Brasilien verspricht sich viel von dem bisher größten Ölfund 'Tupi'. Ausländische Ölkonzerne befürchten hingegen eine 'Chavinisierung' in der Energiepolitik.

eid Anfang November vorigen Jahres gab der Petrobras-Konzern offiziell den bisher größten Ölfund in der Geschichte Brasiliens bekannt: Das Offshore-Feld "Tupi", 250 Kilometer südlich von Rio de Janeiro in der Bucht von Santos gelegen, verfügt bei einer Fläche von zirka 160.000 Quadratkilometern über 5 bis 8 Milliarden Barrel Öläquivalent. Schon im Mai 2005 hatte eine Wirtschaftszeitung die Möglichkeit eines solchen Fundes angedeutet, im Juni 2006 wurde sie von Petrobras bestätigt, und im August 2007 spekulierte ein Investorenbrief der Credit Suisse-Bank erstmals über die Ausmaße des Vorkommens.

Nach der offiziellen Bekanntgabe verstiegen sich manche brasilianische Regierungsmitglieder, allen voran die Leiterin der Präsidialkanzlei, Ministerin Dilma Roussef, zu der Behauptung, damit sei ihr Land auf das Niveau von Ölfördernationen wie Saudi-Arabien aufgestiegen - wohl in Unkenntnis der Tatsache, dass das Wüstenreich sechs Mal soviel "Schwarzes Gold" schöpft wie Brasilien und in der Produzentenliste 16 Rangplätze vor Brasilien liegt. Staatschef Luiz Inácio Lula da Silva wiederum, wahrscheinlich inspiriert durch Hurra-Geschrei seines venezolanischen Amtskollegen Hugo Chavez, sah Brasilien bereits in den erlauchten OPEC-Club aufgenommen.

Wenige Tage später sorgten sachkundige Kommentare aus der Ölbranche jedoch für Ernüchterung. Selbst wenn sich der obere Grenzwert von 8 Milliarden Barrel neuer Reserven bestätigen sollte, reichte Brasilien, das bisher mit 14 Milliarden Barrel nachgewiesener Vorkommen Platz 24 der entsprechenden Weltrangliste einnahm, noch längst nicht zum Beispiel an die USA heran, die mit 67 Milliarden Barrel Platz 10 halten. Dagegen machte Petrobras in einem anderen Ranking tatsächlich einen gewaltigen Sprung nach vorn: Mit einem Bilanzwert von fast 222 :Milliarden US-Dollar schloss das Unternehmen kurz nach der "Tupi’-Meldung hinter ExxonMobil, General Electric, Microsoft und AT&T zur Spitzengruppe der fünf weltweit größten Industriekonzerne auf.

Einen Dämpfer versetzten der anfänglichen Euphorie insbesondere die Förderdaten für "Tupi". Zu den Rohöl-Notierungen der Vormonate wäre die sofortige Ausbeutung des Feldes natürlich hochlukrativ. Gehen diese Notierungen aber zurück, würden sich auch die Ertragsaussichten entsprechend schmälern. Den reinen Vorratswert von "Tupi" (ohne Förderkosten) beziffern Petrobras-Präsident Jose Sergio Gabrielli und der Leiter der Explorations-Abteilung, Guilherme Estrella, vorsichtig auf etwa 48 Milliarden US-Dollar. Daraus schließt Jean-Paul Prates von der Beratergruppe Expetro Internacional, das neue Offshore-Vorkommen bleibe oberhalb eines Weltmarktpreises von 50 US-Dollar je Barrel rentabel. Allerdings ist der erforderliche Förderaufwand enorm, und die Frist bis zur Produktionsaufnahme wirkt beachtlich. Prates vermutet, dass in "Tupi" mindestens 30 Milliarden US-Dollar investiert werden müssen. Das bedeutet auch für den Koloss Petrobras eine schwer zu schulternde Bürde. Schon im Vorjahr musste das Unternehmen wegen der verteuerten Landeswährung Real laut Finanzvorstand Almir Barbassa um fast ein Viertel höhere Explorationskosten verkraften, und sein Bilanzgewinn ging um gut ein Fünftel zurück. Einen Teil der Mittel zur Erschließung von "Tupi" hofft der Konzern angesichts dieser Handikaps zinsvergünstigt bei der staatlichen Entwicklungsbank Brasiliens (BNDES) beschaffen zu können. Sie sollen in den Bau von Bohrplattformen, Gasleitungen, Versorgungsschiffen und anderen technischen Ausrüstungen fließen. Eine so genannte Pilot-Plattform mit einer Tagesleistung von 100.000 Barrel könnte nach Angaben von Estrella etwa 2011 in Betrieb gehen. Kommerziell nutzbares Fördervolumen würde "Tupi" jedoch frühestens 2013 erreichen. Erst dann wird sich laut Prates zeigen, ob die Nutzung des neuen Feldes dauerhaft Sinn macht.

Über seine wirtschaftliche Bedeutung für Petrobras hinaus haben Sachkenner den "Tupi"-Fund noch unter strategischen Aspekten einzuordnen versucht. Dabei stellt sich zunächst die Frage, inwieweit das neuentdeckte Öl- und Gasvorkommen zu der von Brasilien seit langem angestrebten Versorgungs-Autarkie beitragen werde. Erstmals schien das Land diesem Ziel im April 2006 nahegekommen zu sein; für 2012 wurde schon vor "Tupi" ein Exportüberschuss von 0,5 Millionen Barrel pro Tag erwartet, jetzt könnten daraus etwa 0,9 Millionen Barrel täglich werden. Dabei dürfe man aber nicht vergessen, dass Regierung und Ölfirmen Brasiliens die Versorgungsautarkie stets nur volumenmäßig definiert hätten, betont Rafael Schechtman, Direktor des Forschungsinstituts für Infrastruktur- und Energiefragen (CBIE).

Wertmäßig dagegen verzeichnete Brasilien auch im ersten Halbjahr 2007 ein Defizit im Außenhandel mit Öl und Gas von 2,2 Milliarden US-Dollar, wobei vor allem bei Dieseltreibstoff, Naphta und Flüssiggas hoher Importbedarf herrschte. Den volumenmäßigen Ausgleich seiner Ölhandelsbilanz in den Vorjahren erzielte das Land ferner nur wegen eines schwachen Wirtschaftswachstums und geringem Pro-Kopf-Verbrauch an Petrochemie-Erzeugnissen. Steigen diese beiden Kennwerte, ginge der Ausgleich wieder zunichte. Er sei aber für Brasilien auch kein vorrangiges Ziel, erläutert Prates von Expetro, denn das Land verfüge ja im Gegensatz zu vielen OPEC-Mitgliedern über genug andere exportfähige Waren.

Des weiteren geht es beim "Tupi"-Fund darum, ob er wenigstens den energiepolitischen Spielraum Brasiliens innerhalb Südamerikas verbreitern werde. Bei Rohöl könnte das unter Umständen der Fall sein. Ein Indiz dafür bildet der Rückzug von Petrobras aus dem Venture mit der venezolanischen PDVSA zur Erschließung der Vorkommen von Carabobo kurz nach Entdeckung von "Tupi". Carabobo ist zwar mit 45 Milliarden Barrel Reserven mehr als drei Mal so umfangreich wie "Tupi". Doch trotz eines Anteils von nur 10 Prozent an dem Venture hätte Petrobras für die Erschließung 12 Milliarden US-Dollar aufbringen müssen. "Für die Hälfte dieser Summe bekommt man in Angola, Nigeria oder der Türkei die gleiche Menge Öl", begründete Nestor Cervero, Leiter der internationalen Abteilung von Petrobras, die Absage an PDVSA. In Caracas deutete man sie aber als Beweis für die Absicht verstärkter Eigenversorgung Brasiliens.

Anders sieht die Lage bei Erdgas aus. Zwar entspräche die voraussichtliche Förderung von "Tupi" mit 23 Millionen m³ täglich etwa drei Viertel des heutigen Gasbezugs Brasiliens aus Bolivien. Doch ist das Land hier durch einen noch bis 2029 laufenden Vertrag gebunden, und Ministerin Roussef beeilte sich zu versichern, an seine vorzeitige Aufkündigung sei nicht gedacht.

Ausländische Ölkonzerne fürchten derweil, nach dem "Tupi"-Fund werde sich die brasilianische Energiepolitik zunehmend "chavinisieren", also dem Beispiel Venezuelas folgend den Markt vom Wettbewerb abschotten und mehr auf staatlichen Eingriff setzen. Als Grund für diese Besorgnis führen sie vor allem die Tatsache an, dass Brasilien kürzlich 41 vielversprechende Explorationsblöcke in letzter Minute wieder aus der 9. Konzessionsversteigerung von Ende November 2007 herausnahm. Joao Carlos de Luca, Vorsitzender des brasilianischen Öl- und Gas-Instituts (IBP), rügte diese Willkürmaßnahme öffentlich, und Haroldo Lima, Generaldirektor der Aufsichtsbehörde für die Ölwirtschaft, räumte immerhin ein, sie habe das Interesse der Multis an der Versteigerung "wahrscheinlich abgekühlt". Von ExxonMobil heißt es seither sogar, der Konzern bemühe sich um den Verkauf seiner Aktiva in Brasilien und Argentinien.

Bis jetzt wurde zwar nur für ein Viertel der künftigen Explorations-Blöcke im "Tupi"-Gebiet eine Konzession erteilt, der Ölkuchen ist also noch ansehnlich. Jedoch: Drei Viertel des schon zugeschlagenen Teils entfallen auf Petrobras, ein Viertel an die ausländischen Wettbewerber - nur tun sich sogar Fachleute schwer daran zu entscheiden, ob das auf Manipulation zurückgeht oder auf mangelndes Engagement der Nicht-Brasilianer.

Eine Studie der US-amerikanischen Rice University hob jedenfalls kürzlich hervor, dass der Explorationsaufwand der "Big Five" der Ölbranche von 1997 bis 2005 um 37 Prozent sank und ihre Rohöl-Förderung ebenfalls um fast 8 Prozent schrumpfte (2006 ging es an beiden Fronten wieder leicht aufwärts). Unabhängige US-Unternehmen wie Marathon und Devon sowie vor allem die nationalen Ölkonzerne (NOC) dritter Lände darunter auch Petrobras, investierten dagegen über das ganze Jahrzehnt hinweg systematisch in die Erschließung neuer Primärenergiequellen. Solche Unternehmen hatten sich auch überwiegend an der zuvor erwähnten Ausschreibungsrunde Brasiliens beteiligt.

Ohnehin, ergänzt J. Robinson West, Chairman der Washingtoner Unternehmensberatung PFC Energy, gehören den nationalen Ölkonzernen heute schon 80 Prozent der weltweiten Öl- und Gasreserven, den westlichen Multis nur noch 16 Prozent. Umso größer müsste eigentlich deren Interesse sein, in dieser Hinsicht nicht noch weiter zurückzufallen. Und Brasilien werde weder ihre "erworbenen Rechte antasten", noch sie von künftigen Konzessionsvergaben ausnehmen, beruhigte Ministerin Roussef die Firmen dieser Tage.