tag

  The Secretary General of the Organisation of the Petroleum Exporting Countries (Opec) Haitham al-Ghais has stressed that ensuring the stability and balance of global oil markets is at the forefront of the Opec's strategic priorities, clarifying that its policies are not aimed at directing or determining oil price trends. In an exclusive interview with Qatar News Agency, al-Ghais expressed deep confidence in the soundness of Opec's decisions, anticipating that future economic historians will highly value the pivotal and positive role played by the Opec+ alliance in protecting the global economy from sharp fluctuations in energy supplies. He revealed that member states have resorted to adopting alternative logistical solutions and routes in cooperation with regional and international partners to mitigate the impact of supply constraints resulting from geopolitical tensions in the Strait of Hormuz and to ensure the continued flow of energy to global markets. Al-Ghais explained that the recent developments concerning the security of maritime routes in the Middle East represent a temporary situation that has been addressed with proactive solutions. He stressed that member states have demonstrated remarkable resilience and a long-standing commitment as a reliable source of supply, adding that oil will remain vital to daily life and that diplomacy will continue to be the best way to achieve lasting solutions. He warned of the dangers of insufficient funding in the traditional sector, announcing that meeting the anticipated growth in global demand will require cumulative oil investments reaching $17.7tn by 2050. He said the long-term projections adopted in Opec’s World Oil Outlook 2050 report indicate that global oil demand will rise annually to 124mn barrels per day by 2050, driven by a projected population increase of 1.4bn, a doubling of the global economy, and continued urbanisation. Al-Ghais proposed a new concept for redefining climate policies, calling for the replacement of the term energy transitions with energy additions. He pointed out that the world recorded unprecedented levels of simultaneous consumption of coal, oil, gas, and renewable energy in 2025. Energy sources complement each other, not compete with one another, he emphasized, explaining that the manufacturing of wind turbines, solar panels, and electrical grid components relies entirely on oil derivatives and plastics. He noted that 655mn people worldwide lack access to electricity, and 2bn suffer from a lack of safe cooking fuel, necessitating a comprehensive approach that encompasses all energy sources, technologies, and populations. Regarding the near-term market outlook, al-Ghais said that market fundamentals remain strong and robust, with global economic growth projected at 3% in 2026, supported by the momentum in the US economy and significant investments in AI in Asian countries such as China and India. Based on these indicators, al-Ghais has anticipated global oil demand growth of 600,000 barrels per day in 2026, driven by the economies of Asia, Latin America, and Africa. This growth is expected to be offset by an anticipated expansion in non-Opec+ oil liquids production of 600,000 barrels per day, reaching 54.8mn barrels per day, led by Brazil, the US, Canada, and Argentina. 

Opec+ kept its oil output policy unchanged for October at a meeting on Sunday, it said in a statement, as the producer group needs to agree new quotas before deciding its next output steps. The meeting of seven core Opec+ members — Saudi Arabia, Russia, Iraq, Kuwait, Algeria, Kazakhstan and Oman — comes as the Iran war continues to disrupt oil exports through the Strait of Hormuz, limiting Opec+'s influence over prices and market share. In August, Opec+ agreed its production boost for September, completing a phased rollback of a 1.65mn -barrel-per-day supply cut first agreed in 2023. Despite the agreed production increases, the group made up of the Organisation of the Petroleum Exporting Countries and its allies, including Russia, still produces far below its targets because of the war. "Opec+ currently has very limited power over the physical oil market," said Jorge Leon of Rystad Energy. "The group can change production targets on paper, but it cannot guarantee that those barrels will be produced or actually reach the market." "The focus now shifts away from monthly production adjustments and towards the much more consequential debate over 2027." Opec+ still has another layer of production cuts in place, covering most members of the 21-country group until the end of 2026. Before the group decides how to unwind the cuts and return production to the market, it needs to review members' oil production capacity to set 2027 output baselines, which form the basis for quotas. This debate will likely happen later in 2026 and hence Opec+ is likely to pause its output increases for the fourth quarter, sources earlier told Reuters. The statement on Sunday made no mention of policy beyond October. Only the seven Opec+ members who met on Sunday, plus the United Arab Emirates until it left Opec in May, have been involved in monthly output decisions in recent years. The seven countries will hold their next meeting on October 4. 

 www.abhafoundation.org OilOil prices settled lower on Friday and were also down for the week as traders evaluated indications regarding the US Federal Reserve’s inflation-fighting policy and rumours of a possible agreement on shipping through the Strait of Hormuz.Brent crude futures settled at $89.31 a barrel, while US West Texas Intermediate (WTI) crude finished at $83.40 a barrel. For the week, Brent fell by more than 5% and WTI by more than 4%.Following comments by new Federal Reserve Chairman Kevin Warsh pointing to a possible interest rate hike later this year to curb inflation, oil prices fell further.Global product markets remain strong following further Ukrainian strikes on Russian refineries. However, there is considerable speculation that a deal to reopen the Strait of Hormuz could be reached over the weekend, ana-lysts said.GasAsian spot liquefied natural gas (LNG) prices rose for a third straight week to a five-month high, supported by demand in both Asia and Europe, while unresolved Strait of Hormuz transit disruptions stemming from the US-Iran conflict remained an upside risk.The average LNG price for October delivery into north-east Asia was $23.20 per million British thermal units (mmBtu), up from $22.50 per mmBtu the week before.Industry participants said buying interest from South Asian markets, including India and Bangladesh, supported the market despite higher prices.In Europe, the Dutch TTF gas price settled at $22.48 per mmBtu, posting a weekly loss of 1.3%. European gas and LNG prices climbed to multi-year highs as participants priced in the need to attract Atlantic Basin LNG cargoes ahead of winter. This article was supplied by the Abdullah bin Hamad Al-Attiyah International Foundation for Energy and Sustain-able Development. 

 An Iranian worker walks along of the phase 15-16 of the South Pars gas field facilities in the southern Iranian port of Assaluyeh on the shore of the Gulf (file). Around 40% of the South Pars gas field capacity damaged during the war is back in production, Iran's Deputy Oil Minister Ahmed Zeraatkar said on Thursday, according to Fars news agency, reports Reuters. South Pars is the world's largest offshore natural gas field. Meanwhile, Iran's oil sales and deliveries in "distant waters" continue despite reduction, Iran's Oil Minister Mohsen Paknejad said on Thursday according to state media. 

Six months into the Iran war, the world's most powerful oil alliance, Opec+, finds itself in an unfamiliar position: unable to influence a market it once helped shape.The war, which has shut a major export route for Middle Eastern oil and damaged energy infrastructure in several Opec countries, has eroded the group's market share and, with it, its ability to affect prices. Its statements and policy decisions barely move oil markets anymore.Instead, cuts in Chinese crude imports have emerged as one of the dominant themes of 2026, helping to balance oil markets amid what analysts describe as the worst-ever supply disruption.Opec+ — the Organisation of the Petroleum Exporting Countries and allies including Russia — accounted for about 40% of global oil output in July, according to Reuters calculations based on International Energy Agency data. That's down from more than 48% before the US and Israel attacked Iran in late February, although about four to five percentage points of the decline were due to the United Arab Emirates' withdrawal from Opec in May.Opec+'s core group of seven producers, including Saudi Arabia and Russia, accounted for only a quarter of world oil output in July.The war has reduced Opec+'s ability to quickly raise or cut supply by effectively shutting the Strait of Hormuz, a key export route for top Opec producer Saudi Arabia and other members such as Iraq and Kuwait.Opec was formed in 1960, and the expanded Opec+ framework was created in 2016 when Russia and other producers joined efforts to help the group counter its shrinking share of world oil production.Opec's share of global crude output peaked at about 50% during the oil crises of the 1970s before falling to 30% by the mid-1980s as output from the North Sea, Alaska and Siberia increased.Opec did not reply to a Reuters request for comment. Opec+ says its decisions are aimed at supporting market stability and it does not target a specific oil price.Wartime supply disruptions are not new for Opec, from Kuwait during the 1990-91 Gulf War to Iraq following the 2003 US-led invasion. What is unusual now is the scale of the outage, which is constraining multiple producers simultaneously, reducing the group's ability to offset losses elsewhere.Since March, the core Opec+ group has announced six oil output increases. Yet, because of the Hormuz blockade, most have remained largely on paper, with the decisions having little effect on oil prices, apart from in July during a brief US-Iran ceasefire that raised hopes Hormuz would reopen.The contrast with 2019 is striking. Then, Opec+ and US President Donald Trump, during his first term, regularly clashed over oil prices, and Opec+ decisions were closely watched by traders for their potential market impact.At that time, the key question was how much oil Opec+ chose to pump. Now, the focus is how much oil can physically be produced and exported amid a Middle East war.One of the biggest price drivers this year has been a steep decline in Chinese oil imports. Since the war began, China has bought roughly 400mn fewer barrels of oil than during the same period last year. The decline reflects a ban on fuel exports, lower refining output and the growing use of electric transport.The trend further highlights China's growing role in balancing oil markets, a role once associated almost exclusively with Opec+ as the world's swing producer. China's weaker demand for oil has helped place a ceiling on prices this year. By contrast, its buying spree last year, which may have accounted for as much as half of global oil demand growth, helped underpin the market."They’ve become the swing demand centre," said June Goh, an analyst at Sparta Commodities. 

Oil prices climbed to more than three-week highs on Thursday, driven by concerns that the impasse in the Iran war will continue to disrupt supply from the key Middle Eastern producing region.Brent crude futures for October delivery were up $2.19, or 2.39%, to $93.81 a barrel at 1257 GMT, while US West Texas Intermediate crude futures for September added $2.33 to $88.16 a barrel. The more-active October WTI contract was up $2.44, or 2.89%, to $86.83.Both Brent and WTI benchmarks hit their highest since July 24 and gained for a fifth straight session. The September WTI contract expires later on Thursday."Tensions in the Middle East remain high, leaving room for further supply disruptions," said UBS analyst Giovanni Staunovo. "Lower oil exports from the Middle East are once again tightening the oil market."The UAE's decision to suspend all financial and economic transactions with Iran until further notice has refocused the spotlight on fraught ties between the major Gulf Arab oil producer and Iran."Oil prices remained elevated as the market is supported by sporadic attacks in the Middle East but lacks fresh momentum without a major escalation," said Hiroyuki Kikukawa, chief strategist of Nissan Securities Investment."The market is likely to maintain a gradual upward trend given uncertainty over peace talks and tensions involving the United Arab Emirates, Oman and Iran," he added.On Tuesday, US President Donald Trump said no talks were taking place with Iran and that the Strait of Hormuz was open. Iran, however, said the waterway remained shut.Trump on Wednesday warned of economic consequences against any country that provided "any type of lifeline to Iran".Shipping traffic through the strait on Wednesday was unchanged from the day before as discussions to end the conflict remained deadlocked, according to the latest shipping data.Prior to the war that began with US and Israeli strikes on Iran on February 28, shipments equal to about one-fifth of global consumption moved through the waterway. Current flows are far below pre-war levels. 

OilCrude oil futures climbed over $1 a barrel on Friday amid tanker attacks and a lack of progress on a peace agreement between the Trump administration and Iran's leadership.Brent crude futures settled at $88.52 a barrel, and US West Texas Intermediate (WTI) crude finished at $82.40 a barrel. For the week, Brent rose 5.9%, while WTI rose 5.4%.Two vessels from the state-owned Abu Dhabi National Oil Company were attacked while transiting the Strait on Thursday, the United Arab Emirates' state news agency said, an incident the UAE government condemned as an Iranian attack.On Thursday, the US administration said said it could maintain a naval blockade of Iran indefinitely and increase economic pressure on Tehran in response to stalled ceasefire talks. GasAsian spot liquefied natural gas (LNG) prices rose last week as hopes faded for a quick reopening of the Strait of Hormuz after the United States threatened an indefinite naval blockade of Iran.The average LNG price for September delivery into northeast Asia was $21.30 per million British thermal units, up from $21.10 per mmBtu the week before.Fundamentally, the supply picture hasn't changed, a handful of Gulf cargoes are making it through, but nowhere near enough to matter. Demand across north-east Asia remains soft, and US LNG is doing the heavy lifting on coverage, analysts said.In Europe, the Dutch TTF gas price settled at $20.61 per mmBtu, posting a weekly gain of 5.1%. European gas market fundamentals are likely to remain strained, challenged by LNG terminal maintenance in France and Norway until September. This article was supplied by the Abdullah bin Hamad Al-Attiyah International Foundation for Energy and Sustainable Development. 

The outpouring of grief at the passing of HH the late Father Amir Sheikh Hamad bin Khalifa al-Thani on July 12 at home was palpable. But it was equally evident elsewhere, too, in how world leaders made a beeline to offer condolences in Doha personally.As well as sharing grief, it was also recognition for the transformative leader that was the Father Amir. HH Sheikh Hamad spent eighteen years converting a thinly populated peninsula into a state that the rest of the world had to take account of. It merits mention even if in passing.The gas was the engine. Under his rule, Qatar effectively willed a global market for liquefied natural gas into being and then dominated it, becoming the largest exporter on the planet and supplying dozens of economies with a cleaner fuel than the oil they had been burning.The scale of what that unlocked is hard to overstate: value added in the hydrocarbon sector climbed from about QR11bn to some QR403bn over the course of his reign, national output multiplied more than twenty-fold, and income per head rose roughly six times.What distinguished HH Sheikh Hamad was where the money went. Rather than let the windfall sit, he ploughed it back — into further liquefaction capacity, into an economy less hostage to a single commodity, and into the physical and social architecture of a modern country. And so, hospitals and a health service were built to international standard. Education City, which brought branch campuses of leading foreign universities onto Qatari soil and made Doha a place students arrived at rather than departed from. Roads, ports, an airport and, later, a metro.Sport was pursued with the same deliberateness, through the Aspire academy, the 2006 Asian Games and, in December 2010, the successful bid that made Qatar the first Arab and Muslim nation awarded the FIFA World Cup.He built institutions alongside the concrete. Al Jazeera, launched in 1996, upended Arabic-language broadcasting and gave the region a newsroom that was not answerable to any of its ministries of information. Municipal elections followed in 1999, with Qatari women both voting and standing. A permanent constitution was put to referendum and promulgated in 2004. Qatar National Vision 2030 set the long horizon: a knowledge economy, not a rentier one.Last week that record was reflected in the most public manner available to any state — by who came.His Highness the Amir Sheikh Tamim bin Hamad al-Thani received an unbroken procession of heads of state, crown princes and senior dignitaries at Lusail Palace, with delegations landing from the Gulf, the wider Arab world, Africa, South Asia, the South Caucasus and Europe. President Recep Tayyip Erdogan came for Turkiye. Saudi Arabia sent one of the largest delegations of the week, led by Prince Mansour bin Miteb bin Abdulaziz al-Saud and including Foreign Minister Prince Faisal bin Farhan bin Abdullah al-Saud. President Abdel Fattah el-Sisi came for Egypt, Prime Minister Georgia Meloni for Italy, Crown Prince al-Hussein bin Abdullah II for Jordan, President Hassan Sheikh Mohamud for Somalia, President Shavkat Mirziyoyev for Uzbekistan, Vice-President Sheikh Mansour bin Zayed al-Nahyan for the UAE, General Abdel Fattah al-Burhan for Sudan and President Vahagn Khachaturyan for Armenia.Prime Minister Shehbaz Sharif was among the first to reach Doha, and the speed of his arrival was itself a statement. Over the past several months Qatar and Pakistan have worked in tandem, and frequently through the night, to hold open a channel between Washington and Tehran when almost nothing recommended the attempt — through the closure of the Strait of Hormuz, through strikes on Gulf energy infrastructure, through every reason to conclude the effort was futile. That the two capitals carried it as far as the Islamabad Accord and a ceasefire framework in Switzerland is the clearest recent illustration of what Sheikh Hamad's Qatar was constructed to do: convert wealth and neutrality into leverage nobody else could exercise.The telephone traffic said the same thing. US President Donald Trump called HH the Amir, and Vice-President JD Vance followed a day later. UN Secretary-General Antonio Guterres signed the condolence book at Qatar's mission in New York, describing a leader who had redirected his country's course.The geography of the mourners is the argument. Somalia, Sudan, Lebanon and Palestine are not incidental callers; they are files on Doha's desk. States send their principals, not their envoys, to capitals they expect to need again. The queue at Lusail said it all. 

Iraq's new Prime Minister Ali al-Zaidi aims to secure major US investment in his country's oil, gas, and power sectors during ‌a visit to the White House this week after the Iran war hammered crude output and state ​finances.Iraq's government is increasingly focused on ‌diversifying international partnerships to better cope with regional instability, analysts say, an agenda expected to take centre stage ‌during the July 13-18 ⁠visit.The push represents one of ‌the most explicit attempts in years to bring major ‌US investment into a sector long dominated by Chinese, Russian, and European firms, though Iraqi officials reject suggestions Baghdad is distancing ⁠itself from close ally Tehran in favour of deeper ties with Washington."The Iran war was a turning point," said Baghdad-based political analyst Ahmed Younis. "It highlighted the risks of overreliance on any single regional partner.""Zaidi views energy as the fastest route to deeper cooperation with Washington," he said.The effort includes negotiations with Chevron over major upstream projects, support for US-backed power and liquefied natural gas ventures, security guarantees for American operators in Iraq’s semi-autonomous Kurdistan region, and revived plans for strategic export pipelines linking Iraq to Mediterranean markets, according to Iraqi and US officials.Among recent initiatives approved by al-Zaidi’s cabinet is ​an agreement with US-based HKN Energy to develop the Himreen oilfield in northern Iraq. The government has also authorized the Electricity Ministry to finalize a comprehensive cooperation agreement with General Electric aimed at expanding Iraq’s electricity generation and transmission infrastructure.Such deals are expected to be a ‌focus of a meeting between al-Zaidi, a multimillionaire ⁠who took office in May, ​and US President Donald Trump, who has given the new Iraqi prime minister strong backing."We have directed ​the Ministries of Oil, Electricity and Communications to give priority to reputable American companies working in energy, telecommunications, technology, and development,” al-Zaidi said in a statement ahead of the trip.However, attracting enough investment to develop oilfields and fix infrastructure bottlenecks that have prevented sustained gains in output will not be easy, analysts say.An official document seen by Reuters indicated that in early June the Iraqi cabinet instructed the state-run Basra Oil Company to exempt US energy companies currently in discussions for energy projects from certain regulatory requirements related to preliminary agreements."The recent decisions regarding Chevron, US operators in the Kurdistan region, and other US energy projects reflect a deliberate policy shift,” said Mohammed Abbas, a former manager at the state-run Basra Oil Company who now works as ‌an energy consultant. "Zaidi is using Iraq’s energy sector to ‌strengthen ties with Washington and to reverse a ⁠perception among some US energy majors that Iraq is a challenging environment for large-scale investment."Four Iraqi oil officials familiar with the ⁠talks with US energy companies — including Chevron, ExxonMobil, HKN, and ⁠others — said the push underscored Baghdad’s broader effort to deepen economic cooperation with the US.That outreach comes as Iraq grapples with the challenge faced by many oil-producing nations: attracting investment and expanding production while remaining constrained by the Opec+ producers' group output limits.Though Iraq holds some of the world’s largest crude oil reserves, longstanding production restraints have complicated ambitions to raise revenues to support a rapidly growing population.Negotiations with Chevron have emerged as one of the most significant elements of Iraq's strategy. Earlier this year, Chevron entered ​exclusive discussions with Iraq over the giant West Qurna-2 oilfield, after Baghdad moved to replace Russia’s Lukoil as operator — potentially giving the US company control of one of Iraq’s most productive assets.Several Iraqi lawmakers and analysts indicated that the government’s energy initiatives aim to signal to Washington that Iraq is becoming a more attractive destination for large-scale international investment after years of security concerns, bureaucratic hurdles, and legal disputes.Security has improved markedly since the defeat of Islamic State about a decade ago, though periodic drone attacks and regional tensions continue to pose risks to energy infrastructure.Iraqi officials say security around key oil installations has been reinforced since the Iran conflict, with additional measures aimed at reassuring foreign energy companies."Prime Minister Zaidi comes from a business ‌background and understands that winning over ​American energy companies, especially amid fragile regional security, is no easy task," said Murad Ismael, a lawmaker and member of Iraq’s parliamentary oil and gas committee.

India's largest state-run oil and gas producer has approved plans to develop a 1.75mn metric tonne strategic petroleum reserve, as New Delhi seeks to bolster energy security after being hit hard during the Middle East war.India, the world's third-largest importer of oil and the second-largest buyer of liquefied petroleum gas, has faced major disruptions due to restrictions on the Strait of Hormuz during the conflict between the US and Iran.State-run Oil and Natural Gas Corp (ONGC)in a stock exchange filing said its board of directors had "accorded an in-principle approval for the development of 1.75 MMT capacity strategic petroleum reserves as a project of national importance" in the southern Mangalore region.Minister of Petroleum and Natural Gas Hardeep Singh Puri told AFP last week that India was aggressively pursuing new avenues of domestic production."We are putting fiscal resources into oil and gas exploration in a very big way — with a $10 bn programme," he said.India is a modest producer in global terms.Domestic crude production in 2025-2026 was 25.98mn metric tonnes, according to the oil ministry.That meets just 10% of India's crude needs, equivalent to roughly 522,000 barrels per day (bpd) — a figure well below its production peak of just more than 900,000 bpd in 2011.India survived the energy crunch by expanding its crude suppliers from 27 to 41 countries, including Iran, Venezuela, greater purchases from Russia and several African nations.New Delhi has previously been criticised by both the US and Europe for its purchase of Russian oil, with critics arguing that it bankrolled Moscow's war against Kyiv. 

German federal prosecutors have charged a former Ukrainian army officer with being the co-perpetrator of ​a war crime over the ‌2022 Nord Stream gas pipeline blasts, accusing him of acting on behalf of ‌Ukrainian state entities.Prosecutors said Thursday they had ‌filed charges against Serhii K - identified under German ‌privacy rules only by his first name and initial - before a regional court in Hamburg.They accuse ⁠him of acting as a co-perpetrator in a war crime involving an attack on civilian objects, causing an explosion, destroying infrastructure and disrupting public services.Authorities in Kyiv said Thursday that they did not have enough information about the case to respond in detail to German prosecutors' allegations.Ukrainian President Volodymyr Zelensky said on Wednesday that he had yet to receive full details of the indictment, which had been served that day. The list of charges was published on Thursday."The relevant ​authorities of our countries will get in touch, and when we receive more details, we will probably be able to respond. For now, it is too early to speak," he said.Russia and Western ⁠countries have described the ​September 2022 blasts, which followed Moscow's full-scale invasion of Ukraine earlier that year, as ​sabotage.The explosions damaged the Nord Stream 1 pipeline, a vital route for Russian gas exports to Europe, as well as the Nord Stream 2 branch, which had yet to enter service.At the time of the alleged attack, Moscow had recently halted gas deliveries via Nord Stream 1, blaming Western sanctions and technical issues, though Europe accused it of weaponising energy supplies.According to the German indictment, Serhii K was an officer in the Ukrainian army in 2022 and, acting on behalf of Ukrainian state entities, helped develop a plan with other military personnel to destroy Nord Stream 1 and Nord Stream 2.The aim, prosecutors said, was to permanently halt ‌gas deliveries via the pipelines and prevent ‌Russia from using revenue from the natural ⁠gas trade to finance its war efforts.The defendant, leading a team of professional divers, a skipper ⁠and an explosives expert, entered Germany ⁠on a forged Ukrainian passport in September 2022 and boarded a yacht rented using forged identification documents, they said. 

US liquefied natural gas developers expected Europe to become the cornerstone market for the next generation of export projects. Instead, the region is increasingly shying away from the long-term contracts needed to get them built.US executives are coming back empty-handed this year from the industry meetings and conferences where deals are usually forged. In conversations with Bloomberg, several gas exporters said that negotiations held with European counterparts over the past few months have produced plenty of interest but hardly any firm commitments for LNG as would-be buyers have grown wary of becoming too reliant on America.One exporter described the gap as a “cultural dissonance” in which Europeans are content to talk while Americans just want to close deals.Disruptions to Qatari LNG shipments caught up in the Iran conflict have pushed back expectations for a global supply glut by at least two years, the International Energy Agency said. But the delay does little to alter the longer-term picture of abundant new supply, much of it from the US, that still needs buyers. That has sharpened the focus on Europe, where companies have been slow to sign long-term contracts even as the region prepares to phase out Russian LNG imports by the end of the year.The shortage of long-term LNG deals risks constraining investment in US export infrastructure while increasing Europe’s exposure to price swings as buyers depend more on spot and short-term markets.“There is this obsession from the US that Europe should commit to more long-term contracts,” said Anne-Sophie Corbeau, a researcher at Columbia University’s Center on Global Energy Policy. “There is also a concern that Europe is becoming too dependent on US LNG.”The slowdown in deals comes as relations between Washington and its European allies have become less predictable and at times strained as US President Donald Trump has imposed stiff tariffs and upended long-standing assumptions about America’s security commitments to the continent.Just one new long-term deal has been signed between the US and Greece. While companies in Europe’s largest gas-consuming markets like Germany, Italy and France are yet to agree anything. That compares to six contracts in 2025 for enough gas to power as many as 6mn homes, according to publicly available data compiled by Bloomberg.It’s a reversal from the aftermath of Russia’s invasion of Ukraine, when European utilities rushed to the global LNG market to replace lost pipeline gas and the US and Norway emerged as key suppliers.For US LNG exporters, Europe’s retreat from long-term contracting is difficult to reconcile with the continent’s energy security needs and could have implications for future projects. One executive said Europe had long been viewed as the industry’s most attractive growth market because of the strong credit profiles of its utilities, but a lack of new commitments could make export projects harder to finance.Developers need to balance the cost of building with attractive offtake contracts when negotiating financing for multi-billion-dollar projects. Late last year, Energy Transfer abruptly halted development of the Lake Charles LNG export facility in Louisiana as rising costs pressured the project economics.Just last year, developers were buoyed by strong European demand, mounting pressure to phase out Russian fuel and expectations that the EU would sharply increase purchases of US fuel. In July, Germany’s Securing Energy for Europe GmbH signed a 20-year supply deal with Venture Global, while Eni SpA also inked an agreement and TotalEnergies SE backed major American export projects.By early 2026 that optimism was fading and European leaders began warning against relying too much on the US. Officials have grown increasingly uneasy about Trump’s trade threats, Nato rhetoric and stance on Greenland.Germany is particularly vulnerable, having swapped Russian gas for US LNG, getting 94% of imports from America. In February, German Chancellor Friedrich Merz traveled to the Middle East to try and diversify energy supplies and reduce reliance on the US, and companies began looking beyond America, most notably Canada, for future supplies.“There are commercial considerations, but the bigger challenge appears to be market and demand uncertainty,” said Richard Nelson, partner in the global energy practice at Mayer Brown. “Buyers are still trying to assess what European gas demand looks like through the next decade.”Originators, traders, and industry executives that spoke to Bloomberg on the condition of anonymity, said that Europeans seem increasingly comfortable relying on spot markets rather than locking in supplies decades ahead, particularly as uncertainty grows over how much gas the region will need as it decarbonizes. But that flexibility comes at the cost of greater exposure to supply shocks and price spikes.“As we have learned, having a long-term contract is not a guarantee to have LNG supply,” said Columbia University’s Corbeau.The Iran war forced Qatar LNG to call force majeure on several cargoes.A saturation point has also been reached — most of the major LNG buyers in Europe have had their fill of US volumes and it’s down to the smaller, newer companies to sign further contracts. Among that pool of buyers, the size of the company and credit rating also plays a part.With selling to Europe on hold, US suppliers have turned elsewhere. Asia has stepped up efforts to secure cargoes since the near-closure of the Strait of Hormuz. Buyers including Taiwan have made a renewed effort to negotiate more shipments from the US, including discussions on long-term deals.Demand in Asia due to searing summer temperatures is already creating competition with Europe and, once the Strait reopens, bartering for supplies from Qatar could be fierce.India is ramping up purchases of liquefied natural gas as it braces for rising summer temperatures. The country’s 30-day moving average for deliveries this week reached the highest level since 2024, after surpassing the five-year seasonal average in May, according to ship-tracking data compiled by Bloomberg.Many European companies are reluctant to commit to contracts that extend into the 2040s as they pursue decarbonization targets and expect gas demand to decline.“There are also plans in Europe to decarbonize on the long-term and these are regulations in place and we need to factor them in,” Charbel Abi Daher, chief commercial officer for gas and LNG at Uniper SE global commodities arm said at a conference in London last week. “I do not expect customers committing for a 20-year contract in Europe that easily.”