La empresa estatal Pakistan Petroleum Ltd. construirá una isla para crear una plataforma de lanzamiento con el fin de acelerar la exploración de petróleo y gas. La isla artificial se ubicará a unos 30 kilómetros de la costa de la provincia meridional de Sindh, cerca de la ciudad de Sazawal, según ha declarado a la agencia Bloomberg el director general de exploración y desarrollo del negocio principal de PPL, Arshad Palekar. Según él, esto permitirá evitar que las mareas interrumpan las labores de exploración geológica que se realizan las 24 horas del día.
Este proyecto, el primero de este tipo en Pakistán, se basa en la experiencia de Abu Dabi, donde se han construido con éxito islas artificiales para la perforación, informó Palechar.
La construcción de la isla se completará en febrero y, inmediatamente después, comenzará su explotación, añadió. La empresa tiene previsto perforar unos 25 pozos.
Las operaciones de perforación en Pakistán están cobrando impulso después de que el presidente de Estados Unidos, Donald Trump, expresara en julio su interés por las «enormes reservas de petróleo» del país. Desde entonces, se han concedido licencias de exploración en alta mar a las empresas locales PPL, Mari Energies Ltd. y Prime International Oil and Gas Co.
La Agencia Nacional de Regulación Energética (ANRE) de Moldavia ha introducido dos nuevas rutas en su sistema de transporte de gas (GTS) para el tránsito de gas de Grecia a Ucrania, según ha informado el regulador.
«Estos productos (servicios de suministro) tienen por objeto facilitar los flujos de gas natural de Grecia a Ucrania a través de la infraestructura transbalcánica, contribuyendo a reforzar la seguridad energética regional, la diversificación de las fuentes de suministro y el uso eficiente de la capacidad de transporte, de conformidad con la solicitud de Vestmoldtransgaz LLC (operador del GTS de Moldavia) y la iniciativa conjunta de los operadores de los sistemas de transporte de gas natural de Grecia, Bulgaria, Rumanía, Moldavia y Ucrania», se indica en el comunicado de la ANRE.
El regulador ha precisado que se trata de «dos nuevos productos de capacidad especial, «Ruta 2» y «Ruta 3», que estarán disponibles entre diciembre de 2025 y abril de 2026».
Los nuevos servicios se ofrecerán mensualmente mediante subastas paralelas en la plataforma RBP utilizando un algoritmo de precio único, con descuentos aplicados a las tarifas de los operadores de los países de tránsito. «La introducción de estos productos permitirá aumentar los volúmenes de tránsito de gas a través del sistema de transporte de Moldavia e indirectamente creará las condiciones para optimizar las tarifas de los servicios de transporte de gas natural en el futuro», se señala en el comunicado.
El regulador recordó que en mayo de este año se introdujo el producto de servicio mensual «Ruta 1», destinado al uso de puntos de interconexión en el gasoducto transbalcánico, que conecta los sistemas de transporte de gas natural de Grecia, Bulgaria, Rumanía, Moldavia y Ucrania.
Como se informó, en mayo de este año, los operadores de los sistemas de transporte de gas de Bulgaria, Grecia, Moldavia, Rumanía y Ucrania desarrollaron un plan para el suministro de gas natural licuado (GNL) estadounidense desde Grecia a Ucrania a través del «corredor vertical de gas», acordando una tarifa única para el tránsito de gas con un descuento del 25 %. El objetivo del proyecto es garantizar el suministro de gas a los almacenes subterráneos de Ucrania para prepararse para la temporada de calefacción.
En julio, el ministro de Energía de Moldavia, Dorin Jungiatu, informó de que la empresa estatal moldava Energocom había probado con éxito el suministro de GNL desde Estados Unidos a través del «corredor vertical de gas», bombeando combustible regasificado desde un puerto de Grecia a los almacenes subterráneos de gas de Ucrania.
A principios de noviembre, la empresa de gasoductos ICGB, operador independiente del interconector Grecia-Bulgaria (IGB), junto con los operadores de los sistemas de transporte de gas de Grecia, Bulgaria, Rumanía, Moldavia y Ucrania, firmó un acuerdo para poner en marcha dos nuevas rutas para el suministro de gas natural desde Grecia a Ucrania. Los operadores de los sistemas de transporte de gas de estos países propusieron que estas rutas estuvieran disponibles desde diciembre de 2025 hasta abril de 2026.
Según la información de ICGB, la ruta 2 comienza en el punto de interconexión entre sistemas de Amfitriti en la red DESFA, pasa por el interconector greco-búlgaro (IGB) y continúa por el corredor transbalcánico: Amfitriti – Komotini (IGB) – Stara Zagora – Negru Voda 1/Kardam – Isaccea 1/Orlovca – Câșcavii – Grebeni.
La ruta 3 comienza en el punto de interconexión entre el IGB y el gasoducto transadriático (TAP) y sigue el mismo recorrido: Komotini (entrada IGB desde TAP) – Stara Zagora – Negru Voda 1/Cardam – Isaccea 1/Orlovca – Căușeni – Grebeni.
La capacidad prevista del «corredor vertical de gas» en la dirección Grecia-Bulgaria es de 3000 millones de metros cúbicos al año. El operador del gasoducto no descarta aumentar su capacidad hasta 5000 millones de metros cúbicos, en función del interés del mercado.
El acuerdo con Grecia sobre el suministro de gas a Ucrania forma parte de un amplio paquete energético preparado para el invierno, y las entregas de gas comenzarán en enero, según ha informado el presidente de Ucrania, Volodímir Zelenski.
«Los suministros de gas comenzarán ya en enero, y es importante que en el primer trimestre se implementen nuestros primeros acuerdos. Además del acuerdo sobre los suministros operativos de gas, también hay acuerdos urgentes», dijo Zelensky durante una rueda de prensa en Atenas el domingo.
El presidente señaló que hoy lo había discutido con el primer ministro griego, Kyriakos Mitsotakis. Además, agradeció a Estados Unidos la oportunidad de obtener no solo gas a través de Grecia, sino también energía de los Estados Unidos de América.
En Ucrania, los precios del recurso aumentaron en noviembre, con 9,7 mcm vendidos. En Europa, los precios al contado rondaron los 32 euros/MWh, con una volatilidad impulsada por las previsiones meteorológicas, las sanciones (19º paquete de la UE) y el descenso de la producción en Noruega. Las instalaciones UGS de la UE se llenaron al 82,82% del nivel técnico, Ucrania acumuló más de 13 bcm e inició la temporada de retirada.
La semana pasada continuó la negociación de los recursos de octubre y noviembre de 2025. En total, las siguientes empresas formaron posiciones para la compra y venta de gas natural: Ukrnafta, Energo Zbut Trans, Tepla Energy Company, JV BNK, etc.
Los precios de salida del recurso fueron subiendo a lo largo de la semana. Como resultado, hasta el viernes, el precio medio de salida para noviembre en el GTS era un 3,45% superior al del lunes y ascendía a 23425 UAH sin IVA.
La compañía termoeléctrica acudió a la subasta con una propuesta de venta de gas natural importado en la sección del mismo nombre con entrega en noviembre en el GTS.
La semana pasada sólo se vendieron posiciones para la venta. En total se vendieron 9.700 miles de metros cúbicos de gas natural (+28% en comparación con la semana anterior). Todo el volumen fue vendido por Ukrnafta, que tiene un recurso de noviembre en las UGSF. En conjunto, los precios de venta de la semana pasada se situaron entre 21085-21415 UAH por mil metros cúbicos sin IVA, lo que supone un aumento de más de 1000 UAH respecto a los precios de la semana anterior.
En el mercado de gas natural a corto plazo de la UEEX, los participantes realizaron ofertas en el mercado intradiario en las instalaciones GTS y UGS. En total se negociaron 396 mil metros cúbicos de gas (-25% en comparación con la semana anterior). Hasta el 24 de octubre, el precio medio ponderado de la DAM aumentó un +7,3% en comparación con el 17 de octubre.
La semana pasada, la geopolítica siguió generando muchos titulares pero poca certidumbre. Mientras que en la sesión del miércoles, los futuros para el próximo mes en los mercados del gas cayeron un ~2% ante las previsiones de temperaturas más altas en el Reino Unido y Europa, que apuntaban a un freno de la demanda de gas en noviembre, el jueves subieron, coincidiendo con la confirmación del 19º paquete de sanciones de la UE, que prohibirá las importaciones rusas de GNL a partir de 2027, lo que añadió una pequeña prima por riesgo geopolítico en los hubs europeos. Esta tendencia también se vio impulsada por el aumento de la demanda interna y el descenso de la producción en Noruega tras el cierre temporal del yacimiento de Oseberg.
El jueves, el mercado británico del gas siguió los pasos del europeo después de que Estados Unidos anunciara sanciones contra Lukoil y Rosneft, las dos mayores petroleras rusas. Los precios del gas en Estados Unidos subieron hasta 3,46 dólares por millón de BTU, un 20% más que los mínimos registrados el 17 de octubre. La continuación de la tendencia alcista de los precios del gas en EE.UU. podría traducirse en un aumento de los precios del GNL y de los costes de suministro durante el invierno.
Precios de los contratos con entrega en el periodo respectivo, EUR/MWh, 24.10.2025
Instrumento CEGH TTF TGE/POLPX Valor medio
Día1 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
Los contratos con un mes de antelación en todos los centros analizados mostraron una tendencia diferente a la de los precios al contado, con un descenso medio del 0,75%. Los precios trimestrales se situaron por término medio un 0,17% por encima de los precios al contado. Los precios estacionales, con una media de 33,35 euros/MWh, tendieron a disminuir en comparación con los precios al contado una media del 4,73%.
Las sanciones estadounidenses coinciden con la decisión de la UE de promulgar su decimonoveno paquete de sanciones contra Rusia, suspendiendo todos los contratos de GNL a corto plazo durante seis meses y prohibiendo totalmente el GNL ruso a partir de enero de 2027, un año antes de lo previsto.
Más abajo en la curva, los precios bajaron el viernes por la mañana en la mayoría de los contratos, con descensos desde el contrato de verano Sum-26 hasta el contrato de invierno Win-28, lo que indica que las anteriores subidas de precios pueden estar impulsadas principalmente por los fundamentales a corto plazo.
A 22 de octubre, la tasa de ocupación de las instalaciones de almacenamiento de gas de la UE cayó al 82,82%, un 9% por debajo de la media de los últimos cinco años. La situación de las instalaciones de almacenamiento en la UE no ha variado desde hace un mes y se mantiene en el 82%. Hay dos factores concurrentes detrás de esta cifra estática: la demanda de gas en Europa superó las expectativas estacionales en más de un 10% la semana antepasada, pero los suministros de GNL ya han alcanzado el nivel del primer semestre de este año. Es probable que Europa entre en la temporada de calefacción con el nivel de ocupación más bajo desde 2015 y registró la semana más temprana de retiradas netas desde 2020.
Los futuros de GNL de diciembre en Asia, el índice JKM Platts Future, se liquidaron el 23 de octubre a 403,29 USD por mcm. Dólares estadounidenses por cada mil metros cúbicos. Los futuros de GNL del marcador del noroeste de Europa cerraron a 375,36 dólares estadounidenses por mil metros cúbicos. dólares estadounidenses/mil metros cúbicos.
Las terminales europeas de GNL operaron el 22 de octubre con una capacidad media del 51,0%.
A 22 de octubre de 2025, las existencias de GNL en la UE ascendían a 4.874 mcm de GNL, según los Inventores Agregados de Almacenamiento de GNL.
Las importaciones de gas natural procedentes de Europa alcanzaron una media de 15 mcm diarios (-8 mcm interanuales), con importantes fluctuaciones durante la semana. Hubo importaciones procedentes de Eslovaquia, Hungría y Polonia. Las importaciones procedentes de Polonia fluctuaron significativamente debido a obras de reparación. La mayor parte de las importaciones procedieron de Hungría. No hubo exportaciones. Las instalaciones de almacenamiento ucranianas almacenaron unos 13,1 bcm de gas natural, más o menos lo mismo que la semana pasada. El 22 de octubre se retiró 1 millón de metros cúbicos de gas natural de las instalaciones UGS.
Fuente: https://expertsclub.eu/oglyad-czin-na-gaz-v-ukrayini-ta-yevropi/
El 24 de octubre, la Agencia Nacional Reguladora de la Energía de Moldavia (ANRE) celebró una reunión abierta de su Consejo de Administración, durante la cual aprobó la aplicación de una reducción del 50% en las tarifas de transporte de gas a Ucrania.
«Durante la reunión, el Consejo de Administración aprobó enmiendas a la Decisión nº 272/2025 sobre la optimización del producto de capacidad de la Ruta 1 en el gasoducto transbalcánico, a raíz de una iniciativa conjunta presentada por los operadores de sistemas de transporte de gas natural de Grecia, Bulgaria, Rumanía, la República de Moldavia y Ucrania. La iniciativa tiene por objeto reforzar la seguridad energética regional y garantizar el suministro de gas natural a Ucrania», reza un comunicado publicado en la web oficial de ANRE.
«Los cambios aprobados incluyen la ampliación del producto de la Ruta 1 en 6 meses (noviembre de 2025 – abril de 2026), la aplicación de una reducción del 50% en las tarifas de transporte para SRL Vestmoldtransgaz en los puntos de interconexión de Kaushin y Hrebenyky, y la ampliación del producto de capacidad a todos los puntos de interconexión relevantes a lo largo de la ruta». El operador rumano del sistema de transmisión SA Transgaz también ha decidido aplicar una reducción del 50% en las tarifas de transmisión», explicó ANRE.
«Con esta decisión, la República de Moldavia refuerza su papel como corredor de tránsito regional, facilitando el transporte de gas natural de Grecia a Ucrania y contribuyendo a la diversificación de rutas y fuentes de suministro. A largo plazo, se espera que aumenten los volúmenes de transporte y, en consecuencia, disminuirán las tarifas asociadas para los usuarios del sistema de transporte operado por SRL Vestmoldtransgaz», señala el comunicado.
La británica Pennpetro Energy Plc (PPP) ha anunciado la firma de los términos básicos para la adquisición del 100 % de la licencia para la exploración de petróleo y gas en la zona de Limnytskyi, en la región de Ivano-Frankivsk, a través de la sociedad polaca Target, creada recientemente con este fin.
«La licencia que adquiere la empresa es un proyecto poco explorado, a gran escala y muy prometedor, cuyo desarrollo se espera que contribuya de manera significativa a reforzar la independencia energética y la soberanía de Ucrania», se indica en el comunicado bursátil de PPP.
La empresa tiene la intención de reactivar inmediatamente uno de los pozos anteriormente abandonados y llevar a cabo un estudio sísmico tridimensional antes de comenzar en breve la perforación de un segundo pozo, que se espera que tenga una alta probabilidad de éxito.
El yacimiento petrolífero de Limnitsky, con una superficie de 172 km², está situado en la cuenca de los Cárpatos, donde actualmente hay más de 100 yacimientos de petróleo y gas.
«La obtención de las condiciones básicas de la licencia para el yacimiento de Limnitsky en Ucrania supone un punto de inflexión para nuestro negocio. Esto añade un activo muy prometedor a nuestra creciente cartera y abre la posibilidad de desarrollar este yacimiento», declaró el presidente del consejo de administración de PPP, Stephen Lunn.
Según él, los requisitos de capital de Pennpetro Energy relacionados con esta licencia son mínimos y la empresa tiene un importante potencial de crecimiento.
Según la información de NADRA info, en 2007 se concedió un permiso especial para la exploración y extracción de petróleo y gas en la zona de Limnytska a la empresa Geo Search Ltd., que sigue siendo un usuario activo de los recursos minerales tras la reciente revocación de la orden de la Servicio Estatal de Geología y Recursos Minerales de Ucrania sobre la anulación del permiso.
En abril de 2023, Derzhgeonadra presentó una demanda contra «Compañía Geoposuk LTD» ante el Tribunal Administrativo del Distrito de Ivano-Frankivsk para solicitar la anulación del permiso especial para la explotación de los recursos minerales. El motivo fue que, supuestamente, entre los beneficiarios finales de la empresa se encontraba un ciudadano de la Federación de Rusia.
En julio de 2023, el tribunal de primera instancia estimó la demanda y declaró nula la licencia, y en febrero de 2024, el Octavo Tribunal Administrativo de Apelación confirmó esta decisión. En cumplimiento de las resoluciones judiciales, el Gosgeonadra emitió una orden el 15 de febrero de 2024 para anular la licencia.
Sin embargo, el 30 de abril de 2025, el Tribunal Supremo anuló la decisión de las instancias anteriores, reconociendo que la anulación se había producido en violación de la legislación, por lo que Gosgeonedra anuló el 5 de mayo de 2025 la orden anterior de anulación.
Pennpetro Energy Plc es una empresa pública registrada en 2016 en Inglaterra y Gales. La empresa se dedica a la exploración y producción de petróleo y gas, centrando sus actividades en proyectos terrestres en Texas (EE. UU.), en particular en el condado de Gonzales, donde posee derechos sobre más de 2500 acres. Pennpetro tiene varias filiales, entre las que se encuentran Pennpetro USA Corp., Nobel Petroleum LLC y Pennpetro Greentec UK Limited.
En 2024, PPP declaró unos ingresos de alrededor de 0,5 millones de libras esterlinas, con unas pérdidas netas de 8,9 millones de libras.
Pennpetro Energy plc anunció el 16 de octubre el nombramiento de Mavrikiy Kalugin como director ejecutivo y director de operaciones de la empresa, quien hasta el 31 de enero de 2023 ocupó el cargo de director ejecutivo y director de operaciones del grupo Naftogaz.
