Globales Ölfördermaximum

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Das globale Ölfördermaximum (engl. peak oil ) ist das zeitliche Maximum der weltweiten Förderrate von Rohöl. Dem Konzept eines Ölfördermaximums liegt die Annahme zugrunde, dass die Ölförderung und -produktion bereits lange vor der endgültigen Erschöpfung der Ölreserven aufgrund von mehreren Faktoren ein historisches Maximum erreichen wird und die Produktion danach irreversibel abfällt.[1] Es geht auf Arbeiten des Geologen Marion King Hubbert aus den 1950er Jahren zurück.

Der Zeitpunkt und die Höhe des Maximums hängen davon ab, ob neben konventionellem Rohöl auch aufwändiger zu fördernde fossile Energieträger betrachtet werden. Während Hubbert 1974 das Maximum der konventionellen Förderung für 1995 prognostizierte, liegen aktuelle Prognosen näher in der Zukunft, wahrscheinlich tritt dieses Maximum vor 2030, womöglich vor 2020 ein.

Entwicklung des Konzepts[Bearbeiten]

Abb. 1: Oben: Die Förderung einer Ölquelle in mehreren Phasen. Unten: Die Gesamtförderung mehrerer Quellen kann durch die sog. Hubbert-Kurve beschrieben werden.[2] Diese Kurve ist die erste Ableitung einer als „logistische Funktion“ bezeichneten Sättigungsfunktion und keine Gaußsche Normalverteilung.
Abb. 2: Kumulativer Verlauf und Projektion der Weltproduktion nach Studien der ASPO, CERA und weiteren Forschern und Verbänden

Marion King Hubbert, damals leitender Ölexperte bei Shell und ein bekanntes Mitglied der Technokratischen Bewegung, prägte den Begriff 1956. Hubbert kannte den Verlauf der Ölförderung bei einzelnen Quellen und kleineren Ölfeldern, der sich grob einer logistischen Verteilung angleicht, und übertrug dies auf die nordamerikanische wie globale Förderung. Mit der so erhaltenen bislang richtigen Prognose des Ölfördermaximums für die Vereinigten Staaten erregte Hubbert Aufsehen; nach neueren Vorhersagen, beispielsweise von Seiten der Internationalen Energieagentur, sehen sich die USA allerdings in der Lage, in den kommenden Jahren ihr bisheriges Ölfördermaximum von Anfang der 70er Jahre durch unkonventionelle Ölförderung wieder zu übertreffen. Das globale Ölfördermaximum prognostizierte Hubbert (1974) für das Jahr 1995, was durch die reale Entwicklung der Fördermenge widerlegt wurde.

1998 schlossen sich Geologen, Physiker, Energieberater und Publizisten, die sich mit dem Fördermaximum beschäftigen, in der vom Geologen Colin J. Campbell gegründeten Association for the Study of Peak Oil and Gas (ASPO) zusammen. Im ersten Jahrzehnt seit der Jahrtausendwende wurde ein weltweites Ölfördermaximum und eine danach drohende exponentielle Verringerung der Ölförderung und deren Folgen in der Öffentlichkeit diskutiert. Die entscheidenden Erdölproduzenten weltweit könnten ihre Produktion kaum ausweiten. Auch seien die offiziellen Zahlen ihrer Reserven höchstwahrscheinlich stark übertrieben. Seit Jahrzehnten seien die Funde von billigem, konventionellem Öl stark zurückgegangen und seien geringer als die im gleichen Zeitraum verbrauchte Menge. Es werden verschiedene Szenarien diskutiert. Einige dieser Fachleute prognostizierten unter großer öffentlicher Aufmerksamkeit etwa zwischen 2010 und 2020 wegen abfallender Produktionsmöglichkeiten eine drohende globale Ölverknappung sowie erhebliche Preissteigerungen. In anderen, optimistischeren Szenarien wird zunächst ein Plateau mit einem engen, aber nicht abrupt fallenden Ölangebot angenommen.[3] Das prognostizierte stagnierende oder fallende Ölangebot wurde und wird teilweise mit der Forderung nach einer Energiewende verbunden.

Seit 2008 thematisierte auch die Internationale Energieagentur das globale Ölfördermaximum. Sie sah das Fördermaximum von konventionellem Erdöl bereits 2006 eingetreten[4] und betrachtet das Fördermaximum als möglichen Treiber für Ölpreissteigerungen.[5]

Abb. 3: Der Peak Oil für konventionelles Öl fand schon 1973 statt, wurde jedoch vom Anstieg der unkonventionellen Förderung überlagert

Andere Fachleute und führende Vertreter der Mineralölunternehmen halten das Konzept des Ölfördermaximums und davon abgeleitete zeitliche Prognosen im globalen Maßstab für unbrauchbar. Die komplexen Verläufe der Förderung einzelner Länder seien nicht durch eine einzige Summenkurve mit einem einzelnen Peak zu beschreiben. Es ergebe sich ein Plateau beziehungsweise komplexere Kurvenverläufe und damit auch genug Zeit, um andere Energieträger aufzubauen und technische Innovationen einzuführen. In den OPEC-Ländern wird das Thema gänzlich ausgeblendet und behauptet, es wäre auch bei den derzeitigen Förderraten noch genug Öl für etliche Jahrzehnte vorhanden. Ebenso wird von einigen Wirtschaftswissenschaftlern mit Hinweis auf technologische Neuentwicklungen wie auch die Historie der Rohstoffwirtschaft insgesamt in Frage gestellt, inwieweit endliche Ressourcen generell ein dauerhaftes Problem darstellten. Clive Mather, CEO von Shell Canada, sieht die Kohlenwasserstoffvorräte der Erde als praktisch unendlich an.[6] Der frühere Enron-Manager Robert L. Bradley Jr. beruft sich auf die Österreichische Schule der Wirtschaftswissenschaften bei seiner Kritik am Ölfördermaximum.[7][8] Eine sehr ähnliche These vertrat[9] der emeritierte Ölgeologe Heinz Beckmann, als er darauf hinwies, dass Vorräte an unkonventionellen Reserven die seinerzeit wirtschaftlich förderbaren Mengen weit überschreiten, das Maximum der Ölförderung vielmehr aufgrund steigender Förderkosten eintreten wird.

Allgemeine Probleme, den Zeitpunkt des Ölfördermaximums zu bestimmen[Bearbeiten]

Die Prognose des Zeitpunktes und der Höhe eines globalen Ölproduktionsmaximums ist aus mehreren Gründen mit großen Unsicherheiten behaftet. Schon die Erstellung einer Förderkurve nach der Methode Hubberts, die lediglich geologische Faktoren einbezieht und sich auf die Analyse der Förderung von Rohöl beschränkt,[10]ist problematisch, da hierzu eine genaue Kenntnis der weltweiten Förder- und Reservedaten erforderlich ist. In einer Reihe von Ländern jedoch, insbesondere wichtigen Ölförderländern des Nahen Ostens, werden diese Daten von den nationalen Ölgesellschaften veröffentlicht und können nicht von unabhängiger Seite überprüft werden.

In neueren Analysen werden häufig neben konventionellem Öl (Rohöl + Flüssiggas) auch „unkonventionelles Öl“ wie Schwerstöl (nicht von selbst fließfähiges Öl) und Öl aus Teersandstein sowie sonstige ölähnliche Flüssigkeiten (synthetisches Öl aus Gas und Kohle, Biokraftstoffe) einbezogen.[11] Je nachdem, welche Flüssigkeiten betrachtet werden, gelangt man zu unterschiedlichen Ergebnissen bezüglich eines Förder- oder Produktionsmaximums.

Eine Reihe von Faktoren sind überhaupt nicht modellierbar. Hierzu gehören z.B. die Auswirkungen von Krieg, Unruhen oder Sanktionen in wichtigen Ölförderländern. Ebenso schwierig ist die Vorhersage der Auswirkungen von technischem Fortschritt und eines steigenden Ölpreises auf die Förderung.

Entsprechend weit auseinander gehen die Zahlen zu einem Ölproduktionsmaximum. Die Tabelle weiter unten gibt einen Überblick über die verschiedenen Prognosen.

Weltweite Ölförderung[Bearbeiten]

Abb. 4: Weltweite Erdölförderung seit 1945[12]

Die weltweite Ölförderung stieg (nach ersten Krisen und Zweifeln am unbegrenzten Fortgang der Förderung um 1920) zwischen 1930 und 1972 ungefähr exponentiell an. Abb. 4 zeigt diese Entwicklung. Mit den politisch begründeten Ölkrisen 1973 und 1979/83 setzte das exponentielle Wachstum aus, die Ölförderung ging etwas zurück und stieg im weiteren langsamer und nur noch linear an. Deutliche Nachfragerückgänge gab es auch nach der Asienkrise und nach dem Platzen der Dotcom-Blase. Die Terroranschläge am 11. September 2001 in den USA drückten hingegen nur kurzfristig die Nachfrage nach Flugtreibstoff.

Mit der Erholung der Weltwirtschaft nach der Dotcom-Blase stieg die globale Förderung bis Mitte 2004 an, um dann trotz anhaltend starken Wirtschaftswachstums vor allem in der Volksrepublik China und Indien zu stagnieren, was zu einem starken Preisanstieg führte. Erst seit 2009 steigt die Förderung wieder langsam an.

In Weiterführung von Abbildung 4 gibt die folgende Tabelle einen Überblick über die Entwicklung des Angebotes an flüssigen Brennstoffen seit 2005 (in 1000 Barrel/Tag, gerundete Werte), aufgeschlüsselt nach Produktgruppen.[13]

Jahr Rohöl einschl.
Kondensat
Flüssiggas Sonstige
Flüssigkeiten
Alle Flüssigkeiten
Summe Spalten 2-4
Volumengewinne
durch Raffination
Gesamtangebot
2005 73771 7553 1220 82543 2104 84647
2006 73398 7719 1370 82487 2144 84631
2007 73084 7849 1484 82416 2139 84556
2008 73935 7837 1825 83596 2123 85719
2009 72609 8109 1971 82689 2260 84949
2010 74378 8540 2224 85142 2383 87525
2011 74489 8634 2322 85446 2388 87834
2012 75897 9021 2411 87329 2371 89700
2013 75979 9086 2578 87643 2414 90057

Erläuterungen zur Tabelle:[14]

Als Rohöl bezeichnet man das geförderte, von Wasser und Gasen bereits getrennte, jedoch noch nicht weiterverarbeitete Erdöl.[15] Das aus den Teersanden Kanadas gewonnene synthetische Öl wird hier ebenfalls zum Rohöl gezählt. Rohöl besitzt von den in der Tabelle genannten Flüssigkeiten die höchste Energiedichte und die größte Flexibilität bezüglich Weiterverarbeitung.[16]

Kondensat ist leichtes Öl, welches als Nebenprodukt der Erdgasförderung und -verarbeitung anfällt. Kondensat, welches noch am Förderort vom Erdgas getrennt und mit Rohöl aus nahe gelegenen Ölquellen vor Weitertransport und -verarbeitung gemischt wird, wird statistisch zusammen mit dem Rohöl erfasst.

Flüssiggase sind Gase, die unter relativ geringem Druck flüssig werden und daher zu Heizzwecken oder zum Antrieb von Fahrzeugen verwendet werden können. Flüssiggase werden im Zuge der Erdöl- oder Erdgasverarbeitung in Raffinerien gewonnen. Flüssiggase weisen nur etwa 2/3 des Energiegehaltes von Rohöl auf und können nur eingeschränkt zu Transportkraftstoffen weiterverarbeitet werden.

Unter "Sonstige Flüssigkeiten" sind Biodiesel und Ethanol sowie aus Erdgas und Kohle gewonnenenes synthetisches Öl erfasst (die beiden letztgenannten Produktgruppen sind derzeit vernachlässigbar).

Bei den "Volumengewinnen durch Raffination" handelt es sich um einen statistischen Effekt, der dadurch entsteht, dass das Rohöl im Zuge der Raffination zu Destillaten mit geringerem spezifischen Gewicht und damit größerem Volumen weiterverarbeitet wird. Der Energiegehalt bleibt unverändert. Trotzdem werden diese Volumengewinne häufig zum "Gesamtölangebot" hinzugerechnet.

Die Tabelle zeigt, dass sowohl die Rohölförderung als auch das Gesamtangebot bis zum Jahr 2009 stagnierten. Seit 2010 steigt die Förderung bzw. Produktion wieder erheblich an. Wesentlichen Anteil an diesem Anstieg haben Produktionsausweitungen im Nahen Osten (Saudi-Arabien, Vereinigte Emirate, Irak) sowie der Wiederanstieg der US-amerikanischen Ölförderung seit 2008.[17]

Ölreserven[Bearbeiten]

Hauptartikel: Ölvorkommen
Abb. 5: Angegebene bewiesene Ölreserven einiger OPEC-Mitgliedsstaaten im Nahen Osten von 1980 bis 2005

Reservenangaben geben üblicherweise nicht die absolute Gesamtmenge des Öls im Boden an, sondern die Menge, die auch gefördert werden kann. Diese Menge hängt sowohl von den geologischen Voraussetzungen (Porosität und Permeabilität des Speichergesteins) ab als auch von der eingesetzten Fördertechnik und vom Ölpreis. Je höher der Ölpreis, desto teurere Technik lässt sich rentabel einsetzen. Die Grenze ist jedoch die energetische Kosten-Nutzen-Rechnung; sobald für die Ölsuche, die Förderung und den Transport mehr Energie aufgewendet werden muss, als im geförderten Öl enthalten ist, wird diese Förderung als Energiequelle unrentabel („ERoEI“ Energy Return on Energy invested).

Der Anteil des förderbaren Öls an der Menge im Boden beträgt selbst beim Einsatz hochmoderner Technik nur etwa 35–45 % einer Lagerstätte.[18][19] Die stärkste Auswirkung auf die Förderrate hat zum einen die Geologie (hoch permeable Lagerstätten ermöglichen hohe Förderraten), zum anderen der Einsatz der sogenannten Sekundär-Fördertechnik (zumeist das Einpumpen von Wasser unter das Ölfeld). Die maximale Ausbeutung eines Ölfeldes – also die Erhöhung des Anteils an förderbarem Öl – wird vor allem durch hochpräzises Anbohren auch der kleinen Taschen eines Ölfeldes erreicht. Bohrungen können heute horizontal erfolgen, mit einer Genauigkeit von wenigen Metern auch sehr schmale ölführende Schichten erreichen und so den Entölungsgrad steigern.

Interpretationsspielräume werden von den ölproduzierenden Staaten oft genutzt, um ihre Reserven zu manipulieren. So entschieden 1985 die OPEC-Förderländer, die länderspezifischen Förderraten an die jeweiligen Reserven zu koppeln; wer hohe Reserven aufweisen konnte, durfte mehr fördern und umgekehrt. Wie in Abb. 5 deutlich zu sehen ist, provozierte diese Entscheidung eine allgemeine künstliche Anhebung der Reserven der einzelnen Mitgliedsstaaten, da jeder Staat höhere Förderraten bei hohem Preis zugeteilt haben wollte.

Abb. 6: Ölfunde von 1930 bis 2050 und Förderung bis 2006, Quelle: ASPO

Um weiterhin Erdöl zu fördern, müssen neue Ölquellen entdeckt werden. Abb. 6 zeigt die Ölfunde von 1930 bis 2050 nach Campbell unter Zuhilfenahme der Methode der „Rückdatierung von Ölfunden“,[20][21] wobei die weißen Balken Schätzungen sind. Eingerechnet ist die jährliche Fördermenge. Man erkennt die großen Ölfunde Ende der 1940er Jahre im Persischen Golf und die großen Funde Anfang der 1980er Jahre in der Nordsee. Die meisten Lagerstätten wurden allerdings in den sechziger Jahren gefunden. Laut Campbell nehmen die Funde – von einigen Ausnahmen abgesehen – beständig ab; seit 2003 liegen sie sogar kontinuierlich unter den prognostizierten Werten. Seiner Studie zufolge wird seit Anfang der 1980er Jahre mehr Öl gefördert als neues gefunden.

Branchenexperten zufolge ermöglicht ein gestiegener Ölpreis, auch bisher nicht intensiv untersuchte Gebiete (zum Beispiel Sibirien) zu erkunden und unkonventionelle, bislang wirtschaftlich nicht lohnende Lagerstätten auszubeuten. Dazu gehören Ölsande, hier vor allem die großen Vorkommen in Alberta in Kanada, Ölschiefer, Tiefseebohrungen, Sibirien- oder Alaska-Exploration, Bitumen etc. Leonardo Maugerie, ein Angestellter des italienischen Ölkonzerns Eni, sah bereits 2004 einen erheblichen Investitionsstau, da in vielen Ölländern und der Ölindustrie die Erfahrungen mit dem Preisverfall durch Überkapazitäten aus den 1980er Jahren noch nachwirkten.[22]

Die Ölförderung in einzelnen Ländern[Bearbeiten]

Übersicht[Bearbeiten]

Die nachfolgende Tabelle zeigt nach Ländern aufgeschlüsselt die aktuelle Fördermenge (2012) in Relation zur maximal erreichten Förderung. Einzeln erfasst sind Länder, die eine Förderung von mehr als 1 Mio. Barrel pro Tag erreicht haben. Alle übrigen Länder werden zu Regionen mit den entsprechenden aggregierten Förderraten zusammengefasst.[23] Die Zahlen umfassen folgende Produktgruppen: Rohöl, Öl aus Sanden und Schiefer, verflüssigtes Erdgas (NGL), nicht dagegen Biokraftstoff und verflüssigte Kohle.

Land Jahr der
Höchstförderung
Fördermaximum
Barrel/Tag
Förderung 2012
Barrel/Tag
Förderung 2012
in Prozent des
Fördermaximums
Bemerkungen
Russland 1987 11.484.000 10.643.000 93 Für die nächsten Jahre wird Förderplateau erwartet, s.u.
Saudi-Arabien 2012 11.530.000 11.530.000 100 Fördermaximum noch nicht erreicht; derzeitige Förderkapazität nach eigenen Angaben 13,5 Mio. Barrel/Tag
USA 1970 11.297.000 8.905.000 79 Förderung seit 2008 wieder erheblich steigend
Iran 1974 6.060.000 3.680.000 61 Förderung durch die politischen Verhältnisse beeinträchtigt
China 2012 4.155.000 4.155.000 100 Fördermaximum noch nicht erreicht
Mexiko 2004 3.824.000 2.911.000 76 Förderabfall
Irak 1979 3.489.000 3.115.000 89 Förderung bei stabilen politischen Verhältnissen stark steigerbar
Venezuela 1998 3.480.000 2.725.000 78 Förderung durch die politischen Verhältnisse beeinträchtigt
Norwegen 2001 3.418.000 1.916.000 56 Förderabfall
Kuwait 1972 3.339.000 3.127.000 94
Kanada 2012 3.741.000 3.741.000 100 Förderung aus Teersanden; ansteigend
VA Emirate 2012 3.380.000 3.380.000 100 Fördermaximum noch nicht erreicht
Großbritannien 1999 2.909.000 967.000 33 Förderabfall
Nigeria 2010 2.523.000 2.417.000 96 Förderung durch die politischen Verhältnisse beeinträchtigt
Libyen 1979 2.139.000 1.509.000 71 Langsamer Förderabfall
Brasilien 2011 2.193.000 2.149.000 98 Fördermenge z.Zt. stagnierend
Algerien 2007 1.992.000 1.667.000 84 Förderabfall
Angola 2008 1.901.000 1.784.000 94 Förderung im Trend langsam fallend
Kasachstan 2011 1.758.000 1.728.000 98 Förderung seit 2010 stagnierend
Indonesien 1977 1.685.000 918.000 54 Förderabfall
Katar 2012 1.966.000 1.966.000 100 Förderung ansteigend
Aserbaidschan 2010 1.023.000 872.000 85 Förderabfall
Übriges Amerika 2012 2.486.000 2.486.000 100
Übriges Europa 2003 1.484.000 1.085.000 73 Langsamer Förderabfall
Übriger Naher Osten 2001 2.044.000 1.472.000 72 Förderabfall
Übriges Afrika 2008 2.403.000 2.065.000 86 Förderung im Sudan durch Krieg beeinträchtigt
Übriges Asien/Pazifik 2010 3.292.000 3.240.000 98
Welt 2012 86.152.000 86.152.000 100

Saudi-Arabien[Bearbeiten]

Über zehn Prozent des weltweit geförderten Erdöls kommt aus Saudi-Arabien. Ein Großteil der saudischen Produktion wiederum stammt aus wenigen Riesenölfeldern, die schon vor Jahrzehnten in Betrieb genommen wurden und sich möglicherweise bereits in der Phase des Förderabfalls befinden. Zuverlässige Angaben hierzu sind nicht verfügbar, da die Produktionsdaten Staatsgeheimnis sind und keine unabhängigen Experten in Saudi-Arabien zugelassen werden.

Die saudische Ölförderung in den letzten 10 Jahren schwankte zwischen 8,9 Mio. Barrel/Tag im Jahr 2002 und 11,5 Mio. Barrel/Tag im Jahr 2012.[24] Diese Produktionszahlen reflektieren jedoch keine geologischen Begrenzungen, das heißt es sind nicht die maximal möglichen Förderraten. Vielmehr ist Saudi-Arabien als einer der wenigen noch verbliebenen Ausgleichsproduzenten („swing producers“) in der Lage, seine Produktionszahlen aktuellen politischen und wirtschaftlichen Erfordernissen anzupassen.

Die derzeitige maximale dauerhafte Produktionskapazität an Rohöl liegt lt. IEA bei ca. 12 Mio. Barrel/Tag. Diese Produktionskapazität kann voraussichtlich zumindest bis 2016 gehalten werden. Hinzu kommen 1,55 Mio. Barrel pro Tag an flüssigem Erdgas (LNG) (erweitert auf 1,8 Mio. Barrel/Tag bis 2016).[25] Flüssiges Erdgas ist ein Substitut für Rohöl als flüssiger Brennstoff in vielen Anwendungen, wenn auch mit geringerem Energiegehalt pro Volumeneinheit.

Ende 2011 gab Saudi-Arabien bekannt, dass ein Investitionsprogramm in Höhe von 100 Mrd. Dollar zur Ausweitung der Rohöl-Förderkapazität auf 15 Mio. Barrel/Tag bis 2020 eingestellt wurde. Als Begründung wurden die erwartete Steigerung der Ölproduktion in Irak und die zunehmende Ölgewinnung aus Teersanden und Schiefer sowie schwächere Ölnachfrage genannt.[26] Aus derselben Quelle geht hervor, das Saudi-Arabien derzeit ein Ölpreisniveau von mindestens 92$/Barrel (gegenüber 60$ in 2008) benötigt, um seine stark gestiegenen Staatsausgaben bestreiten zu können und dieses Preisniveau gegebenenfalls durch Fördereinschränkungen verteidigen wird.

Der Inlandsverbrauch an Rohöl und flüssigem Erdgas stieg in den letzten Jahren stark an. Er betrug im Jahr 2012 2,935 Mio. Barrel/Tag gegenüber 1,578 Mio. Barrel im Jahr 2000.[27] Bleibt dieser Trend ungebrochen, muss Saudi-Arabien seine Fördermenge Jahr für Jahr steigern, schon um den zunehmenden Inlandsverbrauch abzudecken und seine Exportmenge konstant halten zu können. Der Saldo zwischen Förderung und Inlandskonsum d.h. das für den Export zur Verfügung stehende Öl (Rohöl + Kondensat + flüssiges Erdgas) erreichte im Jahr 2005 mit 8,918 Mio. Barrel/Tag sein Maximum. Im Jahr 2012 betrug der Saldo 8,595 Mio Barrel/Tag.

Russland[Bearbeiten]

Die Ölförderung auf dem Gebiet des heutigen Russland erreichte mit 11,484 Mio. Barrel/Tag ihr Maximum im Jahr 1987, also noch zu Zeiten der Sowjetunion. Nach deren Auflösung kam es aufgrund des Zerfalls der staatlichen und wirtschaftlichen Strukturen zunächst zu einem starken Förderabfall bis auf ein Minimum von 6,062 Mio. Barrel/Tag im Jahr 1996. Seitdem konnte die Produktion nahezu in jedem Jahr wieder gesteigert werden und erreichte mit 10,643 Mio. Barrel/Tag im Jahr 2012 ein vorläufiges Maximum.[28]

Die nachfolgende Tabelle gibt einen Überblick über die Entwicklung von Ölförderung und -verbrauch in den Jahren 2002–2012 (in 1000 Barrel/Tag).[29]

Jahr Förderung Steigerung Inlandsverbrauch Exportsaldo*
2002 7755 2559 5196
2003 8602 847 2679 5923
2004 9335 733 2660 6675
2005 9598 263 2679 6919
2006 9818 220 2761 7057
2007 10044 226 2777 7267
2008 9950 -94 2862 7088
2009 10139 189 2772 7367
2010 10365 226 2892 7473
2011 10510 145 3089 7421
2012 10643 133 3174 7469
  • Der Exportsaldo ist die rechnerische Differenz zwischen Förderung und Inlandsverbrauch. Er entspricht nicht dem tatsächlich exportierten Öl. Zum einen werden beim Inlandsverbrauch gem. Definition von BP Biokraftstoffe einbezogen.[30] zum anderen wird ein Teil des Öls bereits im Inland weiterverarbeitet und erst dann exportiert, wobei sich ebenfalls volumenmäßige Änderungen ergeben („refinery gains“ – Volumengewinn durch Raffination). Auf- oder Abbau von Lagerbeständen wird ebenfalls nicht berücksichtigt. Der Saldo bietet jedoch einen Hinweis darauf, ob ein steigender Inlandsverbrauch eine Steigerung der Förderung überkompensiert. Bei Ländern mit Förderabfall hat ein steigender Inlandsverbrauch zur Folge, dass die Exporte schneller abfallen als die Förderung.

Wie aus der Tabelle ersichtlich, konnte die Förderung seit 2005 nur noch langsam gesteigert werden. Es zeichnet sich ein Plateau ab. Der Exportsaldo stagniert seit 2010.

Auch die Internationale Energieagentur (IEA) sieht in einer Veröffentlichung von Anfang November 2011 die russische Ölförderung am Maximum. Die IEA prognostiziert, dass eine Fördermenge von etwa 10,5 Mio Barrel/Tag bis zum Ende des Jahrzehnts gehalten werden kann. Danach soll ein langsamer Förderrückgang einsetzen. Für das Jahr 2035 wird eine Tagesproduktion von 9,7 Mio. Barrel erwartet.[31] Andere Experten halten diese Annahme für zu optimistisch und erwarten einen stärkeren Förderabfall.[32]

Kasachstan und weitere Staaten der früheren Sowjetunion[Bearbeiten]

Der Anteil von FSU- und OPEC-Öl steigt, was diesen Ländern einen vermehrten Einsatz von Förderrate und Preis als politisches Druckmittel erlaubt.

Die Vorkommen der GUS-Staaten im Umfeld des Kaspischen Meeres sind noch in der Erschließung. Erste geologische Gutachten in der Region in der zweiten Hälfte der 1990er Jahre schätzen allein das sogenannte Kashagan-Feld auf etwa zwei bis vier Milliarden Barrel abbaubarer Reserven. Nach Durchführung von zwei Explorations- und zwei weiteren Bewertungsbohrungen wurden die offiziellen Schätzungen auf ein Volumen von zwischen sieben und neun Milliarden Barrel nach oben korrigiert. Im Februar 2004 hingegen, nach vier weiteren Explorationsbohrungen, lagen die neuen Schätzungen bei 13 Milliarden. Die im weiteren Umfeld zu findenden Ölvorkommen würden laut BP noch erhebliche Reserven bergen.[33]

Sonstige Staaten[Bearbeiten]

Abb. 7: Die weltweite Ölproduktion. In den meisten Ländern ist der Höhepunkt überschritten und die Produktion fällt seitdem ab

Die Abb. 7 zeigt die Erdölproduktion außerhalb der OPEC-Staaten; die Daten sind ab 2004 Schätzungen. Der Förderanteil der OPEC macht etwa 50 % der gesamten Förderung aus. Die Grafik zeigt darüber hinaus, dass das Fördermaximum der Ölproduzenten außerhalb der OPEC und der Russischen Föderation bzw. den GUS-Staaten (FSU, Former Soviet Union) im Jahre 2000 überschritten wurde. In den OECD-Europa-Ländern sinkt die Ölförderung um etwa fünf Prozent jährlich. Im Januar 2006 konnten noch etwa 36 % des Bedarfes aus eigenen Quellen gedeckt werden. 2015 steht zu erwarten, dass in der EU bereits 92 % importiert werden müssen.[34]


Abb. 8:Die Norwegische Ölproduktion lässt sich gut mit einer Hubbert Kurve beschreiben.

Entwicklung des Ölpreises[Bearbeiten]

Hauptartikel: Ölpreis

Bisherige Preisentwicklung[Bearbeiten]

Abb. 9: Preisentwicklung der Ölsorte Brent zwischen Mai 1987 und Januar 2012 in US-Dollar (nominal und real)

Die weltweite Nachfrage nach Öl schwankt mit der Konjunktur. Kurzfristige Preisschwankungen bei Öl sind eng mit sicherheits- und regionalpolitischen Entwicklungen und Befürchtungen verbunden. Preisschwankungen alleine sind also kein Hinweis auf akute Verknappung. Ein deutlicher Effekt zeigte sich allerdings in der Zusammenschau von Preisen und Fördermengen: Während bis 2004 die oft spekulativen Preisschwankungen kurzfristig zu deutlichen Anpassungen der Fördermenge führten, reagiert seither das Angebot deutlich schwächer. Die sprunghaft verminderte Preiselastizität deutet darauf hin, dass die großen Produzenten der OPEC nun am Fördermaximum operieren.[35]

Prognosen[Bearbeiten]

Da der Preis von Öl stark von der Nachfrage und der gesamtwirtschaftlichen Situation abhängt und andererseits sich ein sehr hoher Ölpreis auf letztere auswirkt, müssen Prognosen der Ölpreisentwicklung Annahmen über die wirtschaftliche Entwicklung treffen. Ein Schlüsselkonzept, das genutzt wird, um die Kopplung zwischen Angebot, Nachfrage und Preis zu beschreiben, ist das der Preiselastizität, die angibt, wie stark sich die Nachfrage eines Produktes verändert, wenn der Preis um einen bestimmten Anteil steigt.

Die Prognosen für die künftige Entwicklung des Ölpreises zeigen daher eine große Bandbreite.[36]

Der Internationale Währungsfonds hat hierzu im World Economic Outlook vom April 2011 Szenarien vorgestellt, die eine Verknappung der Ölförderung einbeziehen.[37] Zum einen betrachtet der Bericht die Entwicklung der Ölförderung und kommt zu dem Befund, dass seit etwa 2005 die Ölförderung stagniere.[38]

Für die Prognosen werden Modellrechnungen mit unterschiedlichen Szenarien betrachtet. Beispielsweise wird für ein Szenario eines Fördermaximums mit einer Ölverknappung um durchschnittlich 3,8 % jährlich ein kurzfristiger Anstieg des Ölpreises um 200 % und ein Anstieg um 800 % für einen Zeitraum von 20 Jahren errechnet.[39] Betont wird bei diesen Rechnungen ausdrücklich, dass sie nichtlineare Effekte und wirtschaftliche Rückkopplungen nicht einbeziehen.[40]

Als mögliche Gegenmaßnahme erörtert der Bericht eine vorbeugende Reduktion des Ölverbrauchs, welche die Elastizität der Nachfrage erhöhe:

‚Regarding policies aimed at lowering the worstcase risks of oil scarcity, a widely debated issue is whether to preemptively reduce oil consumption— through taxes or support for the development and deployment of new, oil-saving technologies—and to foster alternative sources of energy.‘[41]

Zeitpunkt[Bearbeiten]

Wegen der schwierigen Datenlage kann das Ölfördermaximum wohl erst einige Jahre nach dessen Eintreten zweifelsfrei datiert werden. Die von Campbell, dem Begründer der ASPO, vorausgesagten Zeitpunkte für ein globales Ölfördermaximum wurden mehrmals in die Zukunft verschoben und können gegenwärtig nicht zweifelsfrei bestätigt werden. Dies wird unter anderem von Kritikern zum Anlass genommen, die Übertragung des Hubbert peak auf die weltweite Förderung für nicht sinnvoll zu halten. Andererseits revidierte auch die optimistischere Internationale Energieagentur (IEA) ihre Prognosen. In ihrem jährlichen World Energy Outlook senkte sie jedes Mal die prognostizierten Förderraten und Gesamtfördermengen und setzte in der Folge den Zeitpunkt des globalen Ölfördermaximums immer früher an.

Die ASPO nimmt zudem an, dass auch die Förderrate der OPEC-Staaten nahe an ihrem Maximum liegt und sich derzeit nur im Irak und an der westafrikanischen Küste steigern lässt, das Ölfördermaximum also gegenwärtig zum Tragen komme. Dies gilt insbesondere für die arabischen OPEC-Mitglieder, die einen sehr hohen Anteil an der globalen Ölförderung haben. Zufolge einer Veröffentlichung von WikiLeaks und der britischen Zeitung The Guardian gab der saudi-arabische Ölexperte Sadad al-Husseini, ehemaliger Chefgeologe von Aramco, in den Jahren 2007 und 2009 gegenüber dem Generalkonsul der USA an, dass die Ölreserven Saudi-Arabiens um fast 40 % überschätzt wurden, so dass das Land — entgegen bisherigen Erwartungen — vermutlich keinen Beitrag zur Milderung von globalen Förderengpässen und damit verbundenen Preisspitzen leisten könne.[42]

Eine Gegenposition vertritt unter anderem Leonard Maugerie vom Eni-Konzern. Ihm zufolge ist die Umbruchsituation in der Ölindustrie viel wichtiger als die Diskussion um ein Ölfördermaximum. Er hält das Maximum konventioneller Ölförderung in den OPEC-Staaten und Russland für noch lange nicht erreicht, und die Möglichkeit, unkonventionelle Ölvorkommen zu nutzen, sei dabei noch gar nicht miteinbezogen. Anfang 2006 – bei einem Ölpreis von etwa 60 US-$ – befürchtete er zudem einen Preissturz, der negative Folgen für Investitionen in unkonventionelle Ölquellen und Alternativen für die Treibstoffherstellung haben würde, die aus wirtschaftlichen Gründen einen Ölpreis von mindestens 45 US-$ voraussetzen.[43]

Die Internationale Energieagentur verdringlichte im August 2009 frühere Warnungen: Da sich die Ölförderkapazitäten aufgrund zurückgehender Reserven und ausbleibender Investitionen verringern, könne es aufgrund von massiver Ölknappheit schon ab dem Jahr 2011 zu einer Erschwerung und Verlängerung der globalen Finanz- und Wirtschaftskrise seit 2007 kommen. Die Förderung der bestehenden Ölfelder geht gegenwärtig um jährlich 6,7 Prozent zurück. Um die zurückgehende Förderung erschöpfter Ölvorkommen auszugleichen, wäre erforderlich, bis zum Jahr 2030 das Äquivalent der vierfachen Förderkapazität Saudi-Arabiens neu zu finden.[44][45][46] Im November 2010 hielt die IEA zudem fest, dass die Ära des billigen Öles vorbei sei.[47]

Zur Vorhersage der zukünftigen Ölförderung werden verschiedene Methoden verwendet:

  • Kurvenanpassung: Bei dieser Methode wird angenommen, dass die weltweite Ölförderung durch die Hubbertkurve beschrieben werden kann. Die Hubbertkurve wird an historische Daten angepasst, um damit auf die weitere Ölförderung zu extrapolieren.[48]
  • Bottom-up-Methoden: Hier werden die Ölförderraten für die größten Ölfelder einzeln untersucht. Ebenso werden geplante zukünftige Großprojekte in die Analyse einbezogen. Die weltweite Ölförderung wird aus der Summe der Förderraten der Einzelfelder abgeschätzt.[49]
Geschätzter
Zeitpunkt
Datum der
Veröffentlichung
Maximale Fördermenge
(Mbarrel/Tag)
Autor
1989 1989 Campbell *[22]
2020 1997 Edwards
2003 1998 Campbell
2007 1999 Duncan und Youngquist
2008 2000 Marie Plummer Minniear[50]
2019 2000 Bartlett
2004 2000 Bartlett
2005 konv. Öl
2010 inkl. unkonv. Öl ***
2000 Campbell[51]
2003–2008 2001 Deffeyes[52]
2011–2016 2002 Smith[53]
2004–2011 2002 Nemesis[54]
ca. 2020 für konv. Öl
nicht vor 2030 inkl unkonv. Öl
2004 85 für konv. Öl
>120 inkl unkonv. Öl
Internationale Energieagentur[55]
2015–2020 2005 BGR **
2005 konv. Öl
2010 inkl. unkonv. Öl ***
2006 66 konv. Öl
90 inkl. unkonv. Öl
Campbell[56]
2006 2007 Energy Watch Group[57]
2005 konv. Öl
2008 inkl. unkonv. Öl ***
2008 66 konv. Öl
83 inkl. unkonv. Öl
Campbell[58]
nicht vor 2030 **** 2008 > 105 Internationale Energieagentur[59]
2022 konv. Öl
2027 inkl. unkonv. Öl
Dez. 2008 78 konv. Öl
97 inkl. unkonv. Öl
Trappe[60]
wahrscheinlich 2020 Aug. 2009 Internationale Energieagentur[45]
2020 Dez. 2009 Internationale Energieagentur[61]
2014 2010 Ibrahim Sami Nashawi und Adel Malallah (Kuwait University), Mohammed Al-Bisharah (Kuwait Oil Company)[62]
2010 2010 Zentrum für Transformation der Bundeswehr[63]
2006 für konventionelles Rohöl 2010 70 Internationale Energieagentur[64]
ab 2035 inkl. schwer förderbares, unkonventionelles Öl*** 2010 96 Internationale Energieagentur[65]
2008 für konventionelles Rohöl 2012 70 Internationale Energieagentur[66]
ab 2035 inkl. schwer förderbares, unkonventionelles Öl*** 2012 97 Internationale Energieagentur[67]
2008 für konventionelles Öl 2013 Energy Watch Group[68]
2013 inkl. unkonventionelles Öl 2013 Energy Watch Group[68]
um 2015 kombiniertes Fördermaximum aller fossilen Energieträger (inkl. Kohle) 2013 Energy Watch Group[68]
  * Seit 1989 warnt Colin J. Campbell, der Vorsitzende der ASPO, vor einem demnächst bevorstehenden globalen Ölfördermaximum. Seine Thesen werden in Deutschland auch durch Wolfgang Blendinger, Professor für Erdöl- und Erdgasgeologie an der TU Clausthal, vertreten. Er publizierte 1999 die Vorhersage für den Peak-Oil in der Nordsee und äußerte in einem Interview 2006, dass der globale Peak-Oil vermutlich schon überschritten sei.[69]
 ** Bei den BGR-Prognosen von Peter Gerling ist zu beachten, dass die Annäherung an das Fördermaximum über einen Bereich von zehn Jahren sehr flach ausfällt. Weltweite Nachfragesteigerungen im bisher gekannten Maß wären so nicht zu decken.
*** Schweröl, Teersande, Ölschiefer, Ölsand, Tiefseeöl, Polaröl, Flüssiggas
**** Die Word Energy Outlook 2008 (WEO)[59] der IEA sieht aber ein Abflachen der Förderrate bis 2030 voraus. Zur Erfüllung dieses Referenzszenarios müssen laut IEA massive Investitionen vorgenommen werden. Die WEO 2008 warnt vor Förderengpässen noch vor 2015 aufgrund von zu geringer Investitionen. Im April 2009 prognostiziert Nobuo Tanaka (IEA Executive Director), dass diese Förderengpässe schon im Jahr 2013 eintreten können.[70]

Der Kommissar für Energie der Europäischen Union, Günther Oettinger, äußerte im November 2010 die Einschätzung, dass die Menge des weltweit verfügbaren Erdöls wahrscheinlich ihren Gipfelpunkt erreicht habe: „The amount of oil available globally, I think, has already peaked.“[71]

Im World Energy Outlook 2012 wurde von der IEA festgestellt, dass der Peak für konventionelles Rohöl im Jahr 2008 überschritten wurde.[72]

Folgen[Bearbeiten]

Transporte und Landwirtschaft sind besonders von der Verfügbarkeit billigen Öls abhängig. Einige Staaten, etwa die USA, sind in höherem Maß von der Ölverfügbarkeit abhängig als andere. Globalisierung beruht prinzipiell auf zwei Säulen: weltweiter Kommunikation und weltweitem, billigem Transport. Daten und Informationen werden insbesondere über stromverbrauchende weltweite Daten- und Kommunikationsnetze versandt. Weltweite Transporte beruhen zu 97 % auf Erdöl (Benzin, Diesel, Kerosin) oder Erdgas. 95 % der globalen Handelsströme werden von diesel- und schwerölbetriebenen Fracht- und Containerschiffen auf den Weltmeeren bewältigt. Alternativen müssen preislich im Rahmen bleiben und auch für Fahrzeuge bzw. die weltweit vorhandene Treibstoff-Infrastruktur geeignet sein. Bisher ist es jedoch nicht möglich, fossile Treibstoffe wie Benzin oder Schiffsdiesel im Gütertransport durch bekannte Alternativen, wie zum Beispiel in Akkumulatoren gespeicherte Elektrizität, oder Wasserstofftechnologie zu ersetzen, da die erreichbaren preisbezogenen Energiedichten von etwa 0,01 kWh/€ weit unterhalb jener der fossilen Treibstoffe (bei Benzin ca. sechs Kilowattstunden/Euro) liegen.[73]

Landwirtschaft und Nahrungsmittelversorgung[Bearbeiten]

Abb. 10: Weltweite Getreideproduktion und Anbaufläche 1961–2005

Um 1800 lebten 75 % der deutschen Bevölkerung von der Landwirtschaft, und der Anteil an Treibstoffpflanzen (für Nutztiere) war verhältnismäßig hoch. Bis 2006 nahm der Anteil der Beschäftigten in der Landwirtschaft auf zwei bis drei Prozent ab.[74] Diese enorm gesteigerte Produktivität ist charakteristisch für alle entwickelten Industriestaaten. Seit Beginn der Industrialisierung, vor allem seit der Grünen Revolution in den 1960er Jahren, stieg die weltweite Getreideproduktion um 150 %, ohne dass sich die Anbaufläche änderte (vgl. Abb. 10). Dies ist sehr stark auf den Einsatz fossiler Energieträger in Landwirtschaft und Verteilung zurückzuführen.[75] Ähnliches gilt für Pflanzenschutzmittel und Biozide, ohne deren Einsatz die landwirtschaftlichen Erträge erheblich geschmälert würden. Eine besonders große Rolle für die Landwirtschaft spielt Erdöl bei der Gewinnung von Düngemitteln mit dem Haber-Bosch-Verfahren, wobei der dazu benötigte Wasserstoff prinzipiell auch anders gewonnen werden kann.

Neben dem Aspekt schwindender Energiemengen für Viehhaltung und Getreideproduktion kommt der zunehmende Anbau von „Treibstoffpflanzen“ hinzu. Diese werden bei Flächenstilllegungen nicht miteinbezogen. Eine mögliche Wiederbelebung der arbeitsintensiven Landwirtschaft könnte zu einer Reagrarisierung des ländlichen Raumes führen, in dem zunehmend wieder mehr Menschen ihr Auskommen fänden. Allerdings werden die weltweite Nahrungsproduktion sowie die Weltbevölkerung etwa gleichzeitig ihren zahlenmäßigen Höhepunkt erreichen (siehe auch Bevölkerungsfalle). Tatsächlich sind die Preise für Grundnahrungsmittel, insbesondere die Preise für Reis und Mais, in den Jahren 2007 und 2008 stark angestiegen.

Möglichkeiten der Substitution von Öl[Bearbeiten]

Ein Mangel an Erdöl bedeutet einen Mangel an (i) einer Energiequelle, (ii) einem Energieträger und (iii) einem Rohstoff, wobei der Verlust an Energie schwerwiegender ist als der Mangel des Rohstoffs. Beispielsweise beruhen etwa 40 % des Gesamtenergieverbrauchs in Deutschland auf Erdöl. Die bisher aus Öl gewonnene Energie kann prinzipiell zu einem gewissen Teil durch Energieeinsparung reduziert und zu einem anderen Teil durch alternative Energiequellen ersetzt werden. Dabei muss zusätzlich beachtet werden, dass ein bloßes Ersetzen der Energiemenge nicht alle Probleme löst, denn nicht jeder Energieträger kann für jede Aufgabe eingesetzt werden. Der wichtigste Bereich ist hier der Transportsektor, für den es bisher kaum einen adäquaten und in ausreichendem Umfang bereitstellbaren Ersatz für bisher aus Erdöl gewonnene Treibstoffe gibt.

Globale einseitig technologiebasierte Szenarien werden auch kritisch betrachtet. Es bestehe die Gefahr einer undemokratischen und den regionalen Unterschieden nicht angepassten technokratischen Utopie (wie etwa beim Atlantropa-Projekt).

Substitution von Öl als Energieträger[Bearbeiten]

Ein Vorteil von Erdöl ist seine hohe Energiedichte, d. h. jene Menge an Energie, welche in einem bestimmten Volumen gespeichert werden kann. Die Energiedichte von Erdöl übertrifft jene von anderen Energieträgern, wie beispielsweise Akkumulatoren bei weitem. Deshalb bietet Erdöl besonders als Energieträger für mobile Anwendungen wie Kraftfahrzeuge starke Vorteile.

Biogen erzeugte flüssige Kraftstoffe kommen im Vergleich zu regenerativ erzeugtem Wasserstoff oder elektrischen Speichermedien mit ihrer Energiedichte und ihrem technologischen Aufwand für deren Nutzung noch recht nahe an Erdöl heran. Diese sind u. a. Ethanol (1. und 2. Generation), Biodiesel (RME, FAME) und Pflanzenöle (1. Gen.), synthetische Kraftstoffe (Synfuel aus BtL-Prozess, 2. Generation).

Die Herstellung solcher Kraftstoffe ist allerdings neben dem Aufwand für Feldbearbeitung und Düngemittel, je nach verwendeter Biomasse unterschiedlich stark auch bei der Erzeugung auf externe Energie angewiesen. Gerade für synthetische Kraftstoffe ist die für den Umwandlungsprozess benötigte externe Energie besonders hoch. Im Hinblick auf das Nach-Erdölzeitalter gibt es jedoch z. B. bei der Bioethanolherstellung die Möglichkeit, die Prozessenergie durch ein gekoppeltes Blockheizkraftwerk mit Restwärmenutzung effektiv aus Biomasse zu erzeugen (Beispiel: Prokon Nord, Bioethanolwerk Stade).

Die großen Erwartungen an eine Wasserstoffwirtschaft haben sich bislang nicht erfüllt. Flüssiger Wasserstoff ist schwierig zu lagern, benötigt im Verhältnis zum Energieinhalt extrem schwere Tanks und hat nur 25 % des Brennwertes von Benzin. Auch liegt der Treibstoffwirkungsgrad von elektrolysiertem Wasserstoff nur bei 25 %. Das Energieäquivalent eines Fasses (entsprechend 159 l) Erdöl, hergestellt aus Windstrom (neun Cent/Kilowattstunde) als flüssiger Wasserstoff, hätte einen Preis pro Fass von 304 US-$ und läge damit bei den Herstellungskosten auf ähnlichem Niveau wie der heutige Kundenpreis an der Tankstelle.

In einer Methan- bzw. Methanolwirtschaft soll Methanol fossile Brennstoffe als sekundären Energieträger ersetzen. 2005 veröffentlichte Nobelpreisträger George A. Olah sein Buch „Beyond Oil and Gas: The Methanol Economy“, in dem Chancen und Möglichkeiten der Methanolwirtschaft diskutiert werden. Er führt Argumente gegen die Wasserstoffwirtschaft an und erläutert Möglichkeiten der Erzeugung des Methanols aus Kohlendioxid oder Methan. Die bestehende Treibstoffinfrastruktur kann dabei weiterverwendet werden. Es bleiben aber Fragen zur Gewinnung des Ausgangsstoffs Kohlenstoffdioxid (Extraktion aus der Luft ist sehr aufwändig) und der Primärenergiequelle, die zur Erzeugung des Methanols genutzt wird (Strom aus Kernenergie oder Solarstrom) offen.

Trotz der enormen Fortschritte bei den elektrischen Speichermedien gelten diese bei mobilen Anwendungen noch als zu teuer und von zu geringer Kapazität. Inwieweit ihr Preis sich zukünftig verändert bleibt unklar. Eine zunehmende technologische Beherrschbarkeit und Großserienfertigung sprechen für eine Preissenkung, andererseits ist eine Verteuerung der nötigen Rohstoffe wie Lithium und der Metalle der Seltenen Erden nicht ausgeschlossen.

Die bisherigen Ersatzstoffe sind somit im Vergleich zu Erdöl mit höheren Kosten und Aufwendungen verbunden und noch nicht in ausreichendem Umfang verfügbar. Auch die Umrüstung der Fahrzeugflotten und der Distributionsketten ist je nach Substitut unterschiedlich technologisch und zeitlich aufwändig und teuer. Je nachdem wie schnell, in welchem Umfang und mit welchen finanziellen Mittel sind verschiedene zukünftige Strategien und deren Ineinandergreifen denk- und machbar.

Substitution von Öl als Chemierohstoff[Bearbeiten]

Mit Kohleverflüssigung könnte Kohle Erdöl sogar direkt ersetzen. Dies würde allerdings verschiedene Probleme mit sich bringen: Erstens würde bei der Verflüssigung ein Teil der Energie verloren gehen. Zweitens wäre der CO2-Ausstoß der verflüssigten Kohle erheblich höher als der von Erdöl und – mit der Verflüssigung – auch höher als der der direkten Nutzung von Kohle. Drittens wären diese Prozesse finanziell aufwändig. Viertens würde dies die bisherige große statische Reichweite von Kohle erheblich reduzieren, da sie hauptsächlich zur Stromerzeugung genutzt wird, die nur etwa 17 % des Primärenergieverbrauchs ausmacht.

Allerdings muss für viele chemische Verwendungen von Erdöl der Ersatz nicht ölartig sein. Viele Produkte können auf alternativen Wegen zum Beispiel direkt aus Biomasse gewonnen werden. In anderen Fällen sind alternative Produkte direkt aus Biomasse möglich, wie zum Beispiel Verpackungsfolien, die direkt aus Stärke hergestellt werden.

Positionen zu Risiken und Lösungsmöglichkeiten[Bearbeiten]

Anpassungsvorteile im internationalen Wettbewerb durch energieeffiziente Technologien[Bearbeiten]

Eine Studie der Deutschen Bank untersucht Risiko und Chancen von Peak Oil für den deutschen Maschinen- und Anlagenbau.[76] Einerseits wird Peak Oil als eine der größten Herausforderungen unserer Zeit eingestuft, da das Risiko einer Energieverknappung bestehe. Knappheit und hohe Energiepreise würden die weitere ökonomische Entwicklung voraussichtlich maßgeblich prägen.

Die Studie kommt außerdem zu dem Schluss, dass aufgrund eines enormen Bedarfs an Investitionen in angepasste Techniken zur Energieerzeugung und -Nutzung neben Risiken auch beachtliche Chancen für Unternehmen bestehen, die als erste energieeffiziente Technologien entwickeln. Hierzu zählten insbesondere eine effizientere Rohstoffproduktion, angepasste Angebote in Bereichen wie Solarthermie, sowie dem Bau hocheffizenter Kraftwerke oder Anlagen zur Gasverflüssigung (GTL-Technologie). Neue Technologien, Werkstoffe und Verfahren würden die Produktion leichterer, erheblich weniger Treibstoff verbrauchender Autos ermöglichen sowie eine kostengünstigere Massenproduktion von Photovoltaik-Modulen. Dem Maschinenbau komme hierbei eine Schlüsselrolle zu. Aufgrund der technologischen Führerschaft und der Exportorientierung vieler deutscher Unternehmen sei der bevorstehende tiefgreifende energieökonomische Strukturwandel daher auch eine große Chance.

Das Schwinden der Erdölvorräte sei kein ernstzunehmendes Problem[Bearbeiten]

„Wir müssen uns keine Sorgen machen. Es sind noch genug Reserven da. […] Saudi-Arabien fördert heute rund zehn Millionen Fass am Tag, und in einigen Jahren schafft es sicher 12,5 Millionen Fass. […] Es ist sehr wahrscheinlich, dass mittelfristig die [Öl]preise ungefähr bei 40 US-$ im Schnitt liegen. Auf ganz lange Sicht sind sogar 25–30 US-$ vorstellbar.“

Lord John Browne: 1995–2007 Vorstandsvorsitzender von BP[19]

„Über das Ölfördermaximum muss sich die Welt in absehbarer Zeit keine Sorgen machen.“

Abdullah S. Jum'ah: CEO von Aramco, Anfang 2008[77][78][79]

Diese Position hält eine Übertragung des ölfeldspezifischen Konzepts des Ölfördermaximums auf die globale Förderung für unsinnig. Die Ölversorgung sei auch auf der Basis konventioneller Ölvorkommen bei gegenwärtigem Verbrauch bis ins Jahr 2060 gesichert.[80] Steigende Nachfrage und dadurch ansteigende Preise seien als Mechanismus ausreichend, um rechtzeitig für technische Fortschritte in der Ölförderung wie auch bei Ersatzstoffen und -quellen zu sorgen. Als schlimme Nebenwirkungen der „immer wiederkehrenden Ölpanik“ sehen die Vertreter dieser These falsche politische Entscheidungen und eine weitverbreitete Hysterie an, die „völlig unangebracht“ seien.[22]

Der Wirtschaftswissenschaftler Julian L. Simon bezweifelt aufgrund historischer Studien generell, inwieweit kurzfristige Rohstoffverknappungen in der Lage wären, die industrielle Zivilisation zu gefährden.[81] Solche Wachstumskrisen hätten früher bereits zu neuen Technologien und zur Entdeckung neuer Energieträger geführt, die bereits früher regelmäßig befürchteten Untergangsszenarien seien niemals eingetreten, die angeblich ausgehenden Rohstoffe stehen aktuell in größerem Maße zur Verfügung als jemals zuvor.

Leonardo Maugeri von der italienischen ENI hält das Ölzeitalter, das vom US Geological Survey bereits 1919 totgesagt worden sei, auch heute für noch lange nicht vorbei, und schließt drastische, demnächst bevorstehende Folgen eines Ölfördermaximums aus.[22] Die These vom baldigen Eintreten wurde laut Maugeri auf Basis neuer Ölfunde und Fördermöglichkeiten widerlegt.[82][83]

Nach dem Rückgang der Ölpreise Ende 2008 wiederholte der Chefökonom der BP, Christoph Rühl seine skeptische Einstellung gegenüber der Peak-Öl-These[84]

„Physical peak oil, which I have no reason to accept as a valid statement either on theoretical, scientific or ideological grounds, would be insensitive to prices. In fact the whole hypothesis of peak oil – which is that there is a certain amount of oil in the ground, consumed at a certain rate, and then it's finished – does not react to anything. Whereas we believe that whatever can be turned into oil strongly depends on technology and technology depends on prices as well. Therefore there will never be a moment when the world runs out of oil because there will always be a price at which the last drop of oil can clear the market. And you can turn anything into oil into if you are willing to pay the financial and environmental price.“

Ersatz durch erneuerbare Energiequellen möglich[Bearbeiten]

Viele Regierungen in den Industriestaaten gehen davon aus,[85] dass der Ausfall des Erdöls durch die Kombination von drei vom Staat zu fördernde Maßnahmen abzufangen sei: Ein Ersatz des Erdöls wäre angebotsseitig durch erneuerbare Energiequellen möglich, nachfrageseitig ermöglichen technologische Entwicklungen eine wesentlich höhere Energieeffizienz und gesellschaftliche Veränderungen einen Lebensstil mit wesentlich geringerem Energiebedarf.[86] Neue Technologien verbunden mit steigenden Preisen für Ölprodukte erlauben es effizienter Energie zu nutzen und erneuerbare Energiequellen zu erschließen – vorausgesetzt, dass ausreichend Zeit zu ihrer Entwicklung und Anwendung zur Verfügung steht.

Gefahr ernster wirtschaftlicher Krisen[Bearbeiten]

„Es gibt weltweit kein ausreichendes Ölangebot (mehr) für ein vollumfängliches Wachstum unserer Wirtschaft oder der Weltwirtschaft.“

Don Evans: bis 2005 Wirtschaftsminister der Regierung Bush[87]

„Die Unfähigkeit, die Ölproduktion entsprechend dem steigenden Bedarf auszuweiten, wird in der Zukunft zu einem schweren wirtschaftlichen Schock führen.“

James R. Schlesinger: unter Präs. Carter ehem. US-Energie- und unter Präs. Nixon und Ford US-Verteidigungsminister[88]

„Wenn die Ölproduktion im Irak bis 2015 nicht exponentiell steigt, haben wir ein sehr großes Problem. Und dies, selbst wenn Saudi-Arabien alle seine Zusagen einhält. Die Zahlen sind sehr einfach, dazu muss man kein Experte sein. […] Innerhalb von 5–10 Jahren wird die Nicht-OPEC-Produktion den Gipfel erreichen und beginnen, wegen nicht ausreichender Reserven zurückzugehen. Für diese Tatsache gibt es täglich neue Beweise. Zeitgleich werden wir den Gipfel des chinesischen Wirtschaftswachstums sehen. Beide Ereignisse werden also zusammentreffen: die Explosion des Wachstums der chinesischen Nachfrage und der Rückgang der Ölproduktion der Nicht-Opec-Staaten. Wird unser Ölsystem in der Lage sein, dieser Herausforderung zu begegnen, das ist die Frage.“

Fatih Birol: Chefökonom der Internationalen Energieagentur (IEA), im Juni 2007[89]

Eine ähnliche alarmierende Position vertritt auch der Physiker David L. Goodstein, Vizepräsident des California Institute of Technology,[90][91] Goodstein betont, dass sich der genaue Zeitpunkt eines Eintretens von Versorgungskrisen grundsätzlich nicht hinreichend exakt vorhersagen lässt und noch nicht erkennbar ist, welche Energiequellen und Technologien Erdöl in Zukunft ersetzen können. Deswegen sei eine tiefgreifende Energiekrise von historischem Ausmaß und möglicherweise katastrophalen Folgen zu erwarten. Jeremy Leggett prägte für eine solche Situation den Begriff „Energy Famine“, also „energetische Hungersnot“.[92]

Die Internationale Energieagentur warnte wiederholt, so im Juli 2007 und im Februar 2009, dass sich die Ölförderkapazitäten aufgrund zurückgehender Reserven und ausbleibender Investitionen verringern und es schon ab dem Jahr 2013 zu einer globalen Wirtschaftskrise aufgrund von massiver Ölknappheit kommen könne.[93][94] Im August 2009 verschärfte Fatih Birol als führender Ökonom der IEA diese Warnung mit dem Zusatz, dass es schon ab 2011 zu einer Ölkrise kommen könnte: „Selbst wenn die Nachfrage gleich bliebe, würde die Welt das Äquivalent von vier Saudi-Arabiens finden müssen, um die Produktion aufrechtzuerhalten, und sechs Saudi-Arabiens, um mit dem erwarteten Anstieg der Nachfrage zwischen jetzt und 2030 Schritt zu halten.“[45][46] Die IEA gibt weiterhin an, dass die Förderung bestehender Ölfelder jährlich um 6,7 % zurückgeht, womit sie ihre 2007 veröffentlichte Schätzung eines jährlichen Rückgangs von nur 3,7 % korrigiert.

Matthew Simmons, Investmentbanker und ehemaliger Energieberater des Weißen Hauses, sagte 2005 aufgrund des Ölfördermaximums für 2010 einen Ölpreis von mindestens 200 US-$ pro Fass voraus und hat darauf mit John Tierney, einem Wirtschaftsjournalisten der New York Times eine öffentliche Wette über 10.000 US-$ abgeschlossen. Tierney hält Haussen im Rohstoffbereich – unter Bezugnahme auf Julian L. Simon – für grundsätzlich begrenzt.[95]

Eine Analyse der Deutschen Bundeswehr[96] erklärt, dass durch den Ölförderrückgang ein Punkt (Tipping Point) erreicht werden kann, ab dem das Wirtschaftssystem kippt. Die schwarz-gelbe Bundesregierung schloss sich 2010 den entsprechenden Folgerungen nicht an und verwies auf das bereits beschlossene Energie- und Rohstoffkonzept.

Auslöser kann sein, dass die Marktteilnehmer erkennen, dass die Weltwirtschaft auf unbestimmbare Zeit schrumpfen wird. In diesem – von der Bundesregierung allerdings ausdrücklich nicht geteilten[97] – Szenario bricht mittelfristig das globale Wirtschaftssystem und jede marktwirtschaftlich organisierte Volkswirtschaft zusammen. In einer auf unbestimmte Zeit schrumpfenden Volkswirtschaft werden Ersparnisse nicht investiert, weil Unternehmen keine Gewinne machen. Unternehmen sind auf unbestimmte Zeit nicht mehr in der Lage, Fremdkapitalkosten zu zahlen oder Gewinne an Eigenkapitalgeber auszuschütten. Das Bankensystem, die Börsen und die Finanzmärkte insgesamt brechen zusammen.

Eine politisch unterschiedlich positionierte, bezüglich der ökonomischen Auswirkungen jedoch sehr ähnliche Position vertritt die Veröffentlichung „Tipping Point“ vom David Korowicz, Mitarbeiter des „Risk Resilence Network“ der irischen Organisation Feasta.[98]

Jürgen Wiemann, ehemaliger stellvertretender Direktor des Deutschen Instituts für Entwicklungspolitik, vertritt die Position, dass die weltweite Finanz- und Wirtschaftskrise seit 2008 aufgrund der Auswirkungen z. B. auf die für Hypothekenzahlungen verfügbaren Einkommen der amerikanischen Verbraucher durchaus bereits durch den Anstieg der Ölpreise mitverursacht sein könne.[99][100]

Sicherheitspolitische Herausforderung[Bearbeiten]

Hierzu existiert vom Juli 2010 eine Studie des Dezernats Zukunftsanalyse vom Zentrum für Transformation der Bundeswehr.[101] Sie beschreibt in verschiedenen Abschnitten unter Anderem eine Verschiebung der Rollen von Staaten und privater Wirtschaftakteure, den Weg zu ökonomischen und politischen Krisen beim Übergang zu post-fossilen Gesellschaften, die Überforderung von Akteuren bei der Auswahl von Interventionen sowie ein Systemisches Risiko bei Überschreitung des „Tipping Point“.[96]

Ressourcenkriege[Bearbeiten]

Weitere Experten sehen ein Risiko von Ressourcenkriegen. Der Schweizer Historiker und Konfliktforscher Dr. Daniele Ganser schreibt in „Peak Oil: Erdöl im Spannungsfeld von Krieg und Frieden“: Vieles deutet indes darauf hin, dass der Irakkrieg ein klassischer Ressourcenkrieg ist, welcher es den USA erlaubt, vor Erreichen des Peak Oil und dem globalen Förderrückgang wichtige Erdölquellen zu besetzen, um dadurch gegenüber den Konkurrenten China, Europa und Russland eine Machtposition aufzubauen. Alan Greenspan, der frühere Direktor der US Federal Reserve, meinte in diesem Kontext: „Ich finde es bedauerlich, dass es politisch unkorrekt ist, zuzugeben, was alle schon wissen: Beim Irakkrieg geht es um das Erdöl.“[102][103]

Gefahr des Zusammenbruchs[Bearbeiten]

Es gibt auch warnende Positionen, welche – pessimistischer als die oben aufgeführten von David Goodstein, Matthew Simmons, oder den Autoren der Studie des Zentrums für Transformation der Bundeswehr – einen möglichen Zusammenbruch der Industriegesellschaft, ausgelöst durch das Überschreiten des Ölfördermaximums, als wahrscheinlich darstellen. Dies wird damit begründet, dass mit fossilen Energiequellen betriebene Arbeitsmaschinen und Transportmittel wie Dampfmaschinen, Schiffe, Motoren und Turbinen so sehr zur Industriellen Revolution beigetragen haben, dass ein Verzicht auf solche Quellen vielen Autoren unmöglich scheint.

Schriftsteller wie James Howard Kunstler, Richard Heinberg oder Andreas Eschbach haben Szenarien entworfen, in denen Treibstoffe als wichtige Grundlage der industriellen Zivilisation nicht mehr in ausreichendem Maße zur Verfügung stehen und es so zu erheblichen gesellschaftlichen Umbrüchen kommt. Extrem pessimistisch ist die sogenannte Olduvai-These,[104] der zufolge aufgrund des Ölfördermaximums die derzeitige industrielle Zivilisation bis 2030 zusammenbrechen müsse und bis 2050 nur noch etwa zwei Milliarden Menschen auf einem vorindustriellen Energieniveau werden überleben können.[105]

Zunehmendes Risiko von schweren Ölkatastrophen[Bearbeiten]

Der Geologe Klaus Bitzer, Mitglied der ASPO, vertritt anlässlich der Ölkatastrophe im Golf von Mexiko 2010 als Folge der Havarie der Plattform Deepwater Horizon die Position, dass die Erschöpfung der leicht zugänglichen Ölfelder zu einer Vergrößerung der Risiken der Ölförderung und somit auch zu einer größeren Gefahr von Ölkatastrophen beitrage:

„Auf der Suche nach und bei der Ausbeutung der letzten Lagerstätten werden die technischen Probleme auch immer größer. […]
(Frage) „Warum solche Risiken eingehen?“ – K. Bitzer: Es ist ganz einfach so, dass alle ergiebigen, konventionell ausbeutbaren Ölfelder längst entdeckt sind. Also wird die Suche immer schwieriger. Es ist wie beim ‚Schiffe versenken‘: Zuerst trifft man immer die großen Tanker. Bis man alle kleinen U-Boote hat, braucht man ungleich länger.“[106]

Umgekehrt wird die Position vertreten, dass höhere Sicherheitsauflagen bei technisch und ökologisch riskanten Ölförderprojekten als Reaktion auf die Havarie zu Einschränkungen der Förderung und Ausfällen führen könnten. Diese werden von der IEA auf bis zu 300.000 Barrel, von Steffen Bukold bei Einbeziehung weiterer Ölförderregionen auf bis zu 1.000.000 Barrel pro Tag beziffert, da ein sehr großer Anteil von neu zu erschließenden Ölquellen in den OECD Staaten auf Tiefseeförderungen passieren solle. Dass ein derart hoher Anteil allerdings auf realistischen Prognosen beruhe, wird wiederum von Experten wie Klaus Bitzer in Zweifel gezogen, die auch bei Ausbleiben eines Moratoriums einen frühzeitigen Rückgang der Ölförderung befürchten, da sich mit diesen Projekten, wie sie z. B. vor der Küste Brasiliens geplant sind, gewaltige technologische Risiken verbänden. Tatsächlich entspricht die Ölförderung in der Tiefsee ungefähr dem Zuwachs zwischen dem Jahr 2000 und 2009.[107]

Diskutierte Maßnahmen und Foren[Bearbeiten]

Als Plattform für Diskussionen diente unter anderem das Forum The Oildrum im Internet und Konferenzen und Veröffentlichungen der ASPO und ihrer regionalen Mitglieder und Gesellschaften. Bekannt in Deutschland wurde auch die Professorin und Ministerkandidatin Claudia Kemfert. The Oildrum wurde 2013 eingestellt und nur noch die bereits erstellten Diskussionen dokumentiert.[108]

Vorsorgemaßnahmen als Risikomanagement[Bearbeiten]

Angemessene Reaktionen auf das Risiko eines Rückgangs der Ölförderung erfordern eine Entscheidung unter Unsicherheit im Rahmen eines Risikomanagements, das Szenarien und ihre Eintrittswahrscheinlichkeiten gegeneinander abwägt, wie es ähnlich auch bei Sicherheitsmaßnahmen aller Art, wie etwa zum Beispiel beim Brandschutz oder der Einschätzung der Risiken der Kernenergie, erforderlich ist. Mit dieser Frage beschäftigt sich der sogenannte Hirsch-Report aus dem Jahre 2005, der vom US Department of Energy beauftragt wurde.[109] Der Hirsch-Report hatte ferner den (mittlerweile falsifizierten) Schluss gezogen, dass die verfügbare (knappe) Zeit es nicht erlaube, sich auf die Entwicklung völlig neuer Technologien zu stützen, sondern es erforderlich macht, bereits verfügbare Technologien zu nutzen. Zu ähnlichen Ergebnissen kommen beispielsweise Planspiele der Heritage Foundation bezüglich einer terroristischen Unterbrechung der Ölversorgung.[110]

Vorgeschlagene Vorsorgemaßnahmen nach Ländern[Bearbeiten]

Deutschland[Bearbeiten]

Die deutsche Bundesregierung sieht keine Gefahr einer Energiekrise aufgrund einer Verringerung der Ölförderung.[97][111] Deswegen sind auch keine Maßnahmen geplant, einem solchen Ereignis zu begegnen.

Schweden[Bearbeiten]

Hauptartikel: Schwedischer Ölausstieg

Das Risiko eines Rückgangs der Ölförderung trug in Schweden zur Ankündigung bei, das Land bis 2020 unabhängig von Erdöl und fossilen Rohstoffen zu machen, welche 2005 von der seinerzeit aus den schwedischen Grünen und der Linkspartei gebildeten Regierung veröffentlicht wurde (Schwedischer Ölausstieg). Die Empfehlungen des zu diesem Ziel gebildeten Expertenkomitees fanden international Beachtung. Eine Umsetzung ist nicht erfolgt.

USA[Bearbeiten]

Eine entsprechende Umsetzung von Maßnahmen fand bisher nicht statt, die USA sind seit 2012 entgegen Hirschs und auch Hubberts Voraussagen aufgrund neuer Techniken (vgl. Hydraulic Fracturing) auf dem Wege, wieder zum weltweit führenden Ölproduzenten zu werden.

Siehe auch[Bearbeiten]

Literatur[Bearbeiten]

Weblinks[Bearbeiten]

Filme und Radio[Bearbeiten]

Einzelnachweise[Bearbeiten]

  1. aspo-deutschland.blogspot.de
  2. en:Hubbert curve in der engl. Wikipedia
  3. „(1) a Best Case where maximum world oil production is followed by a multi-year plateau before the onset of a monatomic decline rate of 2-5 % per year; (2) A Middling Case, where world oil production reaches a maximum, after which it drops into a long-term, 2-5 % monotonic annual decline; and finally (3) a Worst Case, where the sharp peak of the Middling Case is degraded by oil exporter withholding, leading to world oil shortages growing potentially more rapidly than 2-5 % per year, creating the most dire world economic impacts.“ Robert Hirsch: Mitigation of maximum world oil production: Shortage scenarios http://www.cheric.org/research/tech/periodicals/view.php?seq=742526
  4.  Adam R. Brandt: Testing Hubbert. In: Elsevier (Hrsg.): Energy Policy. 35, Nr. 5, 2007, S. 3074–3088, doi:10.1016/j.enpol.2006.11.004.
  5. IEA, World Energy Outlook 2010, Zusammenfassung, S. 6–7.
  6. Vorlage:Internetquelle/Wartung/Zugriffsdatum nicht im ISO-FormatVorlage:Internetquelle/Wartung/Datum nicht im ISO-FormatMyth: The World Is Running Out of Oil. ABC News, 12 May 2006, abgerufen am 26 April 2011.
  7. Resourceship: An Austrian theory of mineral resources (PDF; 356 kB)
  8. Resourceship: Expanding „Depletable“ Resources
  9. "Erdöl hat die Erde im Überfluss", Geo 2/80, Interview.
  10. zur Analysemethode Hubberts siehe z.B. Brent Fisher: Review and Analysis of the Peak Oil Debate. Abschnitt III.A
  11. zur Einteilung siehe z.B. http://www.ukerc.ac.uk/support/Global+Oil+Depletion
  12. Brent Fisher; Review and Analysis of the Peak Oil Debate; Institute for Defense Analyses; August 2008 (PDF)
  13. eia.gov
  14. zu den Definition siehe http://www.ukerc.ac.uk/support/Global+Oil+Depletion%3A+Technical+Papers oder http://www.eia.gov/tools/glossary/index.cfm
  15. energycomment.de
  16. zu den Energiedichten siehe z.B.http://www.neb-one.gc.ca/clf-nsi/rnrgynfmtn/sttstc/nrgycnvrsntbl/nrgycnvrsntbl-eng.html#s4ss4
  17. eia.gov
  18. Angst vor der zweiten Halbzeit. In: Die Zeit. Nr.17, 2006.
  19. a b Lord John Browne im Spiegel-Gespräch: „Ein Teil des Gewinns ist unverdient“, Der Spiegel, Juni 2006 (24/2006), (englisch)
  20. Das Problem der Neubewertung und der Rückdatierung.
  21. Reserven, Ressourcen, Reichweiten – wie lange gibt es noch Öl und Gas?
  22. a b c d Leonardo Maugeri: Öl – Falscher Alarm.. In: Science. 2004 (PDF)
  23. bp.com
  24. BP Statistical Review of World Energy 2013, S. 10.
  25. IEA Oil Market Report Dez 2011, S. 22.
  26. energybulletin.net
  27. BP Statistical Review of World Energy 2013, S. 11.
  28. BP Statistical Review of World Energy June 2013 workbook
  29. BP Statistical Review of World Energy 2013, S. 10f.
  30. BP Statistical Review of World Energy 2013, S. 11, siehe Fußnote
  31. arabianbusiness.com
  32. S.38 energywatchgroup.org
  33. Suche nach Öl- und Gasvorräten auf Kaspi-Schelf schlägt fehl. RIA Novosti, Moskau, 26. Juni 2008 Online-Version bei RIAN
  34. Erneuerbare Energien haben volkswirtschaftlichen Nutzen in Milliardenhöhe. In: Informationskampagne für Erneuerbare Energien 15. Februar 2006, abgerufen am 18. Februar 2006.
  35. James Murray, David King: Climate policy: Oil's tipping point has passed. In: Nature. Vol. 481, 2012, S. 433–435, doi:10.1038/481433a, (online; PDF; 1,1 MB).
  36. Grafik: Entwicklung Prognose Rohölpreise (PDF; 725 kB)
  37. World Economic Outlook, April 2011. Tensions from the Two-Speed Recovery. Unemployment, Commodities, and Capital Flows (PDF; 4,4 MB), World economic outlook : a survey by the staff of the International Monetary Fund, Washington, DC, ISBN 978-1-61635-059-8.
  38. A. a. O., S. 99, Abb. 3.7
  39. A. a. O., S. 106.
  40. Siehe auch als Zusammenfassung und Kommentar IMF warns of oil scarcity and a 60 % oil price increase within a year, crudeoilpeak.com, 12. Mai 2011.
  41. A. a. O., S. 110.
  42. WikiLeaks cables: Saudi Arabia cannot pump enough oil to keep a lid on prices. US diplomat convinced by Saudi expert that reserves of world's biggest oil exporter have been overstated by nearly 40 %, The Guardian, 8. Februar 2011.
  43. Ein zweifaches Hoch auf teures Öl, Leonardo Maugeri, in Foreign Affairs – März/April, 2006, deutsche Übersetzung des Artikels auf der BP Website (PDF; 112 kB)
  44. Michael Kläsgen: Chef der Internationalen Energieagentur warnt vor Engpass: Die nächste Ölkrise kommt bestimmt. In: Süddeutsche Zeitung vom 28. Februar 2008, S. 25. Siehe auch: Spiegel Online:Knappes Öl: Energieagentur warnt vor Mega-Wirtschaftskrise 2013 vom 28. Februar 2008,
  45. a b c Steve Connor: Warning: Oil supplies are running out fast Catastrophic shortfalls threaten economic recovery, says world's top energy economist. In: The Independent vom 3. August 2009.
  46. a b F. Vorholz: Energie: Der nächste Ölpreisschock. In: Die Zeit. Ausgabe vom 20. Mai 2009.
  47. worldenergyoutlook.org Hier der originale Wortlaut: „The age of cheap oil is over, though policy action could bring lower international prices than would otherwise be the case“
  48. Peak Oil Sam Foucher; Update – August 2008: Production Forecasts and EIA Oil Production Numbers; September 13, 2008 http://www.theoildrum.com/node/3720
  49. Sam Foucher; Oil Megaproject Update (Juli 2008); 5. Juli 2008 (online).
  50. Marie Plummer Minniear: Forecasting the Permanent Decline in Global Petroleum Production, Journal of Geoscience Education, v. 48, 2000, S. 130. (PDF; 213 kB).
  51. hubbertpeak.com
  52. K. S. Deffeyes: Hubbert’s Peak, Princeton University Press, 2001, ISBN 0-691-09086-6. Uses a range of statistical techniques, based, essentially, on the discovery trend curve indicating the likely ‘ultimate’. This study has no direct access, we believe, to the industry database. Zitiert auf: http://www.oildepletion.org/roger/Key_topics/Past_forecasts/Past_forecasts.htm
  53. M. R. Smith: Analysis of Global Oil Supply to 2050. Consultancy report from The Energy Network, March 2002. Production estimates are based on detailed country by country exploration analyses, and use individual depletion curves to meet calculated ‘ultimates’, rather than simple ‘mid-point peaking’. Includes data on the non-conventionals, and expected oil price forecasts. Global ultimate is 2180 Gb,making the global peak in 2011 if global demand is assumed to rise by 2 %/yr.; or 2016 at 1 %/yr. growth. Zitiert auf: http://www.oildepletion.org/roger/Key_topics/Past_forecasts/Past_forecasts.htm
  54. ‘Nemesis’, in a contribution in ASPO/ODAC Newsletter, Issue 15, March 2002. This study generates a range for the dates of peak production, based on cumulative production to-date; plus reserves and ‘net discovery’ data from Campbell and BP’s Schollnberger. This approach avoids the need to use specific estimates of ‘ultimate’, but yields the approximate ‘equivalent ultimates’ listed in the Table. Zitiert auf: http://www.oildepletion.org/roger/Key_topics/Past_forecasts/Past_forecasts.htm
  55. World Energy Outlook 2004 – German Summary IEA
  56. ASPO (2006) Newsletter No. 61., Januar 2006.
  57. Energy Watch Group (2007): Crude Oil – The supply outlook online (PDF; 2,1 MB)
  58. ASPO (2007) Newsletter No. 93., September 2008.
  59. a b http://www.worldenergyoutlook.org/key_graphs_08/WEO_2008_Key_Graphs.pdf World Energy Outlook 2008 – Executive Summary IEA
  60. Raffael Trappe: Die Entwicklung von Angebot, Nachfrage und Preisen von Rohöl. (PDF; 1,2 MB) 2008, S. 73f. und 115f.
  61. 2020 vision: The IEA puts a date on peak oil production In: The Economist Interview mit Fatih Birol, 10. Dezember 2009. „Fatih Birol, the chief economist of the International Energy Agency (IEA), believes that if no big new discoveries are made, “the output of conventional oil will peak in 2020 if oil demand grows on a business-as-usual basis.” Coming from the band of geologists and former oil-industry hands who believe that the world is facing an imminent shortage of oil, this would be unremarkable. But coming from the IEA, the source of closely watched annual predictions about world energy markets, it is a new and striking claim.“
  62. Ibrahim Sami Nashawi, Adel Malallah, Mohammed Al-Bisharah: Forecasting World Crude Oil Production Using Multicyclic Hubbert Model. In: Energy & Fuels. 24, 2010, S. 1788–1800, doi:10.1021/ef901240p.
  63. Peak Oil – Sicherheitspolitische Implikationen knapper Ressourcen, [1] (PDF; 2,0 MB).
  64. World Energy Outlook 2010 http://www.worldenergyoutlook.org/docs/weo2010/weo2010_es_german.pdf
  65. World Energy Outlook 2010 Im Szenario der neuen energiepolitischen Rahmenbedingungen erreicht Förderung insgesamt ihren Peak nicht vor 2035, wenn auch beinahe. http://www.worldenergyoutlook.org/docs/weo2010/weo2010_es_german.pdf
  66. World Energy Outlook 2012, ISBN 978-92-64-18084-0, S. 81.
  67. World Energy Outlook 2012, ISBN 978-92-64-18084-0, S. 81.
  68. a b c Fossile und Nukleare Brennstoffe – die künftige Versorgungssituation, Energy Watch Group, März 2013, S. 47, http://www.energywatchgroup.org/fileadmin/global/pdf/EWG-update3012_kurz-dt_22_03_2013.pdf
  69. nano Sendung vom 15. September 2006, 3sat TV
  70. Shigeru Sato, Yuji Okada: IEA Sees Oil-Supply Crunch by 2013 on Slow Investment (Update 1). In: Bloomberg. 25. April 2009.
  71. Global oil availability has peaked – EU energy chief, Reuters, Brüssel 10. November 2010.
  72. World Energy Outlook 2012, ISBN 978-92-64-18084-0, S. 81.
  73. Für Benzin mit einem Brennwert von 8,9 kWh/l und einem aktuellen Preis von 1,5 €/l (Mai 2008), sowie für Akkumulatoren mit einer reziproken Energiedichte von rund 100 €/kWh, siehe Akkumulator und Benzin. Zu den Kosten der Wasserstoffspeicherung siehe Wasserstofftechnologie.
  74. Spiegel online Jahrbuch
  75. D. A. Pfeiffer: Eating Fossil Fuels. Wilderness Publications
  76. German mechanical engineering steeling economy for the post-oil era (PDF; 208 kB), Josef Auer, Deutsche Bank Research, 16. Dezember 2008.
  77. Aramco chief says world's Oil reserves will last for more than a century, Oil and Gas Journal
  78. Abdallah S. Jum’ah: Rising to the Challenge: Securing the Energy Future. In: World Energy Source
  79. energytribune.com, Aramco Chief Debunks Peak Oil Energy Tribune, von Peter Glover, 17. Januar 2008, Zitat „We have grossly underestimated mankind’s ability to find new reserves of petroleum, as well as our capacity to raise recovery rates and tap fields once thought inaccessible or impossible to produce.” Jum’ah believes that in-place conventional and non-conventional liquid resources may ultimately total between 13 trillion and 16 trillion barrels and that only a small fraction (1.1 trillion) has been extracted to date“
  80. BP Themenspecial: Wann geht uns das Öl aus?
  81. Zu den von ihm benannten historischen Vorbildern gehören Sorgen um die Zinnversorgung um 1200 vor Christus; Nutzholzverknappung in Griechenland um 550 v. Chr. und im neuzeitlichen England zwischen dem 16. und 18. Jahrhundert; Nahrungsmittel im vorrevolutionären Europa 1798; Kohle im Großbritannien des 19. Jahrhunderts; Öl seit dem Aufkommen der neuzeitlichen Ölförderung in den Jahren nach 1850 und erneut Öl wie mehrere Metalle nach 1970.
  82. Oil: The Next Revolution THE UNPRECEDENTED UPSURGE OF OIL PRODUCTION CAPACITY AND WHAT IT MEANS FOR THE WORLD (PDF; 1,5 MB) Leonardo Maugeri The Geopolitics of Energy Project
  83. We were wrong on peak oil. There's enough to fry us all A boom in oil production has made a mockery of our predictions. Good news for capitalists – but a disaster for humanityGeorge Monbiot guardian.co.uk, Montag 2. Juli 2012.
  84. euractiv.com BP: Preisschwankungen werden wahrscheinlich zunehmen[en], Interview mit Dr. Christoph Rühl, Mittwoch 1. Oktober 2008, Euractiv Website
  85. Wolfgang Gründinger: Die Energiefalle, Rückblick auf das Erdölzeitalter. beck'sche Reihe, 2006, ISBN 3-406-54098-8.
  86. Charles Reich: „Die Welt wird jung: der gewaltlose Aufstand der neuen Generation“, 1971, ISBN 3-217-00404-3.
  87. Hardball with Chris Matthews' for Feb. 2nd – Transscript, in MSNBC.com 3.  18. Februar 2006 “There is not enough supply of oil in the world to grow our economy or the global economy at its full potential…”
  88. im Winter 2005/2006 in der von ihm herausgegebenen US-Zeitschrift The National Interest. zitiert nach: http://www.energybulletin.net/13039.html The inability readily to expand the supply of oil, given rising demand, will in the future impose a severe economic shock.
  89. „Le Monde“ am 27. Juni 2007 (Quelle des Zitates und der Übersetzung).
  90. „Professor Goodstein discusses lowering oil reserves“, Tony Jones (Transkript einer Fernsehsendung vom 22. November 2004).
  91. David Goodstein: Out of Gas: The End of the Age of Oil. Norton, W.W. & Company, 2004, ISBN 0-393-05857-3.
  92. The Guardian <Dawn of an energy famine Just as the need for renewables becomes critical, the oil giants signal an alarming retreat, 2. Mai 2008.
  93. Michael Kläsgen, 'Chef der Internationalen Energieagentur warnt vor Engpass: „Die nächste Ölkrise kommt bestimmt“', Süddeutsche Zeitung vom 28. Februar 2008, S. 25.
  94. Siehe auch: Spiegel Online vom 28. Februar 2008, Knappes Öl: Energieagentur warnt vor Mega-Wirtschaftskrise 2013
  95. John Tierney. The New York Times. 23. August, 2005 „The $10,000 Question.“, Wette auf wieder sinkende Ölpreise
  96. a b Streitkräfte, Fähigkeiten und Technologien im 21. Jahrhundert – Umweltdimensionen von Sicherheit, Teilstudie 1 Peak Oil, Sicherheitspolitische Implikationen knapper Ressourcen, Zentrum für Transformation der Bundeswehr. 2010. [2] (PDF; 2,0 MB)
  97. a b Gem. einer Antwort auf eine »Kleine Anfrage« des Grünen-MdB Oliver Krischer vom 26. November 2010, Vgl. Paul Nellen: „Beim Erdöl gibt sich die Bundesregierung optimistisch – Die Bundesregierung widerspricht einer Peak-Oil-Studie der Bundeswehr“, TELEPOLIS, 8. Dez. 2010.
  98. Tipping-Point: Kurzfristige systemische Folgen des Rückgangs der globalen Ölproduktion (PDF; 810 kB), David Korowicz Feasta & The Risk/Resilience Network, Herausgeber: The Foundation for the Economics of Sustainability (Feasta), 14 St Stephens Green, Dublin 2, Ireland. Tel: 00353(0)6619572, www.feasta.org, (3. Oktober 2010)
  99. Interview mit Jürgen Wiemann, erschienen auf der Internetseite der Deutschen Welle: Öl ist endlich Zitat:
    Auch die globale Finanzkrise deutet auf das Nahen von Peak Oil hin. Während die Ökonomen noch zu verstehen versuchen, warum das aus ihrer Sicht völlig rational funktionierende Weltfinanzsystem an den Rand des Kollapses geraten konnte, und dabei einige axiomatische Grundlagen ihrer Disziplin in Frage stellen, gehen nur wenige so weit, den drastischen Ölpreisanstieg im Jahr zuvor dafür verantwortlich zu machen. [ ...] Dabei liegt der Zusammenhang auf der Hand. Schließlich war in den Jahren zuvor der Ölpreis bis auf 150 US-Dollar pro Barrel geklettert und hatte mit den steigenden Kraftstoffpreisen auch die Nahrungsmittelpreise in die Höhe getrieben. Je teurer die Autofahrt zur Arbeit wurde, umso schneller gerieten die mit riskanten Hypothekenfinanzierungen zum Erwerb von suburbanen Häusern verleiteten unteren Mittelschichten in den USA in Zahlungsverzug, und die Hypothekenkrise nahm ihren Lauf.
  100. Siehe auch Jürgen Wiemann, Die unbequeme Wahrheit des endlichen Öls, Zeit Online vom 21. Juli 2010.
  101. zentrum-transformation.bundeswehr.de
  102. Peak Oil: Erdöl im Spannungsfeld von Krieg und Frieden. (PDF; 2,3 MB) In: Phillip Rudolf von Rohr, Peter Walde, Bertram Battlog (Hrsg.): Energie. vdf Hochschulverlag an der ETH Zürich, Zürich 2009, Reihe Zürcher Hochschulforen, Band 45, ISBN 978-3-7281-3219-2, S. 56. (online), abgerufen am 10. November 2010.
  103. Zitat von Alan Greenspan nach Danielle Ganser in der Irish Times. vom 17. September 2007.
  104. Darstellung der Olduvai-Theorie im Internet
  105. Auswirkungen einer finalen Ölkrise auf die Weltbevölkerung. (PDF; 1,5 MB)
  106. Frankenpost vom 26. Mai 2010: „Es wird unheimlich teuer werden“
  107. Fitz Vorholz: Welt ohne Stoff – Die Katastrophe im Golf von Mexiko macht das Öl noch knapper. Das könnte eine neue Wirtschaftskrise auslösen, Zeit Online vom 18. Juni 2010.
  108. Kommentar in Salon.com 2013
  109. In der Kurzfassung: http://www.acus.org/docs/051007-Hirsch_World_Oil_Production.pdf S. 6.
  110. William Beach, James Carafano, Ariel Cohen, David Kreutzer, Karen Campbell, and Hopper Smith, The Global Response to a Terror-Generated Energy Crisis, Heritage Foundation, 10. November 2008.
  111. Vorbereitung Deutschlands auf Peak Oil und seine Folgen (PDF; 1,4 MB), Ernst Burgbacher mdB, Antwort auf die Kleine Anfrage der Abgeordneten Krischer, Fell, Höhn, Kotting-Uhl, Kurth, Maisch, Ott, Steiner und der Fraktion Bündnis 90 / Die Grünen, BT-Drs. 17/3765