Venezuela lebt in einem Widerspruch. Das Land ist zahlungsunfähig, internationale Anleihen werden seit dem Jahr 2017 nicht mehr bedient. Die Bevölkerung ist verarmt. In der Hauptstadt Caracas wird im Durchschnitt alle drei Stunden ein Mensch umgebracht – was der Stadt einst den unrühmlichen Titel „Tödlichste Stadt der Welt“ einbrachte. Rund acht Millionen Venezolaner sind aus ihrem Land geflüchtet, rund 30 Millionen sind noch da. Damit ist knapp ein Viertel der Bevölkerung geflüchtet. Dabei könnte das Land im Geld schwimmen, denn es sitzt auf einem gigantischen Rohstoffschatz. Laut der internationalen Energieagentur IEA lagern in den Böden mehr als 300 Milliarden Barrel (zu 159 Liter) Erdöl. Zum Vergleich: In Saudi-Arabien, der Nummer zwei, sind es 265 Milliarden Barrel. Doch bei der Förderung dreht sich das Bild: Saudi-Arabien fördert am Tag – abhängig von OPEC+-Beschlüssen, Förderkürzungen und Kapazitätsschwankungen – zwischen neun und 14 Millionen Barrel am Tag. In Venezuela sind es dagegen lediglich rund eine Millionen Barrel am Tag.

Ein Grund dafür ist das Erdöl selbst. Denn Erdöl ist nicht gleich Erdöl. Es ist ein uralter fossiler Rohstoff, der zum Teil aus organischem Material entstand, das schon vor der Zeit der Dinosaurier abgelagert wurde. Die organische Grundmasse des Erdöls besteht aus Plankton und anderen Kleinstlebewesen, die sich in sauerstoffarmen Zonen auf dem Boden von Meeren und Seen sammelten. Mangels Sauerstoff kann es nicht verwesen. So entsteht Faulschlamm, der sich mit Sand und Ton mischt. Über die Jahrmillionen sammeln sich immer neue Sedimentschichten über dieser Masse, die den Druck und die Temperatur auf bis zu 150 Grad erhöht. Dadurch spalten sich die organischen Moleküle auf, es entstehen flüssige Kohlenwasserstoffe. Da Erdöl leichter als Wasser ist, wandert es durch poröse Gesteinsschichten nach oben, bis es auf eine undurchlässige Schicht trifft.

Öl lagert in geringer Tiefe

In Venezuela lagert das Öl nur etwa 1000 Meter unter der Erdoberfläche. Andere Erdölfelder in Saudi-Arabien, den Vereinigten Staaten und der Nordsee liegen bis zu 3000 Meter tief. Das erklärt, warum das Erdöl in Venezuela entdeckt wurde: Es ist in dieser Tiefe schlicht leichter zu finden. Doch die geringe Tiefe hat einen großen Nachteil: Hier sprudelt keine Ölquelle, es ist ein zäher, an Teer oder Melasse erinnernder Rohstoff, der gefördert wird. Bei der Förderung muss dieses Öl kontinuierlich mechanisch getrieben, verdünnt und aufbereitet werden.

Das hat zwei Ursachen. In Venezuela liegt das Erdöl unter dem Orinoco‑Becken. Die Temperaturen sind hier niedriger geblieben. Dadurch werden die großen Moleküle nicht gespalten. Dazu kommt: Der Orinoco ist einer der wasserreichsten Flüsse der Welt. Die Sedimentschichten dort bestehen aus einer Menge an Erosionsmaterial, welches direkt aus den Anden durch einen gewaltigen Strom dorthin gespült wurde. Viele Sedimente bedeuten jedoch auch einen hohen Wasseranteil. Dadurch bleiben Bakterien lange Zeit im Reservoir aktiv. Das Erdöl ist dann quasi verwittert. Die Mikroorganismen haben große Teile der leichteren Kohlenwasserstoffe abgebaut. Übrig bleibt ein extrem zähes Erdöl aus der Kategorie Schwer‑ und Extrahochschweröl.

Das macht die Weiterverarbeitung extrem kompliziert. Und trotzdem war Venezuela von 1950 bis in die Siebzigerjahre hinein einer der größten Erdölförderer. Der Ölkonzern Petróleos de Venezuela (PDVSA) wurde 1976 im Zuge einer Verstaatlichungswelle der Erdölindustrie des Landes gegründet. Noch zur Jahrtausendwende galt PDVSA als einer der effizientesten und finanzstärksten Konzerne der Welt. Doch der verstorbene Staatspräsident Hugo Chávez, der im Jahr 2002 die Macht übernahm, benutzte den Konzern als politisches und propagandistisches Werkzeug und melkte den Ölkonzern des Landes anschließend. „Das Maduro-Regime und Hugo Chávez haben die venezolanische Ölindustrie im Grunde genommen geplündert“, sagt dazu Phil Flynn, Analyst der Price Futures Group, dem Fernsehsender CNN.

Öl wird fast unverarbeitet weiterverkauft

Zehntausende qualifizierte Arbeiter verließen seitdem das Land, sie wurden durch parteinahe Leute in der Führung ersetzt. Ebenso tun sich ausländische Fachkräfte schwer damit, in dem südamerikanischen Land zu leben und zu arbeiten. Dazu kommt, dass das Land seit dem Jahr 2017 de facto zahlungsunfähig ist und kaum noch an Geld kommt, um die Infrastruktur für die Erdölförderung zu erhalten, geschweige denn auszubauen. Ein Beispiel: PDVSA gibt selbst an, dass seine Pipelines seit 50 Jahren nicht mehr modernisiert wurden. Allein die Überholung der Infrastruktur würde 60 Milliarden Dollar kosten. Es fehlt also sowohl an Fachwissen als auch an Geld.

Das Öl wird oftmals fast unverarbeitet weiterverkauft. 800.000 bis 900.000 Barrel werden exportiert. Venezuela konkurriert dabei im Preiskampf mit anderen sanktionierten Staaten wie Russland und Iran. Der größte Käufer für solches Erdöl, China, bekommt daher Rabatte eingeräumt. Während Öl der Nordseesorte Brent etwa 60 Dollar ­kostet, kann Venezuela nur 40 Dollar verlangen – ein Abschlag von einem Drittel.

Deswegen ist der Rohstoffschatz zunächst einmal theoretischer Natur. Doch wie schnell können sich Gewinne daraus realisieren? Bob McNally von der Beratungsfirma Rapidan Energy Group meint, dass Venezuela eine große Rolle spielen kann – „aber nicht in den nächsten fünf bis zehn Jahren“. Das amerikanische Energieministerium schreibt dazu, dass die Förderung des Erdöls zwar teuer, aber technisch nicht besonders anspruchsvoll sei. Anders sieht es dann bei der Verarbeitung aus. Denn das schwere venezolanische Öl kann nur unter großem Aufwand in Benzin und andere Produkte verarbeitet werden. Kurzfristig wird da nicht viel möglich sein, ein langer Atem ist vonnöten. Hier könnten die USA wieder ins Spiel kommen.

Es gibt im Prinzip zwei Möglichkeiten, das schwere venezolanische Öl marktfähig zu machen. Indem ihm Destillate beigefügt werden, wird es flüssiger. Früher produzierte Venezuela diese Destillate selbst, doch heute muss es sie importieren. Grund dafür ist, dass Chávez die ausländischen Ölkonzerne einst enteignen lies. Eine andere Möglichkeit ist es, das Rohöl in Länder zu exportieren, die leichteres Rohöl produzieren. Dort wird es dann vor dem Raffinieren vermischt. Bislang war oftmals Iran das Ziel der Erdöltanker. Doch in den Vereinigten Staaten befinden sich auch viele Raffinerien, die eben lange Zeit auf venezolanisches Öl spezialisiert waren, eben bis die Sanktionen gegen das Regime immer härter wurden – angefangen bei Barack Obama, fortgeführt von Donald Trump. Lockerten sich die Sanktionen, könnten die Raffinerien auch wieder mehr Erdöl verarbeiten.

Dazu kommt: Die Vereinigten Staaten könnten das Öl trotz ihrer hohen Förderung auch gut selbst gebrauchen. Zwar lässt sich die schwefelarme leichte texanische Erdölsorte leicht zu Benzin verarbeiten. Allerdings braucht es für andere Petroleumprodukte wie Asphalt, Motorenöl oder Diesel Importe von schwerem Erdöl. Trotz der täglichen Förderung von 13 Millionen Barrel Öl in den Vereinigten Staaten muss das Land täglich bis zu drei Millionen Barrel Schweröl importieren und mit den heimischen Schieferölen mischen, um optimale Raffinerieerträge zu erzielen. Bislang geschieht das mit einem Teil der mexikanischen Sorte Maya und den kanadischen Teersandölen. Doch ein Teil kommt schon heute aus Venezuela, rund 220.000 Barrel.

Dieses kommt von Chevron , da das Unternehmen noch im Land aktiv ist und von den Sanktionen ausgenommen ist. Großes Interesse dürfte aber auch Conoco-Phillips haben. Der Konzern war vor zwanzig Jahren von einer Verstaatlichung betroffen und hat noch Ansprüche von zehn Milliarden Dollar. Daneben sind auch noch die europäischen Konzerne Repsol (Spanien), Eni (Italien) sowie Maurel & Prom (Frankreich) aktiv. Doch gerade die europäischen Konzerne sind erst seit Kurzem wieder in dem Land. Hohe Investitionen werden sich für sie erst mittelfristig rechnen. Die Lizenzen, die die Konzerne aktuell haben, werden aber unterhalb ihrer Kapazität betrieben – und könnten bei den entsprechenden Rahmenbedingungen angepasst werden.

Unterschiedliche Ölförderkosten

Denn das Geschäft ist lohnenswert. Eine Fachzeitschrift schätzte die Ölförderkosten zuletzt auf 20 Dollar je Barrel. Das kann zwar nicht mit den geschätzten drei Dollar je Barrel konkurrieren, die Saudi-Arabien aufwenden muss. Doch das Fracking von Schieferöl kostet 30 bis 50, der Abbau von Ölsand sogar 85 Dollar je Barrel, ist also viel teurer als das venezolanische Rohöl. Beim schweren venezolanischen Rohöl soll die Gewinnmarge – selbst nach Lizenzgebühren, Steuern und Gewinnbeteiligungen – 28 Prozent nach Steuern be­tragen. Das ist deutlich mehr als die geschätzten 18 Prozent, die transnationale Energiekonzerne sonst im Schnitt er­zielen.

Allianz Global Investors schreibt, dass der mögliche Regimewechsel das Ölangebot erhöhen und den Wettbewerb schärfen kann. Doch das wird nicht schnell gehen. Das Beratungsunternehmen schätzt, dass es mindestens ein bis zwei Jahre dauern könnte, um mit Investitionen die Produktion auf bis zu zwei Millionen Barrel je Tag zu steigern. Danach wären Investitionen von 15 bis 20 Milliarden Dollar vonnöten, um die Produktion um weitere 500.000 Barrel zu erhöhen. Doch ob sich diese Investitionen tatsächlich rechnen werden, wird auch am Ölpreis in den kommenden Jahren liegen. Aktuell herrscht am Markt ein globales Überangebot, was sich in vergleichsweise niedrigen Preisen ausdrückt. Amerikanische Ölmanager sagen, dass sie bei Preisen von 60 Dollar nichts oder sehr wenig verdienen und daher auch nicht investieren. Allerdings gehen viele Fachleute davon aus, dass es in den kommenden Jahren zu einer Angebotsverknappung kommen wird, verbunden mit Preiserhöhungen. Dann könnte sich der lange Atem auszahlen.