Öl und Gas locken Investitionen an

Autorin: Gloria Rose, Germany Trade & Invest

Brasilien und Mexiko gelten als besonders attraktiv

São Paulo (GTAI) - Der Öl- und Gassektor in Lateinamerika litt in den vergangenen Jahren nicht nur unter dem niedrigen Ölpreis. Auch Staatseingriffe und Korruptionsskandale bremsten die Entwicklung. Verbesserte Rahmenbedingungen tragen nun bei dem wieder gestiegenen Ölpreis Früchte. Bei der Vergabe von Explorationslizenzen erzielen insbesondere Mexiko und Brasilien Erfolge. Dahingegen kann das erdölreichste Land der Welt Venezuela seine immensen Reserven nicht entwickeln.

 

Lateinamerika produzierte 2016 mit 9,93 Millionen Barrel Erdöl pro Tag (bpd) 10,8 Prozent des globalen Outputs. Infolge der Entdeckung der Pré-Sal-Vorkommen stieg die Produktion in Brasilien zwischen 2006 und 2016 kontinuierlich um insgesamt 44 Prozent an. 2016 war die größte Volkswirtschaft Lateinamerikas damit erstmals auch in der Erdölförderung führend. Dahingegen gingen die Fördermengen in Mexiko, Venezuela und Argentinien im vergangenen Jahrzehnt nach und nach um 33 Prozent, 28 Prozent respektive 27 Prozent zurück. Die Fördermengen in Ecuador und Peru hielten sich weitestgehend stabil, ebenso wie in Kolumbien nach dem Ausbau des Sektors, der bis 2011 für die Erweiterung der Produktion sorgte.

 

In der Erdgasgewinnung führt weiterhin Mexiko vor Argentinien, Trinidad und Tobago sowie Venezuela. Während die Produktion von 2013 bis 2016 in Mexiko und Trinidad und Tobago sowie weniger stark auch in Kolumbien zurückging, stieg sie in Argentinien, Venezuela, Peru und Brasilien an. Nach einem kontinuierlichen Wachstum bis 2013 hält sich die Fördermenge in Bolivien seitdem stabil. Mit einer Ausbringung von 224 Milliarden Kubikmetern war Lateinamerika 2016 für 6,3 Prozent der globalen Erdgasproduktion verantwortlich.

Das Beratungsunternehmen Wood Mackenzie sieht Lateinamerika derzeit als führende Zielregion für zukünftige Upstream-Investitionen. Im Wettbewerb um Investoren verbesserten fast alle Länder die Rahmenbedingungen. Insbesondere das große Potenzial der Tiefseebecken vor Brasilien und Mexiko interessiert die Großkonzerne. Kleinere Gesellschaften tendieren laut Wood Mackenzie zu den weniger kostenaufwendigen Gelegenheiten, die Mexiko, Uruguay und Argentinien bieten. Als attraktivste Investitionschancen nennt Wood Mackenzie die Versteigerungen weiterer Pré-Sal-Lizenzen und die Übernahme reifer Ölfelder im Campos-Becken in Brasilien sowie die Entwicklung der Schiefergasvorkommen Vaca Muerta in Argentinien.

 

 

In Brasilien beginnt ein neuer Investitionszyklus

 

2017 brachte dem Öl- und Gassektor in Brasilien die lang erhoffte Wende. Der halbstaatliche Ölkonzern Petrobras ist nach dem folgenreichen Korruptionsskandal und der Umstrukturierung wieder auf Wachstumskurs. Marktfreundlichere Rahmenbedingungen und die hohe Produktivität der Pré-Sal-Felder locken multinationale Player ins Land. Die ersten vier der insgesamt zehn Versteigerungen von Explorationslizenzen verliefen erfolgreich. Zwischen 2017 und 2020 rechnet der Sektor mit Investitionen von 73 Milliarden Euro. Über den Verkauf von Aktiva verlor Petrobras an Bedeutung, ist jedoch mit einem Anteil von 78 Prozent weiterhin der mit Abstand wichtigste Akteur in Brasiliens Ölproduktion.

 

Ende November 2017 lief die Förderung im Libra-Feld an, das seit 2013 durch das Konsortium von Petrobras, Shell, Total und die chinesischen Gesellschaften CNOOC und CNPC entwickelt wird. 2018 erwartet die Öl- und Gasindustrie einen erneuten Wachstumsschub. Acht neue Förderplatt- formen nehmen den Betrieb auf. Im 1. Halbjahr stehen darüber hinaus drei weitere Lizenzversteigerungen an. Laut Prognose der internationalen Energieagentur (ohne Berücksichtigung der OPEC-Staaten) wird Brasilien bis 2023 den höchsten Produktionszuwachs von Erdöl nach den USA verzeichnen. Verschiedene Investitionsförderprogramme für Onshore-Förderung sowie für Mid- und Downstream-Aktivitäten werden ausgearbeitet.

 

 

Immer mehr Gesellschaften steigen in Mexikos Öl- und Gassektor ein

 

Nach Mexikos Energiereform und der Aufhebung des Monopols des staatlichen Energiekonzerns Pemex gewinnen die Lizenzversteigerungen zunehmend das Interesse der multinationalen Gesellschaften. Besonders zuträglich ist die erste Entdeckung bedeutender Reserven durch private Unternehmen im Juni 2017. Darüber hinaus treibt Pemex Partnerschaften sowohl über Konsortien für den Erwerb von Explorationslizenzen als auch über Joint Ventures zur Exploration und Produktion (E&P-Farmout) voran. Über ein derartiges Abkommen erwarb auch die Deutsche Erdöl AG (DEA) 2017 eine 50-Prozent-Beteiligung an einem produzierenden Onshore-Feld. Kurz zuvor hatte die DEA bereits eine Flachmeer-Explorationslizenz ersteigert.

 

2018 sollen weiter private Investitionen gestärkt und die mexikanische Öl- und Gasindustrie diversifiziert werden. Allein die Versteigerung von 19 der angebotenen 29 Tiefseefelder Ende Januar bringt laut der mexikanischen Regierung bis zu 75 Milliarden Euro an zusätzlichen Investitionen. Im März beziehungsweise im Juli werden Explorationslizenzen für Flachwasser- und Onshore-Felder vergeben. Pemex plant zahlreiche Farmout-Abkommen. Zudem rechnet der Konzern erstmals seit 2004 mit einer stabilen oder sogar leicht steigenden Rohölproduktion. Output aus dem ersten Tiefseefeld Trión erwartet Pemex frühestens 2023.

 

 

Venezuelas Erdölproduktion kollabiert, Wende ist nicht in Sicht

 

Der venezolanische Staatskonzern PDVSA ist zunehmend auf sich allein gestellt. 2017 stellten Großkonzerne wie Repsol, Statoil, Total and Chevron ihre Aktivitäten im Land ein. Auch Dienstleister und Zulieferer ziehen sich zurück, da PDVSA hohe Schulden nicht begleicht. Derweil befindet sich die Produktion im freien Fall. Die Fördermenge sank 2017 um ein Drittel auf 1,62 Millionen Barrel Erdöl pro Tag. Selbst Lieferungen an die so wichtigen Partner Russland und VR China zögert PDVSA mittlerweile um Monate heraus und kann somit deren Kredite nicht bedienen. Ohne eine politische Neuausrichtung, eine umfassende Wirtschaftsreform und die Umstrukturierung der Staatsverschuldung dürfte es zu keiner Umkehr kommen. Dies ist jedoch in dem Land mit den weltweit größten Erdölreserven trotz der verheerenden Lage der öffentlichen Versorgung und zunehmenden Flüchtlingsströmen unsicher. Bis Ende 2018 dürfte die Ölproduktion auf unter 1,35 Millionen Barrel pro Tag fallen.

 

Bei Erdgas schloss der Krisenstaat 2017 neue Abkommen für die Exploration von zwei Offshore-Gebieten mit dem russischen Konzern Rosneft. Darüber hinaus verhandelt Venezuela umfangreiche Gasexporte nach Trinidad und Tobago. Shell übernahm 2017 die Aktivitäten von Chevron auf Trinidad und Tobago und soll die 17 km lange Pipeline aus Venezuelas Offshore-Feldern errichten. Der Inselstaat erhofft sich zudem neue Chancen über die Entwicklung der Offshore-Felder vor Guyana und Suriname. Nach erfolgreichen Bohrungen von Exxon, Hess und Statoil kündigte auch Total Investitionen an.

 

 

Argentinien bietet Chancen bei unkonventionellen Reserven

 

In Lateinamerika ist Argentinien nach Mexiko der zweitwichtigste Produzent von Erdgas und der fünftgrößte Produzent von Erdöl. Mit den weltweit zweitgrößten Schiefergasreserven nach der VR China und jahrelangen Erfahrungen im Fracking gilt das Land als einer der attraktivsten Standorte der Schieferöl und -gasförderung außerhalb der USA. Die argentinische Regierung verlängerte 2017 die Investitionsförderung für die nichtkonventionelle Produktion im Neuquén-Becken (Vaca Muerta) und im Austral-Becken. Nach wie vor dominiert die staatlich kontrollierte Gesellschaft YPF, doch durch die Verbesserung der Rahmenbedingungen hofft das Land auf steigende Investitionen multinationaler Konzerne. 2018 will Argentinien erstmals seit 15 Jahren wieder Explorationslizenzen für Offshore-Felder vergeben.

 

 

Kolumbiens Reserven neigen sich dem Ende

 

Die Erdölreserven Kolumbiens, des viertwichtigsten Erdölproduzenten Lateinamerikas, reichen aktuellen Angaben zufolge nur noch bis zum Jahr 2022. Auf der Suche nach neuen Quellen setzt der Staatskonzern Ecopetrol auf die nichtkonventionellen Vorkommen im Zentrum und Norden des Landes. Allein das mittlere Magdalena-Tal biete ein Produktionspotenzial von wenigstens 5 Milliarden Barrel Öl und 566 Milliarden Kubikmetern Gas. Allerdings scheuen ausländische Investoren angesichts der weiterhin kritischen Sicherheitslage die Entwicklung des Erdöls, das zudem relativ schwer ist. Felder mit eher leichten Ölen in Peru, Mexiko oder Argentinien bieten Kostenvorteile. Neue Chancen bieten auch bedeutende Erdgasreserven vor der Küste Kolumbiens, die 2017 durch Bohrungen bestätigt wurden. Die Entwicklung der Offshore-Felder wird jedoch nach Einschätzung von Ecopetrol bis zu zehn Jahre dauern. Kurz- bis mittelfristig wird die Produktion weiter zurückgehen.

 

 

Auch Ecuador, Uruguay und Peru konkurrieren um Investitionen

 

Ecuador, das über die viertgrößten Erdölreserven Lateinamerikas verfügt, verbesserte die Rahmenbedingungen maßgeblich und plant derzeit die zweite von insgesamt drei Versteigerungsrunden für Förderlizenzen. Die erste Runde 2017 sorgt laut dem Staatskonzern Petroamazonas für Investitionen von über 800 Millionen Euro. Erklärtes Ziel ist die Produktionssteigerung auf 700.000 Barrel pro Tag bis 2021, gut ein Viertel mehr als 2016. Allerdings konkurriert das Land 2018 mit Mexiko, Brasilien, Argentinien und Uruguay um Investoren. Uruguays Energiekonzern Ancap bereitet die Versteigerung von Explorationslizenzen für 17 Offshore-Blöcke vor. In Peru hofft der Sektor laut einer Studie der Unternehmensberatung Ernst & Young (EY) zwischen 2017 und 2018 auf Investitionen von knapp 2,5 Milliarden Euro für 15 Projekte. Als besonders interessant bewertet EY die Projekte im Midstream-Segment.

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