El operador rumano de la red de transporte de gas, Transgaz, ha firmado un memorando con la empresa estadounidense Argent LNG, que prevé la posibilidad de invertir en la construcción de una gran terminal de GNL en Luisiana.
La capacidad del proyecto ascenderá a 25 millones de toneladas de GNL al año, lo que equivale aproximadamente a 35 000 millones de metros cúbicos de gas. Se espera que los primeros suministros tengan lugar en 2030.
Uno de los principales objetivos es crear una ruta de suministro a largo plazo de gas estadounidense a través de Rumanía hacia Moldavia y Ucrania, y de ahí hacia Hungría, Austria, la República Checa, Eslovaquia y Alemania.
El proyecto pretende reforzar el denominado «corredor vertical del gas», que se está convirtiendo progresivamente en una de las rutas clave para el suministro de gas no ruso a Europa Central y Oriental.
El corredor une las redes de transporte de gas de Grecia, Bulgaria, Rumanía, Hungría, Eslovaquia, Ucrania y Moldavia. A través de él se puede transportar tanto gas de Azerbaiyán como GNL procedente de EE. UU., que llega a través de las terminales de Revithoussa y Alexandroupolis, en Grecia.
Para los Balcanes, el proyecto es importante porque la región obtiene otra gran fuente de gas y una mayor competencia entre las rutas de suministro. Cuanto más GNL estadounidense y de otros orígenes no rusos llegue a través de Grecia y Rumanía, más se transformará la infraestructura gasística de toda Europa Sudoriental.
Moldavia ya ha probado esta ruta: el GNL estadounidense se suministró a través de Grecia y, posteriormente, se inyectó en los almacenes subterráneos de Ucrania.
Transgaz también controla el 75 % del operador moldavo de la red de transporte de gas Westmoldtransgaz.
Debido a la reducción de la disponibilidad de gas natural licuado (GNL) en el mercado europeo, Bélgica pasó en julio a depender íntegramente de las importaciones de este combustible procedentes de Rusia, como consecuencia de las interrupciones en el suministro y los elevados precios del gas, según informa Bloomberg.
El volumen total de suministros de GNL a Bélgica en julio se redujo en más de un 40 % en comparación con el mismo periodo del año anterior. Al mismo tiempo, el país compró alrededor de 0,4 millones de toneladas de este combustible a Rusia, aunque los volúmenes de las importaciones rusas fueron inferiores a los registrados a principios de 2026.
Una de las razones del aumento del papel del GNL ruso fueron las interrupciones en el suministro de combustible procedente de Oriente Próximo debido a los problemas de navegación en la zona del estrecho de Ormuz. Al mismo tiempo, la mayoría de los compradores europeos pospusieron las compras de GNL para las reservas de invierno debido a los elevados precios del gas.
«Europa recibió un 16 % más de GNL ruso en el primer semestre de 2026 en comparación con el mismo periodo del año anterior, pagando en total 5 960 millones de euros (6 900 millones de dólares). Los principales compradores fueron Francia, Bélgica y España», señala el comunicado de la publicación, que se basa en datos de la organización no gubernamental alemana Urgewald.
Un reto adicional para Europa fue el bajo nivel de reservas de gas en vísperas de la temporada invernal, el más bajo para este periodo desde que se tienen registros, en 2009.
Según Bloomberg, la última vez que Rusia fue el único proveedor de GNL a Bélgica fue a principios de 2021, antes de la invasión a gran escala de Ucrania por parte de la Federación Rusa y tras la recuperación de las economías europeas tras la pandemia de COVID-19.
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Según informa Interfax-Ucrania, el nivel relativo de las reservas de gas en los almacenes europeos ha alcanzado el valor más bajo registrado en toda la historia de las observaciones en esta fecha.
Anteriormente, el mínimo histórico de los niveles de reservas para esta época se registró en 2021 (la pandemia afectó a la capacidad del sector). Sin embargo, desde el inicio de la temporada de inyección, la curva de 2026 ha ido acortando constantemente la distancia con respecto al anterior mínimo histórico.
El nivel medio de reservas en los almacenes subterráneos de gas de Europa, al cierre del día de gas del 1 de agosto, alcanzó el 57,11 %, según datos de la asociación de operadores europeos de infraestructuras de gas Gas Infrastructure Europe (GIE). El nivel de reservas en la misma fecha de 2021 fue ligeramente superior: el 57,28 %. Un día antes, la situación era diferente: a 31 de julio de 2026, el nivel era del 56,88 % (superior), mientras que a 31 de julio de 2021 era del 56,83 % (inferior).
El nivel de reservas de gas natural en Europa es un indicador clave para el mercado mundial del gas. La capacidad total del sistema de almacenamiento de la UE asciende a 109 000 millones de metros cúbicos de gas activo. En conjunto, Europa se ha convertido en el mayor importador del mercado mundial de GNL. Gas Infrastructure Europe agrupa a los operadores que trabajan en el ámbito del transporte y el almacenamiento de gas, así como de GNL. La base estadística abarca el funcionamiento de la infraestructura de almacenamiento subterráneo de gas natural desde 2011, y la recepción y regasificación de GNL desde 2012. Los días de gas en el sector gasístico europeo se cuentan a partir de las 06:00, hora central europea (CET).
Las fuentes renovables deben contribuir al balance energético de la UE. La energía eólica en Europa cubre, desde principios de agosto de 2026, una media del 10 % de las necesidades de electricidad, según informa la asociación WindEurope. Hace un año, en agosto de 2025, la contribución de los parques eólicos era del 14 %.
Europa también importa activamente gas natural licuado. Sin embargo, en agosto de 2026, los suministros de gas procedentes del extranjero se reducen un 7 % en comparación con los niveles del año anterior. Las importaciones de GNL en agosto de 2026 podrían descender hasta los 6,9 millones de toneladas.
El precio al contado con entrega «al día siguiente» en el hub de referencia europeo TTF cerró el viernes en 696 dólares por cada 1 000 m³, tras una media de 626 dólares en julio.
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.
El potencial técnico de recuperación de metano en Ucrania asciende a entre 2.150 y 3.080 millones de metros cúbicos al año, lo que equivale al 10-15 % del consumo total de gas natural del país, según el estudio «Emisiones de metano en el sector energético de Ucrania: retos y oportunidades subestimados» del proyecto Green Deal Ukraïna (GDU), creado por el Helmholtz-Zentrum Berlin (HZB).
Los autores del estudio son Alexander Zichener, especialista en energía y clima de GDU; Janez Kopach, experto en energía y clima de GDU; y Oleg Savitsky, experto en energía de GDU.
Según señalaron, a precios medios europeos del gas (~360 EUR/1 000 m³), este volumen cuesta entre 750 y 1 100 millones de euros al año, mientras que las inversiones necesarias para aprovechar este potencial ascienden en total a entre 2 400 y 3 600 millones de euros en 10 años, es decir, entre 240 y 360 millones de euros al año.
«Si comparamos las cifras, se observa un claro beneficio económico: hay que invertir entre 240 y 360 millones de euros al año en la reducción de emisiones, mientras que el gas «capturado» reportará entre 750 y 1100 millones de euros», subrayaron los autores del estudio.
Señalan que el tema de la valorización del metano cobra especial relevancia en vísperas de la adhesión de Ucrania a la UE y en el contexto de la reconstrucción posguerra: la armonización de la legislación nacional con los requisitos del Reglamento (UE) 2024/1787 sobre las emisiones de metano en el sector energético es obligatoria para un país candidato y miembro de la Comunidad de la Energía. Al mismo tiempo, la reducción de las emisiones de metano es una de las medidas climáticas más rápidas y rentables a las que puede acceder Ucrania en el periodo 2026-2045, ya que, en una perspectiva de 20 años (GWP20), el metano es más de 80 veces más potente que el CO₂ como gas de efecto invernadero, y según una estimación conservadora a 100 años, 30 veces más (GWP100).
El estudio señala que el metano representa aproximadamente el 27 % de las emisiones totales de gases de efecto invernadero de Ucrania (63 millones de toneladas de CO₂-eq. en 2023 según el GWP100), y según el GWP20, más de la mitad del impacto climático a corto plazo del país. Casi el 71 % de las emisiones nacionales de metano provienen del sector energético.
Para más detalles sobre el estudio y enlaces al mismo, consulte la columna del proyecto de la agencia «Interfax-Ucrania» sobre energía «Energoreforma».
La empresa energética británica BP ha anunciado la adquisición de una participación del 40 % en un acuerdo de reparto de producción que abarca seis bloques de exploración de petróleo y gas en la región de Ustyurt, en Uzbekistán. Esto supone el regreso de la empresa a las inversiones energéticas tradicionales.
Anteriormente, BP había suspendido sus actividades de exploración en la región en 2021, en el marco de la estrategia de energía «verde» adoptada bajo el mandato del antiguo director general Bernard Looney, quien se comprometió a reducir la producción de petróleo y gas en un 40 % para 2030. Desde entonces, la empresa ha vuelto a centrarse en los combustibles fósiles.
«Estamos convencidos de que Uzbekistán tiene un importante potencial de recursos y consideramos que esto es una oportunidad para apoyar la exploración y el desarrollo de los recursos de petróleo y gas del país», declaró Joe Cristofoli.
BP, GAS, petróleo, UZBEKISTAN
