Ormuz: Wenn die Geopolitik die Verteilung der Energieressourcen neu ordnet

Energie: Vom Marktschock zur Neugewichtung von Projekten und Kapital

Zusammenfassung

• • Ormuz ist nicht nur ein Preisschock, sondern auch ein Stresstest für die Versorgungssicherheit. Wenn das geopolitische Risiko Realität wird, legen die Entscheidungsträger den Schwerpunkt auf Robustheit, was zu einer Neugewichtung der Projekte und einer Umverteilung der Investitionsausgaben führen kann. Das ursprüngliche Risiko könnte sich dauerhaft in den Investitionsentscheidungen verankern.

• • Flüssigerdgas: Die Krise führt nicht automatisch zu einer neuen Welle von LNG-Greenfield-Projekten, sondern führt zu einer Neugewichtung der Prioritäten bei den Projekten. Gewinner sind realisierbare Projekte, die auf bestehenden Strukturen aufbauen und in Regionen angesiedelt sind, die als neutraler oder diversifizierender wahrgenommen werden, während langwierige und komplexe Projekte weiterhin durch das Umsetzungsrisiko benachteiligt werden. Für den Investor bedeutet dies schnellere Investitionsentscheidungen bei bestimmten Projekten und damit automatisch einen dringenderen Finanzierungsbedarf, insbesondere in den Schwellenmärkten Westafrikas und Lateinamerikas.

• • Erdöl: Die Kombination aus dem Schock von Ormuz (Prämie für Versorgungssicherheit) und dem Druck seitens der Aktionäre zugunsten der Erneuerung der Reserven kann dazu beitragen, einen neuen Explorationszyklus außerhalb des Nahen Ostens einzuleiten, um ein Projektportfolio über das Jahr 2030 hinaus zu sichern – insbesondere im Atlantikbecken, das attraktive wirtschaftliche Merkmale aufweist und als einer der natürlichen Ersatzstandorte für den Nahen Osten gilt.

Einleitung

Das Ausmaß der aktuellen Krise geht über das einer bloßen geopolitischen Episode hinaus: Sie vereint logistische Störungen, militärische Risiken und Spannungen im Energiebereich – so sehr, dass sie vielen Beobachtern eine Überlagerung vergangener Krisen in Erinnerung ruft, von den Ölkrisen der 1970er Jahre bis zur Gaskrise von 2022.

Vor allem handelt es sich bei dieser Krise nicht lediglich um einen Stromschock oder eine Abfolge vorübergehend stillgelegter Bohrlöcher. Sie nimmt stellenweise die Form eines Vermögensschocks an: betroffene physische Infrastrukturen, beeinträchtigte Kapazitäten und damit eine möglicherweise dauerhafte Nichtverfügbarkeit bestimmter Schlüsselelemente des Energiesystems. Diese Einschätzung wurde durch die Äußerungen des IEA-Präsidenten am 23. März ausdrücklich untermauert, in der er darauf hinwies, dass mindestens 40 Energieanlagen im Nahen Osten schwer oder sehr schwer betroffen seien – ein Signal, das den Fokus der Analyse unmittelbar von der kurzfristigen Preisentwicklung auf die Kapazitäten, deren Wiederinbetriebnahme und damit auf Investitionsentscheidungen verlagert .

Daher geht es um mehr als nur kurzfristige Schwankungen: Sollte sich die Krise auch auf die Vermögenswerte auswirken, könnte dies dazu führen, dass Projekte neu eingestuft, Risiken neu bewertet und Kapital anders eingesetzt wird.

Vor diesem Hintergrund stellt sich insbesondere für langfristige Anleger, die wie IVO Capital in Energiekette investiert sind, eine Frage: Inwiefern könnte diese Krise die Verteilung der Investitionsausgaben, insbesondere im Energiesektor der Schwellenländer, neu gestalten?

LNG: Wo die Krise strukturellen Charakter annimmt: Es handelt sich nicht mehr um einen Flussschock, sondern um einen Vermögensschock

LNG (Flüssigerdgas) scheint derzeit das Segment zu sein, in dem die Auswirkungen am tiefgreifendsten sind, da sich die Krise nicht auf einen Lieferengpass beschränkt: sie äußert sich in Form eines Anlagenschocks (über Jahre hinweg nicht verfügbare Kapazitäten), gepaart mit einem logistischen Schock. Der bislang bedeutendste und am besten quantifizierte Anlagenschock betrifft Ras Laffan, das Herzstück der katarischen LNG-Infrastruktur: Die Beschädigung der Verflüssigungsanlagen entspricht etwa 12,8 Millionen Tonnen pro Jahr (~17 % der Exporte Katars), mit einer voraussichtlichen Reparaturdauer von 3 bis 5 Jahren und dem Risiko einer langfristigen Höheren Gewalt. Dieser Anlagenschock entzieht dem Markt über mehrere Jahre hinweg materielle Kapazitäten.

Zu dieser Dimension der „aktiven Faktoren“ kommt eine LNG-spezifische Rigidität hinzu: Im Gegensatz zu Erdöl gibt es nur wenige Ausweichmöglichkeiten. LNG lässt sich logistisch nur schwer ersetzen, und die Lagerkapazitäten sind nach wie vor deutlich begrenzter, was die Asymmetrie der Auswirkungen im Falle einer anhaltenden Störung noch verstärkt.

Über den unmittelbaren Marktschock hinaus kann der Krieg somit die Investitionsentscheidungen neu gestalten. Er wirkt wie ein Stresstest für die Energiesicherheit: Wenn das geopolitische Risiko Realität wird, denken Käufer und Investoren nicht mehr ausschließlich in Preisbegriffen, sondern bewerten die Robustheit der Lieferketten sowie die Abhängigkeit von bestimmten, als anfälliger geltenden Regionen neu. Vor diesem Hintergrund dürfte es aufgrund eines Konzentrationsrisikos zu einer Neufestsetzung der Preise auf dem globalen LNG-Markt kommen: Im Falle einer Störung in der Straße von Hormuz umfassen die gefährdeten LNG-Mengen allein für Katar etwa 106 Bcm/Jahr (Bcm: Milliarden Kubikmeter) – das entspricht etwa 16 % des Weltmarktes –, hinzu kommen etwa 7 Bcm/Jahr für die Vereinigten Arabischen Emirate. Diese Abhängigkeit ist umso gravierender, als sie über einen einzigen Engpass geleitet wird: In den letzten zwölf Monaten (März 2025 bis Februar 2026) haben Katar und die VAE schätzungsweise 115,5 Bcm exportiert, wovon 108,4 Bcm tatsächlich durch die Straße von Hormus transportiert wurden. Mit anderen Worten: Die physische Herkunft der Lieferungen dürfte eine entscheidende Rolle spielen. Und es geht nicht nur um Ormuz; vielmehr ist es die heutige geopolitische Konzentration des weltweiten LNG-Angebots, die zu einem echten Thema wird. Das weltweite LNG-Angebot konzentriert sich in außerordentlich hohem Maße auf drei geopolitisch sensible Zentren (die Vereinigten Staaten, Katar und Russland) (siehe unten).

Quelle: Pareto Securities

Nach dem Iran-Dezision sollten Investitionsentscheidungen im Bereich Flüssigerdgas (LNG) somit zunehmend von der Widerstandsfähigkeit auf Ebene der Förderregionen bestimmt werden. Konkret verleiht dies Projekten außerhalb dieser Blöcke wieder an Wert, insbesondere in Regionen, die als neutraler oder diversifizierender angesehen werden, und vor allem afrikanischen oder lateinamerikanischen Projekten, die sich derzeit in der Reifephase befinden und über beträchtliche Ressourcen verfügen, insbesondere in Westafrika oder Argentinien , und im weiteren Sinne auch auf Projekte, die in einer rein „preisorientierten“ Welt weniger gerechtfertigt sind, in einer stärker fragmentierten Welt, in der die Versorgungssicherheit im Vordergrund steht, jedoch wieder an Bedeutung gewinnen. Diese Regionen verfügen über einige der größten Gasreserven der Welt (Westafrika ~240 TCF, Argentinien allein ~300 TCF). Als Größenordnung sei angemerkt, dass allein die afrikanischen und lateinamerikanischen Becken mehrere Milliarden Tonnen potenziell verwertbaren LNG umfassen – eine Menge, die bei weitem ausreicht, um den europäischen Bedarf über mehrere Jahrzehnte hinweg zu decken. Diese Mengen sind nicht neu, wurden jedoch in einer Welt, die von amerikanischen und katarischen Megaprojekten dominiert wurde, an den Rand gedrängt. Das Eintreten geopolitischer Risiken wirkt heute als Katalysator und führt zu einer Neubewertung dieser ressourcenreichen, aber historisch unterinvestierten Fördergebiete.

Bitte beachten Sie: Ormuz wird nicht von heute auf morgen eine Welle komplexer Greenfield-Projekte auslösen. Die Krise wirkt vielmehr wie ein Filter: Sie begünstigt umsetzbare Investitionen, die bereits strukturiert sind und auf bestehende Infrastrukturen aufbauen und sich in kürzeren Zeiträumen (2–3 Jahre) realisieren lassen als Greenfield-Megaprojekte (5–7 Jahre), die weiterhin durch lange Zyklen, industrielle Vorlaufzeiten und größere Umsetzungsrisiken eingeschränkt sind.

In diesem Zusammenhang sind die Gewinner in unseren Schwellenländern vor allem:

– Erweiterungen / zusätzliche Phasen, die die Nutzung vorhandener Ressourcen maximieren und das Ausführungsrisiko verringern;

– Und die Lösungen Fast-Track-Lösungen (wie z. B. FLNG – schwimmende LNG-Anlage), die eine schnellere Verwertung der Ressourcen ermöglichen, indem sie einen Teil der Einschränkungen an Land umgehen.

Diese Logik findet bereits in unserem aufstrebenden Geschäftsfeld Anwendung, insbesondere im Atlantikraum. In Angola hat das New Gas Consortium (NGC) – betrieben von Azule Energy (50/50-Joint-Venture zwischen BP und Eni) – im März 2026 die Gasförderung in Quiluma aufgenommen, und zwar nach einem typisch „umsetzbaren“ Schema: Offshore-Gas aus flachen Gewässern, Aufbereitung an Land und anschließende Belieferung der bereits bestehenden, jedoch nicht voll ausgelasteten Angola-LNG-Anlage.

Im Gegensatz dazu schreitet das Projekt „Tortue Phase 2“ (bp/Kosmos) im Senegal/Mauretanien langsamer voran, doch seine Konzeption entspricht genau dem Ansatz, der im Zuge einer Neubewertung der Versorgungssicherheit „wiederbelebt“ werden kann: eine kapitaleffiziente Erweiterung, die die Nutzung der Infrastruktur der Phase 1 maximiert.

In diesem Sinne veranschaulicht der unabhängige Energieversorger Trident eine „Fast-Track“-Option im Gasbereich, wobei der Schwerpunkt auf der Entwicklung einer FLNG-Lösung im Kongo liegt – ein Investitionsvorhaben, das unter den derzeitigen Umständen bereits in diesem Jahr genehmigt werden könnte.

Die Krise löst nicht automatisch eine neue Welle von LNG-Greenfield-Projekten aus; vielmehr führt sie zu einer Neuordnung der Prioritäten bei den Projekten. Die Gewinner sind realisierbare Vorhaben, die auf bestehenden Strukturen aufbauen und in Regionen angesiedelt sind, die als neutraler oder diversifizierender wahrgenommen werden, während langwierige und komplexe Projekte weiterhin durch das Umsetzungsrisiko benachteiligt werden. Für den Investor bedeutet dies schnellere Investitionsentscheidungen bei bestimmten Projekten und damit zwangsläufig einen dringenderen Finanzierungsbedarf, insbesondere in den Schwellenmärkten Westafrikas und Lateinamerikas.

Erdöl: Die Unterscheidung zwischen kurzfristiger Umverteilung und langfristiger Neuausrichtung

Was Erdöl betrifft, sind die Auswirkungen der Lage am Schmalz-Straße enorm, unterscheiden sich jedoch in ihrer Art von denen, die bei Flüssigerdgas (LNG) zu beobachten sind. Der Schock ist in erster Linie logistischer Natur: Die Produktionskapazität ist nicht „verschwunden“, und eine Wiederaufnahme der Lieferströme bleibt denkbar, sofern sich die Transit- und Versicherungsbedingungen normalisieren. Im Gegensatz zu Flüssigerdgas (LNG) wird dieser Schock zudem teilweise durch umfangreichere Flexibilitätsmechanismen abgefedert: Umleitungsmöglichkeiten (begrenzt, aber nicht inexistent), mobilisierbare Lagerbestände und strategische Reserven, die kurzfristig als Puffer dienen können (siehe unten).

Quelle: J.P. Morgan Commodities Research

In diesem Umfeld ist es dennoch möglich, die Begünstigten zu identifizieren, sofern man zwischen der Umverteilung durch kurzfristige Investitionen und derjenigen durch langfristige Investitionen unterscheidet. 

Kurzfristig sind diejenigen die Gewinner, die in der Lage sind, ihre Investitionsausgaben und Fördermengen rasch anzupassen: an erster Stelle der US-Schiefer, gefolgt vom internationalen Schiefer – insbesondere Argentinien (Vaca Muerta) – sowie bestimmte ausgereifte konventionelle Fördergebiete, in denen durch Optimierungsmaßnahmen (Infill, Workovers, Tie-backs) zusätzliche Barrel gewonnen werden können, ohne dass umfangreiche Infrastrukturmaßnahmen erforderlich sind (Kolumbien, Ghana, Angola, Äquatorialguinea).

Langfristig kann die Neubewertung der Versorgungssicherheit dazu beitragen , dass sich Drehkreuze durchsetzen, die sowohl kostenseitige Wettbewerbsfähigkeit als auch logistische Widerstandsfähigkeit bieten. In diesem Zusammenhang stellt sich der Atlantikraum – insbesondere Brasilien, Guyana und auf afrikanischer Seite bestimmte Deepwater-Gebiete (z. B. Namibia, Elfenbeinküste) – als naheliegender Kandidat dar: Er konzentriert einen wachsenden Anteil des Deepwater-Wachstums und bleibt ein struktureller Schwerpunkt der Offshore-Expansion. Und wie die Kurve der Betriebskosten bis zum Jahr 2030 zeigt, gehören Brasilien und Guyana zu den wettbewerbsfähigsten Segmenten außerhalb des Nahen Ostens.

Kosten und Fördervolumen von Erdöl bis zum Jahr 2030 nach Fördergebieten

Quelle: Rystad Energy

Ein aktueller Bericht von J.P. Morgan weist im Übrigen darauf hin, dass zwar die mittelfristige Angebotsentwicklung (bis 2028–2029) auf bereits identifizierten Projekten in diesem Atlantikbecken basiert, die Prognosen über das Jahr 2030 hinaus jedoch unsicherer werden, da sie stärker von neuen Funden abhängen, was die Exploration in diesem Becken wieder in den Mittelpunkt der Herausforderungen rücken könnte. 

Diese Dynamik wird durch einen Faktor verstärkt, der in der Unternehmensführung der großen Konzerne wieder eine zentrale Rolle spielt: der Druck der Aktionäre, die Wachstumspläne und den Kurs bei der Erneuerung der Reserven zu präzisieren. Die Financial Times hat insbesondere hervorgehoben, dass die großen Unternehmen nach Jahren, die von finanzieller Disziplin und Renditen für die Aktionäre geprägt waren, zunehmend hinsichtlich der Lebensdauer ihrer Reserven und der Solidität ihrer Projektpipeline hinterfragt werden. Dieser Aspekt kommt auch in unseren Gesprächen mit den Unternehmen der Branche zum Ausdruck.

In der Praxis kann die Kombination aus dem „Ormuz-Schock“ (Prämie für Versorgungssicherheit) und dem Druck seitens der Aktionäre zugunsten der Erneuerung der Reserven dazu beitragen, einen neuen Explorationszyklus außerhalb des Nahen Ostens einzuleiten, um ein Projektportfolio über das Jahr 2030 hinaus zu sichern — insbesondere im Atlantikbecken, das attraktive wirtschaftliche Rahmenbedingungen bietet und als eine der natürlichen Alternativen zum Nahen Osten gilt.

Und wie sieht es mit den erneuerbaren Energien aus?

Über Öl und Gas hinaus könnte die aktuelle Krise auch den erneuerbaren Energien zugutekommen. Auf vielen Märkten wird der Großhandelspreis für Strom durch das Grenzkraftwerk bestimmt, das zum Ausgleich des Netzes erforderlich ist – häufig ein Gaskraftwerk (und manchmal ein Kohlekraftwerk), dessen Produktionskosten direkt vom Brennstoffpreis abhängen. In diesem Zusammenhang führt ein Anstieg der Gas- bzw. Kohlepreise tendenziell zu einem Anstieg des Strompreises, während die variablen Erzeugungskosten der erneuerbaren Energien (Windkraft/Solarenergie) niedrig bleiben. Diese Verbesserung der Wirtschaftlichkeit der Projekte kann langfristig Investitionen fördern: Sie stärkt die Bankfähigkeit (die Fähigkeit, Finanzierungen zu sichern) und erleichtert den Abschluss langfristiger Verträge (PPA) in einem Umfeld, in dem die Versorgungssicherheit wieder zu einer Priorität wird.

Positionierung des Fonds „IVO EM Corporate Debt“

Der IVO EMCD-Fonds hat zum Ziel, diese Entwicklungen an den Schwellenmärkten zu nutzen und sich an Marktveränderungen anzupassen.

Der IVO EMCD-Fonds ist so positioniert, dass er von der Neubewertung des Faktors „Versorgungssicherheit“ in den Schwellenländern durch Engagements in LNG-Vermögenswerten außerhalb des Nahen Ostens profitieren kann.

Dies zeigt sich zunächst in einem Engagement in industriellen Verflüssigungsanlagen außerhalb des Nahen Ostens, wie beispielsweise Peru LNG (zweitgrößte Position des Fonds zum 25.03.2026). Der Fonds ist zudem in Produzenten aus Schwellenländern positioniert, die über Gasvermögenswerte und/oder Beteiligungen an der entsprechenden Infrastruktur verfügen, beispielsweise Azule Energy (5. Position im Fonds). Darüber hinaus beobachten und investieren wir in Anbieter von FLNG-Infrastruktur sowie in Produzenten, die über Möglichkeiten zur Vermarktung von Erdgas mittels FLNG in Afrika verfügen, wie beispielsweise Trident Energy (6. Position des Fonds).

Schließlich möchten wir auch vom Wachstumszyklus der Offshore-Produktion in Brasilien und Guyana profitieren, wobei wir den Schwerpunkt auf Akteure der Lieferkette (Dienstleistungen und Infrastruktur) legen, die über eine hohe Transparenz hinsichtlich ihres Auftragsbestands verfügen. Dieses Engagement reagiert in der Regel weniger empfindlich auf den Brent-Preis: Es wird in erster Linie durch das Mengenwachstum getragen, wobei die Projekte bis etwa 2030 absehbar sind, sowie durch die Kontinuität der Investitionsprogramme in sehr wettbewerbsfähigen Fördergebieten, deren Wirtschaftlichkeit auch bei einem Szenario mit niedrigeren Preisen attraktiv bleibt.

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