedad es la producción de energía eléctrica.
El propietario beneficiario final de la sociedad limitada «Power Energy Katyuzhanka», con una participación del 100 %, es Roman Petruchenko, cofundador del grupo ucraniano de empresas del sector de las energías renovables SPP Development Ukraine.
El lunes 6 de julio de 2026 tendrán lugar las primeras subastas anuales para la distribución de la capacidad conjunta en los puntos de interconexión transfronterizos con Hungría, Rumanía y Moldavia, según ha informado la sociedad «Operador del Sistema de Transporte de Gas de Ucrania» en su página web.
«La celebración de subastas conjuntas en los puntos de interconexión con Polonia y Eslovaquia se anunciará por separado», señalaron desde la empresa.
En la OGTSU explicaron que los productos de capacidad combinados permiten reservar capacidad a ambos lados del punto de interconexión en el marco de una única subasta y de un único producto de capacidad.
«La implantación del mecanismo de capacidades combinadas es el resultado de una estrecha coordinación entre la OGTSU, los operadores de los sistemas de transporte de gas adyacentes, los reguladores nacionales y las instituciones europeas», señaló la directora general en funciones de la empresa, Natalia Boiko.
La empresa afirma que la introducción de productos de capacidad combinada contribuirá a una mayor integración del mercado ucraniano del gas natural en el mercado interior de la UE, a una mayor eficiencia en el uso de la infraestructura transfronteriza, al desarrollo del comercio transfronterizo de gas natural y al fortalecimiento de la seguridad energética de la región.
El plazo de presentación de solicitudes para la asignación de capacidad anual en los puntos de entrada y salida internos se abre el 29 de junio de 2026 y finalizará el 13 de julio de 2026, ambos inclusive.
Como se informó, la Comisión Nacional de Regulación Estatal en los ámbitos de la Energía y los Servicios Públicos (NKREKP) aprobó, en su sesión del 23 de junio, una serie de decisiones destinadas a una mayor integración del mercado del gas de Ucrania en el mercado único del gas natural de la UE.
«Los cambios prevén la introducción de las normas europeas de distribución de capacidad y fijación de tarifas en las interconexiones transfronterizas del sistema de transporte de gas», informó el regulador.
En concreto, el regulador ha completado los trámites normativos para la introducción de subastas conjuntas de asignación de capacidad en las conexiones transfronterizas.
«Este mecanismo prevé la asignación simultánea de la capacidad del sistema de transporte de gas de Ucrania y de los países vecinos, lo que se ajusta a la práctica europea de funcionamiento del mercado del gas natural», explicaron desde la comisión.
Las nuevas normas de distribución de la capacidad de las conexiones transfronterizas entrarán en vigor en julio de 2026 y se aplicarán a la capacidad que se utilice a partir del inicio del nuevo año gasístico, es decir, a partir del 1 de octubre de 2026.
Para participar en las subastas, los clientes de los servicios de transporte deberán celebrar contratos no solo con la OGTSU, sino también con los operadores de las redes de transporte de gas vecinas de los Estados miembros de la UE y de la República de Moldavia. El cliente al que se le asigne la capacidad combinada tendrá derecho a ceder a otro cliente el derecho a presentar nominaciones y renominaciones para dicha capacidad.
