CanCambria Energy Corp.

Investmenthighlights

• CanCambria Energy verfügt über das aussichtsreiche Erdgasprojekt Kiskunhalas in Ungarn
• Strategisch vorteilhafte Projektlage mit vorhandener Infrastruktur und räumlicher Nähe zu heimischen Abnehmern in einem sehr profitablen Markt
• Hoher inländischer Erdgasbedarf bei hohen Importquoten Ungarns machen heimische Projekte besonders attraktiv für eine unabhängigere Energieversorgung von russischem Öl und Gas
• Liefermöglichkeiten auch in den attraktiven Markt der Europäischen Union
• Kiskunhalas befindet sich im Pannonischen Becken mit nachgewiesenem Erdölvorkommen und langer Produktionshistorie
• Hohe Ressourcenschätzung im Projekt bereits vorhanden; erfolgte Ressourcenupgrades zu "Development Pending" macht Kiskunhalas prinzipiell entwicklungsbereit und bildet eine gute Basis für die Schätzung zukünftiger Reserven
• Projekterweiterung konnte als wichtiges strategisches Asset mit neuen Findungspotenzialen hinzugewonnen werden
• Beginn der Erdgasproduktion für Ende 2026 vorgesehen; hochprofitables und skalierbares Produktionsszenario
• Freie Cashflows aus der geplanten Produktion können zukünftig Abhängigkeiten von Finanzierungen für Projektfortschritte und Verwässerungseffekte für Anteilseigner reduzieren
• Top-Management mit langjähriger Erfahrung in der Öl- und Gasbranche
• CanCambria Energy kann zu einem wichtigen Player in der Erdgasversorgung aufsteigen
• Vergleichsweise niedrige Bewertung der umfangreichen Ressourcen am Aktienmarkt hinsichtlich des Nettogegenwartswerts

Das Unternehmen und seine Strategie

Rund 80 % der Haushalte in Ungarn sind Gasverbraucher. In diesen wird in fast 90 % der Fälle auch mit Erdgas geheizt. Ungarn besitzt selbst in gewissem Umfang eine eigene Produktion an Erdgas. Das derzeitige Produktionsniveau und die Reserven sind aber nicht allzu hoch, um den eigenen Bedarf ansatzweise decken zu können. Das Land ist fast vollständig von Lieferungen aus Russland abhängig. Über 80 % des Bedarfs wird bislang durch importiertes russisches Erdgas gedeckt. Aus Russland stammen überdies 80 % der Rohölimporte. 2025 hat Ungarn den Import von russischer Energie im Vergleich zum Vorjahr sogar noch einmal erhöht. Ungarn ist damit in erheblichem Maß vom beschlossenen Einfuhrstopp von Gas aus Russland in die EU bis Ende 2027 betroffen. Die EU möchte hinsichtlich des Ukrainekriegs durch die Verordnung die Einnahmen Russlands aus Rohstoffexporten reduzieren. Ungarn hat aktuell eine Klage beim EuGH in Luxemburg gegen das Verbot eingereicht. Daneben hatte auch die Slowakei eine Klage angekündigt.

Ungarn hat durchaus Maßnahmen ergriffen, die eigene Erdgasproduktion auszubauen und Abhängigkeiten zu reduzieren. Die zwar vorhandene heimische Produktion reicht aber nicht aus, um den privaten und den noch höheren industriellen Bedarf zu decken. Ohne neue Projektentwicklungen geht man zudem von einem fallenden Produktionstrend aus. Insofern sind Erdgasfördervorhaben, wie dem von CanCambria Energy, im Sinne der staatlichen Strategie.
2024 schloss Ungarn darüber hinaus auch mit Aserbaidschan ein Abkommen. Das Land erwarb eine Beteiligung an einem der größten Erdgasfelder der Welt, um die Versorgungssicherheit des Landes weiter zu stärken. Die jährliche Produktion aus dem Shah-Deniz Feld im Kaspischen Meer, dem mit Abstand größten See der Erde, liegt bei rund 29 Mrd. Kubikmetern.

Ungarn könnte ferner mit einer erhöhten eigenen Erdgasproduktion auch einen Beitrag zur europäischen Energiesicherheit leisten. Die Europäische Union importiert seinerseits ca. 86 % seines Erdgases. So würde auch der Bedarf an teuerem LNG aus Übersee, wie z.B. von der US-Golfküste, verringert werden, das nun zum Teil als Ersatz von russischem Gas dienen soll. Verflüssigtes Erdgas steht durch die nötige Zusatzenergie für Umwandlungen und damit einhergehenden Verlusten von 20 % in der Kritik. Bei der Diskussion um Klimaneutralität kann die Erdgasinfrastruktur langfristig ebenfalls einen wichtigen Beitrag leisten. So können Gaskraftwerke den unmittelbaren Übergang von Erdgas auf grüne Gase oder Wasserstoff ermöglichen.

Einer der Profiteure in diesem Umfeld könnte das kanadische Öl- und Gasunternehmen CanCambria Energy sein. Das Unternehmen wurde 2017 in British Columbia gegründet, sitzt in Vancouver und verfügt über das eigene Erdgasprojekt Kiskunhalas im Süden Ungarns. Das Projekt wird aktiv exploriert und besitzt eine erhebliche Ressourcenschätzung.

Die Strategie von CanCambria ist es, unter den beschriebenen vorteilhaften Rahmenbedingungen das eigene Erdgasprojekt weiterzuentwickeln und in Produktion zu bringen. Ab Mitte 2026 ist im Teilgebiet Ba-IX des Kiskunhalas Trough ein Bewertungsprogramm mit drei sukzessiven vertikalen Bohrstellen vorgesehen. Ab dem letzten Quartal des Jahres soll das erste Gas fließen.

CanCambria wird von einem erfahrenen Management geführt, das über langjährige fachliche und finanzielle Partner verfügt. In über 30 Jahren wurden Rohstoffgroßprojekte in Nord- und Südamerika, Europa, China oder Australien durchgeführt. Das Führungsteam war an der Entdeckung, Exploration und Entwicklung von zahlreichen erfolgreichen Tight Gasprojekten mit weltweit über 3.000 Bohrlöchern beteiligt. Im Fokus stehen Projekte von höchster technischer Qualität, geringem Risiko und mit direktem Zugang zu profitablen Märkten. Kiskunhalas erfüllt diese Kriterien. Das Management ist überzeugt, dass das Projekt in den nächsten 10 Jahren einen bedeutenden Beitrag zur Erdgasversorgung Ungarns und der EU leisten kann.

Gasvorkommen in Ungarn

Nach Erdöl (35 %) und Kohle (29 %) deckt Erdgas rund 25 % des globalen Energiebedarfs. Mit dem Ukrainekrieg stiegen die Erdgaspreise, die regional deutlich unterschiedlich ausfallen können, stark an. Inzwischen haben sich die Preisniveaus aber wieder weitestgehend auf Levels fast wie davor normalisiert. Generell wird Gas in der EU vergleichsweise teuer gehandelt, beispielsweise gegenüber den USA mit einem Aufschlag von 100 % bis 250 %, was für Gasproduzenten mit Lagen in Europa einen erheblichen Standortvorteil bedeutet.

Für Ungarn ist Erdgas der wichtigste Energieträger des Landes. Trotz des Ukrainekriegs besteht mit Russland seit 2021 ein Gasliefervertrag über 15 Jahre mit jährlich 4,5 Mrd. Kubikmetern. Der Vertrag wurde 2023 nochmals erhöht. Es bleibt aktuell offen, ob das kommende Importverbot von russischem Gas in die EU für Ungarn Bestand haben wird. In jedem Fall soll der Fokus auf die eigene Produktion erhöht werden.

Der Schwerpunkt der heimischen Erdgasförderung liegt im Süden von Ungarn. Die Hauptgasfelder sind Makó, Battonya und Üllés. Dabei sind die Erdgasreserven (Proved/1P) mit 130 Mrd. Kubikfuß im Jahr 2021 eher gering. Damals lag die Gasförderung des Landes bei 52 Mrd. Kubikfuß. Im Jahr 2022 rief die ungarische Regierung einen Energienotstand aus. Zur Bewältigung soll u.a. die heimische Gasproduktion auf mindestens über 70 Mrd. Kubikfuß gesteigert werden.

Mit den inzwischen höheren Weltmarktpreisen können nun viele bekannte Gasfelder in Ungarn, deren Förderung sich früher nicht lohnte, eine wirtschaftliche Produktion aufnehmen. Vor allem im südlichen Ungarn befinden sich Gebiete mit hohem unerschlossenen Öl- und Gaspotenzial. Für CanCambria Energy bietet sich in diesem Kontext eine hervorragende Chance, das eigene Kiskunhalas Gasprojekt zur Produktion zu entwickeln. Das Unternehmen wäre damit in der Lage, die Deckung des ungarischen Erdgasbedarfs durch heimische Vorkommen zu steigern.

Kiskunhalas zählt zu den Tight Gas Vorkommen. Erdgas ist hier in sekundären Speichergesteinen mit geringer Durchlässigkeit, wie dichten Sandsteinen oder Karbonaten, eingeschlossen. Die Förderung von Tight Gas ist aufwendiger als die von konventionellem Gas. Als Teil des Förderverfahrens wird das häufig kontrovers diskutierte Fracking eingesetzt, in dem das Gestein durch Einpressen von Wasser mit hohem Druck aufgebrochen wird.

Das Kiskunhalas Projekt von CanCambria liegt im Pannonischen Becken. Das Gebiet ist von großem Potenzial hinsichtlich der Erschließung großer und tief liegender Tight Gas-Sandsteinlagerstätten. Das etablierte Erdöl- und Ergasgebiet ist geprägt von einer Vielzahl an flachen Öl- und Gasfeldern. Die tieferen Beckenfüllungen über 2.500m hinaus wurden dagegen bislang weniger beachtet.

Es zeichnet sich zusammenfassend ab, dass Erdgas ein wichtiger Zukunftsmarkt für Ungarn werden könnte. Das Land dürfte mit eigenen Vorkommen einen höheren Selbstversorgungsgrad erreichen, was zu mehr Unabhängigkeit von Importen führen würde. Ein Teil des Erdgases könnte zusätzlich nach Europa exportiert werden. Die energiepolitischen Rahmenbedingungen für CanCambria im ungarischen Erdgasmarkt sind also ausgesprochen positiv.

Das Kiskunhalas Projekt im Detail

CanCambria verfügt über 100 % Working Interest für die Produktion aus unkonventionellen Vorkommen im Tight Gas Sandprojekt Kiskunhalas im südlichen Ungarn. Das Unternehmen hat 2023 das Teilgebiet Ba-IX mit einer Explorationsfläche von 135 km2 erworben. 2025 konnte man das Gebiet mit dem Kiskunhalas Block (auch als Kiskunhalas Concession Area/KCA bezeichnet) um rund 946 km2 erheblich auf über 1.080 km2 erweitern. Die Flächen beinhalten eine 2 % Royalty-Produktionsabgabe an den Staat. Das Projekt befindet sich, wie erwähnt, innerhalb der übergeordneten Pannonischen Tiefebene mit nachgewiesenen Erdölvorkommen. Dieses Becken liegt größtenteils in Ungarn. Allerdings ragen noch sieben weitere Staaten hinein. Im Becken wurden zahlreiche oberflächennahe Öl- und Gasbohrungen durchgeführt. Über mehrere Jahrzehnte fand bereits eine signifikante Produktion statt.

Folgende Abbildung zeigt die CanCambria Lizenzgebiete:

Ba-IX liegt östlich des neu hinzugewonnenen Gebiets und ist am weitesten entwickelt. Im Gesamtgebiet befinden sich zwei markante Gassandformationen aus dem Miozän. Dazu zählt im Norden der Soltvadkert Trough, ein großes, noch weitgehend ungetestetes Sedimentbecken. Im Süden liegt die Kiskunhalas Trough Formation, welche durch die Explorationsgebietserweiterung nun vollständig in der Ausdehnung nach Südwesten CanCambria zusteht. Neben den beiden Becken befinden sich im Projekt auch noch bekannte konventionelle Öl- und Gasfelder.

Der neu hinzugewonnene Kiskunhalas Block soll in einem Arbeitsprogramm über die nächsten vier Jahre erforscht werden. Dafür sind auch neue seismische 3D-Untersuchungen vorgesehen. Auf 46 % der Fläche wurden bereits 2011 3D-Vermessungen vorgenommen, aus denen prospektivische Areale bestimmt werden konnten. Für den neuen südwestlichen Ausdehnungsbereich des Kiskunhalas Trough geht das Unternehmen aktuell von einem Potenzial von 12 Gasbohrstellen aus. In diesem Bereich konnte CanCambria bereits im November 2025 eine Ergänzung zu den bestehenden Ressourcen in Ba-IX veröffentlichen.

Historische Tiefbohrungen

Die oben stehende Abb. 3 zeigt des Weiteren rot umrandet den aktuellen Explorationsschwerpunkt im Projekt mit dem ersten geplanten eigenen Bohrloch in 2026. In diesem Areal des Kiskunhalas Trough fanden zuvor bislang lediglich drei historische Tiefbohrungen statt, wovon eine kurzfristig in Produktion gebracht wurde. Die erste Explorationsbohrung, Kiha I (1988), war nur auf seismische 2D-Daten gestützt und lieferte unter Druck stehende Gassande von 2.200m bis 4.300m Tiefe aus dem Miozän. Das Reservoir wurde allerdings nichts als hochqualitativ angesehen. Eine zweite Bohrung, Kiha D-I (1989), basierend auf einer seismischen 3D-Vermessung nach damaligem Stand, verzeichnete erneut eine Gassäule mit Überdruck aus dem Miozän mit hochqualitativen Abschnitten im Sandstein. Die Bohrung wurde damals aber nicht zur Produktion gebracht. RAG Austria führte schließlich 2008 in 500m Entfernung davon die Bestätigungsbohrung BA-E1 durch. Diese Bohrung wurde in 2011 für einige Monate in die Produktion gebracht und lieferte Erdgas und Erdgaskondensate (nach Stimulation), wurde aber nach niedrigen Produktionsraten und schwachen Rohstoffpreisen wieder aufgegeben.

2023/24 wurden von CanCambria auf 90 km2 des Areals hochauflösende seismischen 3D-Untersuchungen durchgeführt. Diese spielten eine Schlüsselrolle zur Risikominderung im Projekt. Hochauflösende seismische Daten sind unabdingbar, um optimale Bohrstellen zu bestimmen, die einen maximalen Reservoirkontakt gewährleisten und Georisiken wie Verwerfungen minimieren. Aus den Ergebnissen wurden drei optimale Bohrstellen identifiziert, die im geplanten ersten eigenen Bohrprogramm ab Q3 2026 getestet werden sollen. Dafür werden Anlagen für Gasflussprüfungen errichtet. Für die Bohrstellen CC-Ba-E-2 und CC-Ba-E-3 liegen die Genehmigungen bereits vor.

Abbildung 4 zeigt die Bohrstellen der drei historischen Bohrungen in blau und die neu geplanten in gelb innerhalb von Ba-IX. Das Foto stammt von der in 2011 in Produktion gebrachten Bohrung BA-E1:

Projektgeologie

Zur Veranschaulichung des Vorkommens im Kiskunhalas Trough soll folgende schematische Darstellung dienen. Die drei erfolgten Tiefbohrungen haben ein System an Erdgas und Erdgaskondensaten von hoher API-Qualität aufgezeigt. Der Projektabschnitt enthält ein miozänes Sedimentbecken. Das Basin steht unter hohem Druck und Temperaturen reichen bis über 175 ºC. Es enthält Mutter- und Deckgesteinsschichten, die sich in Verwerfungsbereichen befinden. Darin sind übereinander geschichtete Reservoirkörper enthalten. Das System wird von einem durchgängigen Überdruckeinschluss Richtung Oberfläche abgegrenzt. Die Abbildung zeigt neben einer historischen Bohrung auch eine geplante neue, deren Positionsbestimmung durch die seismischen 3D-Untersuchungen gestützt wird. Diese soll durch mehrere Tight Gas Sandreservoire bis in Tiefen von 4.000m führen:

Ressourcenschätzung

Rohstoffvorkommen werden in standardisierten Ressourcenschätzungen abgebildet. Bei Öl- und Gasunternehmen erstrecken sich diese von anfänglichen Prospective Resources über Contingent Resources bis hin zu den Reserven, für welche die kommerzielle Nutzbarkeit nachgewiesen wurde. Die jeweiligen Kategorien sind nach Vorkommenswahrscheinlichkeit und Projektreife noch weiter unterteilt.

CanCambria Energy hatte 2023 eine unabhängige Bewertung von umfangreicheren Contingent Ressourcen der Kategorie 2C ("Best") für die Kiskunhalas Trough Formation im Teilgebiet Ba-IX veröffentlicht (vergleichbar mit Indicated Ressourcenangaben bei Metallen). Diese gelten als potentiell förderbar aus bekanntem Vorkommen, die zum Teil in Reserven (2P) hochgestuft werden können. Die Ressourcenschätzungen entsprechen dem kanadischen wie auch dem international anerkannten Petroleum Resources Management System (PRMS) Standard.

Die Zuordnung der damaligen Ressourcen war in die Contingent Unterkategorie "Development Unclarified" vorgenommen worden. Diese ist eine der Vorstufen zur "Development Pending" Kategorie der Contingent Ressourcen, welcher wiederum eine hinreichende Wahrscheinlichkeit für eine kommerziell mögliche Förderung zugemessen wird.

2024 wurden in einem Teil des Ba-IX Projektareals seismischen 3D-Untersuchungen durchgeführt. Basierend auf den Ergebnissen der Vermessungen erfolgte dann im April 2025 ein Update der Ressourcenschätzung. Dabei konnte die Unterkategorie "Development Unclarified" teilweise in "Development Pending" hochgestuft werden.

Für das 2025 neu erworbene Konzessionsgebiet konnte man schließlich, basierend auf bestehenden seismischen 3D-Daten, auch für den Ausdehnungsbereich des Kiskunhalas Trough in den Kiskunhalas Block im November 2025 ein weiteres Ressourcenupdate und Upgrade veröffentlichen.

Folgende Tabelle enthält die aktuelle Ressourcenschätzung. Darin enthalten sind Schätzungen für Erdgas in Mrd. Standardkubikfuß (Cubic Feet/CF) und Erdgaskondensate bzw. deren Aufbereitungen zu Flüssiggas (Natural Gas Liquids/NGLs) in Mio. Barrel, die jeweils netto nach einem 2 % Royalty Abzug an den Staat ausgewiesen werden. Durch die Berücksichtigung verschiedener kommerzieller Risikofaktoren wurde außerdem ein Abschlag von 20 % im Vergleich zu nicht risikobehafteten Mengenangaben vorgenommen. Die Ressourcenmengen sind zudem in Cubic Feet Equivalent (CFE) an Erdgas bzw. Barrel of Oil Equivalent (BOE) aggregiert angegeben:

Die Contingent Ressourcen (2C) fallen mit insgesamt über 1,1 Bio. Standardkubikfuß an Erdgas und über 116 Mio. Barrel Erdgaskondensat im Vergleich zu anderen Projekten bereits recht umfangreich aus. Die Ressourcen setzen sich in etwa auf einen Anteil von 61 % an Erdgas und 39 % an Kondensaten/Flüssiggas zusammen.

Von besonderem Interesse ist die Unterklasse 2C "Development Pending". 929,6 Mrd. CFE bzw. 154,9 Mio. BOE entsprechen hierbei der zweitgrößten Öl- und Gasressource Ungarns nach der ungarischen Ölgesellschaft MOL. Diese Unterklasse ist im Prinzip entwicklungsbereit, hängt aber noch vom Investment ab. Mit einer vorliegenden Finanzierung kann dieser Anteil an den Contingent Ressourcen in 2P Reserven hochgestuft werden. Entsprechend wird für diesen Ressourcenanteil bereits auch ein Nettogegenwartswert (NPV) einer möglichen Produktion ausgewiesen. Im Öl- und Gasbereich wird typischerweise ein Diskontierungsfaktor von 10 % verwendet. So liegt der vorsteuerliche NPV10 der 2C Contingent Resources "Development Pending" nach Risiko bei rund 1,76 Mrd. USD, was den enormen Projektwert und den hochprofitablen Markt widerspiegelt.

Die Engineering Studie zum Ressourcenupgrade im Ba-IX Projektareal vom April 2025 enthielt auch eine volle Produktionsplanung für die dort liegenden 2C "Development Pending" Ressourcen. CanCambria plant diese in zwei Phasen mit je 50 Gasbohrlöchern zu entwickeln. Nach den ersten drei Bohrlöchern umfasst der Produktionsplan dann 6 Bohrlöcher jährlich.

Die gesamte nötige Capex der Phase 1 bis 2034 mit 50 Bohrlöchern wird mit 890 Mio. USD ausgewiesen. Folgende Abbildung veranschaulicht die erwarteten Kosten- und Umsatzverläufe dieser ersten Produktionsphase. Der zugrunde gelegte Gaspreis in der Studie beträgt 10 USD je 1000 Kubikfuß und der Ölpreis 65 USD je Barrel, jeweils mit angenommenen jährlichen Preissteigerungen von 2 %. Die Abbildung enthält darüber hinaus den kumulierten NPV10 vor Steuern und vor 20 % Risikoabschlag mit finalen 1,1 Mrd. USD:

Ausblick

Den Schwerpunkt für 2026 bildet die Entwicklung des Erdgasvorkommens im Kiskunhalas Trough im Teilgebiet Ba-IX. Für die dort bestehenden Ressourcenzonen ist ab Q3 2026 ein Bewertungsprogramm mit drei vertikalen Bohrstellen mit bis zu 4.000m Tiefe in Quartalsabständen geplant, um eine Prüfung der Gasflüsse zu erheben. Als Fördertechnik ist dabei gemäß der vorherrschenden Geologie auch Fracking vorgesehen. Durch die Testbohrungen soll das Produktionspotenzial und die kommerzielle Verwertbarkeit aufgezeigt werden. Man erwartet auch weitere Erkenntnisse zur Lagerstätte, die zu Anpassungen in der Ressourcenschätzung führen können. Insgesamt soll das Projektrisiko weiter reduziert und die nächsten Entwicklungsmöglichkeiten besser beurteilbar werden.

Im neuen Konzessionsgebiet, dem Kiskunhalas Block, besteht ein Explorationsprogramm über vier Jahre. Hierbei sollen u.a. mit neu zu erhebenden seismischen 3D-Daten das Sedimentbecken Soltvadkert Trough, das Ausdehnungsgebiet des Kiskunhalas Trough und weitere prospektivische Arealbereiche präziser erforscht werden.

Ende Januar 2026 konnte CanCambria durch eine Privatplatzierung über 3,2 Mio. CAD brutto einnehmen. Damit ist in einem ersten Schritt die Beschaffung von zeitkritischen Komponenten für den im Sommer 2026 geplanten Start des Bohrprogramms gewährleistet. Als nötige Capex für eine Bohrung und Komplettierung mit anschließendem Testen werden rund 18 Mio. USD angenommen.

Mit den aktuell zur Verfügung stehenden Mitteln sollen außerdem die technische Ressourcenbewertung im Kiskunhalas Block fortgesetzt und der Joint Venture Prozess für die Entwicklung des Ba-IX Gasfeldes unterstützt werden. Zur Finanzierung des Bewertungsprogramms hält man nach einem JV-Partner Ausschau. Dafür ist als strategischer Berater die österreichische Raiffeisen Bank International AG engagiert worden. Als denkbare Finanzierungsform steht eine Farm-out Vereinbarung bzgl. Ba-IX mit der Abgabe eines größeren Teils des Working Interests im Raum. In jedem Fall sollen Anteilsverwässerungen möglichst gering gehalten werden. Man plant, den JV-Prozess im frühen Q2 2026 abzuschließen.

Abhängig von der Finanzierung und den Testergebnissen könnte nach aktueller Planung in Q4 2026 mit der ersten Produktion von Erdgas begonnen werden. Mit dem Gas- oder Kondesatverkauf würden dann erste Umsätze generiert werden, welche dann die parallel anlaufende zweite Testbohrung mitfinanzieren würden.

Das Management

Das Management und technische Team von CanCambria Energy verfügt über umfangreiche Erfahrung im Öl- und Gasbereich sowie über regionale Kenntnisse in Ungarn. Im Team befinden sich hochkarätige Spezialisten ihrer jeweiligen Fachbereiche.

Paul Clarke – CEO, President & Chairman

Dr. Clarke kam 2022 als VP Exploration zu CanCambria und wurde Anfang 2025 zum Chief Executive Officer und President ernannt. Er verfügt über 25 Jahre Erfahrung in der Öl- und Gasindustrie und gilt weithin als führender Geologe für unkonventionelle Lagerstätten und als erstklassiger Öl- und Gasfinder und -entwickler. Er verfügt über umfassende technische und betriebliche Kenntnisse und leitete komplexe Teams. Er hatte Rollen mit zunehmender Verantwortung bei großen US-amerikanischen Unternehmen inne, darunter Pioneer Natural Resources (mit den Eagle Ford und Spraberry/Wolfcamp Formationen) und Ultra Petroleum (Pinedale Field). Er war außerdem Subsurface Director bei PureWest Energy. Dieses Unternehmen ist der größte Erdgasproduzent in Wyoming und einer der größten Tight Gas Player in Nordamerika.

Piet Van Assche – COO, Managing Director Ungarn

Piet ist zugelassener Ingenieur mit umfassenden technischen und kommerziellen Kenntnissen von vor- und nachgelagerten Geschäftstätigkeiten in der Öl- und Gasbranche. Er lebt in Ungarn und verfügt über weitreichende Erfahrungen im örtlichen Öl- und Gassektor. Er leitete bereits weltweit Teams für Shell Int., MOL (ung. Ölgesellschaft) und weitere unabhängige Öl- und Gasunternehmen. Er ist außerdem ein früherer Geschäftsführer von Delcuadra Kft.

Konstantin Lichtenwald – CFO & Director

Konstantin ist der Finanzvorstand des Unternehmens und hat mehr als 17 Jahre Erfahrung im Finanz- und Rechnungswesen, darin insbesondere Compliance, Rechnungslegung, Finanzmanagement, IPOs & M&A. Er war u.a. in Deutschland, Australien, den USA und Kanada tätig. Er ist ferner Direktor einer Reihe von privaten und börsengelisteten Unternehmen in Kanada.

Eric Vaughan – Vice President Drilling & Completions

Eric ist ein leitender Bohrlochservice-Manager mit über 40 Jahren internationaler Erfahrung, einschließlich Führungspositionen bei Cuadrilla Resources, BJ Services, Nowsco und Evergreen Resources. Er hat herausragende Bohrloch-Abschlussprogramme in Großbritannien, den USA und Europa geleitet. Die Expertise von Eric erstreckt sich auf unkonventionelle Lagerstätten oder Operationen mit hohem Druck und hoher Temperatur. Er verfügt über eine Erfolgsbilanz in der Ausrüstungskonstruktion und der Umsetzung technisch komplexer, hochwertiger Projekte.

Larry Busnardo – Vice President Investor Relations

Larry verfügt über mehr als 25 Jahre Erfahrung in der Öl- und Gasindustrie mit Schwerpunkt auf Finanzen, Kapitalmärkte und Investor Relations und war zuletzt als Geschäftsführer bei EnerCom Inc. tätig, einem international anerkannten Managementberatungsunternehmen, das Kunden in Investor Relations und Marketing berät. Zuvor war er u.a. als VP Investor Relations bei HighPoint Resources und Forest Oil in Denver tätig. Vor seiner Unternehmenstätigkeit war Larry mehr als ein Jahrzehnt als Sell-Side-Analyst bei Macquarie Capital, Tristone Capital und Petrie Parkman & Co. beschäftigt.

Chris Beltgens – Vice President Corporate Development

Seit 2021 ist Chris President und Director von Somerset Energy Partners, einem privaten Ölförderunternehmen mit dem Schwerpunkt auf den Süden von Texas. Von 2016 bis 2023 war er VP Corporate Development bei TAG Oil Ltd. Zuvor war er sechs Jahre lang in London im Investmentbanking tätig und betreute internationale Öl- und Gasexplorer und Produzenten u.a. bei der Kapitalbeschaffung. Chris fungiert derzeit auch als unabhängiger Direktor für Kingfisher Metals Corp. (TSX-V: KFR), Orex Minerals Inc. (TSX-V: REX) und Intertidal Capital Corp. (TSX-V: TIDE).

Jerald Stratton Jnr. – Independent Director

Jerald ist ein erfahrener Öl- und Gasmanager mit über 40 Jahren Erfahrung in der Förderung technischer Innovationen, betrieblicher Effizienz und strategischem Wachstum in börsennotierten und privaten Unternehmen. Zuvor war er COO bei Ultra Petroleum, Jagged Peak (von Parsley Energy übernommen) und American Energy Partners. Er gestaltete Strategien für Perm-Reservoire, managte Kennzahlen und unterstützte Kapitalbeschaffungen. Zu seinen globalen Aufgaben gehörte die Leitung technischer Teams für Konzessionen in Katar und Algerien für OXY und Anadarko sowie die Veräußerung des 560.000 Hektar großen permischen Vorkommens von Chesapeake an Shell, Chevron und andere mit einem Transaktionsvolumen von 6,9 Mrd. Dollar.

Anthony Kelly – Independent Director

Anthony verfügt über mehr als 40 Jahre Erfahrung in Investmentbanking, Unternehmensstrategie, Kapitalmärkte, M&A und Finanzierung in Australien, Europa und Nordamerika. Er war im Investmentbanking bei Morgan Stanley in New York und in leitenden Positionen bei MAST Global, Credit Suisse First Boston und BZW. Er ist Mitglied des Investitionsausschusses eines der größten australischen Infrastrukturfonds.

Toby Pierce – Independent Director

Toby ist derzeit CEO und Director von Somerset Energy Partners, einem Öl- und Gasproduzenten im südlichen Texas. Von 2015 bis 2024 war er CEO und Director von TAG Oil Ltd., einem an der TSX notierten Öl- und Gasproduzenten in Australasien und Ägypten. Toby verfügt über mehr als 28 Jahre geologische und finanzielle Erfahrung im Rohstoffbereich. Er war Gründer, CEO oder Director zahlreicher privater und öffentlicher Öl- und Gas-, Bergbau- und Rohstoffunternehmen.

Peter Turner – Independent Director

Peter ist seit über 40 Jahren in der Erdölindustrie tätig und einer der führenden Experten für klastische Rotliegend-Reservoire und für das Perm-Trias. Er ist Gründungsdirektor von Cuadrilla Resources. Peter arbeitet seit einiger Zeit an Tight Gaslagerstätten in Europa und Nordafrika. Er ist außerdem Direktor weiterer privater Unternehmen.

Fazit

CanCambria Energy ist 2026 auf dem Weg, das erste Erdgas aus dem eigenen Kiskunhalas Projekt in Ungarn zu produzieren. Seit dem Projekterwerb in 2022/23 und Vorarbeiten in Exploration und Projektentwicklung steht man nun vor Testbohrungen, welche die kommerzielle Förderbarkeit unter Beweis stellen sollen. Zudem konnte man 2025 das Konzessionsgebiet erheblich erweitern und so das Projektpotenzial zusätzlich steigern. Kiskunhalas verfügt außerdem bereits jetzt über umfangreiche Erdgasressourcen. Insofern ist es folgerichtig, dass das Management des Unternehmens das Ziel verfolgt, ein langlebiges, strategisches Gasfeld zu entwickeln und so in den nächsten 10 Jahren einen bedeutenden Beitrag zur Erdgasversorgung Ungarns und darüber hinaus für die Europäische Union leisten zu können.

Ungarn steht vor der Herausforderung, sich von der Abhängigkeit von russischem Gas zu lösen, sofern man sich dem Willen der Europäischen Union denn beugen möchte. In jedem Fall hat sich die ungarische Regierung seit 2022 das Ziel gesetzt, die heimische Gasproduktion deutlich zu steigern, welche ohne neue Erschließungen sich laut Prognosen ab 2025 in einem sinkenden Trend befinden würde. Für CanCambria könnten daher die energiepolitischen Rahmenbedingungen nicht vorteilhafter sein. Eine Erdgasproduktion aus Kiskunhalas würde den Bedarf Ungarns bedienen und Importabhängigkeiten herunterfahren. Gleichzeitig könnte das Unternehmen im hochprofitablen europäischen Markt agieren.

Für Investoren bietet sich mit CanCambria eine spekulative Chance im Zuge des Ausbaus der Erdgasversorgung Ungarns. Das Fundament für die weitere erfolgreiche Entwicklung des Unternehmens werden 2026 die Finanzierung/JV-Bildung und die Ergebnisse aus den Bohrtests bilden. Die aktuelle Marktbewertung von CanCambria liegt bei gerade einmal geschätzten rund 3 % des ermittelten Projektwerts von Kiskunhalas nach Steuern. Im Hinblick auf die erheblichen Wachstumschancen des Unternehmens spiegelt dies ein deutliches Bewertungspotenzial für die Aktie wieder.

Aktiendaten und Cashbestand

WKN: A3EKUB

ISIN: CA13740E1079

TSX-V: CCEC

FSE: 4JH

Kurs (11.02.2026): 0,41 CAD

Listings: TSX-V, Frankfurt, Stuttgart, Gettex, Tradegate BSX

Anzahl Aktien (Februar 2026): ~129,7 Mio.

Optionen / Warrants: 25,9 Mio.

Market Cap (11.02.2026): ~53,0 Mio. CAD

Cashbestand (Februar 2026): ca. 5,7 Mio. CAD