von Larry C. Johnson
Mein Freund Karl Miller hat einen großartigen Beitrag veröffentlicht, der Trumps Behauptungen über venezolanisches Öl als massives Gaslighting entlarvt. Ich fasse seinen Beitrag zusammen, der den Titel „Venezuela Oil: The Physical Barrel and the Capital Bill“ trägt, da er nicht öffentlich über einen Link verfügbar ist.
Am 27. August 2026 kündigte Präsident Trump an, was er als den größten Ölhandel der Weltgeschichte bezeichnete – ein US-Venezuela-Abkommen, das den Vereinigten Staaten die Mehrheitskontrolle über mehr als 65 Milliarden Barrel venezolanischer Reserven einräumt, die nach seinen Worten „die Benzinpreise für alle Amerikaner erheblich senken“ würden. Die Ankündigung erfolgte bei Benzinpreisen von nahezu 4,09 Dollar pro Gallone – rund 27 % höher als ein Jahr zuvor und auf dem Weg zum teuersten August aller Zeiten –, da ein sechsmonatiger Irankrieg und die Hormuz-Störung ein Fünftel des Weltangebots unter Druck hielten – und mit den Zwischenwahlen zwei Monate entfernt.
Unabhängige Analysten stellten fest, daß die Arithmetik für diesen Zeitrahmen nicht aufgeht: Die von Trump genannten 30 bis 50 Millionen Barrel sind weniger als ein halber Tag des weltweiten Verbrauchs, die 65 Milliarden sind eine Schätzung der im Boden befindlichen Ressourcen und kein verfügbares Angebot, und jeder Preiseffekt würde Jahre dauern. Millers Briefing geht unter diesen Einwand hinaus zu dem fundamentaleren: Venezolanisches Rohöl ist die falsche Substanz, um die Knappheit zu beheben, die Amerikaner an der Zapfsäule spüren. Es ist keine Wunderlösung. Kurzfristig ist es überhaupt keine Lösung.
Der Punkt, der am ehesten übersehen wird
Die Knappheit, die jetzt beißt, betrifft Produkte – Diesel und Kerosin –, und extra-schweres venezolanisches Rohöl ist kein Produkt. Es ist Raffinerierohstoff. Man kann einen Mangel an mittleren Destillaten nicht mit einem Barrel beheben, das noch verdünnt, gemischt, aufgewertet, verkokt und hydroverarbeitet werden muß, bevor es eine verwendbare Gallone irgendeiner Substanz ergibt.
Deshalb scheitert der Reflex „Venezuela einschalten“ schon auf seinen eigenen Bedingungen. Selbst wenn man beiseite läßt, ob Caracas mehr produzieren kann, fügen die bereits vorhandenen Barrel dem engen Markt kein Angebot hinzu. Unmittelbare US-Ladungen würden weitgehend von Venezuelas derzeitigen Käufern – China, Indien, Europa – umgeleitet und nicht zusätzlich zur weltweiten Produktion geschaffen. Das mischt Raffineriesortierungen und Handelsrouten neu; es behebt keine physische Knappheit. Ein Barrel, das von einem chinesischen Raffinierer zu einem amerikanischen verschoben wird, ist eine Adreßänderung, kein neues Barrel, und sicherlich keine neue Gallone Kerosin.
Warum die Rohstofflücke bindend ist
Die Natur des Rohöls ist der Grund. Rund drei Viertel der venezolanischen Produktion bis 2028 soll schweres, extra-schweres oder Bitumen-Öl sein, wobei der Orinoco-Gürtel etwa 60 % liefert. Dieses Material ist der Rohstoff ganz am Anfang des Umwandlungsprozesses; das fertige Destillatbarrel liegt viele kapitalintensive Schritte nachgelagert – Verkokungs- und Hydroverarbeitungskapazität, Wasserstoff, Raffinerieverfügbarkeit, Ausbeuten, Verteilung –, von denen keine Ladung Merey-Rohöl irgendetwas liefert. Der Preis erzählt dieselbe Geschichte: Merey 16 lag im Juli 2026 im Durchschnitt bei 67,36 Dollar/Barrel – rund 12,35 Dollar unter dem OPEC-Korb –, wobei der Markt die Kosten der Umwandlung dieses Rohöls in etwas Verwendbares einpreist. Venezuela kann eine derzeitige Rohöl- oder Mitteldestillat-Knappheit nicht beheben, weil das fehlende Teil nie das Rohöl war.
Die Angebotsseite verstärkt dies nur
Noch kann das Volumen nicht schnell herbeigezaubert werden. Die Produktion im Juli 2026 lag bei nahezu 1,1 Millionen Barrel pro Tag – etwa ein Drittel des Höchststandes von 3,4 Millionen Barrel pro Tag im Jahr 1998 –, und das System, das sie steigern würde, ist ausgehöhlt: Die EIA dokumentiert über 50 Jahre alte Pipelines, Stromausfälle, eingeschränktes Verdünnungsmittel und beeinträchtigte Raffinerien, wobei PDVSA allein für Pipelines rund 8 Milliarden Dollar veranschlagt. Rystad setzt die vollständigen Breakeven-Kosten bei 70 bis 80 Dollar/Barrel oder höher an, und sein Basisszenario fügt bis zum 4. Quartal 2028 nur rund 194.000 Barrel pro Tag hinzu; eine Rückkehr auf rund 3 Millionen Barrel pro Tag würde weit über 150 Milliarden Dollar über 10 bis 15 Jahre erfordern. Große Reserven im Boden, betont Miller, sind kein lieferbares Angebot – und die 65 Milliarden Barrel in der Ankündigung des Präsidenten sind genau diese Art von Zahl: eine Ressourcenschätzung, kein Lieferplan.
Die offenbarte Präferenz: Was die Majors dem Weißen Haus bereits sagten
Die stärkste Bestätigung ist kein Modell, sondern das Verhalten der Unternehmen, die den Wiederaufbau finanzieren müßten. Am 9. Januar 2026 im Weißen Haus, kurz nach der US-amerikanischen Entfernung Maduros, bestand Trump darauf, daß die Industrie mehr als 100 Milliarden Dollar für den Wiederaufbau des venezolanischen Ölsektors ausgeben würde. Der Raum war nicht einverstanden. ExxonMobils Darren Woods sagte dem Präsidenten ins Gesicht, daß Venezuela derzeit „nicht investierbar“ sei – daß dauerhafte Rechtsrahmen, kommerzielle Bedingungen und Stabilität zuerst kommen müßten, und daß Exxon nur ein technisches Team zur Bewertung schicken würde. ConocoPhillips‘ Ryan Lance sagte, das System brauche zuerst eine größere Umstrukturierung; beide Firmen hatten ihre Vermögenswerte unter Chávez enteignet, und bis zum 30. Januar sagten sowohl Exxon als auch Chevron, daß sie keine Pläne hätten, die Venezuela-Ausgaben in jenem Jahr zu erhöhen. Die Zahlen, die diesem Treffen vorgelegt wurden, stimmten mit Millers Schätzungen überein: Rystad schätzte rund 110 Milliarden Dollar allein, um die Produktion bis 2030 zu verdoppeln, und näher an 185 Milliarden Dollar, um auf die Niveaus der 2000er Jahre zurückzukehren.
Der eine Enthusiast unterstreicht den Punkt. Chevron – der einzige US-Konzern, der bereits dort produziert, bei nahezu 250.000 Barrel pro Tag unter einer Sonderlizenz – sagt, es könnte die Fördermengen in unter zwei Jahren um rund 50 % steigern, aber selbst das hebt Venezuelas Gesamtproduktion nur auf knapp über 1,1 Millionen Barrel pro Tag, gegenüber einem Höchststand von nahezu 4 Millionen. Kleinere Newcomer wie Hunt Oil und SLB unterzeichneten im August die ersten neuen PDVSA-Vereinbarungen, aber die für die Finanzierung eines Wiederaufbaus am besten gerüsteten Supermajors lehnen es aktenkundig ab, die Schecks auszustellen. Wenn die Menschen, die das Kapital halten, eine Ressource als nicht investierbar bezeichnen, ist es keine kurzfristige Versorgungslösung.
Venezuela ist eine langfristige Redevelopment-Option für Schwerstöl, keine Notfallversorgungsquelle – und insbesondere keine Kraftstofflösung. Bestehende Ladungen können umgeleitet werden, aber das ändert Handelskarten, ohne ein Netto-Barrel oder eine fertige Gallone hinzuzufügen; bedeutende neue Produktion ist Jahre und weit über hundert Milliarden Dollar entfernt, und die Firmen, die sie finanzieren würden, haben das laut gesagt. Was auch immer der „größte Ölhandel der Weltgeschichte“ über ein Jahrzehnt wert ist, er wird den Preis von Diesel oder Kerosin in diesem Jahr nicht senken. Die Destillatknappheit wird nicht in Caracas gelöst werden.