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Suchbegriff: Shell

Die gegen die russischen Energieriesen Rosneft und Lukoil verhängten US-Sanktionen lösten einen deutlichen Anstieg der Ölpreise aus, wobei die ICE Brent auf 66 US-Dollar pro Barrel stieg. Durch die Sanktionen wurden die russischen Exporte von 3,1 Millionen Barrel pro Tag unterbrochen, was die geopolitischen Risiken verstärkte. Die europäischen und asiatischen Märkte reagierten auf potenzielle Versorgungsengpässe, während andere Entwicklungen die Handelsspannungen zwischen der EU und China, die ägyptischen LNG-Engpässe und der Sieg Brasiliens im Schiedsverfahren gegen die großen Ölkonzerne waren. Der Artikel befasst sich auch mit regulatorischen Veränderungen, Unternehmensmaßnahmen und globalen Energiemarkttrends, die durch die Sanktionen ausgelöst wurden.
Das staatliche algerische Energieunternehmen Sonatrach hat die Öl- und Gasexploration im libyschen Ghadames-Becken nach einer zehnjährigen Unterbrechung aufgrund von Sicherheitsbedenken wieder aufgenommen und damit das internationale Vertrauen in die Stabilität Libyens gestärkt. Die National Oil Corporation of Libya hob Partnerschaften mit internationalen Großkonzernen wie BP, Shell und Eni hervor, die Machbarkeitsstudien durchführen und den Betrieb in mehreren Feldern wieder aufnehmen. Dies ist ein wichtiger Schritt zur Wiederbelebung des libyschen Energiesektors unter verbesserten Sicherheitsbedingungen.
Venture Global nimmt seine LNG-Anlage in Plaquemines zwei Jahre früher als geplant in Betrieb, obwohl es zu Rechtsstreitigkeiten mit Kunden wegen verspäteter Vertragserfüllung und Spotmarktverkäufen gekommen ist. Das Unternehmen hat zwar behördliche Verlängerungen erwirkt und behauptet, dass es die Vereinbarungen einhalten wird, aber die Käufer bleiben nach früheren Problemen in seiner Calcasieu-Pass-Anlage skeptisch. Uneinheitliche Schlichtungsergebnisse in damit zusammenhängenden Rechtsstreitigkeiten tragen zur Unsicherheit der Situation bei.
Das kasachische Ölfeld Karachaganak drosselte seine Produktion, nachdem ein ukrainischer Drohnenangriff den Betrieb der russischen Gasverarbeitungsanlage Orenburg gestoppt hatte. Das Feld, das von Eni, Shell, Chevron, Lukoil und KazMunayGas betrieben wird, droht mit Einbußen von mehr als 250 000 Barrel pro Tag an öläquivalenter Produktion. Kasachstan sicherte zwar eine ununterbrochene Gasversorgung durch Reservemechanismen zu, doch weder die Betreiber noch die Regierung gaben genaue Zahlen zu den Produktionsausfällen bekannt. Der Vorfall verdeutlicht die Abhängigkeit der zentralasiatischen Energieinfrastruktur von russischen Verarbeitungsanlagen inmitten geopolitischer Spannungen.
Der Artikel hebt eine strategische Verlagerung der US-Ölproduktion von den rückläufigen Schieferregionen zu Offshore-Projekten im Golf von Mexiko hervor, die durch technologische Fortschritte, niedrigere Break-even-Kosten und die Unterstützung durch die Bundespolitik vorangetrieben wird. Unternehmen wie BP und Talos Energy sind führend bei großen Entdeckungen und Investitionen, wobei die Fördermenge im Golf von Mexiko bis 2027 voraussichtlich auf 2,4 Millionen Barrel pro Tag steigen wird. Es wird erwartet, dass das Offshore-Wachstum die Beschränkungen der Schiefervorkommen an Land ausgleichen wird, auch wenn politische Veränderungen die langfristigen Aussichten beeinträchtigen könnten.
Die Wall Street investiert wieder in Öl- und Gasunternehmen, während der ESG-Enthusiasmus nachlässt und die Politik der Trump-Ära die Entwicklung fossiler Brennstoffe fördert. Große Unternehmen wie ExxonMobil und Chevron werden trotz der Volatilität des Ölpreises als unterbewertet angesehen, wobei eine disziplinierte Kapitalallokation und eine erneute Konzentration auf den Upstream-Bereich das Interesse der Anleger wecken. Die europäischen Großkonzerne Shell und BP haben ihre Investitionen in erneuerbare Energien zurückgefahren, um sich auf ihr Kerngeschäft zu konzentrieren. Der Sektor ist mit Risiken aufgrund eines potenziellen Überangebots konfrontiert, bleibt aber im Vergleich zu anderen Marktsegmenten attraktiv.
BP hat ein 5-Milliarden-Dollar-Offshore-Öl- und -Gasprojekt im Golf von Mexiko genehmigt, das bis 2030 eine Produktion von 80.000 Barrel pro Tag ermöglichen soll. Das Projekt soll die Produktion von BP in den USA auf über 1 Million Barrel Öläquivalent pro Tag steigern und steht im Einklang mit der strategischen Neuausrichtung des Unternehmens auf fossile Brennstoffe. Mit diesem Schritt soll die Lücke zu den Konkurrenten Exxon Mobil und Shell geschlossen werden, die bei den Aktionärsrenditen überdurchschnittlich gut abgeschnitten haben. Der Artikel hebt die steigenden Prognosen für die US-Offshore-Produktion hervor, die im Golf von Mexiko bis zum Jahr 2027 voraussichtlich 2,4 Millionen Barrel pro Tag erreichen wird, was durch die Einschätzung der Bundesbehörden über die riesigen unentdeckten Reserven unterstützt wird.
Argentinien ist zum viertgrößten Erdölproduzenten Lateinamerikas aufgestiegen, was auf die Rekordproduktion aus der Vaca-Muerta-Schieferformation zurückzuführen ist. Die Produktivität des Schiefergesteins übertrifft die der großen US-Becken, was ausländische Investitionen von Unternehmen wie Chevron und Shell anlockt. Infrastrukturprojekte, darunter eine 3-Milliarden-Dollar-Pipeline, sollen die Exporte ankurbeln und Argentiniens Rolle als regionaler Energieführer festigen, wobei von der Produktionssteigerung erhebliche wirtschaftliche Vorteile erwartet werden.
TotalEnergies, Equinor und Shell gaben die endgültige Investitionsentscheidung für Phase 2 des norwegischen Projekts zur CO2-Abscheidung Northern Lights bekannt, mit dem die CO2-Speicherkapazität bis 2028 auf 5 Millionen Tonnen/Jahr erweitert wird. Die Initiative umfasst eine 15-Jahres-Vereinbarung mit Stockholm Exergi über den Transport und die Speicherung von 900.000 Tonnen biogenen CO2 pro Jahr und baut auf Partnerschaften mit Heidelberg Materials, Yara, Ørsted und Celsio auf. Das Projekt positioniert Norwegen als wichtige CCS-Drehscheibe für europäische Industrien, die Emissionsreduktionen anstreben.

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