Versorgungsdruck steigt: Europas Gasmarkt im Speicher-Dilemma
Zum Start in den Herbst sind Europas Gasspeicher ungewöhnlich schwach gefüllt, während hohe kurzfristige Preise das Einlagern unattraktiv machen. Die angespannte Lage lenkt den Blick auf regionale Förderung – darunter CanCambrias Projekt Kiskunhalas in Ungarn.
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Mit einem ungewöhnlich dünnen Polster bei der Gasversorgung startet Europa in den Herbst. Die europäischen Benchmark-Gaspreise liegen laut Angaben von Reuters auf dem höchsten Niveau seit dreieinhalb Jahren. Die Speicherstände sind unterdessen für diese Jahreszeit so niedrig wie noch nie seit Beginn der entsprechenden Aufzeichnungen im Jahr 2011. Zugleich beeinträchtigt der Krieg zwischen den USA und dem Iran Gaslieferungen aus Katar, zu einem Zeitpunkt, an dem Europa für die Winterversorgung auf zusätzliche Mengen angewiesen ist.
Aktuelle Daten verdeutlichen die Größenordnung. Nach Angaben des europäischen Betreiberverbands Gas Infrastructure Europe (GIE) waren die Gasspeicher der EU am 31. August zu rund 65 % gefüllt. Das entspricht rund 740 Terawattstunden Gas.
Einlagern wird wirtschaftlich unattraktiv
Brisant ist allerdings nicht allein die absolute Menge. Am europäischen Gasmarkt hat sich eine sogenannte Backwardation ausgeprägt: Kurzfristig verfügbares Gas ist teurer als Lieferungen für spätere Termine. Für Marktteilnehmer sinkt so der ökonomische Anreiz, heute vergleichsweise teures Gas einzukaufen und für den Winter einzulagern. Reuters beschreibt daher den kommenden Winter entsprechend als zunehmend riskant.
Diese Situation trifft auf einen regulatorischen Rahmen, der eigentlich ein hohes Speicherpolster sichern soll. Die EU hält am jährlichen Ziel von 90 % fest, erlaubt inzwischen aber, dieses innerhalb eines Zeitfensters vom 1. Oktober bis 1. Dezember zu erreichen. Zudem sind Abweichungen möglich, wenn schwierige Marktbedingungen oder technische Einschränkungen vorliegen. Diese Flexibilität soll verhindern, dass zu starre Vorgaben selbst zusätzliche Preisverzerrungen auslösen.
Der niedrige Speicherstand erhöht die Bedeutung verlässlicher Zuflüsse im Winterhalbjahr. Der globale LNG-Markt hat Europas Bezugsquellen breiter aufgestellt. Die Abhängigkeit von geopolitisch störungsanfälligen Lieferketten ist jedoch geblieben, wie die Ausfälle aus Katar aktuell zeigen.
Regionale Produktion gewinnt strategisches Gewicht
Für zusätzliche europäische Förderprojekte entsteht aus diesen Rahmenbedingungen ein anderes Marktumfeld als nCanoch vor einigen Jahren. Für den unmittelbar bevorstehenden Winter kommen neue Projekte zeitlich zu spät. Entscheidend ist daher, welche zusätzliche regionale Produktionskapazität in den kommenden Jahren aufgebaut werden kann.
Zu den Unternehmen, die an solchen Kapazitäten arbeiten, gehört CanCambria Energy CA13740E1079A3EKUB. In Südungarn entwickelt das Unternehmen das Projekt Kiskunhalas mit der BA-IX-Lizenz und der Kiskunhalas Concession Area. Das Projekt liegt im Pannonischen Becken, einer etablierten Öl- und Gasregion mit vorhandenen Pipelines und regionaler Speicherinfrastruktur.
Das unabhängige Bewertungsunternehmen Chapman Hydrogen and Petroleum Engineering (CHPE) weist für den als "Entwicklung in Vorbereitung" eingestuften Teil des Projekts eine 2C-Ressource von 571,9 Mrd. Kubikfuß Erdgas, umgerechnet rund 16,2 Mrd. Kubikmeter, sowie 59,6 Mio. Barrel Kondensat und Erdgasflüssigkeiten aus. 2C bezeichnet die mittlere Schätzung innerhalb bedingter Ressourcen. Die Klassifizierung besagt, dass die noch offenen Voraussetzungen für die Entwicklung aktiv bearbeitet werden. Die Mengen sind netto und risikogewichtet angegeben.
Höhere Gaspreisannahme hebt Projektbewertung
Wie unmittelbar das europäische Preisumfeld in die Projektökonomie hineinwirkt, zeigt eine am 10. August veröffentlichte aktualisierte Bewertung. CHPE rechnet nun langfristig mit 12 USD je Million British Thermal Units (MMBtu) am niederländischen Gas-Handelspunkt TTF (Title Transfer Facility), statt zuvor mit 10 USD. Aufgrund dieser Annahme stieg der risikogewichtete Nettobarwert der betreffenden Ressource bei 10 % Abzinsung (NPV10) von 1,762 Mrd. auf 2,04 Mrd. USD – ein Plus von 16 % beziehungsweise 278 Mio. USD.
Auch operativ wurden Voraussetzungen für die weitere Entwicklung geschaffen. Die zuständige ungarische Behörde genehmigte im März den technischen Betriebsplan für das Kiskunhalas Concession Area. Es liegen bereits Bewilligungen für die ersten beiden geplanten Bohrungen vor.
Entwicklungspartner als nächster Prüfstein
Für die Finanzierung und Umsetzung der nächsten Entwicklungsphase hat CanCambria einen von Raiffeisen Bank International begleiteten Partnerprozess aufgesetzt. Dabei sollen bis zu 50 % an der rund 132 km2 großen BA-IX-Lizenz an einen strategischen Partner vergeben werden. Im Juni berichtete das Unternehmen, dass interessierte Parteien die technische Projektprüfung abgeschlossen und kommerzielle Verhandlungen begonnen hätten. CanCambria strebte dabei an, die Transaktion noch 2026 abzuschließen.
Vorbehaltlich eines erfolgreichen Abschlusses dieses Prozesses sowie der erforderlichen Bedingungen und Genehmigungen hält CanCambria einen Beginn erster Bohraktivitäten im ersten Quartal 2027 für möglich. Die aktuelle unabhängige Ressourcenbewertung modelliert den Beginn einer Gasproduktion zur Jahresmitte 2027.
CanCambria steht beispielhaft für Unternehmen, die zusätzliche Gasquellen innerhalb Europas entwickeln und damit perspektivisch zu einer breiteren regionalen Versorgungsbasis beitragen. Angesichts niedriger Speicherstände und störungsanfälliger Importwege gewinnt der Ausbau innereuropäischer Förderkapazitäten strategisch an Bedeutung. Projekte wie Kiskunhalas können dazu beitragen, Europas Gasversorgung breiter aufzustellen und die Abhängigkeit von Importen zu verringern.
