Brasiliens Ölgigant investiert in die Wiederbelebung des Campos-Beckens und plant eine ähnliche Strategie für Santos, wo sich die Pre-Salt-Megafelder befinden.
Petrobras $PETR3 (+1,45 %)
$PETR4 (+1,63 %), das allein oder in Joint Ventures für fast 90 % der brasilianischen Öl- und Gasproduktion verantwortlich ist, steuert die volatilen Rohstoffpreise und verfolgt gleichzeitig Strategien zur langfristigen Sicherung der Produktion. Das Unternehmen beobachtet aufmerksam die durch den Zollkrieg von US-Präsident Donald Trump ausgelösten globalen Marktturbulenzen, die in letzter Zeit die Ölpreisschwankungen verstärkt haben. Am Freitag (11.) schloss die Rohölsorte Brent bei 64 $ pro Barrel und lag damit um 1,96 % höher als am Vortag, aber immer noch um 13,66 % niedriger als am 2. April, dem so genannten "Tag der Befreiung".
Seit der Einführung der Zölle hat Petrobras 63,2 Milliarden R$ an Marktkapitalisierung verloren und ist damit das am stärksten betroffene brasilianische Unternehmen. Trotz der Volatilität hat das Unternehmen von einer Senkung der Diesel- und Benzinpreise abgesehen, auch wenn der Brent-Preis sinkt. "Krisen sind nicht die Ausnahme - sie sind die Regel. Wir erleben nur ein paar Momente der Ruhe dazwischen", sagte Sylvia Anjos, Petrobras' Chief Upstream Officer, kürzlich auf einer Veranstaltung.
Letzte Woche senkte Goldman Sachs seine Ölprognose für das Jahresende 2025 auf 66 $ pro Barrel und damit um 5 $ gegenüber seiner vorherigen Schätzung. Laut Frau Anjos bleibt Petrobras unter diesen Bedingungen wettbewerbsfähig: "Unsere Projekte bleiben selbst bei einem Preis von nur 28 Dollar pro Barrel stabil".
Während sich die kurzfristigen Bemühungen auf die Bewältigung von Preisschwankungen konzentrieren, geht es mittel- und langfristig darum, ein Produktionsniveau zu gewährleisten, das Brasiliens Position als wichtiger Ölexporteur erhält und die Abhängigkeit von Importen minimiert.
Zu diesem Zweck räumt Petrobras dem Ersatz von Reserven über zwei Hauptwege Priorität ein: die Erschließung neuer Vorkommen - insbesondere Foz do Amazonas in der Äquatorialmarine, für das die Umweltgenehmigung der IBAMA noch aussteht - und die Steigerung der Produktion auf bestehenden Feldern, insbesondere in den Becken von Campos und Santos, Brasiliens produktivsten Offshore-Gebieten.
Das Campos-Becken, die Wiege der brasilianischen Offshore-Ölindustrie seit 1974, wird wiederbelebt, um die Tagesproduktion innerhalb eines Jahrzehnts auf 1 Million Barrel zu erhöhen - eine Steigerung um 32 % gegenüber dem Durchschnitt von 681.000 Barrel im Jahr 2024, was 20,3 % der nationalen Produktion entspricht.
Im Jahr 2010 förderte das Becken im Durchschnitt 1,75 Millionen Barrel pro Tag, was 85,5 % der gesamten brasilianischen Ölproduktion entsprach.
Das jüngere Santos-Becken, in dem sich die riesigen brasilianischen Vorsalzreserven befinden, wurde 2009 in Betrieb genommen und nähert sich seinem Fördermaximum. Im Jahr 2024 produzierte es 2,6 Millionen Barrel pro Tag - 77 % der nationalen Gesamtproduktion. Zu den wichtigsten Feldern gehören Tupi und Búzios.
Tupi, das von Petrobras in Partnerschaft mit Shell und Petrogal betrieben wird, produzierte im vergangenen Jahr rund 780 000 Barrel pro Tag. Búzios, ein Joint Venture mit der chinesischen CNOOC, CNODC und der brasilianischen PPSA, produzierte im Durchschnitt 639.000 Barrel pro Tag.
Die Entdeckung der Vorsalzreserven im Jahr 2006 veranlasste Petrobras, die finanziellen, technologischen und personellen Ressourcen auf diese neuen Gebiete umzulenken und Campos zu vernachlässigen. Als die Produktion in dem reifen Becken zurückging, bewertete Petrobras die Wirtschaftlichkeit neu und entschied sich, erneut in die Steigerung der Produktion in Campos zu investieren.
"Die Produktion in Campos ging schneller zurück, als sie es hätte tun sollen, weil die bisherigen Anstrengungen zur Aufrechterhaltung der Fördermengen nicht ausreichten. Was wir jetzt tun, ist, das Ende der Produktion dort zu verschieben", sagte Anjos.
Sie wies darauf hin, dass Campos im Jahr 2009 seinen Höchststand erreicht hatte, was den falschen Eindruck erweckte, dass keine weiteren Maßnahmen erforderlich seien". Petrobras wendet nun die Lehren aus Campos auf Tupi an und versucht, dessen Rückgang zu verzögern.
Die Erschließung des Campos-Beckens selbst war eine Reaktion auf die vergangenen globalen Ölschocks in den Jahren 1973 und 1979. Damals war Brasilien in hohem Maße von Einfuhren abhängig, und die weltweit steigenden Preise zwangen das Land, nach einheimischen Alternativen zu suchen. 1974 stieß Petrobras im Garoupa-Feld auf kommerziell nutzbares Öl, gefolgt von Namorado und Enchova. Damals lag die tägliche Ölproduktion Brasiliens bei 164.300 Barrel; im Jahr 2024 produzierte das Land 4,3 Millionen Barrel Öläquivalent pro Tag.
Um die Reserven wieder aufzufüllen und die Produktivität zu steigern, setzen Petrobras und seine Partner eine Reihe von Lösungen ein. Der Schlüssel dazu sind technologische Fortschritte wie Plattform-Upgrades, Wasser- und Gaseinspritzung und "intelligente Fertigstellungsmethoden", die eine Produktionsoptimierung in Echtzeit ermöglichen.
Das Unternehmen setzt auch seismische 4D-Aufnahmen ein, um die Strukturen der Lagerstätte genauer zu kartieren. Mit diesen Instrumenten und neuen Produktionssystemen plant Petrobras, bis 2029 200 neue Bohrungen in Campos zu bohren.
Die Revitalisierungsbemühungen, die auf dem Prinzip "jeder Tropfen zählt" beruhen, gewannen 2023 mit der Inbetriebnahme der FPSOs Anita Garibaldi und Anna Nery im Marlim-Feld, die neun ältere Plattformen ersetzen, an Fahrt. Petrobras schreibt nun drei weitere FPSOs für die Felder Albacora, Barracuda-Caratinga und Marlim Sul-Marlim Leste aus.
Diese Initiativen fallen unter den Geschäftsplan 2025-2029, der 77 Milliarden Dollar - oder 70 % der Gesamtinvestitionen des Unternehmens in Höhe von 111 Milliarden Dollar - für die Exploration und Produktion vorsieht. Diese Aufteilung unterstreicht die zentrale Bedeutung der Upstream-Aktivitäten im Geschäftsmodell von Petrobras.
Claudio Nunes, Leiter des Bereichs Exploration und Produktion beim brasilianischen Erdöl- und Erdgasinstitut (IBP), stellte fest, dass die Revitalisierung reifer Felder die neue Exploration ergänzt. "Ein Feld beginnt mit dem ersten Tropfen Öl zu schrumpfen, so dass die Reserven kontinuierlich ersetzt werden müssen", sagte er.
Rivaldo Moreira Neto, Partner bei der Infrastruktur-Beratungsfirma A&M Infra, argumentiert, dass Campos immer noch ungenutztes Potenzial birgt und nach 2006 zugunsten von Pre-Salt-Entdeckungen, die schnellere Erträge versprechen, zurückgestellt wurde. "Das Pre-Salz hat ein Profil von 'bohren, finden, produzieren', was es für Petrobras einfacher macht, sich auf Santos zu konzentrieren".
Eine Quelle, die mit den frühen Stadien der Wiederbelebung von Campos vertraut ist, sagte, dass die Ziele realistisch seien, obwohl Probleme in der Lieferkette eine Herausforderung darstellen könnten. "Die Produktionskosten sind entscheidend. Einige frühere Projekte haben sich verzögert, weil es an Lieferanten mit wettbewerbsfähigen Preisen fehlte. Alles hängt von der jeweiligen Situation ab, einschließlich der Werftkapazitäten im In- und Ausland".
Der Quelle zufolge steht die Konzentration von Petrobras auf neue Gebiete wie Foz do Amazonas und das Pelotas-Becken nicht in Konkurrenz zu den Revitalisierungsbemühungen; die Projekte ergänzen sich. Das Unternehmen prüft bereits einen ähnlichen Plan für das Santos-Becken, insbesondere für Tupi.
Für Tupi sind eine neue Plattform, zusätzliche Bohrungen, eine verlängerte Lebensdauer der FPSO und eine robuste seismische Kampagne zur Optimierung des Reservoir-Managements geplant. Die Realisierbarkeit dieser Investitionen hängt jedoch von der behördlichen Genehmigung der Nationalen Erdölbehörde (ANP) für eine Verlängerung der Produktionsrechte von Petrobras in diesem Feld ab.
"Dies ist ein Feld, das eindeutig die volle Aufmerksamkeit von Petrobras verdient", sagte Herr Loss. "Es jetzt zu verkaufen, macht keinen Sinn. Produktivität bedeutet Einnahmen - und die Produktivität von Tupi muss erhalten bleiben.
