SunSirs: Afrika und Südamerika werden das Wachstum der Rohölproduktion im Jahr 2026 anführen

Ein kürzlich von S & P Global CERA veröffentlichter Bericht über die Rohölindustrie 2026 zeigt, dass acht große Ölfeldentwicklungsprojekte, die weltweit für die Produktion geplant sind, bis 2026 mehr als 450.000 Barrel pro Tag dem Rohölmarkt hinzufügen werden. Afrika und Südamerika treten als die wichtigsten Treiber auf, während die Vereinigten Staaten und der Nahe Osten zu begrenzten Zuwächsen beitragen. Neue Kapazitäten konzentrieren sich in Nicht-OPEC + Ländern, vor allem durch Offshore - und Tiefwasserprojekte.

Uganda beansprucht zwei wichtige Titel für 2026: „Größtes neues Ölfeld" und „Größtes Marktversorgungswachstum", beide aus den Tilanga - und Kingfisher-Projekten des Lake Albert Basin, die für den Oktober in Betrieb genommen werden sollen. Das Projekt Tirenga, das von der französischen TotalEnergies betrieben wird, stellt mit einer anfänglichen Produktion von fast 149.000 Barrel pro Tag den größten jährlichen Produktionsanstieg dar. Sie umfasst sechs Onshore - Ölfelder mit geschätzten rückgewinnbaren Reserven von 836 Millionen Barrel. Das Kingfisher-Projekt, das von CNOOC betrieben wird, wird mit einer anfänglichen täglichen Produktion von 27.000 Barrel beginnen und bis 2027 auf einen Spitzenwert von fast 40.000 Barrel pro Tag ansteigen. Es hält rückgewinnbare Reserven von mehr als 214 Millionen Barrel, mit einer Fertigstellungsrate von 74% bis November 2025. Beide Projekte haben eine Mindestlebensdauer von 20 Jahren, wobei die kumulative Produktion voraussichtlich 1,4 Milliarden Barrel und eine kombinierte Spitzenproduktion von 230.000 Barrel pro Tag erreichen wird.

Das Projekt Ugandas hängt jedoch stark von der 1.443 Kilometer langen East African Crude Oil Pipeline für den Export ab. Diese Pipeline transportiert ugandisches Rohöl nach Tansania zum Export, mit derzeit 75% Fertigstellung. Der Fortschritt wurde durch Umweltwiderstand verzögert, wobei der Betrieb voraussichtlich im Juli 2026 beginnen wird. Diese Pipeline ist nach wie vor die wichtigste Einschränkung für die Kapazitätsverwirklichung des Projekts.

Südamerikas Guyana und Brasilien haben sich durch Tiefwasserfeldprojekte als zweitgrößte inkrementelle Ölregion der Welt entwickelt. Guyanas Ultra-Deepwater Ula-Feld steht auf dem zweiten Platz in der Liste der größten neuen Ölfelder für 2026. Es wird von ExxonMobil betrieben und ist das fünfte Öl - und Gas-Asset, das im Block Stabroek entwickelt wird, mit dem die Produktion im Juli beginnen soll. Dieser Block zählt zu den weltweit größten Offshore - Öl - und Gasfeldern und produziert derzeit rund 900.000 Barrel pro Tag. Das Hura-Feld verfügt über geschätzte rückgewinnbare Reserven von 825 Millionen Barrel, mit einer anfänglichen Produktion von 136.000 Barrel pro Tag. Die Produktion wird voraussichtlich bis 2027 auf 215.000 Barrel pro Tag ansteigen, was Guyana vom fünftgrößten Ölproduzenten Südamerikas in die Top drei treibt.

Brasilien führt gleichzeitig das Buzios 8 - Projekt voran, das 180.000 Barrel pro Tag Verarbeitungskapazität für ultra-tiefe Wasser - Öl - und Gasfelder mit der P - 79 Floating Production Storage and Offloading (FPSO) - Einheit hinzufügen wird. Die anfängliche tägliche Produktion beträgt 23.700 Barrel, mit einer Spitzenproduktion von mehr als 152.000 Barrel pro Tag bis 2028. Petrobras arbeitet mit CNOOC zusammen, um sechs zusätzliche FPSOs für dieses Feld zu planen, die voraussichtlich bis 2030 etwa 1,4 Millionen Barrel pro Tag neuer Kapazität liefern werden und damit Brasiliens Tiefwasser - und Gasfördervorteil stärken.

Im Nahen Osten hat nur der Irak ein Projekt. Das East Baghdad Shallow Water-Feld plant, die Produktion bis Mitte 2026 auf 46.500 Barrel pro Tag zu erweitern. Nach Abschluss der Erweiterungen des südlichen Felds wird die Gesamtproduktion bis 2027 120.000 Barrel pro Tag erreichen, vor allem aus leichtem bis mittleren Rohöl. Allerdings bleibt der Anteil an der regionalen Zuwachsproduktion relativ gering.

Das Wachstum des nordamerikanischen Rohöls konzentriert sich auf die Vereinigten Staaten. Das Picca-Feld in Alaska ist das am meisten erwartete Onshore - Öl - und Gas-Asset der Region. Gemeinsam von Santos und Repsol im North Slope Basin entwickelt, umfasst es Rohölverarbeitungsanlagen und Bohrplätze. Die anfängliche Produktion von 41.000 Barrel pro Tag wird bis Ende 2026 erwartet, wobei die Spitzenproduktion 76.000 Barrel pro Tag erreicht. Die geschätzten rückgewinnbaren Reserven liegen bei 425 Millionen Barrel. Zwei Tiefwasserprojekte im Golf von Mexiko haben im ersten Halbjahr die Produktion aufgenommen und insgesamt 39.000 Barrel pro Tag hinzugefügt: Phase II des Buckskin-Feldes begann im März mit 18.600 Barrel pro Tag mit rückgewinnbaren Reserven von 149 Millionen Barrel; Das Monument-Feld hat im Juli mit der Produktion begonnen und produziert über 20.000 Barrel pro Tag mit rückgewinnbaren Reserven von 150 Millionen Barrel.

In Bezug auf die Auswirkungen der neuen Produktion auf den Ölmarkt stellte der saudi-arabische Analyst Abdulaziz Al-Mukbir fest, dass, obwohl zahlreiche Upstream-Projekte für 2026 geplant sind, die Zuverlässigkeit und die Lieferkapazität der inkrementalen Produktion mit mehreren Risiken konfrontiert sind, darunter Materialversorgung, Technologie und Projektausführung. Faktoren wie Umweltstreitigkeiten und Infrastrukturverzögerungen könnten die nominale neue Kapazität in eine intermittierende Versorgung oder eine verzögerte Einführung verwandeln. Dennoch wird die neue Kapazität aufgrund der Nachfrage die Erwartungen eines Überangebots auf dem Rohölmarkt 2026 noch verschärfen und den globalen Ölpreistrends Unsicherheit verleihen.

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