Globales Ölfördermaximum


Globales Ölfördermaximum

Das Globale Ölfördermaximum ist die maximale Förderrate der weltweiten Erdölproduktion. Mit dem englischen Begriff peak oil oder auch Hubbert Peak wird ein Zeitpunkt bezeichnet, zu dem ein globales Ölfördermaximum erreicht ist und danach im globalen Maßstab abnimmt.[1][2]

Das Konzept eines globalen Ölfördermaximums geht auf Arbeiten des Geologen Marion King Hubbert aus den 1950er Jahren zurück. Der Zeitpunkt eines solchen Fördermaximums wird, je nach betrachteten Rohstoffen und Prognosen zu deren möglichen Ausbeutung, zwischen 2007 und 2037 angenommen.

Entwicklung des Konzepts

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Abb. 1: Oben: Die Förderung einer Ölquelle in mehreren Phasen. Unten: Die Gesamtförderung mehrerer Quellen kann durch die sog. Hubbert-Kurve beschrieben werden.[3] 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.[4] 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[5] und betrachtet das Fördermaximum als möglichen Treiber für Ölpreissteigerungen.[6] Nach Zahlen von BP ging die weltweite Ölproduktion 2009 um 2,6 % zurück, das heißt um zwei Millionen pro Tag geförderte Barrel. Die weltweite Produktion ging deutlich stärker zurück als der weltweite Verbrauch (1,7 %, 1,2 Millionen Barrel pro Tag).[7]

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.

Allgemeine Probleme, den Zeitpunkt des Ölfördermaximums zu bestimmen

Die Frage nach dem Zeitpunkt des Ölfördermaximums eines Landes oder der Welt ist in der historischen Nachschau einfach – in der Prognose dagegen schwieriger. Bei genauer Kenntnis der Förderprofile aller Ölfelder des entsprechenden Gebiets (oder weltweit) ist die Prognose relativ treffsicher zu leisten. Allerdings sind diese Daten zumeist nicht offen verfügbar, da sie von den entsprechenden Ländern als Staatsgeheimnis behandelt werden. Dies gilt insbesondere für die wichtigen OPEC-Länder, die einen sehr hohen Anteil an der globalen Ölförderung haben. Statistisch werden neben konventionellen Ölvorkommen auch unkonventionelle Rohstoffe wie Ölsand, Ölschiefer, Schweröl, Tiefseeöl, Polaröl, Flüssiggas erfasst. Der Abbau dieser Rohstoffe ist jedoch nicht so einfach wie bei den bisherigen Ölvorkommen (das „easy oil“) und zunächst mit höheren finanziellen, energetischen und ökologischen Kosten verbunden als die Förderung von konventionellem Rohöl.

Entsprechend weit auseinander gehen die verschiedenen Zahlen zum Ölfördermaximum. So wurde laut einem Bericht der Internationalen Energieagentur (IEA) von 2010 bei leicht förderbarem, konventionellem Erdöl das Fördermaximum bereits 2006 erreicht mit 70 Megabarrel pro Tag.[8] 2011 wurde ein Maximum der Förderung aller Ölsorten[9] mit 89 Millionen Barrel/Tag erreicht. Das absolute Fördermaximum sieht die IEA erst in den 2020er oder 2030er Jahren bei 96 Megabarrel pro Tag vorher.[10] Die geologischen Fachbehörden verschiedener Länder und der Brancheninformationsdienst CERA beziehen ebenso die unkonventionellen Rohstoffe mit ein, wenn etwa davon die Rede ist, vor 2030 werde kein Ölfördermaximum eintreten.[11]

Weltweite Ölförderung

Datei:Weltweite-Erdölproduktion-Grafik.png
Abb. 3: 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. 3 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 Ende 2007 steigt die Förderung wieder langsam an, die bislang höchste monatliche Ölförderung wurde nach Zahlen der Statistikabteilung des US-Energieministeriums EIA im Februar 2008 mit 85,8 Millionen Barrel pro Tag erreicht.[13] Der Rückgang der Förderung zwischen 2004 und 2007 um ca. 200.000 Barrel pro Tag, wird von der Ölindustrie auf einen durch die niedrigen Ölpreise der 1990er bedingten Investitionsrückstand zurückgeführt. Allerdings hielten sich die Ölunternehmen zu Beginn der Hochpreisphase mit dem Kauf neuer Ausrüstung zurück und investierten bevorzugt in Aktienrückkäufe.[14]

Das sich seit 2004 abzeichnende Plateau wird von Meldungen begleitet, wonach im Frühjahr 2006 einige sehr große Ölfelder die Phase der Förderabnahme erreicht hätten oder sich schon darin befänden:

  • Das Ölfeld „Burgan“ in Kuwait – das zweitgrößte Ölfeld der Welt – hat diese Phase nach Aussage der Kuwait Oil Company Ende 2005 erreicht.[15]
  • Das Feld „Cantarell“ vor der Küste Mexikos – ein Offshore-Ölfeld mit der weltweit zweitgrößten täglichen Produktionsmenge – hat die Stagnationsphase nach Aussage von Petroleos Mexicanos (Pemex) Anfang 2006 erreicht, die Produktion 2008 soll nur noch 520.000 Barrel/Tag betragen.[16] Die Abnahme der Förderrate ist zuletzt auf 35 % per annum gestiegen.[17]
  • Im April 2006 gab das saudische Ölunternehmen Aramco bekannt, dass sämtliche ihrer älteren Ölfelder ihre Stagnationsphase erreicht hätten und die Förderrate um 8 % pro Jahr fallen werde. Dies stimmt mit den Ergebnissen des texanischen Investmentbankers und Ölexperten Matthew Simmons überein.[18]

Im Juni 2008 stellt eine BP-Studie fest, dass im Jahr 2007 die weltweite Ölförderung im Vergleich zum Vorjahr um 0,2 % gesunken und gleichzeitig der weltweite Ölverbrauch um 1,1 % gestiegen sei.[19]

Allerdings wurde im Jahr 2008 wieder mehr Öl gefördert als im Jahr 2006 und damit auch mehr als je zuvor, was wohl vor allem mit dem hohen Ölpreis in der ersten Jahreshälfte zusammenhing. 2009 wurde wegen einer weltweiten Rezession und Bankenkrise deutlich weniger Öl gefördert als 2008.

Im November 2011 erreichte das weltweite Gesamtölangebot erstmals 90,0 Megabarrel pro Tag.[20]

Ölreserven

Hauptartikel: Ölvorkommen
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Abb. 4: 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.[21][22] 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. 4 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. 5: Ölfunde von 1930 bis 2050 und Förderung bis 2006, Quelle: ASPO

Um weiterhin Erdöl zu fördern, müssen neue Ölquellen entdeckt werden. Abb. 5 zeigt die Ölfunde von 1930 bis 2050 nach Campbell unter Zuhilfenahme der Methode der „Rückdatierung von Ölfunden“,[23][24] 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 ermögliche 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.[25]

Die Ölförderung in einzelnen Ländern

Übersicht

Die nachfolgende Tabelle zeigt nach Ländern aufgeschlüsselt die aktuelle Fördermenge (2010) 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. [26]. 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 2010
Barrel/Tag
Förderung 2010
in Prozent des
Fördermaximums
Bemerkungen
Russland 1987 11.484.000 10.270.000 89 Für die nächsten Jahre wird Förderplateau erwartet, s.u.
Saudi-Arabien 2005 11.114.000 10.007.000 90 Fördermaximum noch nicht erreicht; derzeitige Förderkapazität nach eigenen Angaben 13,5 Mio. Barrel/Tag
USA 1970 11.297.000 7.513.000 67 Förderung seit 3 Jahren wieder ansteigend
Iran 1974 6.060.000 4.245.000 70 Förderung durch die politischen Verhältnisse beeinträchtigt
China 2010 4.071.000 4.071.000 100
Mexiko 2004 3.824.000 2.958.000 77 Förderabfall
Irak 1979 3.489.000 2.460.000 71 Förderung bei stabilen politischen Verhältnissen stark steigerbar
Venezuela 1998 3.480.000 2.471.000 71 Förderung durch die politischen Verhältnisse beeinträchtigt
Norwegen 2001 3.418.000 2.137.000 63 Förderabfall
Kuwait 1972 3.339.000 2.508.000 75
Kanada 2010 3.336.000 3.336.000 100 Förderung aus Teersanden; ansteigend
VA Emirate 2006 3.149.000 2.849.000 90
Großbritannien 1999 2.909.000 1.339.000 46 Förderabfall
Nigeria 2005 2.499.000 2.402.000 96 Förderung durch die politischen Verhältnisse beeinträchtigt
Libyen 1979 2.139.000 1.659.000 63 Langsamer Förderabfall
Brasilien 2010 2.137.000 2.137.000 100 Förderung ansteigend (offshore)
Algerien 2007 2.016.000 1.809.000 90 möglicherweise permanenter Förderabfall
Angola 2008 1.875.000 1.851.000 99 Fördermaximum noch nicht erreicht
Kasachstan 2010 1.757.000 1.757.000 100 Förderung ansteigend
Indonesien 1977 1.685.000 986.000 59 Förderabfall
Katar 2010 1.569.000 1.569.000 100
Aserbaidschan 2010 1.037.000 1.037.000 100 Förderung ansteigend
Übriges Amerika 1999 2.440.000 2.381.000 98
Übriges Europa 2003 1.484.000 1.121.000 76 Förderabfall
Übriger Naher Osten 2001 2.044.000 1.551.000 76 Förderabfall
Übriges Afrika 2008 2.403.000 2.377.000 99
Übriges Asien/Pazifik 2010 3.292.000 3.292.000 100
Welt 2009 82.278.000 82.093.000 100

Saudi-Arabien

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 11,1 Mio. Barrel/Tag im Jahr 2005.[27]. Gegenwärtig (November 2011) liegt sie bei 9,75 Mio. Barrel/Tag[28]. 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 (NGL) (erweitert auf 1,8 Mio. Barrel/Tag bis 2016)[29]. Flüssiges Erdgas ist ein Substitut für Rohöl als flüssiger Brennstoff, wenn auch mit etwas 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.[30] 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 10 Jahren stark an. Er betrug im Jahr 2010 2,812 Mio. Barrel/Tag gegenüber 1,578 Mio. Barrel im Jahr 2000. Von 2009 auf 2010 betrug die Steigerungsrate 7,1 % (188 Tsd. Barrel/Tag absolut).[31] 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.

Russland

Russland war im Jahr 2010 der größte Erdölproduzent der Erde, knapp vor Saudi-Arabien. Gefördert wurden durchschnittlich 10.270.000 Barrel pro Tag (505,1 Mio. Tonnen pro Jahr). Damit konnte die Produktion gegenüber 2009 um 2,2 % gesteigert werden und erreichte ein Allzeithoch. Die aktuellsten Zahlen weisen für September 2011 eine Tagesproduktion von 10,3 Mio. Barrel aus.[32]. Ein vor wenigen Jahren befürchteter baldiger Förderrückgang[33] ist bislang nicht eingetreten.

Die Internationale Energieagentur (IEA) hat Anfang November 2011 Prognosen zur weiteren Entwicklung der russischen Ölförderung veröffentlicht. Demnach wird bei etwa 10,5 Mio. Barrel/Tag ein Plateau erreicht, welches etwa bis zum Ende dieses Jahrzehnts gehalten werden kann. Danach soll ein langsamer Förderrückgang einsetzen. Für das Jahr 2035 wird eine Tagesproduktion von 9,7 Mio. Barrel erwartet. Voraussetzungen für diesen nur langsamen Produktionsabfall sind verbesserte steuerliche Bedingungen für die Ölgesellschaften sowie erhebliche Investitionen.[34]

Die nachgewiesenen Reserven, also die Reserven, die unter den derzeitigen ökonomischen und technischen Gegebenheiten voraussichtlich gefördert werden können, betragen etwa 10,6 Mrd Tonnen. Wenn diese Reservenangaben zutreffend sind, reichen die russischen Ölvorräte bei gleichbleibender Förderung (statische Reichweite) noch knapp 21 Jahre.[35] Die IEA geht folglich bei ihrer Prognose von einem erheblichen Reservenwachstum durch Exploration und veränderte wirtschaftliche und technische Rahmenbedingungen aus.

Der Inlandsverbrauch in Russland betrug 2010 etwa 3,2 Mio. Barrel pro Tag (147,6 Mio. Tonnen pro Jahr), eine Steigerung von 9,2 % gegenüber dem Vorjahr. Hierbei ist auch Biokraftstoff eingeschlossen.

Kasachstan und weitere Staaten der früheren Sowjetunion

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.[36]

Sonstige Staaten

Datei:Weltölförderung.png
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.[37]

Entwicklung des Ölpreises

Hauptartikel: Ölpreis

Bisherige Preisentwicklung

Ölpreise in US-$ pro Barrel von 1861 bis 2008 (orange Linie auf Basis des Preisstands 2008)
Abb. 8: 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. Die Prognosen über die mittelfristige Entwicklung des Ölpreises reichen von 40 bis 250 US-$, von einigen Beobachtern wurden jedoch langfristig auch Preise um 25 US-$ angenommen.[22]

Der historische Ölpreisverlauf zeigt das „goldene Zeitalter“ billigen Öls zwischen dem Ersten Weltkrieg bis zur ersten Ölkrise – davor und danach sind deutliche Preisschwankungen abgebildet. Die inflationsbereinigten Preise Ende 2008 liegen deutlich unter den maximalen Spitzen vor 1900, was mit der längerfristigen Preisentwicklung bei anderen Rohstoffen übereinstimmt.

Seit den 1990er Jahren hat sich der Ölpreis von etwa 25 US-$ je Barrel 2002 deutlich erhöht. Mitte 2008 stiegen die Preise für ein Fass Rohöl kurzzeitig auf knapp 147 $.[38] Absolut und auch inflationsbereinigt war Rohöl nie teurer als zu diesem Zeitpunkt. Ende 2008 sind die Preise wieder, bedingt durch die Weltrezession infolge der Finanzkrise, auf knapp unter 35 US-$ gefallen um dann bis Juni 2009 wieder auf etwa 65-70 US-$ zu steigen. Der Prozess, dass bei sehr hohen Ölpreisen mit negativen makroökonomischen Folgen die Nachfrage zurückgeht, wird als Demand Destruction bezeichnet. Preistheoretisch kann dies durch eine Verschiebung der Angebotskurve und einem veränderten Marktgleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage erklärt werden.

Viele Experten und Finanzfachleute sehen weniger das Ölfördermaximum als Umbrüche in der Ölbranche als ursächlich für schweinezyklusartige größere Preisschwankungenen. Diese hingen demzufolge nicht mit grundsätzlichen Veränderungen des Angebots zusammenhingen (vgl. Spinnwebtheorem). Aufgrund der Erfahrungen mit dem Rückgang der Ölpreise in den 1990er Jahren und der zunehmenden Rolle externer Finanzinvestoren gebe es seit Jahren einen Explorations- und Investitionsstau, der die Preisausschläge ausreichend erkläre.

Prognosen

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. [39]

Der Internationale Währungsfonds hat hierzu im World Economic Outlook vom April 2011 Szenarien vorgestellt, die eine Verknappung der Ölförderung einbeziehen.[40] Zum einen betrachtet der Bericht die Entwicklung der Ölförderung und kommt zu dem Befund, dass seit etwa 2005 die Ölförderung stagniere.[41]

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.[42] Betont wird bei diesen Rechnungen ausdrücklich, dass sie nichtlineare Effekte und wirtschaftliche Rückkopplungen nicht einbeziehen.[43]

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.‘[44]

Zeitpunkt

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 bisheriger Erwartungen — vermutlich keinen Beitrag zur Milderung von globalen Förderengpässen und damit verbundenen Preisspitzen leisten könne.[45]

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.[46]

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.[47][48][49] Im November 2010 hielt die IEA zudem fest, dass die Ära des billigen Öles vorbei sei.[50]

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.[51]
  • 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.[52]
Geschätzter
Zeitpunkt
Datum der
Veröffentlichung
Maximale Fördermenge
(Mbarrel/Tag)
Autor
1989 1989 Campbell *[25]
2020 1997 Edwards
2003 1998 Campbell
2007 1999 Duncan und Youngquist
2008 2000 Marie Plummer Minniear[53]
2019 2000 Bartlett
2004 2000 Bartlett
2005 konv. Öl
2010 inkl. unkonv. Öl ***
2000 Campbell[54]
2003–2008 2001 Deffeyes[55]
2011–2016 2002 Smith[56]
2004–2011 2002 Nemesis[57]
ca. 2020 für konv. Öl
nicht vor 2030 inkl unkonv. Öl
2004 85 für konv. Öl
>120 inkl unkonv. Öl
Internationale Energieagentur[58]
2015–2020 2005 BGR **
2005 konv. Öl
2010 inkl. unkonv. Öl ***
2006 66 konv. Öl
90 inkl. unkonv. Öl
Campbell[59]
2006 2007 Energy Watch Group[60]
2005 konv. Öl
2008 inkl. unkonv. Öl ***
2008 66 konv. Öl
83 inkl. unkonv. Öl
Campbell[61]
nicht vor 2030 **** 2008 > 105 Internationale Energieagentur[62]
2022 konv. Öl
2027 inkl. unkonv. Öl
Dez. 2008 78 konv. Öl
97 inkl. unkonv. Öl
Trappe[63]
wahrscheinlich 2020 Aug. 2009 Internationale Energieagentur[48]
2020 Dez. 2009 Internationale Energieagentur[64]
2014 2010 Ibrahim Sami Nashawi und Adel Malallah (Kuwait University), Mohammed Al-Bisharah (Kuwait Oil Company)[65]
2010 2010 Zentrum für Transformation der Bundeswehr[66]
2006 für konventionelles Rohöl 2010 70 Internationale Energieagentur [67]
ab 2035 inkl. schwer förderbares, unkonventionelles Öl*** 2010 96 Internationale Energieagentur[68]
2008 für konventionelle Rohöl 2012 70 Internationale Energieagentur[69]
ab 2035 inkl. schwer förderbares, unkonventionelles Öl*** 2012 97 Internationale Energieagentur[70]
  * 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.[71]
 ** 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)[62] 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.[72]

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.“[73]

Folgen

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. Entsprechend unterschiedlich gestalten sich die Folgen.

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.[74]

Besondere Auswirkungen werden in den USA erwartet, die den größten Anteil am weltweiten Ölverbrauch haben (25 % bei einem Weltbevölkerungsanteil von 4,3 %). Der durchschnittliche Benzinverbrauch pro Auto liegt dort bei 10,5 Liter je 100 km (22,4 mpg).[75] Zum Vergleich: Im Jahre 2003 lag der Anteil am weltweiten Ölverbrauch in Europa bei knapp elf Prozent, wobei 6,8 % der Weltbevölkerung in Europa lebten. Der durchschnittliche Benzinverbrauch pro Auto lag in diesem Jahr in Deutschland bei etwa 8,1 Liter auf 100 km.[76] Preisschwankungen bei Mineralölprodukten wirken sich in den USA wegen der Umrechnung in den starken Euro und wegen der in den USA sehr geringen Steuern auf Mineralölprodukte generell stärker aus als in Europa.[46]

Die Nachfrage nach Öl ist eng an die wirtschaftliche Entwicklung gekoppelt und bisher wenig preiselastisch. Erdöl ist heute (2008) sichtbar (als Rohstoff) oder unsichtbar (als Energieträger) in einer Vielzahl von industriell hergestellten Gütern enthalten. Seit 2005 behandeln aktuelle Studien der Internationalen Energieagentur (IEA) – zuletzt am 9. Juli 2007 – das Problem des Fördermaximums. In der ASPO (Association of the Study of Peak Oil and Gas) haben sich seit 2001 weltweit Wissenschaftler zusammengeschlossen, die sich mit dem Erdölfördermaximum befassen.

Die Auswirkungen eines möglichen Ölfördermaximums auf die Gesellschaft werden in den USA schon länger diskutiert – teilweise unter Annahme dramatischer Szenarien. Diesen Worst-case-Szenarien stehen derzeit allerdings kaum echte Verhaltensänderungen oder ein deutlicher Politikwechsel gegenüber. In den USA waren bislang weder höhere Treibstoffsteuern[77] durchzusetzen, noch haben sich die Gewohnheiten der amerikanischen Verbraucher verändert: Spritdurstige SUV-Geländewagen machten zwischen 2000 und 2004 mehr als die Hälfte der verkauften Neuwagen aus.[46]

Da die RRR (reserves recovery rate) seit etwa 1980 negativ ist (es wird mehr Öl gefördert als neu gefunden), ist daher durch den langfristig absehbaren Zwang zur Substitution von Rohölimporten direkt die Energiepolitik betroffen. Der Ausbau regenerativer bzw. alternativer Energien (unter Einschluss der Kernenergie) oder weitere mögliche Ölbohrungen in Alaska werden deswegen in der nordamerikanischen Öffentlichkeit, vom Präsidenten[78] – persönlich, wie auf Bundes- und Staatsebene und von verschiedenen Behörden wie dem GAO[79] und Ministerien wie im sog. „Hirsch Report“ intensiv diskutiert.

Transport und Verkehr im Zeitalter der Globalisierung

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.[80]

Zur Reduktion des Treibstoffverbrauchs im Seetransport werden inzwischen auch unkonventionelle Systeme wie Zugdrachen (SkySails, Dynaship) erprobt. Ein mögliches Ergebnis peakölbedingter Preiserhöhungen wäre, einzelnen Stimmen zufolge, eine stärkere regionale Produktion.[81] und Deglobalisierung.

Alternative Antriebskonzepte für Kraftfahrzeuge (leistungsfähige Elektromotoren, Druckluftfahrzeuge) sind von Interesse, da viele erneuerbare Energien in erster Linie elektrischen Strom produzieren. Im Unterschied zu Treibstoff kann elektrische Energie aber bisher nur unter sehr hohen Kosten gespeichert werden. In Städten und Ballungszentren könnten beispielsweise Oberleitungsbusse, wie sie heute in Russland und der Schweiz eingesetzt werden, vergleichsweise schnell einen Teil des bisher an fossile Treibstoffe gebundenen Personentransportes übernehmen. Elektroautos können für den urbanen Personentransport eine Alternative darstellen und werden von einer zunehmenden Zahl von Automobilherstellern entwickelt und kommerziell angeboten. Akkumulatorbetriebene Autos können während der Ladezeit auch bei einem geeigneten Lastmanagement als dezentrale, kostengünstige Speicher im Stromnetz fungieren und Fluktuationen bei der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien ausgleichen (Demand Side Management). So kann die schlechtere Speicherbarkeit von Elektrizität gegenüber fossilen Energieträgern teilweise kompensiert werden. Analog wird die Verknüpfung fluktuierender erneuerbaren Energiequellen durch Virtuelle Kraftwerke zum Beispiel in Kühlaggregaten oder Einheiten zur Kraft-Wärme-Kopplung untersucht, wodurch sich der Anteil der nicht als Treibstoff, sondern lediglich zu Heizzwecken genutzten Erdölprodukte stark verringern lässt.

Landwirtschaft und Nahrungsmittelversorgung

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.[82] 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 250 %, ohne dass sich die Anbaufläche änderte (vgl. Abb. 10). Dies ist sehr stark auf den Einsatz fossiler Energieträger in Landwirtschaft und Verteilung zurückzuführen.[83] 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

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. Zum einen bestehe die Gefahr einer undemokratischen und den regionalen Unterschieden nicht angepassten technokratischen Utopie (wie etwa beim Atlantropa-Projekt).

Substitution von Öl als Energiequelle

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Zusammenfassung einiger Erntefaktoren
Quelle: Dubbel 1990[84]
Ölkraftwerka) 2–19
Kohlekraftwerka) 5–8
Kernkraftwerka) 3–20
Wasserkraftwerk 15
Windenergieanlage 19
Solarturm 5–16
Photovoltaikanlage 1,5–12

a) Brennstoffeinsatz nicht berücksichtigt

Eine Möglichkeit, Energiequellen zu vergleichen, bietet der Erntefaktor, der das Verhältnis von bereitgestellter Energie zum energetischen Einsatz beschreibt (engl. ERoEI – Energy Returned on Energy Invested). Je größer dieser Wert, desto effizienter ist die Energiewandlung und die Nutzung der Energiequelle. Der energetische Einsatz besteht aus dem Aufwand zum Bau und Betrieb der Anlagen sowie aus dem dabei eingesetzten Brennstoff. Die Werte der Erntefaktoren hängen insbesondere beim Vergleich regenerativer und nicht regenerativer Energieträger stark davon ab, welche Vorstufen der Energiewandlung in die Berechnung einbezogen werden. So wird z. B. bei fossilen Kraftwerken oft der für den Betrieb notwendige Brennstoff nicht berücksichtigt. Da aus den ermittelten Erntefaktoren je nach Zielsetzungen unterschiedliche Energiepolitische Konsequenzen beworben werden können, werden Erntefaktoren und ihre Berechnungsgrundlagen kontrovers erörtert.


Fossile Energiequellen

Hauptartikel: Fossile Energie
Abb. 9: Brennendes Methanhydrat (kleines Bild: Modell der Molekülanordnung)

Kohle ist de facto der verbreitetste und in der größten Menge vorhandene fossile Energieträger und hat die größte statische Reichweite unter den fossilen Energieträgern. Kohle dient gegenwärtig vor allem der Stromproduktion. In Deutschland wird weltweit die meiste Braunkohle gefördert, und man befand sich lange unter den ersten Zehn der Steinkohleförderländer. Die Bedeutung von Torf, welches am Beginn der Inkohlung steht, hat inzwischen abgenommen. Studien zum Fördermaximum von Kohle sind weitaus seltener als jene zum Ölfördermaximum. Die „Energy Watch Group“ prognostiziert das Kohlefördermaximum für das Jahr 2025.[85] Eine Studie der Universität Texas prognostiziert das Kohlefördermaximum für das Jahr 2011.[86]

Als alternativer Weg zur Gewinnung von Treibstoffen für Kraftfahrzeuge wird die Verflüssigung oder Vergasung von Kohle erörtert (GtL-Kraftstoff, CtL-Kraftstoff). Die Kohlendioxid-Emissionen dieser Verfahren würden allerdings bei Nutzung in größerem Umfang den anthropogenen Treibhauseffekt drastisch verstärken und damit inakzeptabel zur Globalen Erwärmung beitragen.

Erdgas besteht größtenteils aus Methan und ist der umweltfreundlichste fossile Energieträger. Zudem kann Erdgas prinzipiell Öl in einigen Bereichen (ohne Umwandlung) direkt ersetzen, etwa zum Antrieb für Kraftfahrzeuge. Allerdings ist Erdgas nicht in ausreichenden Mengen vorhanden, um Öl zu ersetzen – das Gasfördermaximum wird schon 2025 erwartet. Darüber hinaus nehmen einige Geologen an, dass Russlands Reserven nicht so groß sind wie angegeben.

Zunehmend optimistisch wird in jüngster Zeit die Förderung unkonventioneller Gasreserven eingeschätzt, vor allem von Schiefergas (Shale Gas). Basierend auf Schätzungen, welche einen Ausbau der Förderung um einen Faktor zwischen drei und fünf annehmen, prognostiziert die US-amerikanische Energy Information Administration (EIA), dass die Förderung sich zwischen 2010 und 2030 etwa verdreifachen lasse.[87] Dem wird entgegengehalten, dass die Zunahme der Förderung der eigentlich seit langem bekannten Vorkommen vor allem auf einer drastischen Lockerung der Umweltauflagen basiere. Aufgrund der Charakteristik der Fördertechnik, dem „Hydraulic Fracturing“, sind einzelne Bohrlöcher sehr schnell erschöpft. In Europa prognostiziert CERA um 2030 einen Anteil von rund zwölf Prozent an der heutigen regionalen Gasförderung, der stark rückläufig ist. Zudem müssen bei der Förderung große Mengen an wasserschädlichen und toxischen Substanzen in den Untergrund eingepreßt werden.[88] Die Förderung von Schiefergas mit Hydraulic Fracturing führt zu einem erheblichem Flächenverbrauch und beträchtlichen Umweltbelastungen, die im Konflikt mit Gesetzen zum Schutz des Grundwassers stehen.[89][90]

Methanhydrat besteht aus Methan, das unter erhöhtem Druck und niedrigen Temperaturen als feste Einlagerungsverbindung in Wasser vorkommt. Methanhydrate wurden zunächst als Störfaktor in Gaspipelines und Hindernis bei Erdölbohrungen entdeckt. Natürliche Vorkommen von Methanhydrat wurden 1971 im Schwarzen Meer gefunden. Man schätzt, dass es zwölf Billionen Tonnen Methanhydrat allein an den Kontinentalhängen geben könnte. Diese würden mehr als doppelt so viel Kohlenstoff wie alle bekannten Erdöl-, Erdgas- und Kohlevorräte der Welt enthalten. Wegen großer technischer Schwierigkeiten gibt es aber noch keinen Abbau im großtechnischen Stil.

Kernenergie und Kernfusion

Kernenergie und Kernfusion können Strom oder Prozesswärme und daraus dann Wasserstoff bzw. Methan oder Methanol erzeugen. Skeptiker verweisen jedoch auf die Kernfusionskonstante (humorvoll in Analogie zur Erdölkonstante). Sie besagt, dass Forscher in den Jahren ab 1950 jeweils annahmen, innerhalb von 30 bis 40 Jahren die Kernfusion technisch nutzen zu können. Die sich momentan abzeichnende Treibstoffproblematik könne damit über Kernfusion nicht gelöst werden. Befürworter halten dem jedoch die im letzten Jahrzehnt stattgefundenen Durchbrüche auf diesem Gebiet entgegen. So plant etwa das National Ignition Facility, Kernfusion mit positiver Energiebilanz schon „innerhalb der nächsten paar Jahre“ zu realisieren.[91]

Die Kernenergiegewinnung aus Kernspaltung benötigt als Energieträger angereichertes Uran, was im Kontext einer Atomwaffenproliferation problematisch ist. Seit etwa 1990 wird weltweit mehr Uran verbraucht als gefördert wird. Die Differenz zwischen Verbrauch und Förderung stammt aus gelagertem Uran aus abgerüsteten Atomwaffen. Zurzeit wird etwa 1/3 des Reaktorbedarfs aus Lagerbeständen (hauptsächlich aus ausgemusterten Atomwaffen) gedeckt.[92]

Das bisherige weltweite Maximum der Uranförderung liegt um 1980.[93]

Die gegenwärtige statische Reichweite von Uran beträgt etwa 60 Jahre, was sich im Rahmen des von der IEA und den meisten Staaten der G8 vorgeschlagenen massiven Ausbaus der Kernenergie noch verkürzen wird. Allerdings fallen die Brennstoffkosten bei der Kernenergie deutlich weniger ins Gewicht als bei anderen Energieträgern.

Umstritten ist auch die Frage der Sicherheit von Kernkraftwerken und der Endlagerung von nuklearen Abfällen der Kernenergie. In Spanien, Belgien und Deutschland wurde beschlossen, aus der Kernenergie auszusteigen. Einige Länder wie Finnland, Frankreich, Italien und China bauen oder planen hingegen neue Kernkraftwerke. Planung, Genehmigung und Bau von neuen Kernkraftwerken nehmen einen relativ langen Zeitraum in Anspruch.[94] Auch wenn es möglich wäre, mit Kernenergie mittelfristig fossile Treibstoffe zu ersetzen, wäre eine akute Treibstoffknappheit dadurch nicht zu verhindern.

Erneuerbare Energiequellen

Hauptartikel: Erneuerbare Energien

Diejenigen Energieformen, die nach menschlichen Maßstäben unerschöpflich sind, werden erneuerbare Energien genannt.

Erdöl wird zu einem hohen Anteil als Treibstoff eingesetzt und spielt in der (standortgebundenen) Elektrizitätsgewinnung – mit Ausnahme der USA – nur eine untergeordnete Rolle. Zum direkten Ersatz solcher erdölbasierten Energieträger sind vor allem Energieträger mit Biomasse als Energiequelle geeignet (Biokraftstoffe).

Kraftstoffe mit Biomasse als Energiequelle werden im Allgemeinen nach zwei (nach unterschiedlicher Meinung auch drei) Generationen unterschieden:

  • 1. Generation: Energiepflanzen (d. h. zucker- oder ölhaltige) dienen als Energiequelle (Zuckerrohr/Zuckerrübe, Getreide, Raps, Ölpalmen). Sie stehen in hoher Flächennutzungskonkurrenz zur Nahrungsmittelversorgung, ihre energetische Ausbeute pro Fläche ist eher gering, die nötigen Technologien sind ausgereift und im Einsatz.
  • 2. Generation: Auch die Pflanzen-Cellulose dient als Energieträger (Holz, Stroh und Pflanzenreste). Da mehr von der Pflanze genutzt werden kann, ist die flächenbezogene energetische Ausbeute größer bzw. bei Nutzung von Stroh und Pflanzenresten kann die Konkurrenz zur Nahrungsversorgung reduziert werden. Die Anlagen sind im Pilot- oder Testbetrieb. Die Prozesse sind aufwändiger und energie-intensiver, da erst die Cellulose aufbereitet werden muss.
  • 3. Generation: Algen oder Bakterien als Energiequelle. Es ist denkbar, dass diese auf herkömmlichem Weg zu Kraftstoffen vergoren oder synthetisiert werden, oder aber in modifizierter Form (z. B. mittels Gentechnologie) Wasserstoff direkt herstellen. Dieser Weg existiert bisher nur theoretisch, auch wenn manche Technologien von anderen Kraftstoffherstellungs-Strategien übernommen werden könnten.[95]

Andere erneuerbare Energiequellen wie Wasserkraft, Windenergie, Sonnenenergie (Photovoltaik und Solarthermie), Meeresenergie sowie Geothermie nutzende Heizkraftwerke stellen vor allem Strom und Prozesswärme her.

Diese Energieformen können entweder durch elektrische Speichermedien direkt in Elektroantrieben/-autos genutzt werden oder indirekt über die Herstellung eines sekundären Energieträgers wie Wasserstoff (siehe Abschnitt: „Substitution von Öl als Energieträger“). Zudem kommen sie im elektrifizierten Schienenverkehr zum Einsatz.

Auch Segelschiffe oder mit modernen Kites ausgerüstete Yachten und Frachtschiffe nutzen im eigentlichen Sinn direkt erneuerbare Energien. Nach Angaben des Unternehmens SkySails können so 10-35 % Treibstoff gespart werden, also Öl teilweise direkt durch Windenergie ersetzt werden.

Verschiedene Autoren befassen sich explizit mit den Möglichkeiten erneuerbarer Energien als Reaktion auf das nahende Ölfördermaximum.[96]

Siehe auch: Artikel Energiewende

Substitution von Öl als Energieträger

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

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

Anpassungsvorteile im internationalen Wettbewerb durch energieeffiziente Technologien

Eine Studie der Deutschen Bank untersucht Risiko und Chancen von Peak Oil für den deutschen Maschinen- und Anlagenbau[97]. 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

„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[22]

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

Abdullah S. Jum'ah: CEO von Aramco, Anfang 2008[98][99][100]

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.[101] 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.[25]

Der Wirtschaftswissenschaftler Julian L. Simon bezweifelt aufgrund historischer Studien generell, inwieweit kurzfristige Rohstoffverknappungen in der Lage wären, die industrielle Zivilisation zu gefährden.[102] 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.[25]

Nach dem Rückgang der Ölpreise Ende 2008 wiederholte der Chefökonom der BP, Christoph Rühl seine skeptische Einstellung gegenüber der Peak-Öl-These[103]

„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.“

Die These vom baldigen Eintreten wurde laut Maugeri auf Basis neuer Ölfunde und Fördermöglichkeiten widerlegt. [104][105]

Ersatz durch erneuerbare Energiequellen möglich

Viele Regierungen in den Industriestaaten gehen davon aus[106], 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.[107] 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

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

Don Evans: bis 2005 Wirtschaftsminister der Regierung Bush[108]

„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[109]

„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[110]

Eine ähnliche alarmierende Position vertritt auch der Physiker David L. Goodstein, Vizepräsident des California Institute of Technology,[111][112]. 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“.[113]

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.[114][115] 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 bleibt, 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.“[48][49] 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.

Der Investmentbanker und ehemalige Energieberater des Weißen Hauses, Matthew Simmons, 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.[116]

Eine Analyse der Deutschen Bundeswehr[117] 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[118] – 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[119].

Jürgen Wiemann, ehemaliger stellvertretendem 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 Ansteig der Ölpreise mitverursacht sein könne.[120][121]

Sicherheitspolitische Herausforderung

Hierzu existiert vom Juli 2010 eine Studie des Dezernats Zukunftsanalyse vom Zentrum für Transformation der Bundeswehr[122]. 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“.[123]

Ressourcenkriege

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.“[124][125]

Gefahr des Zusammenbruchs

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,[126] derzufolge 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.[127]

Zunehmendes Risiko von schweren Ölkatastrophen

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.“[128]

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.[129]

Maßnahmen

Vorsorgemaßnahmen als Risikomanagement

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.[130] Dieser zieht den Schluss, dass die beiden Risiken „falscher Alarm“ und „zu späte Maßnahmen“ asymmetrisch sind, da der Auswertung regionaler Fördermaxima zufolge (zum Beispiel desjenigen Großbritanniens) unter Umständen weniger als ein Jahr Vorwarnzeit besteht. Maßnahmen zur Vermeidung schwerwiegender wirtschaftlicher und gesellschaftlicher Probleme erfordern jedoch zehn bis zwanzig Jahre Vorlaufzeit. Der Hirsch-Report zieht ferner den Schluss, dass die verfügbare (knappe) Zeit es nicht erlaubt, sich auf die Entwicklung völlig neuer Technologien zu stützen, sondern es erforderlich macht, bereits verfügbare Technologien zu nutzen. Vorsorgemaßnahmen werden zudem als ökonomisch wesentlich günstiger angesehen als das Risiko eines unvorbereitet eintreffenden Fördermaximums, welches nach Darstellung des Hirsch Reports sehr schwerwiegende Folgen haben kann. Zu ähnlichen Ergebnissen kommen beispielsweise Planspiele der Heritage Foundation bezüglich einer terroristischen Unterbrechung der Ölversorgung.[131]

Konsequenterweise sind zunächst besonders Maßnahmen sinnvoll, die weitgehend kostenneutral sind, solche die schon heute wirtschaftlichen Nutzen haben, und solche die besonders hohe Teilrisiken mit langer Vorbereitungszeit abfedern. Dazu zählen beispielsweise eine verbesserte Wärmedämmung in Gebäuden, ein Ausbau und verstärkte Elektrifizierung des Eisenbahnnetzes sowie ein Ausbau des ÖPNV in Städten. In der Folge schlägt der Hirsch-Report auch die Nutzung von Verfahren wie Kohleverflüssigung vor, die aufgrund sehr hoher CO2-Emissionen ihrerseits jedoch zusätzliche Umweltbelastungen bedeuten.

Vorsorgemaßnahmen nach Ländern

Deutschland

Die deutsche Bundesregierung sieht keine Gefahr einer Energiekrise aufgrund einer Verringerung der Ölförderung[118][132]. Deswegen sind auch keine Maßnahmen geplant, einem solchen Ereignis zu begegnen.

Eine vergrößerte Energieeffizienz und Maßnahmen zur Energieeinsparung, so beispielsweise durch verbesserte Wärmedämmung von Gebäuden, sind jedoch Bestandteil des Energiekonzepts der Bundesregierung. Nach diesem Konzept sollen die Erneuerbaren Energien bis 2050 den Hauptteil der Energieversorgung in Deutschland übernehmen.

Schweden

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. Ob die seinerzeit geplanten Maßnahmen umgesetzt werden, ist im Zusammenhang mit dem Regierungswechsel von 2006 nicht klar. Offiziell wurden die formulierten Ziele jedoch nicht aufgegeben.

USA

Der Hirsch-Report, der 2005 für das amerikanische Department of Energy angefertigt wurde, befasste sich mit dem Risiko des Fördermaximums. Wie erwähnt, sieht dieser Bericht Peak Oil in erster Linie als Treibstoffproblem und schlägt eine Reihe von sofortigen Maßnahmen vor, wie Einsparungen und Nutzung von elektrischen Fahrzeugen und alternativen Treibstoffen.

„Der Charakter des Peak-Oil-Problems ähnelt dem Killer-Asteroid-Problem. Man muss wirklich sofort mit durchgreifendem Handeln beginnen, weil uns die Zeit davonläuft. Es wird viel Zeit und Mühe bedürfen und muss als ein Sofort-Programm angegangen werden, um die Wirkungen zu verringern. Wenn man das Problem langsam angeht, verschwendet man Zeit. Wenn es uns trifft, dann wird die Tragweite so extrem sein, dass die Menschen zusammenarbeiten und Dinge tun, ja Opfer bringen müssen, die weit über das hinausgehen, an was die meisten von uns im Ernst gedacht haben.“

Dr. Robert Hirsch in: „Out of Oil – Amerikanische Strategien und Konzepte für die Zeit nach dem Erdöl“, Radio-Feature von Paul Nellen, WDR, 18. März 2007 (aus d. Manuskript) [8]

Eine entsprechende Umsetzung von Maßnahmen fand bisher nicht statt.

Siehe auch

Literatur

Weblinks

Filme und Radio

Einzelnachweise

  1. Z. B. „Is ‘Peak Oil’ Behind Us?“. The New York Times. 14. November 2010
  2. Marion King Hubbert: Nuclear Energy and the Fossil Fuels 'Drilling and Production Practice'. (PDF) , San Antonio, TexasJuni 1956, S. 22–27. Abgerufen am 18. April 2008.
  3. http://en.wikipedia.org/wiki/Hubbert_curve
  4. „(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
  5. Adam R. Brandt (May 2007): Testing Hubbert (PDF) S. 3074–3088. Elsevier. doi:10.1016/j.enpol.2006.11.004. Abgerufen am 23. Januar 2011.
  6. IEA, World Energy Outlook 2010, Zusammenfassung, S. 6-7
  7. BP Statistical Review of World Energy S. 8, S. 11
  8. http://www.worldenergyoutlook.org/docs/weo2010/weo2010_es_german.pdf World Energy Outlook 2010. S. 6
  9. Highlights of the latest OMR vom 15. März 2011
  10. World Energy Outlook 2010, S. 7.
  11. 'Peak Oil' Postponed Again, Part 1: Liquids Production Capacity to 2030 18. Oktober 2010 - CERA Private Report.
  12. Brent Fisher; Review and Analysis of the Peak Oil Debate; Institute for Defense Analyses; August 2008 (PDF)
  13. EIA: International Petroleum Monthly
  14. ASPO-Deutschland
  15. Kuwait’s biggest field starts to run out of oil. In: AME vom 12. November 2005, abgerufen 18. Februar 2006
  16. Canales: Output will drop at Cantarell field. In: El Universal Online vom 10. Februar 2006, abgerufen 18. Februar 2006 (vgl. auch: Analysis: Mexico faces production decline. In: UPI vom 15. Februar 2006)
  17. 35 percent year over year drop in production from Cantarell. In: energybulletin vom 24. Juli 2008
  18. M. Simmons, „Wenn der Wüste das Öl ausgeht. Der kommende Ölschock in Saudi-Arabien – Chancen und Risiken“, Finanzbuch-Verlag, 2006, ISBN 3-89879-227-7.
  19. spiegel.de: KNAPPE RESSOURCEN: BP-Studie meldet sinkende Ölförderung
  20. Internationale Energieagentur, World Oil Market Report vom Dezember 2011
  21. Angst vor der zweiten Halbzeit. In: Die Zeit, Nr.17, 2006
  22. 22,0 22,1 22,2 Lord John Browne im Spiegel-Gespräch: „Ein Teil des Gewinns ist unverdient“, Der Spiegel, Juni 2006 (24/2006), (englisch)
  23. Das Problem der Neubewertung und der Rückdatierung.
  24. Reserven, Ressourcen, Reichweiten – wie lange gibt es noch Öl und Gas?
  25. 25,0 25,1 25,2 25,3 Leonardo Maugeri: Öl – Falscher Alarm.. In: Science 2004 (PDF)
  26. http://www.bp.com/assets/bp_internet/globalbp/globalbp_uk_english/reports_and_publications/statistical_energy_review_2011/STAGING/local_assets/pdf/statistical_review_of_world_energy_full_report_2011.pdf
  27. BP Statistical Review of World Energy S.8
  28. IEA Oil Market Report Dez 2011 S.22
  29. IEA Oil Market Report Dez 2011 S.22
  30. http://www.energybulletin.net/stories/2011-12-05/saudi-arabia-headed-downfall
  31. BP Statistical Review of World Energy S.8
  32. http://www.handelsblatt.com/finanzen/rohstoffe-devisen/rohstoffe/russland-foerdert-so-viel-oel-wie-noch-nie/4680514.html
  33. http:www.spiegel.de/wirtschaft/0,1518,547545,00.html
  34. http://www.arabianbusiness.com/saudi-set-overtake-russia-as-top-oil-producer-429247.html
  35. BP Statistical Review of World Energy, June 2011
  36. Suche nach Öl- und Gasvorräten auf Kaspi-Schelf schlägt fehl. RIA Novosti, Moskau, 26. Juni 2008 Online-Version bei RIAN
  37. Erneuerbare Energien haben volkswirtschaftlichen Nutzen in Milliardenhöhe. In: Informationskampagne für Erneuerbare Energien 15. Februar 2006, abgerufen am 18. Februar 2006
  38. Ölpreis steigt auf Rekord, Wall Street Online, 11. Juli 2008
  39. Grafik: Entwicklung Prognose Rohölpreise
  40. World Economic Outlook, April 2011. Tensions from the Two-Speed Recovery. Unemployment, Commodities, and Capital Flows, World economic outlook : a survey by the staff of the International Monetary Fund, Washington, DC, ISBN 978-1-61635-059-8
  41. A. a. O., S. 99, Abb. 3.7
  42. A. a. O., S. 106
  43. 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
  44. A. a. O., S. 110
  45. 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
  46. 46,0 46,1 46,2 Ein zweifaches Hoch auf teures Öl, Leonardo Maugeri, in Foreign Affairs – März/April, 2006, deutsche Übersetzung des Artikels auf der BP Website
  47. Michael Kläsgen: Chef der Internationalen Energieagentur warnt vor Engpass: Die nächste Ölkrise kommt bestimmt. In: Süddeutsche Zeitung vom 28. Februar 2008, Seite 25. Siehe auch: Spiegel Online:Knappes Öl: Energieagentur warnt vor Mega-Wirtschaftskrise 2013 vom 28. Februar 2008,
  48. 48,0 48,1 48,2 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
  49. 49,0 49,1 F. Vorholz: Energie: Der nächste Ölpreisschock. In: Die Zeit, Ausgabe vom 20. Mai 2009
  50. [1] 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“
  51. Peak Oil Sam Foucher; Update – August 2008: Production Forecasts and EIA Oil Production Numbers; September 13, 2008 http://www.theoildrum.com/node/3720
  52. Sam Foucher; Oil Megaproject Update (Juli 2008); 5. Juli 2008 (online).
  53. Marie Plummer Minniear, Forecasting the Permanent Decline in Global Petroleum Production, Journal of Geoscience Education, v. 48, 2000, S. 130.
  54. http://www.hubbertpeak.com/de/vortrag.html
  55. 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
  56. 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
  57. ‘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
  58. World Energy Outlook 2004 – German Summary IEA
  59. ASPO (2006) Newsletter No. 61., Januar 2006
  60. Energy Watch Group (2007): Crude Oil – The supply outlook online (PDF)
  61. ASPO (2007) Newsletter No. 93., September 2008
  62. 62,0 62,1 http://www.worldenergyoutlook.org/key_graphs_08/WEO_2008_Key_Graphs.pdf World Energy Outlook 2008 – Executive Summary IEA
  63. Raffael Trappe (2008): Die Entwicklung von Angebot, Nachfrage und Preisen von Rohöl, S. 73f. und 115f.
  64. 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.“
  65. Energy Fuels, 2010, 24 (3), S. 1788–1800.
  66. Peak Oil – Sicherheitspolitische Implikationen knapper Ressourcen, [2].
  67. World Energy Outlook 2010 http://www.worldenergyoutlook.org/docs/weo2010/weo2010_es_german.pdf
  68. 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
  69. World Energy Outlook 2012, ISBN 978-92-64-18084-0, S.81
  70. World Energy Outlook 2012, ISBN 978-92-64-18084-0, S.81
  71. nano Sendung vom 15. September 2006, 3sat TV
  72. Shigeru Sato und Yuji Okada: [http://www.bloomberg.com/apps/news?pid=20601087&sid=abnkGOUOzC3w&refer=home IEA Sees Oil-Supply Crunch by 2013 on Slow Investment (Update 1). In: Bloomberg, 25. April 2009.
  73. Global oil availability has peaked -EU energy chief, Reuters, Brüssel 10. November 2010
  74. 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.
  75. Bureau of Transportation Statistics
  76. A. Zumach: W&F EU – Zivil- oder Militärmacht? Quo vadis Europa? Februar 2004
  77. http://www.markt-daten.de/chartbook/oel-benzin.htm Steueranteil am US-Benzinpreis sinkt seit 1919
  78. G. W. Bush: State of the Union 2006. In: Office of the Press Secretary 31. Januar 2006, abgerufen 18. Februar 2006
  79. Uncertainty about Future Oil Supply Makes It Important to Develop a Strategy for Addressing a Peak and Decline in Oil Production, Februar 2007 [3]
  80. 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.
  81. Jean-Luc Wingert und Jean Laherrere: La vie après le pétrole: De la pénurie aux énergies nouvelles, Verlag Autrement, 2005 ISBN 2-7467-0605-9
  82. Spiegel online Jahrbuch
  83. D. A. Pfeiffer: Eating Fossil Fuels. Wilderness Publications
  84. Karl-Heinrich Grote, Jörg Feldhusen (Hrsg.): Dubbel – Taschenbuch für den Maschinenbau.. Springer, Berlin 17. Auflage, 1990, ISBN 978-3-540-49714-1 Kapitel L2, Tabelle 1, Nutzungsdauer 25 Jahre
  85. Coal: Resources and future production, EWG-Paper No. 1/07, März 2007, S.7 ff. (pdf, 534 kB)
  86. Tadeusz W. Patzek, Gregory D. Croft, „A global coal production forecast with multi-Hubbert cycle analysis.“, Energy Volume 35, Issue 8, August 2010, Pages 3109-3122, [4]
  87. Schiefergas – die wiederentdeckte Reserve. Abgerufen am 27. April 2010.
  88. Kurzstudie „Unkonventionelles Erdgas“, Werner Zittel, ASPO und Energy Watch Group, 18. Mai 2010
  89. Riskante Gasförderung: Feuer aus dem Wasserhahn, StefanSchulz, Spiegel Online, 17. August 2010
  90. Protest gegen „Fracking“ wächst. In NRW protestieren Bürger, Umweltschützer und Wasserwerker gegen das neue Erdgas-Bohrungsverfahren „Fracking“., Andreas Wyputta, die tageszeitung, 12. Mai 2011
  91. UK joins laser nuclear fusion project BBC-Bericht vom 9. September 2011, abgerufen am 11. September 2011
  92. Uranium Resources and Nuclear Energy. Background paper prepared by the Energy Watch Group, Dezember 2006, EWG-Series No 1/2006
  93. Wolfgang Pomrehn: Abschied vom Agrartreibstoff? Auf: telepolis, 8. Juli 2008.
  94. Siehe unter European Pressurized Water Reactor und Kernkraftwerk Olkiluoto
  95. Algen – Biokraftstoffe der dritten Generation. ATZblog vom 28. Juli 2008.
  96. Oliver Krischer, H.J. Fell: Hintergrundpapier: Weg vom Öl – hin zu den Erneuerbaren Energien
  97. German mechanical engineering steeling economy for the post-oil era, Josef Auer, Deutsche Bank Research, 16. Dezember 2008
  98. Aramco chief says world's Oil reserves will last for more than a century, Oil and Gas Journal
  99. Abdallah S. Jum’ah: Rising to the Challenge: Securing the Energy Future. In: World Energy Source
  100. [5], 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“
  101. BP Themenspecial: Wann geht uns das Öl aus?
  102. 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.
  103. [6] BP: Preisschwankungen werden wahrscheinlich zunehmen[en], Interview mit Dr. Christoph Rühl, Mittwoch 1. Oktober 2008, Euractiv Website
  104. Oil: The Next Revolution THE UNPRECEDENTED UPSURGE OF OIL PRODUCTION CAPACITY AND WHAT IT MEANS FOR THE WORLD Leonardo Maugeri The Geopolitics of Energy Project
  105. 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
  106. Wolfgang Gründinger: „Die Energiefalle, Rückblick auf das Erdölzeitalter“, beck'sche Reihe, 2006, ISBN 3-406-54098-8
  107. Charles Reich: „Die Welt wird jung: der gewaltlose Aufstand der neuen Generation“, 1971, ISBN 3-217-00404-3
  108. 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…”
  109. 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.
  110. „Le Monde“ am 27. Juni 2007 (Quelle des Zitates und der Übersetzung).
  111. „Professor Goodstein discusses lowering oil reserves“, Tony Jones (Transkript einer Fernsehsendung vom 22. November 2004)
  112. David Goodstein, Out of Gas: The End of the Age of Oil, Norton, W.W. & Company, Inc., 2004, ISBN 978-0-393-05857-4, 140 Seiten
  113. 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
  114. Michael Kläsgen, 'Chef der Internationalen Energieagentur warnt vor Engpass: „Die nächste Ölkrise kommt bestimmt“', Süddeutsche Zeitung vom 28. Februar 2008, Seite 25
  115. Siehe auch: Spiegel Online vom 28. Februar 2008, Knappes Öl: Energieagentur warnt vor Mega-Wirtschaftskrise 2013
  116. John Tierney. The New York Times. 23. August, 2005 „The $10,000 Question.“, Wette auf wieder sinkende Ölpreise
  117. Streitkräfte, Fähigkeiten und Technologien im 21. Jahrhundert - Umweltdimensionen von Sicherheit, Teilstudie 1 Peak Oil, Sicherheitspolitische Implikationen knapper Ressourcen, Zentrum für Transformation der Bundeswehr. 2010. [7]
  118. 118,0 118,1 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
  119. Tipping-Point: Kurzfristige systemische Folgen des Rückgangs der globalen Ölproduktion, 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)
  120. 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.
  121. Siehe auch Jürgen Wiemann, Die unbequeme Wahrheit des endlichen Öls, Zeit Online vom 21. Juli 2010
  122. zentrum-transformation.bundeswehr.de
  123. Streitkräfte, Fähigkeiten und Technologien im 21. Jahrhundert – Umweltdimensionen von Sicherheit – Teilstudie 1: Peak Oil – Sicherheitspolitische Implikationen knapper Ressourcen. auf: peak-oil.com 2. November 2010.
  124. Peak Oil: Erdöl im Spannungsfeld von Krieg und Frieden. 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.
  125. Zitat von Alan Greenspan nach Danielle Ganser in der Irish Times. vom 17. September 2007.
  126. Darstellung der Olduvai-Theorie im Internet
  127. Auswirkungen einer finalen Ölkrise auf die Weltbevölkerung.
  128. Frankenpost vom 26. Mai 2010: „Es wird unheimlich teuer werden“
  129. 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.
  130. In der Kurzfassung: http://www.acus.org/docs/051007-Hirsch_World_Oil_Production.pdf, S. 6.
  131. 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.
  132. Vorbereitung Deutschlands auf Peak Oil und seine Folgen, 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