Russisches Gas bald verboten? Europas Gaslücke wird zur großen Chance
Europas Gaslücke
Die Ausgangslage ist unbequem. Nur rund 10 Prozent des in Europa verbrauchten Gases stammen aus eigener Förderung, rechnet ADX Energy vor, über 40 Prozent sollen als Flüssigerdgas aus den USA und dem Nahen Osten kommen, 33 Prozent aus Norwegen. Ab November 2027 soll russisches Gas per EU-Beschluss verschwinden, das wären heute noch etwa 12 Prozent des Mixes. Dazu kommt die EU-Methanverordnung: Gas, das bei der Förderung viel Methan freisetzt, dürfte ab 2027 unter Druck geraten. Bis zu 43 Prozent der EU-Gasimporte könnten davon betroffen sein, schätzt das Unternehmen.
Ian Tchacos, Executive Chairman von ADX Energy, sieht darin einen strukturellen Bruch. Ein Großteil der katarischen Flüssiggaskapazität sei infolge des Krieges gedrosselt und werde für rund fünf Jahre nicht zur Verfügung stehen, schildert er im Interview. Günstiges Gas werde Europa deshalb längere Zeit nicht sehen. Der Gaspreis liege bei etwa 42 Euro je Megawattstunde, so das Management, rund sechsmal so hoch wie in den USA.
Acht Sandschichten in Oberösterreich
Genau hier will die Firma ansetzen. ADX Energy fördert in Österreich bereits Öl und Gas, aktuell rund 210 Barrel Öläquivalent pro Tag (Barrel Öläquivalent bedeutet: Gasmengen werden in Ölfässer umgerechnet, damit man beides vergleichen kann). Den Hebel für Wachstum sieht das Management jetzt in der Bohrung HOCH-1.
Die Bohrung traf auf acht gasführende Sandschichten, meldet das Unternehmen. Getestet wurde bisher nur eine davon, mit einer stabilen, wasserfreien Rate von 2,8 Millionen Kubikfuß Gas pro Tag, umgerechnet etwa 450 Barrel Öläquivalent. ADX hält an diesem Projekt 50 Prozent. Allein diese eine Schicht könnte die Nettoproduktion verdoppeln, betont Tchacos. Vier bis fünf der acht Schichten hält er für aussichtsreich.
Der Zeitplan bis zur Pipeline
Im Juli sollen die weiteren Zonen getestet werden. Erst danach lasse sich sagen, wie viel Gas tatsächlich wirtschaftlich förderbar wäre. Bis Ende Juli erwartet Tchacos ein belastbares Bild. Dann soll die Entscheidung über eine Pipeline fallen, deren Bau er auf rund zwölf Monate veranschlagt. Danach könnte die kommerzielle Produktion starten. Gas wäre damit deutlich schneller monetarisierbar als etwa eine Goldmine, die jahrelange Bauzeiten braucht.
Die Rechnung des Managements ist auffällig schlank: Für rund 3 Millionen Euro Explorationskosten und etwa 5 Millionen Euro Entwicklungskosten sollen die drei genehmigten Flachgasbohrungen HOCH, GOLD und SCHOEN zusammen etwa 1.000 Barrel Öläquivalent pro Tag liefern und im Erfolgsfall rund 45 Millionen Euro Nettoeinnahmen bringen. Ein Großteil der Entwicklungskosten lasse sich über Handelsfinanzierung decken, sagt Tchacos, zusätzliches Eigenkapital wäre dann nicht nötig. Drei bis vier weitere Bohrziele sollen in zwölf bis 18 Monaten folgen.
Welchau: gesucht wurde Gas, gefunden wurde Öl
Nicht alles lief nach Plan. Beim Projekt Welchau in Oberösterreich zielte die Bohrung auf eine tiefer liegende Gaslagerstätte. Gefunden wurde stattdessen Öl, und zwar ein so leichtes, dass es sich kaum von Kondensat unterscheiden ließ (Kondensat ist ein hellflüssiger Rohstoff, der zusammen mit Erdgas anfällt). Das habe das Unternehmen selbst überrascht, schildert Tchacos, und für Außenstehende sei die Meldung schwer zu deuten gewesen. Das ursprüngliche Ziel jedenfalls wurde nicht erreicht, es liegt tiefer als die Bohrung reicht.
Aufgegeben hat das Management es nicht. Die bestehende Bohrung soll um rund 700 Meter vertieft werden, was sich nach Darstellung von Tchacos recht kosteneffizient machen lässt. Das Gaspotenzial sieht er weiterhin als sehr groß an, erschlossen werden könnte es gegen Ende 2027. ADX veranschlagt dort 387 Milliarden Kubikfuß Gas und Kondensat als Pmean-Ressource (Pmean ist ein statistischer Mittelwert, keine gesicherte Reserve). Dazu kommt ein Fund, mit dem niemand gerechnet hatte: eine Ölansammlung oberhalb des eigentlichen Ziels, aus der beim Test förderfähiges Öl an die Oberfläche kam. Das Unternehmen setzt dafür 18 Millionen Barrel an. Nur sitze die vorhandene Bohrung nicht an der optimalen Stelle, räumt Tchacos ein. Um das Öl zu bewerten, wäre entweder eine neue, flachere Bohrung nötig oder ein seitlicher Abzweig aus dem vorhandenen Bohrloch Welchau-1.
Zum Schluss der Blick nach Sizilien
Deutlich größer, aber auch weiter entfernt, ist die Lizenz im Sizilienkanal. Dort weist ADX 619 Milliarden Kubikfuß Gas als Ressourcenschätzung aus, zu 100 Prozent im eigenen Besitz. Nach oben hält Tchacos mehr als eine Billion Kubikfuß für möglich und verweist dabei auf einen Nachbarn: Der italienische Konzern ENI habe auf zweidimensionalen Seismikdaten drei Gaszonen erkannt (Seismik heißt: Schallwellen machen den Untergrund sichtbar, dreidimensional deutlich schärfer als zweidimensional). Mit 3D-Daten seien daraus schließlich bis zu zehn Zonen geworden. Genau diesen Sprung erhofft sich das Management für die eigene Lizenz.
Attraktiv ist die Lage: Das Wasser sei dort nur rund 100 Meter tief, die Küste 50 Kilometer entfernt, die große TransMed-Pipeline, über die der Großteil des Gases nach Italien fließt, liege direkt daneben. Aus Ingenieurssicht sei ein Offshore-Feld kaum besser gelegen, schwärmt Tchacos. Bis dahin ist es allerdings ein weiter Weg. Ein unabhängiges Gutachten soll in den kommenden Monaten vorliegen, die 3D-Vermessung ist für Ende 2027 geplant, erste Bohrungen frühestens für 2028. Sizilien ist damit die Geschichte für die Zukunft. Kurzfristig liegt der Fokus auf Österreich, wo die weiteren Zonen der Bohrung HOCH-1 noch in diesem Juli getestet werden sollen.