Analysten gehen davon aus, dass das kurzfristig (18 bis 24 Monate) profitabelste Wachstum der venezolanischen Ölindustrie aus den reifen Feldern im Maracaibo-See kommen wird.
Die groß angelegte Wiederbelebung der venezolanischen Ölindustrie wird im mittleren Zeithorizont eine Finanzierung von über 100.000 Milliarden US-Dollar erfordern; diese Zahl könnte sich innerhalb von mehr als einem Jahrzehnt bis auf 220.000 Milliarden US-Dollar erhöhen, um die historischen Infrastrukturwerte wiederherzustellen.
Laut einer kürzlich veröffentlichten Bewertung von OilPrice.com, basierend auf Projektionen der Beratungsgesellschaft Rystad Energy sowie auf Betriebsdaten von Baker Hughes und der OPEC, wird der jüngste Produktionsanstieg – der sich oberhalb von 1,1 Millionen Barrel pro Tag (bpd) festigt – mit zunehmenden strukturellen Reibungen konfrontiert sein, wenn der reale Kapitalfluss nicht beschleunigt wird.
Produktionskurve und die Bohrloch-Lücke
Laut den von dem Fachmedium zitierten Szenarien von Rystad Energy könnte das Fördern von venezolanischem Rohöl weiterhin aufwärts verlaufen – angetrieben durch kontrollierte Fördermengenrückgänge und die Reaktivierung stillgelegter Brunnen:
– 1,6 Millionen bpd bis zum Jahr 2028.
– 1,8 Millionen bpd bis 2030.
– 2,58 Millionen bpd bis 2035 im optimistischsten Umsetzungszenario.
Um diese Ziele zu erreichen, ist jedoch ein massiver operativer Einsatz erforderlich. Daten von Baker Hughes zählen im Land lediglich 2 aktive Bohrinseln.
Um die bis 2028 prognostizierten Ziele zu stützen, muss die Branche diese Zahl vervielfachen – auf 50 operative Bohrinseln; gegen Ende des Jahrzehnts sollen es etwa 80 Einheiten sein.
Unternehmenszusagen und Umfang der Verträge
Der Bericht von OilPrice.com betont den deutlichen Kontrast zwischen den groß angelegten Investitionsversprechen und den tatsächlich getätigten Ausgaben für Investitionen (Capex):
– North American Blue Energy Partners (NABEP): Obwohl die Firma Konzessionen für 100 Jahre über 17 Felder mit geschätzten nachgewiesenen Reserven von 65.000 Milliarden Barrel erhielt – mit Ankündigungen über 100.000 Millionen US-Dollar – halten Branchenanalysten fest, dass dieser Betrag einen theoretischen Entwicklungsbudgetrahmen für langfristige Projekte darstellt und keine unmittelbare Zusage für Cash-Ausgaben.
– Chevron: Bleibt als der konsolidierteste Produktions-Vektor im privaten Sektor bestehen. Der US-Ölkonzern setzt einen Investitionsplan von über 7.000 Millionen US-Dollar innerhalb von fünf Jahren um und zielt darauf ab, sein betreutes Fördervolumen auf eine Spanne zwischen 375.000 und 600.000 bpd anzuheben.
– Neue Abkommen und Dienstleistungen: Hervorzuheben ist die Unterzeichnung von Memoranden mit Continental Resources für den Block Ayacucho 2 im Orinoco-Gürtel (~30.000 Milliarden Barrel in situ), die Ausweitung der Beteiligung des italienischen Unternehmens Eni und des spanischen Unternehmens Repsol an Feldern wie Junín-5 und Petroquiriquire/Horcón sowie die operative Rückkehr großer Dienstleistungsriesen wie SLB und Halliburton.
– Verfall von Raffinerien und Lagerung: Jahrzehnte der Desinvestition lassen das Raffineriezentrum Paraguaná (CRP) nur mit einem minimalen Anteil seiner nominalen Kapazität von 955.000 bpd arbeiten, wodurch es vor Ort nicht möglich ist, bedeutende Volumina zu verarbeiten, und die Abhängigkeit von Importen von Verdünnern steigt.
– Auswirkungen auf die Transportkosten im Seeverkehr: Die Kosten für den Frachttarif eines Aframax-Tankers (700.000 Barrel) von der José-Terminalanlage in Richtung Golf von Mexiko in den USA haben sich verdreifacht: von 1,35 Millionen US-Dollar (1,9 US-Dollar/Barrel) auf 3,5 Millionen US-Dollar (~5,0 US-Dollar/Barrel).
– Handelssdisconto: Die Auslastung der Terminals und der Druck auf die Frachtraten haben internationale Vermarkter wie Vitol und Trafigura dazu gezwungen, einen Abschlag von 18 bis 20 US-Dollar pro Barrel auf Merey 16 im Vergleich zu den internationalen Referenzmarkern (Brent/WTI) anzuwenden.
Marktperspektiven und Kreditrestriktion
Auf der makroökonomischen finanzwirtschaftlichen Ebene kommt OilPrice.com zu dem Schluss, dass die Wand der ausländischen Schulden Venezuelas (zwischen Staatsschulden und Gläubigern von PDVSA, geschätzt zwischen 150.000 und 229.000 Millionen US-Dollar) den Zugang zu großen internationalen Bankkreditlinien weiterhin behindert.
Für Marktanalysten wird das kurzfristig (18 bis 24 Monate) rentabelste Wachstum aus den reifen Feldern am Maracaibo-See kommen. Dort erlauben das leicht durchlässige Rohöl und die vorhandene Infrastruktur, bis zu 200.000 bpd hinzuzufügen – mit geringerem Bedarf an anfänglichem Kapital. Dagegen wird die schwere Entwicklung im Orinoco-Gürtel von der Lösung der Transport- und Finanzierungsschwierigkeiten über lange Zeiträume abhängen.