AKTOR steigt bei LNG-Terminal ein

Der Gasmarkt Südosteuropas sucht seit dem russischen Angriff auf die Ukraine nach neuen Routen, nicht nur nach neuen Lieferanten. In diese Lücke wollen nun zwei der größten griechischen Industriekonzerne stoßen: Die AKTOR Group hat am 9. Juli eine Rahmenvereinbarung mit Motor Oil unterzeichnet, um 50 Prozent an Dioriga Gas zu übernehmen, der Gesellschaft hinter einem geplanten schwimmenden LNG-Terminal am Golf von Korinth (Protothema). Noch ist das kein endgültiger Kaufvertrag. Vereinbart sind Grundzüge; verbindliche Verträge, Zustimmung der Verwaltungsräte und regulatorische Genehmigungen stehen aus. Doch die Richtung ist klar: AKTOR und Motor Oil setzen darauf, dass Südosteuropa einen weiteren Eingang für Flüssiggas braucht. Ob der Markt das genauso sieht, ist die eigentliche Frage.

Der Korridor hat Geld hinter sich. Das Terminal noch nicht.

Bei Dioriga geht es um eine FSRU, also eine schwimmende Speicher- und Regasifizierungseinheit. Vereinfacht gesagt: LNG-Tanker liefern verflüssigtes Erdgas an, die Anlage erwärmt es wieder zu gasförmigem Erdgas und speist es in Pipelines ein. Motor Oil erklärt, Dioriga verfüge über die nötigen Genehmigungen und Studien (Enikos). Öffentlich belegte Angaben zu einem Baubeginn oder zu verbindlich gebuchten Abnahmekapazitäten gibt es bislang nicht.

Die wirtschaftliche Logik hängt am sogenannten Vertical Corridor, einer Süd-Nord-Gasroute, die die EU im Rahmen ihrer CESEC-Initiative für Mittel- und Südosteuropa als Diversifizierungsprojekt behandelt (Europäische Kommission). Gas soll per Schiff nach Griechenland kommen, dort regasifiziert werden und anschließend über Verbindungsleitungen nach Bulgarien, Rumänien, Moldau und in die Ukraine fließen.

Für diese Route gibt es inzwischen tatsächliche Zahlungsbereitschaft. Bei den ersten langfristigen Kapazitätsauktionen am griechisch-bulgarischen Grenzpunkt Sidirokastro reservierten Käufer mehr als 45 Prozent der verfügbaren Kapazität für das Gasjahr 2026/27 und die vier folgenden Jahre (Protothema English). Solche Buchungen sind wichtig, weil Unternehmen Pipelinekapazität nur dann kostenpflichtig reservieren, wenn sie ernsthaft damit rechnen, Gas durchzuleiten. Metlen buchte rund 20 GWh pro Tag; DEPA Commercial und Atlantic SEE LNG Trade kamen zusammen auf etwa 13 GWh pro Tag.

Atlantic SEE, ein Gemeinschaftsunternehmen, das zu 60 Prozent AKTOR gehört, hat zudem separat 4,7 TWh jährlich an Korridorkapazität gebucht, um vor 2030 amerikanisches LNG in die Region zu bringen (To Vima). Das Unternehmen versucht weiterhin, Absichtserklärungen mit Bulgarien, Rumänien und der Ukraine in verbindliche Verträge mit 20 Jahren Laufzeit umzuwandeln (Parapolitika).

Diese Buchungen belegen Nachfrage nach der Route, nicht nach Dioriga. Griechenlands bestehende Einspeisepunkte sind bereits stark nachgefragt. Wirklich attraktiv wurde der Korridor erst, nachdem die Betreiber die Transportgebühr für die gesamte Strecke von Griechenland bis in die Ukraine von rund 9,39 EUR/MWh auf unter 6 EUR/MWh senkten (Euro2Day, Știripesurse). Diese Entgelte zahlen zunächst die Händler, am Ende landen sie aber im Lieferpreis der Käufer. Dass es einen Tarifabschlag von fast 40 Prozent brauchte, bevor sich Unternehmen langfristig festlegten, zeigt, wie eng die Kalkulation ist.

Kroatien und Rumänien konkurrieren schon um dieselben Käufer

Dioriga käme in einen Markt, in dem es bereits funktionierende Alternativen gibt. Das kroatische LNG-Terminal auf Krk ist seit 2021 in Betrieb und wurde auf 6,1 Mrd. Kubikmeter Jahreskapazität erweitert (Poslovni). In Rumänien soll das Offshore-Feld Neptun Deep, das OMV Petrom und Romgaz je zur Hälfte gehört, ab 2027 erstes Gas liefern; als Plateauproduktion werden rund 8 Mrd. Kubikmeter pro Jahr genannt (HotNews). Beide Angebote zielen auf einen Teil jener Binnenmärkte, die Griechenland über den Vertical Corridor erreichen will.

Wer gewinnt, wer zahlt

Wenn Dioriga wirtschaftlich trägt, profitieren Motor Oil und AKTOR, die griechische Transit-Infrastruktur verdient Gebühren, und Abnehmer in Bulgarien, Rumänien sowie auf dem westlichen Balkan erhalten ein zusätzliches Druckmittel gegenüber bestehenden Lieferanten.

Scheitert das Projekt kommerziell, trifft es zunächst die Anteilseigner. Doch das Risiko endet dort nicht zwingend. Bulgarien kennt das Problem ungenutzter Gasinfrastruktur, deren Kosten am Ende beim Staat oder bei regulierten Kunden landen. Die Vereinbarung zwischen Botas und Bulgargaz soll feste Kapazitätszahlungen von 500.000 EUR pro Tag vorgesehen haben, unabhängig von der tatsächlichen Nutzung, bis beide Seiten den Vertrag für 15 Monate aussetzten (3e-news, BTA). Bei Terminals oder Pipelines mit Take-or-pay-Klauseln, also Zahlungsverpflichtungen unabhängig von der tatsächlichen Nutzung, werden Verluste häufig über regulierte Tarife aufgefangen. Am Ende zahlen dann die Verbraucher.

Ungarn und die Slowakei, also die am weitesten entfernten Märkte entlang der Route, zeigen bislang die schwächste Zugkraft. Öffentlich gibt es keinen Nachweis, dass ihre Netzbetreiber oder Gashändler sich auf die griechische Route festgelegt hätten. Ihre üblichen Lieferungen laufen über TurkStream; griechisches LNG wird für sie nur dann interessant, wenn der Endpreis wettbewerbsfähig ist (Denník E).

Der Einstieg von AKTOR bei Dioriga ist damit eine Wette auf eine neue Phase der südosteuropäischen Energiepolitik. Es geht nicht mehr nur darum, Gas zu finden, sondern um Routen, die Unternehmen zu konkurrenzfähigen Kosten tatsächlich nutzen können. Der Vertical Corridor hat echte Buchungen und eine spürbare Tarifdynamik. Was bislang fehlt, ist der Beleg, dass die Region zusätzlich zu bestehenden und geplanten Anlagen genau dieses Terminal an genau diesem Standort braucht.