Venezuelas Rohölexporte erreichen 2026 1,25 Millionen Barrel pro Tag – Raffinerieinvestitionen verlagern sich ins Ausland

de.wedoany.com-Bericht: Die Erholung der venezolanischen Rohölexporte hat die inländische Verarbeitungskapazität übertroffen. Im August 2026 erreichten die venezolanischen Rohölexporte 1,25 Millionen Barrel pro Tag – ein Monatsrekord seit 2018; die nominale Kapazität des inländischen Raffinerienetzes beträgt 1,3 Millionen Barrel pro Tag, die Auslastung lediglich 27 %. Die wachsende Kluft zwischen Exportwachstum und unzureichender Nutzung inländischer Anlagen treibt internationale Downstream-Investitionen in andere Regionen der westlichen Hemisphäre – Investoren möchten venezolanisches Rohöl erhalten und gleichzeitig das lokale Risiko in Venezuela minimieren.

Internationale Investoren versuchen, über eine Struktur nach Venezuela zurückzukehren: Verarbeitungsanlagen außerhalb der venezolanischen Hoheitsgewalt, inländische Aktivitäten auf ein Minimum reduziert. Eric Smith, stellvertretender Direktor des Tulane Energy Institute, sagte gegenüber Prospect, dieses Modell zeichne sich ab, „die frühen Investitionen werden die Inlandsaktivitäten auf ein Minimum reduzieren“.

Zwei europäische Ölkonzerne haben in der vorgelagerten Gasförderung ein ähnliches Vorgehen gezeigt. Shell war zuvor am Dragon-Gasfeld mit Reserven von 4,2 Billionen Kubikfuß beteiligt und erhielt im Juni 2026 die Entwicklungsgenehmigung für die erste Phase des Loran-Gasfelds. BP erhielt im August die Betriebsrechte für die zweite Phase von Loran, mit den Partnern XRG aus Abu Dhabi und UCC aus Katar. Beide Unternehmen besitzen gemeinsam die Atlantic-LNG-Anlage in Trinidad und Tobago; keines dieser Abkommen verlangt den Aufbau umfangreicher Infrastruktur in Venezuela – die Wertschöpfung bleibt außerhalb der regulatorischen und fiskalischen Zuständigkeit des Landes.

Im Raffineriesektor zeigen sich ähnliche Entwicklungen. Smith erklärte, das Interesse an der Wiederinbetriebnahme der ehemaligen Hess-Raffinerie in St. Croix und der ehemaligen Shell-Raffinerie in Aruba sei neu entfacht – beide Raffinerien waren historisch auf die Verarbeitung von venezolanischem Schweröl ausgelegt und liegen außerhalb der venezolanischen Hoheitsgewalt. St. Croix war einst ein Projekt mit geplanten 650.000 Barrel pro Tag und zieht nun die Aufmerksamkeit privater Investoren und des Weißen Hauses auf sich. „In diesen Fällen ist kaum oder gar keine Investition in Venezuela selbst erforderlich“, sagte Smith.

Das Ausmaß der inländischen Downstream-Lücke erklärt, warum Kapital anderswohin fließt. Das Paraguaná-Raffineriezentrum, der größte Raffineriekomplex der westlichen Hemisphäre, hat eine Tageskapazität von 955.000 Barrel; bis April 2026 waren nur vier Rohöldestillationsanlagen in Betrieb, mit einer Verarbeitungsmenge von etwa 237.000 Barrel pro Tag. Smith wies darauf hin, dass keine ausländische Regierung – einschließlich der USA – Garantieunterstützung für die Instandsetzung inländischer Raffinerien geleistet habe. Ohne entsprechende Investitionen in inländische Raffinerie- und Upgrading-Kapazitäten werden Venezuelas gesteigerte Rohölmengen zunehmend auf ausländische Verarbeitungsanlagen angewiesen sein.

Die Raffinerieindustrie an der US-Golfküste hat eine Obergrenze bei der Aufnahme von venezolanischem Schweröl. Im April 2026 exportierte Chevron 308.000 Barrel pro Tag aus Venezuela; die für die Verarbeitung von Schweröl ausgelegten Anlagen an der Golfküste sind die Hauptabnehmer. Smith erklärte, die Golfküste könne per Tanker noch etwa 1 Million Barrel zusätzlich aufnehmen, doch venezolanisches Rohöl werde kanadisches Schweröl bei den Importen wahrscheinlich nicht weitgehend ersetzen.

Das Schwerölband Orinoco-Gürtel verschärft die logistischen Engpässe zusätzlich. Das dort produzierte Merey-8-Öl benötigt importierte Verdünnungsmittel, um nach dem Mischen exportfähiges Merey-16 zu ergeben. Smith erläuterte, dass ein Suezmax-Tanker, der Verdünnungsmittel nach Venezuela bringt, mit Merey-8 mischt und dann zurückfährt, pro Hin- und Rückfahrt tatsächlich nur 500.000 Barrel venezolanisches Rohöl netto erhält – das bedeutet doppelte Seefrachtkosten. Ohne Upgrading-Kapazitäten in der Umgebung wird jedes zusätzliche Barrel Orinoco-Rohöl logistisch teurer.

Die Finanzreform hat noch kein Downstream-Kapital freigesetzt. Das Organische Kohlenwasserstoffgesetz wurde im Januar reformiert; die im Juli 2026 veröffentlichte Durchführungsverordnung etabliert ein Lizenzsystem, das erstmals privaten Unternehmen den Betrieb venezolanischer Raffinerien erlaubt und das Monopol der staatlichen PDVSA beendet. Dies ist ein notwendiger erster Schritt, um das für die Instandsetzung des Raffinerienetzes erforderliche private Kapital anzuziehen – die Frage ist, ob die fiskalischen und kommerziellen Bedingungen ausreichend wettbewerbsfähig sind.

Zwei Bestimmungen deuten darauf hin, dass diese Wettbewerbsfähigkeit noch nicht gegeben ist. Die Verordnung erhebt eine neue Steuer von bis zu 5 % auf die Gesamteinnahmen der Raffinerien, während subventionierte Inlandskraftstoffpreise die Gewinnmargen privater Betreiber begrenzen. Für Investoren, die die Kosten der Paraguaná-Instandsetzung gegen die Wiederinbetriebnahme stillgelegter karibischer Raffinerien (ohne solche Beschränkungen) abwägen, könnte das Ergebnis zugunsten von Investitionen außerhalb Venezuelas ausfallen. Solange die fiskalischen Bedingungen nicht so verbessert werden, dass sie mit den im gesamten Becken entstehenden risikoarmen Alternativen konkurrieren können, wird der mit venezolanischem Rohöl verbundene Downstream-Wert weiterhin in der Region realisiert.