Krypto am Bohrloch: Kasachstan will Krypto-Mining an Ölfeldgas koppeln – CanCambria setzt auf Marktnähe
Kasachstan will Krypto-Mining mit Strom aus Ölfeldgas versorgen und so Netzengpässe umgehen. Der Plan dahinter zeigt, wie stark der Wert einer Gasressource von ihrem Standort abhängt. CanCambria setzt derweil in Südungarn auf Nähe zu bestehender Infrastruktur und Absatzmärkten.
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Kasachstans neuer Krypto-Plan ist vor allem Energiepolitik. Rechenzentren für die Erzeugung von Kryptowährungen sollen ihren Strom künftig direkt an Öl- und Gasfeldern erzeugen können. Der Staat will damit die Branche entwickeln, ohne die Nachfrage in einem bereits knappen Stromsystem weiter zu erhöhen.
Der Ansatz verbindet zwei Probleme, die auf den ersten Blick wenig miteinander zu tun haben. Krypto-Mining erfordert kontinuierlich große Strommengen. Gleichzeitig fällt bei der Ölförderung Gas an, das an abgelegenen Standorten mangels wirtschaftlicher Absatzwege teilweise abgefackelt wird. Kasachstan will aus diesem Nebenprodukt nun eine lokale Energiequelle machen.
Stromnetz setzt dem Mining Grenzen
Warum die Regierung nach Alternativen zum normalen Netzstrom sucht, zeigen die Stromdaten. 2025 verbrauchte Kasachstan 124,6 Mrd. Kilowattstunden, erzeugte selbst aber nur 123,1 Mrd. Kilowattstunden. Die Differenz wurde durch Stromflüsse aus dem russischen Energiesystem gedeckt.
Für digitale Miner ist der Bezug aus dem kasachischen Netz deshalb regulatorisch begrenzt. Der Boom der Branche hatte bereits 2021 bestehende Netzprobleme verschärft und regional zu Engpässen beigetragen. Kasachstan reagierte anschließend mit Steuern, Lizenzen und strengeren Vorgaben für den Strombezug.
Der neue Ansatz soll diesen Zielkonflikt nun entschärfen. Bei der Erdölförderung anfallendes Begleitgas könnte unmittelbar am Ölfeld verstromt werden. Ein Präsidialerlass verpflichtet die Regierung, bis zum 1. März 2027 einen Gesetzentwurf für einen entsprechenden Mechanismus vorzulegen.
Für Miner wäre eine solche Lösung vor allem wegen berechenbarer Energiekosten interessant. Ölproduzenten bekämen zugleich einen Abnehmer für Gas, das bislang nur begrenzte Erlöse bringt. Zusätzlich können die Kosten des Abfackelns sinken.
Kasachstan bringt den Verbrauch zum Gas
Wie groß das theoretische Potenzial ist, zeigen Branchenangaben zum abgefackelten Begleitgas. 2024 waren es demnach etwa 300 bis 340 Mio. Kubikmeter. Daraus hätten rechnerisch rund 1,2 bis 1,3 Terawattstunden Strom erzeugt werden können.
Die Menge allein entscheidet allerdings nicht über die Wirtschaftlichkeit. Große Mining-Betreiber interessieren sich vor allem für Felder, die ausreichend Gas für mehrere Megawatt Stromerzeugung liefern. Nach Branchenangaben verbrauchen industrielle Mining-Farmen häufig fünf bis 20 Megawatt, sehr große Anlagen 50 Megawatt oder mehr. Ein Feld mit täglich 100.000 Kubikmetern Begleitgas könnte demnach etwa 13 bis 15 Megawatt Leistung bereitstellen.
Hinzu kommen Internetanbindung, Kühlung, Wasser sowie die Kosten der Energieanlage. Ein neuer Kraftwerksstandort kann laut Branchenvertretern 1,7 bis 2,2 Mio. EUR je Megawatt kosten.
Die wirtschaftliche Logik reicht über Kasachstan hinaus. Eine Ressource gewinnt ihren Wert nicht allein durch die Menge im Untergrund. Ebenso wichtig ist, wie einfach sie einen zahlenden Abnehmer erreicht. Kasachstan versucht, dieses Problem ungewöhnlich zu lösen: Statt das Gas über große Entfernungen zum Verbraucher zu transportieren, soll der energieintensive Verbraucher zum Gas kommen.
Beim Gas entscheidet der Weg zum Markt
In einem dicht erschlossenen europäischen Energiemarkt verschiebt sich die wirtschaftliche Ausgangslage. Dort kann eine Lagerstätte besonders interessant sein, wenn bestehende Leitungen, Speicher und große Absatzmärkte bereits in erreichbarer Nähe liegen.
Diese Konstellation bildet den Ansatzpunkt für CanCambria ISIN CA13740E1079 WKN A3EKUB. Das kanadische Unternehmen entwickelt im Süden Ungarns mit Kiskunhalas ein Gas-Kondensat-Projekt. Das zusammenhängende Projektgebiet aus Ba-IX-Lizenz und Konzessionsfläche umfasst rund 1.081 km2.
Die Rahmenbedingungen unterscheiden sich grundlegend vom kasachischen Begleitgas-Modell. In Südungarn entwickelt CanCambria eine eigenständige Gas-Kondensat-Ressource in einem bestehenden europäischen Absatzmarkt mit entsprechender Anbindung. Das Projekt liegt nahe vorhandenen Pipelines und regionalen Gasspeichern im Pannonischen Becken.
Wie konkret die Infrastrukturfrage für das Projekt ist, zeigte sich bereits in der operativen Planung. CanCambria kündigte Ende 2025 Vorbereitungen an, um eine bestehende Vier-Zoll-Gasleitung zum Speicherstandort Zsana wieder nutzbar zu machen.
Die ökonomische Rechnung fällt an beiden Standorten gegensätzlich aus. In Kasachstan soll neue Nachfrage direkt an schwer vermarktbares Gas gebracht werden. In Südungarn setzt CanCambria darauf, eine Gasressource in ein bereits entwickeltes regionales Energiesystem einzubinden.
CanCambria nähert sich der nächsten Entwicklungsstufe
Für Anleger richtet sich der Blick damit auf die nächsten Entwicklungsschritte. CanCambria arbeitet daran, Kiskunhalas von der Ressourcenbewertung in Richtung kommerzielle Entwicklung voranzubringen.
Eine aktualisierte unabhängige Bewertung vom Sommer 2026 weist für die als "Development Pending" eingestuften 2C-Ressourcen netto und risikogewichtet rund 572 Mrd. Kubikfuß Gas sowie 59,6 Mio. Barrel Kondensat aus. Für diesen Teil der Ressource nennt die Studie einen risikogewichteten Kapitalwert vor Steuern von 2,04 Mrd. USD. Die Kalkulation basiert unter anderem auf einem langfristigen europäischen Gaspreis von 12 USD je MMBtu. Die Angaben beziehen sich auf bedingte 2C-Ressourcen im Projektstatus "Development Pending", deren finale Entwicklungsbedingungen weiter bearbeitet werden.
Operativ liegt der nächste große Schritt nun beim geplanten Partner- und Bohrprogramm. CanCambria sucht für Kiskunhalas einen strategischen Joint-Venture-Partner, der sich an der ersten Entwicklungsphase beteiligen soll. Technische Prüfungen durch interessierte Parteien seien abgeschlossen, während die kommerziellen Gespräche weiterlaufen.
Das Unternehmen strebt einen Abschluss dieses Prozesses bis Ende 2026 an. Unter der Voraussetzung eines erfolgreichen Joint Ventures sowie der notwendigen Genehmigungen soll die Entwicklungsbohrung Anfang 2027 beginnen. Das derzeitige Entwicklungsmodell sieht erste Gasproduktion ab Mitte 2027 vor.
Ob Gas abgefackelt, lokal verstromt oder in bestehende Netze eingespeist wird, hängt stark von seinem Standort ab. Für CanCambria ist die Nähe zu Infrastruktur und europäischen Abnehmern deshalb ein zentraler Bestandteil der Projektlogik. Mit dem laufenden Partnerprozess und dem geplanten Bohrprogramm sind die nächsten Schritte zur weiteren Entwicklung von Kiskunhalas bereits umrissen.
