Warum hat Afrikas größtes unerschlossenes Ölfeld noch nicht mit der Produktion begonnen?

Das Venus-Projekt von TotalEnergies im Orange Basin in Namibia ist eine Entdeckung, die Ölmanager zum Leuchten bringt und Regierungen von riesigen Gewinnen träumen lässt. Es wurde im Februar 2022 angekündigt und galt schnell als eine der größten Entdeckungen auf dem Kontinent seit Jahrzehnten. Es enthält schätzungsweise etwa 1,5 Milliarden Barrel leichtes Rohöl (45° API) sowie 4,8 Billionen Kubikfuß Erdgas.

Die Erwartungen sind enorm: Die Produktion wird auf 150.000 Barrel pro Tag geschätzt, wobei das Feld möglicherweise 30 bis 40 Jahre lang produzieren wird. Die Eigentümerstruktur spiegelt eine Mischung aus globalem Kapital und lokaler Beteiligung wider: TotalEnergies (45,25 %), QatarEnergy (35,25 %), Namibias staatlicher Ölkonzern Namcor (10 %) und das britische Unternehmen Impact Oil & Gas (9,5 %). Für Namibia, das noch nie in großem Maßstab Öl gefördert hat, stellt Venus einen wichtigen Wendepunkt dar, der das BIP des Landes bis 2030 um bis zu 20 % steigern könnte.

Doch die Versprechen von Venus sind untrennbar mit den damit verbundenen Herausforderungen verbunden. Das Feld liegt in sehr tiefen Gewässern (3.000 Meter unter der Oberfläche und 300 Kilometer vor der Küste) und ist damit eines der technisch anspruchsvollsten Offshore-Projekte der Welt. Hinzu kommt die Komplexität des Begleitgases, das im Zentrum eines Streits steht, der die Verhandlungen verzögert: Namibia möchte das Gas an Land bringen, um die heimische Stromerzeugung anzukurbeln, während TotalEnergies es angesichts der geringen Durchlässigkeit des Gesteins vorzieht, es wieder in das Reservoir einzuspeisen, um den Druck aufrechtzuerhalten. Für die Regierung geht es um mehr als nur Energie. Sie will langfristige Einnahmen sichern und eine Grundlage für die heimische Stromerzeugung schaffen, während das Unternehmen dies als zusätzliche Kosten und Risiken für ein Projekt betrachtet, das sich am Rande der Rentabilität befindet.

TotalEnergies hat seinen Produktionsplan bereits an die Realität in Namibia angepasst. Nachdem zunächst eine ehrgeizigere Strategie mit einer Produktionskapazität von 200.000 Barrel pro Tag vorgeschlagen worden war, wurde die Zahl auf 150.000 Barrel reduziert. Diese Anpassung scheint mit der übergeordneten Strategie des Unternehmens in Zusammenhang zu stehen, die Wertschöpfung statt Volumen in den Vordergrund stellt. Dabei wird ein stabiles Produktionsniveau über sieben bis acht Jahre aufrechterhalten, anstatt schnelle, frühe Gewinne anzustreben. Sie spiegelt auch das Bewusstsein für den strategischen Kontext wider: Nach dem Rückzug von Shell ist TotalEnergies fast der einzige große Akteur in Namibia geworden, und die zukünftige Infrastruktur (eine mögliche LNG-Anlage, Pipelines oder andere Anlagen) wird weitgehend auf seinen Schultern lasten. Die Verlängerung der Produktionsdauer sichert daher über einen längeren Zeitraum Erträge, um diese kostspieligen Investitionen zu decken.

Dieses Spannungsfeld prägt die laufenden Verhandlungen. Präsidentin Netumbo Nandi-Ndaitwah hat die Angelegenheit ihrer direkten Aufsicht unterstellt und eine präsidiale Öleinheit eingerichtet, die die Gespräche begleiten soll. Die Sorge ist klar: Namibia möchte nicht die Erfahrung Guyanas wiederholen, wo die Regierung 1999 in einem Abkommen mit ExxonMobil eine Lizenzgebühr von lediglich 2 % akzeptierte – ein Deal, der heute als negatives Modell für aufstrebende Ölproduzenten gilt. Aus diesem Grund geht Namibia mit einer härteren Position in die Verhandlungen mit TotalEnergies. TotalEnergies-CEO Patrick Pouyanné betonte, dass das Ziel der ersten Produktion im Jahr 2029 eine endgültige Investitionsentscheidung vor Ende dieses Jahres erfordere – ein Zeitplan, der angesichts der anhaltenden Meinungsverschiedenheiten ohnehin schwer einzuhalten scheint.

Auch die Wirtschaftlichkeit des Projekts ist umstritten. TotalEnergies hat einen Break-Even-Preis von 20 Dollar pro Barrel genannt, was eher einer Verhandlungsposition als einer realistischen Einschätzung gleicht, da die meisten ähnlichen Tiefseeprojekte rund 35 Dollar pro Barrel kosten. Beispiele hierfür sind die Projekte von ExxonMobil in Guyana (in 1.700 Metern Tiefe) und die Pre-Salt-Felder von Petrobras in Brasilien (2.000 Meter). Venus, mit einer Tiefe von über 3.000 Metern und einer geologischen Gesamttiefe von 6.300 Metern sowie einem hohen Gas-Öl-Verhältnis, steht vor größeren Schwierigkeiten. Der Mangel an genauen Daten über den Gasgehalt des Reservoirs erschwert die Ausarbeitung von Plänen für die Wiedereinspeisung und -verarbeitung, was die Kostenunsicherheit noch weiter erhöht. Analysten warnen, dass die Wiedereinspeisung die Erträge deutlich verringern könnte, wenn mehr Gas vorhanden ist als erwartet.

Die jüngsten Erfahrungen von Shell sind eine klare Warnung. Anfang 2025 schrieb das Unternehmen 400 Millionen Dollar auf seine PEL-39-Lizenz vor der Küste Namibias ab und gab die Bohrungen Jonker, Graff und Enigma auf, nachdem es zu dem Schluss gekommen war, dass die schlechte Reservoirqualität und der hohe Gasgehalt sie wirtschaftlich unrentabel machten. Dieser Ausstieg zeigt, dass nicht alle Entdeckungen im Orange Basin erschlossen werden können und dass die Venus trotz ihres großen Potenzials nicht immun gegen diese geologischen und wirtschaftlichen Einschränkungen ist.

Dennoch versucht Namibia, sich als neue Energiedrehscheibe zu positionieren. Neben der Ölförderung treibt die Regierung gemeinsam mit deutschen Investoren ein 10 Milliarden Dollar teures Projekt für grünen Wasserstoff voran, dessen Produktion 2027/28 starten soll. Dieser parallele Vorstoß in nicht-fossile Energien zeugt von einer Diversifizierungsstrategie, deren Eckpfeiler die Venus ist, aber nicht die einzige Säule.

Für TotalEnergies spiegelt Venus sowohl das Ausmaß seiner afrikanischen Investitionen als auch deren Risiken wider. Der Kontinent macht mittlerweile die Hälfte seiner operativen Produktion und den größten Teil seines Explorationsbudgets aus. Die Wachstumsziele konzentrieren sich auf Flüssigerdgas und Offshore-Öl in Namibia, Angola und Gabun. Das namibische Projekt verkörpert jedoch die Herausforderungen der Grenzexploration. Der Rückzug des Unternehmens aus Südafrika im Jahr 2025, nachdem es seine Offshore-Lizenz vor Kapstadt aufgrund politischer und ökologischer Herausforderungen aufgegeben hat, unterstreicht die Fragilität des operativen Umfelds in der Region.

Ein geopolitischer Faktor kommt hinzu: China hat sich bereits als größter ausländischer Investor im Uranbergbau Namibias etabliert und ist in den Bereichen erneuerbare Energien und Infrastruktur aktiv. Die Afrikanische Energiekammer hat in Shanghai ein Büro eröffnet, um die chinesische Beteiligung an Energieprojekten zu erleichtern – ein Hinweis auf eine strategische Verlagerung auf den Kontinent. Für TotalEnergies könnten Verzögerungen oder Streitigkeiten mit Regierungen es Konkurrenten ermöglichen, ihre Präsenz zu verstärken, was die langfristige Position des französischen Unternehmens schwächen könnte.

Das Venus-Projekt ist somit eine außergewöhnliche Chance und eine große Herausforderung zugleich. Auf dem Papier könnte es bis 2030 zu einem deutlichen Wachstum des Cashflows von TotalEnergies führen und Namibias wirtschaftliche Entwicklung grundlegend verändern. Doch in der Realität müssen enorme technische Herausforderungen bewältigt werden, die Notwendigkeit finanzieller Bedingungen, die die Renditen der Investoren mit den Ambitionen des Staates in Einklang bringen, und ein volatiles geopolitisches Umfeld. Sollten die Probleme mit Gas, Einnahmen und Infrastruktur bald gelöst werden, könnte Venus zu einem der wichtigsten Ölprojekte dieses Jahrzehnts werden. Andernfalls könnte es zu einem weiteren Beispiel dafür werden, wie enorme Möglichkeiten im Bereich der Zukunftsenergie unter der Last von Kosten, Politik und Wettbewerb zum Stillstand kommen können.