Manchmal träumt Brasiliens Präsident Lula von der Zukunft. Dann sieht er sein Land aufgrund der neuen Öl- und Gasvorkommen mehr als 6000 Meter unter dem Meeresspiegel als das Saudi-Arabien des 21. Jahrhunderts. Doch angesichts der Finanzkrise, die Förderkapital verknappt, eines gedrittelten Rohölpreises sowie grober Lücken in der technischen Ausstattung der brasilianischen Ölindustrie müssten den Staatschef langsam leise Zweifel befallen: Ist sein Land eigentlich fähig, den Schatz im Südatlantik zu heben?
Noch vor wenigen Monaten hätte Lula diese Frage inmitten der allgemeinen Euphorie um immer neue Öl- und Gasfunde wohl einfach vom Tisch gefegt. Brasilien war unter seiner Ägide bei Rohöl mengenmäßig autark geworden, und der Anteil der Ölwirtschaft am Inlandsprodukt stieg zwischenzeitlich von drei auf zehn Prozent. Systematisch trieben der Petrobras-Konzern und sein Forschungszentrum Cenpes die maximale Fördertiefe unter Wasser voran. Schon 80 Prozent der jährlichen Rohölförderung Brasiliens stammen aus Offshore-Vorkommen, und Petro­bras gilt darum auf diesem Gebiet als technisch weltweit führend. Dabei befand sich von schätzungsweise 300 einheimischen Förderstätten des Unternehmens Ende 2007 nur ein Drittel am Meeresboden, hauptsächlich bei Campos, etwa 200 Kilometer nordöstlich von Rio.

Mit rund zwölf Milliarden Barrel nachgewiesenen Reserven hält das Unternehmen den vierten Platz in der Rangliste der Ölkonzerne. Allein in der Bucht von Santos dürften nach Ansicht von Fachleuten der Staatlichen Entwicklungsbank Brasiliens (BNDES) Untersalzvorräte (siehe Grafik) von 50 bis 70 Milliarden Barrel schlummern, die mehrheitlich ­Petrobras zustehen. Der Konzern könnte seine Rohölförderung von 2007 bis 2014 auf 100 Millionen Jahrestonnen oder umgerechnet 730 Millionen Barrel ver­sechsfachen, womit er dann sogar die Produktion Russlands überträfe. Stolz meldete Anfang November Pet­robras dann den bis dahin wichtigsten Ölfund in der Geschichte Brasiliens: Das Offshore-Feld Tupi, 250 Kilometer südlich von Rio in der Bucht von Santos gelegen, verfügt über fünf bis acht Milliarden Barrel Öl­äquivalent (Erdgas inbegriffen). Weitere Funde mit eindrucksvollen oder exotischen Namen folgten: unter ­anderem Jupiter, Carioca, Caramba, Bem-te-vi.

Vor allem die Entdeckung von Carioca entfachte Spekulationsgelüste: Nach von Petrobras bisher nicht bestätigten Angaben soll dieses Feld mindestens fünfmal so viel Öl und Gas bergen wie das Offshore-Feld Tupi. Es wäre damit der weltweit bedeutendste Ölfund seit 30 Jahren und das derzeit drittgrößte Ölfeld ­unseres Planeten. Insgesamt könnten die Ölvorkommen in der Untersalzschicht (siehe Grafik), die sich über rund 800 Kilometer vor der Küste Brasiliens erstreckt, die Reserven des Lands auf 100 Milliarden Barrel heben. Das entspricht etwa einem Sechstel des nachgewiesenen Weltvorrats.
Noch mehr werden es, wenn sich bestätigt, dass Petrobras an den verschiedenen Bohrstellen einer Region auf ein einheitliches Vorkommen gestoßen ist. „Wir können damit zu einem ähnlich wichtigen Erdölexporteur wie die arabischen Staaten werden“, sagte José Sérgio Gabrielli, Chef des staatlich kontrollierten Ölkonzerns Petrobras.

Kommerziell zapfte Brasilien bisher allerdings erst ein kleineres Untersalzlager nördlich von Campos an. Manche Fachleute meinen sogar, wegen der geringen Dicke der Salzschicht dort verdiene es diese Bezeichnung überhaupt nicht. Im Freudenrausch wurden aber dennoch gleich die ständig anschwellenden Mengen an schwarzem Gold mit dem im ersten Halbjahr 2008 noch stark steigenden Marktpreis multipliziert und so ein astronomisches Ölvermögen errechnet. Dann setzten Analysten, Fondsmanager und Branchenkenner solchen Fantasien erste Dämpfer auf. Vom rechnerischen Vorratswert des Tiefseeöls müssten natürlich zunächst die happigen Förderkosten abgezogen werden: Die Schweizerische Bankgesellschaft schätzte den Aufwand kürzlich auf 600 Milliarden Dollar über 30 Jahre.

Dabei berechneten die Eidge­nossen anscheinend jedoch nur Kosten von zwölf Dollar je Barrel. Rafael ­Schechtman, Direktor des brasilianischen Instituts für Infrastrukturforschung, hält den Hebesatz dagegen für mindestens dreimal so hoch. „Die Förderung von Tiefseeöl ist auch bei einem Weltmarktpreis von nur 50 Dollar je Barrel rentabel“, versichert er. „Außerdem wird der Löwen­anteil des Investitionsaufwands erst in einigen Jahren fällig“, betont Schechtmans Kollege Adriano Pires. Dann dürfte auch die internationale Finanzkrise wahrscheinlich überwunden sein. Der Ölpreis könnte aufgrund des anziehenden Wirtschaftswachstums wieder auf 80 bis 90 ­Dollar pro Barrel klettern. Zudem werden auch schon erste Erträge durch die Ausbeutung der Felder erzielt. Jedenfalls wäre es verfehlt, gibt Pires zu bedenken, die im Frühherbst geplatzte Spekulationsblase am Spotmarkt und sogar die derzeit sich abzeichnende weltweite Baisse beim Verbrauch als Indizien für tendenziell immer billiger werdendes Erdöl zu deuten.

Mit Blick auf die Schwankungsbreite von Preisen, Wechselkursen und Kapitalangebot hätte ein eher ­gemächlicher Hochlauf der Tiefseeförderung für Petrobras und dessen Partnerfirmen wie Shell, Exxon, Amerada Hess, British Gas und Repsol also durchaus seine Vorteile. Denn auf lange Sicht kämpfen diese Firmen ohnehin schon mit gravierenden technischen Problemen, wie dem Mangel an ausgebildeten Fachkräften und dem Engpass bei der Ausrüstung. Petrobras-Präsident José Sérgio Gabrielli verwies kürzlich darauf, dass sogar der von ihm geführte Konzern nur drei dringend benötigte Bohrsonden besitzt. Diese sind dazu bestimmt, neue Vorkommen aufzuspüren. Weisen Petrobras und seine Partner aber nicht innerhalb bestimmter gesetzlicher Fristen nach, dass schon entdeckte Vorkommen kommerziell nutzbar sind, verfällt ihre Konzession auf den betreffenden Förderblock.

Deshalb ist dieses Thema für den Ölkonzern erst einmal drängender als die Erkundung neuer Lagerstätten. Für drei Blöcke ist der Nachweis der kommerziellen Nutzung schon erbracht, bei drei anderen ist er bis Ende 2008 fällig, für einen weiteren hat Petrobras noch Zeit bis 2009. Immerhin lief bei dem Konzern bereits ein 40 Milliarden Dollar schweres Programm zur Beschaffung von 57 Bohrsonden für die Jahre 2009 bis 2017 an – die Hälfte der Geräte wäre untersalzfähig. Zwölf Sonden der ersten Tranche von 29 Einheiten müssen noch im Ausland bestellt werden. Für den Restauftrag wollen Petrobras und BNDES gemeinsam ­einen Fonds schaffen, der einheimischen Zulieferern bei der technischen Aufrüstung hilft.
In der Klemme sitzt Brasiliens Ölbranche bis jetzt auch bei der nötigen Infrastruktur und im Downstream-Bereich, das heißt der Ver­edelung des schwarzen Golds. Die wenigen Offshore-Terminals des Landes bei Angra oder Macaé reichen nicht zur Aufnahme zusätzlicher Mengen des begehrten Rohstoffs aus den Untersalzfeldern. Je weiter vor der Küste neu entdeckte Felder liegen, desto kostspieliger wird es zudem, Öl und Gas (wie bisher meist) durch Rohrleitungen an Land zu bringen. Die Trans­petro-Reederei (eine Petrobras-Tochter) schrieb deshalb schon vor drei Jahren 26 Öltanker verschiedener Größenklassen aus, die zwischen 2010 und 2012 vom Stapel laufen ­sollen. Eine damals vorgesehene zweite Tranche von 16 Schiffen wurde ürzlich auf 23 Einheiten im Wert von 1,8 Milliarden Euro erweitert. Jedoch: Nicht einmal von den Schiffen der ersten Ausschreibung ging bisher auch nur ein einziger Tanker zu Wasser.

Im Raffineriesektor hinkt die Industrie dem Bedarf ebenfalls nach. Heute verarbeitet Petrobras, dem 99 Prozent der Anlagen gehören, knapp zwei Millionen Barrel pro Tag. Um bis 2015 auf drei Millionen zu gelangen, will der Konzern im Nordosten des Landes drei neue Raffinerien bauen: Ohne sie ließe sich Präsident Lulas Wunsch nicht erfüllen, statt Rohöl künftig dessen lukrativere Derivate wie Treibstoff zu exportieren. Bisher kam der Bau von Raffinerien aber deshalb nicht recht vom Fleck, weil potenzielle Investoren wegen der Preiskontrollen Brasiliens für Benzin und Diesel neue Anlagen für nicht rentabel hielten.

Eines zumindest dürfte allen ­Beteiligten inzwischen klar geworden sein: Die Erschließung von Offshore-Vorkommen und speziell von Untersalzlagern erfordert viel Zeit – mehr Zeit vor allem, als nach den ersten erfolgreichen Probebohrungen veranschlagt. Dennoch entzweit Hader um Besitzrechte am Öl und Verwendungszweck der Verkaufserlöse schon jetzt große Teile der Politik und Wirtschaft Brasiliens. Der Streit bricht beispielsweise nach Prognosen wie der von Finanzminister Guido Mantega aus, wonach das Geschäft mit Tiefseeöl den Devisenstock des Lands auf 600 Milliarden Dollar verdreifachen werde. Doch wirken Ölkonflikte zwischen Staat und Unternehmen, Bund und Ländern, einzelnen Kabinettsressorts und manchen Industriemetropolen wie Rio und São Paulo vorerst wie der Streit um das Fell eines unerlegten Bären. Zu allem Überfluss bringt der Verteilungs-Hickhack Präsident Lula bei seinem Versuch in Bedrängnis, schon jetzt die ölpolitischen Weichen für seinen Nachfolger zu stellen. Poltert er selbst dann aber gelegentlich, man werde den Hort in der Tiefsee nicht „einem halben Dutzend Firmen überlassen, die da meinen, unser Öl gehöre ihnen“, ist die Verwirrung in der Branche über den künftigen Kurs des Kabinetts komplett.

Der linke Flügel seiner sozialistischen Partei fühlt sich auf diese Weise bestärkt in seiner Forderung, die Konzessionsversteigerungen für Untersalzlager abzublasen und die Ölvorräte dort lieber einer neuen Staatsholding zu überantworten. Pet­robras ginge bei dieser Methode trotz seines jahrzehntelangen technisch-finanziellen Kraftakts zur Nutzung der Tiefsee leer aus – eine Vorstellung, die sowohl die Partnerfirmen des Konzerns besorgt als auch seine Aktionäre erbost.

Im Grunde könne die Ölbranche jedoch ebenso gut nach dem erprobten Konzessionsverfahren arbeiten wie mit einem Anteilsmodell, versuchte Murilo Marroquim, Vorsitzender des Lenkungsausschusses beim brasilianischen Mineralölverband, einzulenken. An den Konzessionen verdiene der Fiskus rascher Geld, im Fall einer Staatsbeteiligung an den Ölvorkommen greife dafür die politische Kontrolle wirksamer. Wichtig sei nur, dass durch einen langwierigen Statutenstreit nicht ­Sachentscheidungen übermäßig verzögert würden. Ähnlich denkt Adriano Pires vom Institut für Infrastrukturforschung. Das bisherige Rahmengesetz für die Ölbranche genüge voll-auf zur Regulierung der künftigen Verhältnisse, meint der Experte. Wenn die Regierung Lula es für ­richtig halte, könne sie ja außerdem zum Beispiel die steuerlichen Abschöpfungen auf Fördererträge nach dem Muster anderer Ölstaaten er­höhen und die teilweise oder vollständige Verarbeitung von Rohöl im Inland zur Auflage machen. Die Unternehmen würden sich solchen ­Vorschriften schon bald anpassen. Pires: „Ungeduldig warten sie heute dagegen auf den politischen ­Startschuss zum Rennen auf das schwarze Gold.“