{"id":11420,"date":"2026-04-08T15:20:20","date_gmt":"2026-04-08T15:20:20","guid":{"rendered":"https:\/\/www.ivocapital.com\/2026\/04\/08\/ormuz-wenn-die-geopolitik-die-verteilung-der-energieressourcen-neu-ordnet\/"},"modified":"2026-09-01T13:44:22","modified_gmt":"2026-09-01T13:44:22","slug":"ormuz-wenn-die-geopolitik-die-verteilung-der-energieressourcen-neu-ordnet","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/www.ivocapital.com\/de\/2026\/04\/08\/ormuz-wenn-die-geopolitik-die-verteilung-der-energieressourcen-neu-ordnet\/","title":{"rendered":"Ormuz: Wenn die Geopolitik die Verteilung der Energieressourcen neu ordnet"},"content":{"rendered":"\t\t
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Energie: Vom Marktschock zur Neugewichtung von Projekten und Kapital<\/strong><\/u><\/p>\n

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Zusammenfassung<\/strong><\/p>\n

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        • Ormuz ist nicht nur ein Preisschock<\/strong>, sondern auch ein Stresstest f\u00fcr die Versorgungssicherheit. Wenn das geopolitische Risiko Realit\u00e4t wird, legen die Entscheidungstr\u00e4ger den Schwerpunkt auf Robustheit, was zu einer Neugewichtung der Projekte und einer Umverteilung der Investitionsausgaben f\u00fchren kann. Das urspr\u00fcngliche Risiko k\u00f6nnte sich dauerhaft in den Investitionsentscheidungen verankern.<\/li>\n<\/ul>\n<\/li>\n<\/ul>\n

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            • Fl\u00fcssigerdgas<\/strong>: Die Krise f\u00fchrt nicht automatisch zu einer neuen Welle von LNG-Greenfield-Projekten, sondern f\u00fchrt zu einer Neugewichtung der Priorit\u00e4ten bei den Projekten. Gewinner sind realisierbare Projekte, die auf bestehenden Strukturen aufbauen und in Regionen angesiedelt sind, die als neutraler oder diversifizierender wahrgenommen werden, w\u00e4hrend langwierige und komplexe Projekte weiterhin durch das Umsetzungsrisiko benachteiligt werden. F\u00fcr den Investor bedeutet dies schnellere Investitionsentscheidungen bei bestimmten Projekten und damit automatisch einen dringenderen Finanzierungsbedarf, insbesondere in den Schwellenm\u00e4rkten Westafrikas und Lateinamerikas. <\/li>\n<\/ul>\n<\/li>\n<\/ul>\n

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                • Erd\u00f6l: <\/strong> Die Kombination aus dem Schock von Ormuz (Pr\u00e4mie f\u00fcr Versorgungssicherheit) und dem Druck seitens der Aktion\u00e4re zugunsten der Erneuerung der Reserven kann dazu beitragen, einen neuen Explorationszyklus au\u00dferhalb des Nahen Ostens einzuleiten, um ein Projektportfolio \u00fcber das Jahr 2030 hinaus zu sichern \u2013 insbesondere im Atlantikbecken, das attraktive wirtschaftliche Merkmale aufweist und als einer der nat\u00fcrlichen Ersatzstandorte f\u00fcr den Nahen Osten gilt.<\/li>\n<\/ul>\n<\/li>\n<\/ul>\n

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                  Einleitung<\/strong><\/p>\n

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                  Das Ausma\u00df der aktuellen Krise geht \u00fcber das einer blo\u00dfen geopolitischen Episode hinaus: Sie vereint logistische St\u00f6rungen, milit\u00e4rische Risiken und Spannungen im Energiebereich \u2013 so sehr, dass sie vielen Beobachtern eine \u00dcberlagerung vergangener Krisen in Erinnerung ruft, von den \u00d6lkrisen der 1970er Jahre bis zur Gaskrise von 2022.<\/p>\n

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                  Vor allem handelt es sich bei dieser Krise nicht lediglich um einen Stromschock oder eine Abfolge vor\u00fcbergehend stillgelegter Bohrl\u00f6cher. Sie nimmt stellenweise die Form eines Verm\u00f6gensschocks<\/strong> an: betroffene physische Infrastrukturen, beeintr\u00e4chtigte Kapazit\u00e4ten und damit eine m\u00f6glicherweise dauerhafte Nichtverf\u00fcgbarkeit bestimmter Schl\u00fcsselelemente des Energiesystems. Diese Einsch\u00e4tzung wurde durch die \u00c4u\u00dferungen des IEA-Pr\u00e4sidenten am 23. M\u00e4rz ausdr\u00fccklich untermauert, in der er darauf hinwies, dass mindestens 40 Energieanlagen<\/strong> im Nahen Osten schwer oder sehr schwer betroffen seien \u2013 ein Signal, das den Fokus der Analyse unmittelbar von der kurzfristigen Preisentwicklung auf die Kapazit\u00e4ten<\/strong>, deren Wiederinbetriebnahme und damit auf Investitionsentscheidungen<\/strong> verlagert .<\/strong> <\/p>\n

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                  Daher geht es um mehr als nur kurzfristige Schwankungen: Sollte sich die Krise auch auf die Verm\u00f6genswerte auswirken, k\u00f6nnte dies dazu f\u00fchren, dass Projekte neu eingestuft, Risiken neu bewertet und Kapital anders eingesetzt wird.<\/p>\n

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                  Vor diesem Hintergrund stellt sich insbesondere f\u00fcr langfristige Anleger, die wie IVO Capital in Energiekette investiert sind, eine Frage: Inwiefern k\u00f6nnte diese Krise die Verteilung der Investitionsausgaben, insbesondere im Energiesektor der Schwellenl\u00e4nder, neu gestalten?<\/strong><\/p>\n

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                  LNG: Wo die Krise strukturellen Charakter annimmt: Es handelt sich nicht mehr um einen Flussschock, sondern um einen Verm\u00f6gensschock<\/strong><\/p>\n

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                  LNG (Fl\u00fcssigerdgas) scheint derzeit das Segment zu sein, in dem die Auswirkungen am tiefgreifendsten sind, da sich die Krise nicht auf einen Lieferengpass beschr\u00e4nkt: sie \u00e4u\u00dfert sich in Form eines Anlagenschocks (\u00fcber Jahre hinweg nicht verf\u00fcgbare Kapazit\u00e4ten), gepaart mit einem logistischen Schock. Der bislang bedeutendste und am besten quantifizierte Anlagenschock betrifft Ras Laffan, das Herzst\u00fcck der katarischen LNG-Infrastruktur: Die Besch\u00e4digung der Verfl\u00fcssigungsanlagen 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 H\u00f6heren Gewalt. Dieser Anlagenschock entzieht dem Markt \u00fcber mehrere Jahre hinweg materielle Kapazit\u00e4ten. <\/p>\n

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                  Zu dieser Dimension der \u201eaktiven Faktoren\u201c kommt eine LNG-spezifische Rigidit\u00e4t hinzu: Im Gegensatz zu Erd\u00f6l gibt es nur wenige Ausweichm\u00f6glichkeiten. LNG l\u00e4sst sich logistisch nur schwer ersetzen, und die Lagerkapazit\u00e4ten sind nach wie vor deutlich begrenzter, was die Asymmetrie der Auswirkungen im Falle einer anhaltenden St\u00f6rung noch verst\u00e4rkt. <\/p>\n

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                  \u00dcber den unmittelbaren Marktschock hinaus kann der Krieg somit die Investitionsentscheidungen neu gestalten. Er wirkt wie ein Stresstest f\u00fcr die Energiesicherheit<\/strong>: Wenn das geopolitische Risiko Realit\u00e4t wird, denken K\u00e4ufer und Investoren nicht mehr ausschlie\u00dflich in Preisbegriffen, sondern bewerten die Robustheit der Lieferketten sowie die Abh\u00e4ngigkeit von bestimmten, als anf\u00e4lliger geltenden Regionen neu. Vor diesem Hintergrund d\u00fcrfte es aufgrund eines Konzentrationsrisikos<\/strong> zu einer Neufestsetzung der Preise<\/strong> auf dem globalen LNG-Markt kommen: Im Falle einer St\u00f6rung in der Stra\u00dfe von Hormuz umfassen die gef\u00e4hrdeten LNG-Mengen allein f\u00fcr Katar etwa 106 Bcm\/Jahr (Bcm: Milliarden Kubikmeter) \u2013 das entspricht etwa 16 % des Weltmarktes \u2013, hinzu kommen etwa 7 Bcm\/Jahr f\u00fcr die Vereinigten Arabischen Emirate. Diese Abh\u00e4ngigkeit ist umso gravierender, als sie \u00fcber einen einzigen Engpass geleitet wird: In den letzten zw\u00f6lf Monaten (M\u00e4rz 2025 bis Februar 2026) haben Katar und die VAE sch\u00e4tzungsweise 115,5 Bcm exportiert, wovon 108,4 Bcm tats\u00e4chlich durch die Stra\u00dfe von Hormus transportiert wurden. Mit anderen Worten: Die physische Herkunft der Lieferungen d\u00fcrfte 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 au\u00dferordentlich hohem Ma\u00dfe auf drei geopolitisch sensible Zentren (die Vereinigten Staaten, Katar und Russland) (siehe unten). <\/strong><\/p>\n

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                  Quelle: Pareto Securities<\/em><\/p>\n

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                  Nach dem Iran-Dezision sollten Investitionsentscheidungen im Bereich Fl\u00fcssigerdgas (LNG) somit zunehmend von der Widerstandsf\u00e4higkeit auf Ebene der F\u00f6rderregionen bestimmt werden. Konkret verleiht dies Projekten au\u00dferhalb dieser Bl\u00f6cke 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 \u00fcber betr\u00e4chtliche Ressourcen verf\u00fcgen, insbesondere in Westafrika oder Argentinien <\/strong>, und im weiteren Sinne auch auf Projekte, die in einer rein \u201epreisorientierten\u201c Welt weniger gerechtfertigt sind, in einer st\u00e4rker fragmentierten Welt, in der die Versorgungssicherheit im Vordergrund steht, jedoch wieder an Bedeutung gewinnen. Diese Regionen verf\u00fcgen \u00fcber einige der gr\u00f6\u00dften Gasreserven der Welt (Westafrika ~240 TCF, Argentinien allein ~300 TCF). Als Gr\u00f6\u00dfenordnung sei angemerkt, dass allein die afrikanischen und lateinamerikanischen Becken mehrere Milliarden Tonnen potenziell verwertbaren LNG umfassen \u2013 eine Menge, die bei weitem ausreicht, um den europ\u00e4ischen Bedarf \u00fcber 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 gedr\u00e4ngt. Das Eintreten geopolitischer Risiken wirkt heute als Katalysator und f\u00fchrt zu einer Neubewertung dieser ressourcenreichen, aber historisch unterinvestierten F\u00f6rdergebiete. <\/p>\n

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                  Bitte beachten Sie: Ormuz wird nicht von heute auf morgen eine Welle komplexer Greenfield-Projekte ausl\u00f6sen<\/strong>. Die Krise wirkt vielmehr wie ein Filter: Sie beg\u00fcnstigt umsetzbare Investitionen, die bereits strukturiert sind und auf bestehende Infrastrukturen aufbauen<\/strong> und sich in k\u00fcrzeren Zeitr\u00e4umen (2\u20133 Jahre) realisieren lassen als Greenfield-Megaprojekte (5\u20137 Jahre), die weiterhin durch lange Zyklen, industrielle Vorlaufzeiten und gr\u00f6\u00dfere Umsetzungsrisiken eingeschr\u00e4nkt sind. <\/p>\n

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                  In diesem Zusammenhang sind die Gewinner in unseren Schwellenl\u00e4ndern vor allem:<\/p>

                  \u2013 Erweiterungen \/ zus\u00e4tzliche Phasen<\/strong>, die die Nutzung vorhandener Ressourcen maximieren und das Ausf\u00fchrungsrisiko verringern; <\/span><\/p>

                  \u2013 Und die L\u00f6sungen <\/span>Fast-Track-L\u00f6sungen<\/strong> (wie z. B. FLNG \u2013 schwimmende LNG-Anlage), die eine schnellere Verwertung der Ressourcen erm\u00f6glichen, indem sie einen Teil der Einschr\u00e4nkungen an Land umgehen.<\/span><\/p>\n

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                  Diese Logik findet bereits in unserem aufstrebenden Gesch\u00e4ftsfeld Anwendung, insbesondere im Atlantikraum. In Angola hat das New Gas Consortium (NGC) \u2013 betrieben von Azule Energy (50\/50-Joint-Venture zwischen BP und Eni) \u2013 im M\u00e4rz 2026 die Gasf\u00f6rderung in Quiluma aufgenommen, und zwar nach einem typisch \u201eumsetzbaren\u201c Schema: Offshore-Gas aus flachen Gew\u00e4ssern, Aufbereitung an Land und anschlie\u00dfende Belieferung der bereits bestehenden, jedoch nicht voll ausgelasteten Angola-LNG-Anlage. <\/p>\n

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                  Im Gegensatz dazu schreitet das Projekt \u201eTortue Phase 2\u201c (bp\/Kosmos) im Senegal\/Mauretanien langsamer voran, doch seine Konzeption entspricht genau dem Ansatz, der im Zuge einer Neubewertung der Versorgungssicherheit \u201ewiederbelebt\u201c werden kann: eine kapitaleffiziente Erweiterung, die die Nutzung der Infrastruktur der Phase 1 maximiert.<\/p>\n

                  <\/p>\n

                  In diesem Sinne veranschaulicht der unabh\u00e4ngige Energieversorger Trident eine \u201eFast-Track\u201c-Option im Gasbereich, wobei der Schwerpunkt auf der Entwicklung einer FLNG-L\u00f6sung im Kongo liegt \u2013 ein Investitionsvorhaben, das unter den derzeitigen Umst\u00e4nden bereits in diesem Jahr genehmigt werden k\u00f6nnte.<\/p>\n

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                  Die Krise l\u00f6st nicht automatisch eine neue Welle von LNG-Greenfield-Projekten aus; vielmehr f\u00fchrt sie zu einer Neuordnung der Priorit\u00e4ten 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, w\u00e4hrend langwierige und komplexe Projekte weiterhin durch das Umsetzungsrisiko benachteiligt werden. F\u00fcr den Investor bedeutet dies schnellere Investitionsentscheidungen bei bestimmten Projekten und damit zwangsl\u00e4ufig einen dringenderen Finanzierungsbedarf, insbesondere in den Schwellenm\u00e4rkten Westafrikas und Lateinamerikas. <\/strong><\/p>\n

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                  Erd\u00f6l: Die Unterscheidung zwischen kurzfristiger Umverteilung und langfristiger Neuausrichtung<\/strong><\/p>\n

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                  Was Erd\u00f6l betrifft, sind die Auswirkungen der Lage am Schmalz-Stra\u00dfe enorm, unterscheiden sich jedoch in ihrer Art von denen, die bei Fl\u00fcssigerdgas (LNG) zu beobachten sind. Der Schock ist in erster Linie logistischer Natur: Die Produktionskapazit\u00e4t ist nicht \u201everschwunden\u201c, und eine Wiederaufnahme der Lieferstr\u00f6me bleibt denkbar, sofern sich die Transit- und Versicherungsbedingungen normalisieren. Im Gegensatz zu Fl\u00fcssigerdgas (LNG) wird dieser Schock zudem teilweise durch umfangreichere Flexibilit\u00e4tsmechanismen abgefedert: Umleitungsm\u00f6glichkeiten (begrenzt, aber nicht inexistent), mobilisierbare Lagerbest\u00e4nde und strategische Reserven, die kurzfristig als Puffer dienen k\u00f6nnen (siehe unten). <\/p>\n

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                  \"\"<\/figure>\n

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                  Quelle: J.P. Morgan Commodities Research<\/em><\/p>\n

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                  In diesem Umfeld ist es dennoch m\u00f6glich, die Beg\u00fcnstigten zu identifizieren, sofern man zwischen der Umverteilung durch kurzfristige Investitionen und derjenigen durch langfristige Investitionen unterscheidet. <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Kurzfristig<\/strong> sind diejenigen die Gewinner, die in der Lage sind, ihre Investitionsausgaben und F\u00f6rdermengen rasch anzupassen: an erster Stelle der US-Schiefer, gefolgt vom internationalen Schiefer<\/strong> \u2013 insbesondere Argentinien (Vaca Muerta) \u2013 sowie bestimmte ausgereifte konventionelle F\u00f6rdergebiete, in denen durch Optimierungsma\u00dfnahmen (Infill, Workovers, Tie-backs) zus\u00e4tzliche Barrel gewonnen werden k\u00f6nnen, ohne dass umfangreiche Infrastrukturma\u00dfnahmen erforderlich sind (Kolumbien, Ghana, Angola, \u00c4quatorialguinea).<\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Langfristig<\/strong> kann die Neubewertung der Versorgungssicherheit dazu beitragen <\/strong>, dass sich Drehkreuze durchsetzen, die sowohl kostenseitige Wettbewerbsf\u00e4higkeit als auch logistische Widerstandsf\u00e4higkeit bieten. <\/strong>In diesem Zusammenhang stellt sich der Atlantikraum \u2013 insbesondere Brasilien, Guyana<\/strong> und auf afrikanischer<\/strong> Seite bestimmte Deepwater-Gebiete (z. B. Namibia, Elfenbeink\u00fcste) \u2013 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, geh\u00f6ren Brasilien und Guyana zu den wettbewerbsf\u00e4higsten Segmenten au\u00dferhalb des Nahen Ostens.<\/strong> <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Kosten und F\u00f6rdervolumen von Erd\u00f6l bis zum Jahr 2030 nach F\u00f6rdergebieten<\/strong><\/p>\n

                  <\/p>\n

                  \"\"<\/figure>\n

                  <\/p>\n

                  Quelle: Rystad Energy<\/em><\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Ein aktueller Bericht von J.P. Morgan weist im \u00dcbrigen darauf hin, dass zwar die mittelfristige Angebotsentwicklung (bis 2028\u20132029) auf bereits identifizierten Projekten in diesem Atlantikbecken basiert, die Prognosen \u00fcber das Jahr 2030 hinaus jedoch unsicherer werden, da sie st\u00e4rker von neuen Funden abh\u00e4ngen, was die Exploration in diesem Becken wieder in den Mittelpunkt der Herausforderungen r\u00fccken k\u00f6nnte<\/strong>. <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Diese Dynamik wird durch einen Faktor verst\u00e4rkt, der in der Unternehmensf\u00fchrung der gro\u00dfen Konzerne wieder eine zentrale Rolle spielt: der Druck der Aktion\u00e4re, die Wachstumspl\u00e4ne und den Kurs bei der Erneuerung der Reserven zu pr\u00e4zisieren<\/strong>. Die Financial Times hat insbesondere hervorgehoben, dass die gro\u00dfen Unternehmen nach Jahren, die von finanzieller Disziplin und Renditen f\u00fcr die Aktion\u00e4re gepr\u00e4gt waren, zunehmend hinsichtlich der Lebensdauer ihrer Reserven und der Solidit\u00e4t ihrer Projektpipeline hinterfragt werden. Dieser Aspekt kommt auch in unseren Gespr\u00e4chen mit den Unternehmen der Branche zum Ausdruck. <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  In der Praxis kann die Kombination aus dem \u201eOrmuz-Schock\u201c (Pr\u00e4mie f\u00fcr Versorgungssicherheit) und dem Druck seitens der Aktion\u00e4re zugunsten der Erneuerung der Reserven dazu beitragen, einen neuen Explorationszyklus au\u00dferhalb des Nahen Ostens einzuleiten, um ein Projektportfolio \u00fcber das Jahr 2030 hinaus zu sichern \u2014 insbesondere im Atlantikbecken, das attraktive wirtschaftliche Rahmenbedingungen bietet und als eine der nat\u00fcrlichen Alternativen zum Nahen Osten gilt.<\/strong><\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Und wie sieht es mit den erneuerbaren Energien aus?<\/strong><\/p>\n

                  <\/p>\n

                  \u00dcber \u00d6l und Gas hinaus k\u00f6nnte die aktuelle Krise auch den erneuerbaren Energien zugutekommen. Auf vielen M\u00e4rkten wird der Gro\u00dfhandelspreis f\u00fcr Strom durch das Grenzkraftwerk bestimmt, das zum Ausgleich des Netzes erforderlich ist \u2013 h\u00e4ufig ein Gaskraftwerk (und manchmal ein Kohlekraftwerk), dessen Produktionskosten direkt vom Brennstoffpreis abh\u00e4ngen. In diesem Zusammenhang f\u00fchrt ein Anstieg der Gas- bzw. Kohlepreise tendenziell zu einem Anstieg des Strompreises, w\u00e4hrend die variablen Erzeugungskosten der erneuerbaren Energien (Windkraft\/Solarenergie) niedrig bleiben. Diese Verbesserung der Wirtschaftlichkeit der Projekte kann langfristig Investitionen f\u00f6rdern: Sie st\u00e4rkt die Bankf\u00e4higkeit (die F\u00e4higkeit, Finanzierungen zu sichern) und erleichtert den Abschluss langfristiger Vertr\u00e4ge (PPA) in einem Umfeld, in dem die Versorgungssicherheit wieder zu einer Priorit\u00e4t wird. <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Positionierung des Fonds \u201eIVO EM Corporate Debt\u201c<\/strong><\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Der IVO EMCD-Fonds hat zum Ziel, diese Entwicklungen an den Schwellenm\u00e4rkten zu nutzen und sich an Marktver\u00e4nderungen anzupassen.<\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Der IVO EMCD-Fonds ist so positioniert, dass er von der Neubewertung des Faktors \u201eVersorgungssicherheit\u201c in den Schwellenl\u00e4ndern durch Engagements in LNG-Verm\u00f6genswerten au\u00dferhalb des Nahen Ostens profitieren kann.<\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Dies zeigt sich zun\u00e4chst in einem Engagement in industriellen Verfl\u00fcssigungsanlagen au\u00dferhalb des Nahen Ostens, wie beispielsweise Peru LNG (zweitgr\u00f6\u00dfte Position des Fonds zum 25.03.2026). Der Fonds ist zudem in Produzenten aus Schwellenl\u00e4ndern positioniert, die \u00fcber Gasverm\u00f6genswerte und\/oder Beteiligungen an der entsprechenden Infrastruktur verf\u00fcgen, beispielsweise Azule Energy (5. Position im Fonds). Dar\u00fcber hinaus beobachten und investieren wir in Anbieter von FLNG-Infrastruktur sowie in Produzenten, die \u00fcber M\u00f6glichkeiten zur Vermarktung von Erdgas mittels FLNG in Afrika verf\u00fcgen, wie beispielsweise Trident Energy (6. Position des Fonds). <\/p>\n

                  <\/p>\n

                  Schlie\u00dflich m\u00f6chten 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 \u00fcber eine hohe Transparenz hinsichtlich ihres Auftragsbestands verf\u00fcgen. 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 Kontinuit\u00e4t der Investitionsprogramme in sehr wettbewerbsf\u00e4higen F\u00f6rdergebieten, deren Wirtschaftlichkeit auch bei einem Szenario mit niedrigeren Preisen attraktiv bleibt. <\/p>\n

                  <\/p>\n

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                  Die in diesem Dokument enthaltenen Informationen sind nicht als Finanzberatung zu verstehen oder auszulegen. Es wurde ausschlie\u00dflich zu Informationszwecken bereitgestellt, stellt keine Werbung dar und darf nicht als Aufforderung, Angebot, Einladung oder Anreiz zum Kauf oder Verkauf von Wertpapieren oder damit verbundenen Finanzinstrumenten in irgendeiner Rechtsordnung ausgelegt werden. VERTRAULICHKEIT: Die Informationen sind streng vertraulich und d\u00fcrfen weder direkt noch indirekt vervielf\u00e4ltigt, weiterverbreitet, offengelegt oder an andere Personen weitergegeben werden. Es ist Ihnen untersagt, solche Inhalte zu kopieren, zu vervielf\u00e4ltigen, zu verbreiten, zu ver\u00f6ffentlichen, anzuzeigen, auszuf\u00fchren, zu \u00e4ndern, abgeleitete Werke davon zu erstellen, zu \u00fcbertragen oder in irgendeiner Weise zu verwerten sowie Teile dieser Inhalte \u00fcber ein Netzwerk, einschlie\u00dflich eines lokalen Netzwerks, zu verbreiten, ihn zu verkaufen oder zum Verkauf anzubieten oder diese Inhalte zur Erstellung jeglicher Art von Datenbank zu verwenden. <\/strong><\/p>\n

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