Südamerika könnte bei Ölpreis über $100 zusätzlich 2,1 Mio. bpd fördern

Ein anhaltender Ölpreis von 100 US-Dollar pro Barrel könnte laut einer Analyse von Rystad Energy zu einem deutlichen Anstieg des südamerikanischen Rohölangebots führen und bis Mitte der 2030er Jahre potenziell bis zu 2,1 Millionen Barrel pro Tag (bpd) zusätzliche Förderung freisetzen.

Die faktische Sperrung der Straße von Hormus hat eine deutliche Aufwärtskorrektur von Rystads durchschnittlicher 2026er-Ölpreisprognose erforderlich gemacht, die von 60 US-Dollar pro Barrel Brent im Januar auf 89 US-Dollar pro Barrel am Dienstag gestiegen ist. 

Die Erkenntnis unterstreicht den wesentlichen Beitrag von Kohlenwasserstoffen zu den öffentlichen Finanzen in ganz Südamerika, von Brasilia bis Caracas. Bei den aktuellen Produktionsniveaus dürfte dieser Preisanstieg die Staatseinnahmen in der Region in diesem Jahr um rund 43 Milliarden US-Dollar gegenüber unserem ursprünglichen Basisszenario erhöhen, zeigte die Analyse. 

Brasiliens Petrobras dürfte der wichtigste Nutznießer in der Region sein: Unter der aktuellen Prognose von 89 US-Dollar pro Barrel werden die Einnahmen demnach um 13,1 Milliarden US-Dollar gegenüber dem Januar-Baseline von 60 US-Dollar pro Barrel steigen, teilte Rystad Energy mit.

„Der Konflikt im Nahen Osten hat mehr bewirkt als nur einen Ölpreisschub – er hat offengelegt, wie gefährlich konzentriert die globalen Lieferketten rund um die Straße von Hormus sind. Südamerika ist jetzt als die weltweit bedeutendste Quelle zusätzlicher Kapazitäten positioniert“, sagte Radhika Bansal, Senior Vice President, Öl- und Gasforschung bei Rystad Energy. 

Offshore-Zentren treiben kurzfristiges Angebotswachstum an

Offshore-Entwicklungen in Brasilien, Guyana und Suriname bieten kurzfristig Aufwärtspotenzial und könnten im nächsten Jahrzehnt mehr als 1 Million Barrel Öläquivalent pro Tag (boepd) an Produktion hinzufügen, gestützt durch rund 33 Milliarden US-Dollar an Greenfield-Capex bis 2035, hieß es in der Analyse.

ExxonMobils Yellowtail-Projekt in Guyana, das mit einer durchschnittlichen Produktion von 250.000 bpd gestartet ist, peilt bis zu 300.000 bpd an. Rystad zufolge könnten ähnliche Entstauungsmaßnahmen weitere 80.000 bis 90.000 bpd über die Felder Hammerhead, Jaguar und Errea Wittu hinzufügen. 

Rystad hält jedoch fest, dass das größte Produktionspotenzial darin liegt, die finalen Investitionsentscheidungen (FIDs) für neue Projekte vorzuziehen, statt bestehende Anlagen auszubauen.

„Dennoch bleibt die begrenzte Werftkapazität für neue Floating Production, Storage and Offloading-Einheiten (FPSOs) die bindende Einschränkung“, sagte die in Norwegen ansässige Energieinformationsagentur. 

Venezuelas bedingtes Produktionspotenzial

Venezuela ist abseits der drei Hauptzentren wieder Thema in der globalen Angebotsdebatte. Dies folgt auf die Festnahme von Präsident Nicolás Maduro im Januar und eine Verringerung des verfügbaren Angebots an mittel- bis schwerem schwefelhaltigem Rohöl aus dem Nahen Osten.

Trifft der Ölpreis wieder 100 US-Dollar pro Barrel, prognostiziert Rystad Energy, dass Venezuela seine Ölförderung bis 2035 um 910.000 bpd steigern könnte. 

Bemerkenswert ist, dass 57 % dieses Anstiegs voraussichtlich aus bestehenden Feldern in den Ost- und Westprovinzen stammen wird, wo die Betriebskosten für mittleres Rohöl mit nur 7 bis 8 US-Dollar pro Barrel auffallend niedrig sind.

Trotz der Aussage des CEO, Venezuela sei im Januar „nicht investierbar“, hat ExxonMobil Teams entsandt, um Optionen zu sondieren. Shell unterzeichnete Anfang März ebenfalls vorläufige Vereinbarungen mit Venezuelas PDVSA für Offshore-Gas- und Onshore-Exploration. 

Alle Pläne hängen von einer Aufhebung der Sanktionen und von fiskalischen Reformen ab.

Das Anlegervertrauen, gestärkt durch die Beteiligung großer Unternehmen wie Chevron, Eni, Repsol und Shell, könnte zu einem deutlich höheren Aufwärtspotenzial führen, falls weitere Akteure sich anschließen.

Weiteres Produktionspotenzial würde durch eine erhöhte Beteiligung an unterentwickelten Feldern, insbesondere durch Partnerschaften mit der PDVSA, zusätzlich erschlossen werden.

Argentiniens größtes Wachstumsprojekt

Vaca Muerta ist Argentiniens größtes Wachstumsprojekt. Die Rohölförderung wird im Standard-Preis-Szenario voraussichtlich von 600.000 bpd auf 1 Million bpd bis 2030 und auf 1,5 Millionen bpd bis 2035 steigen. Ein hochgerechnetes Szenario von 1,8 Millionen bpd würde laut Rystad die VMOS-Pipeline zum begrenzenden Faktor machen.

Regelmäßige Rohölverschiffungen nach China werden voraussichtlich 2027 beginnen, wodurch China zum wichtigsten Exportmarkt werden dürfte.

„Das Wachstumstempo in Südamerika wird weniger von der Verfügbarkeit von Ressourcen oder der Ökonomie abhängen, sondern mehr von der Umsetzungsfähigkeit, Lieferkettenengpässen und dem allgemeinen Investitionsumfeld“, sagte Bansal.