In Statistiken über die Höhe der Erdölreserven steht Saudi Arabien mit Abstand an der Spitze. Auf fast 35 Milliarden Tonnen wurden die Vorräte des Landes Ende 1989 geschätzt - mit weitem Abstand folgen dann Kuwait, Iran und Irak und die Vereinigten Emirate, die es auf je 13 Milliarden Tonnen bringen. Erst auf Platz sechs rargiert Venezuela. Doch das südamerikanische Laid könnte schnell an die Spitze schießen, wenn sici der Ölpreis auf dem derzeitigen Niveau hielte.

Dann würde sich nämlich die Ausbeutung dessen lohnen, was wahlweise als Teersand, Sclwerstöl oder Bitumen bezeichnet wird. Und darüber verfügt Venezuela reichlich. Andres SosaPwtri, Präsident der staatlichen Petröleos de Venezuela (PdVSA), gibt die Höhe dieser Vorkommen mit rund 36 Milliarden Tonnen an. Zählt man die konventionellen Reserven des Landes an der Nordspitze Südamerikas von gut 8 Milliarden Tonnen hinzu, dann reicht das auf Basis der letztjätrigen Förderung von rund 100 Millionen Tonnen für mehr als 400 Jahre.

Der Haken ist nur, daß sich diese Vorkommen nicht wie normales Rohöl aus der Erde holen lassen. Wenn man Glück hat, dann liegen - wie bei eirem Teil der kanadischen Athabaska Vorkommen - Sand Öl Gemische dicht unter der Erdoberfläche. In aufwendigen Verfahren müssen Öl und Sand voneinander getrennt werden, ein anschließender Aufbereitungsprozeß macht aus dem Öl ein "Syncrude" - von synthetisch und crude Rohöl vorzieht.

Wenn man jedoch Pech hat - und das ist der Normalfall , dann liegen die bitumösen 01sclichten tief unter der Erde und sind so fest, daß eine Förderung mit Pumpen nicht funktioniert. Di muß dann über eine Vielzahl von Bohrungen und über einen langen Zeitraum hinweg Heißdampf eingeblasen werden, der das Schwerstöl geschmeidig und schließlich pumpbar macht.

Was so ans Tageslicht gefördert wird, erstarrt freilich schnell wieder - an eine normale Raffination, die ein flüssiges Einsatzprodukt voraussetzt, ist nicht zu denken. Vielmehr muß in ähnlich aufwendigen Prozessen, wie sie einst in Deutschland fü r die Verflüssigung von Kohle eingesetzt wurden, zusätzlich Wasserstoff angelagert werden, damit am Ende Ölprodukte herauskommen. Technisch ist das Problem längst gelöst, nur mit der Wirtschaftlichkeit hapert es.

Bei einem Rohölpreis von zwanzig Dollar und mehr je Faß ist aber auch die Rentabilität gesichert. Und technisch arbeitet die venezolanische Ö gesellschaft mit Veba Oel zusammen, dem Unternehmen, das auch die Hydrierung von Steinkohle zuerst in industriellem Maßstab bewältigt hat.

Wenn die Venezolaner dennoch zögern, im Orinoko Becken Verflüssigungsanlagen zu bauen, dann hat das einen einfachen Grund: Weil ihnen die Opec vorschreibt, wieviel Öl sie exportieren dtrfen, ist es nicht sinnvoll, die billige Förderung vcn konventionellem Öl zu drosseln und dafür m t hohen Kosten Syncrude zu produzieren. Bei gleichem Absatz würde nur der Gewinn geschmäzig Prozent aus Schweröl und zu dreißig Prozent aus Wasser - ein Emulgator sorgt dafür, daß sich Öl und Wasser nicht schon nach kurzer Zeit wieder trennen.

Orimulsion ist im Gegensatz zu Bitumen flüssig und pumpbar, kann mit Tankern transportiert und in Kraftwerksfeuerungen wie schweres Heizöl eingesetzt werden Öl darf es dennoch nicht sein, denn das würde die Opec auf die venezolanische Quote anrechnen. Also wird es schlicht zu "Nicht Öl Kohlenwasserstoff" (non oil hydrocarBrüder.

Auch im Preis entfernen sich die Venezolaner gemeinsam mit ihrem Partner BP vom Öl. Denn Richtschnur ist der Preis für Kraftwerkskohle, nicht der für schweres Heizöl. Orimulsion soll seinen Markt gegen die Kraftwerkskohle und nicht gegen das schwere Heizöl finden - die Kreise der Opec also nicht stören.

Im Augenblick können die Venezolaner jährlich etwa drei Millionen Tonnen produzieren, eine Verdoppelung dieser Kapazität steht bevor. Wenn es die Nachfrage hergibt, können 1992 zwölf Millionen Tonnen produziert werden. Insgesamt, so hoffen die Venezolaner, könnten sie einmal fünfzig Millionen Tonnen Orimulsion verkaufen - immerhin die Hälfte der gegenwärtigen Rohölförderung.

Erste Kontrakte mit Kraftwerksgesellschaften sind bereits abgeschlossen worden. Großbritanniens Central Electricity Generating Board hat