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Ölfördermaximum



Das Ölfördermaximum – oft auch Peak-Oil (engl. peak oil, wörtl. Erdölgipfel, auch Hubbert’s Peak bzw. depletion mid-point), Ölspitze oder (Öl-)Fördergipfel – bezeichnet den Zeitpunkt, ab dem die Gesamtförderung mehrerer Ölfelder einer Region ihr Maximum erreicht. Insbesondere das globale Ölfördermaximum, der Zeitpunkt also, an dem die weltweite Förderrate abnimmt, ist von Bedeutung, da dann die Verfügbarkeit von Erdöl stetig abnimmt.

Weiteres empfehlenswertes Fachwissen

Inhaltsverzeichnis

Einführung

Die wichtigste Größe bei der Beurteilung der weltweiten Ölversorgung ist die „Fördermenge pro Zeit“ (Förderrate). Die üblicherweise genutzte, das Verhältnis zwischen Reserven und momentanem Verbrauch bezeichnende statische Reichweite der weltweiten Erdölreserven (2007 : 40-50 Jahre) ist bezüglich der Ölversorgung irreführend, da sie suggeriert, dass man bis zur Erschöpfung aller Reserven eine konstante Förderung aufrechterhalten könne. Die Förderrate bildet im Zusammenspiel mit der Ölnachfrage den bei weitem wichtigsten Einflussfaktor auf den Ölweltmarktpreis, da dieser an Rohstoffbörsen ausgehandelt wird. Sinkende Förderraten führen zwangsläufig zu steigenden Preisen (sog. „Verkäufermarkt“) wenn es nicht gelingt, die Nachfrage nach Öl durch Alternativen und Einsparungen zu reduzieren – mit unabsehbaren Folgen weltweit für die Stabilität von Wirtschaft, Gesellschaft und Politik.

Die Abhängigkeit moderner Industriegesellschaften von Erdöl wird durch folgende Beispiele deutlich:

  • Ein Fass (159 Liter) Erdöl enthält 1700 kWh an Energie. Angewendet in Verbrennungsmotoren mit einem Wirkungsgrad von 20 % entspricht dies einem Äquivalent von 5040 Stunden Feldarbeit.
  • Die Herstellung eines Autos benötigt etwa 20 Fass Öl (entspricht etwa 10 % der Energie, die es während seiner Lebensdauer verbraucht [1]).
  • Die Herstellung von einem Gramm Mikrochip benötigt 630 Gramm Erdöl, ein 32-MB-DRAM-Chip also 1,6 kg (zuzüglich 32 Liter Wasser) [2].
  • Die Herstellung eines Desktop PCs benötigt das Zehnfache seines Gewichts an Öl [3] und aufgrund der hohen Reinheit und Sauberkeit, die zur Herstellung eines Mikrochips notwendig sind, muss man für die Herstellung von neun bis zehn Rechnern die gleiche Menge an Öl einsetzen wie für ein Auto [4].

Erdöl ist heute (2007) sichtbar (als Rohstoff) oder unsichtbar (als Energie) in quasi allen industriell hergestellten Gütern enthalten; es stellt einen Grundpfeiler der industrialisierten Welt dar. Mit Besorgnis wird das sich ankündigende Fördermaximum deshalb zunehmend thematisiert. Seit 2005 behandeln sowohl aktuelle Studien der Internationalen Energieagentur (IEA) – zuletzt am 9. Juli 2007 – als auch des US-Energieministeriums – im sog. „Hirsch Report“ – und des US-Rechnungshofes GAO[5] – das Problem des Fördermaximums.

Auch die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe befasst sich mit diesem Phänomen. In den USA, dem Land mit dem weitaus größten Ölverbrauch der Welt (25 %), hat Präsident George W. Bush das weltweite Fördermaximum in die politische Agenda aufgenommen, wenn auch ohne das Faktum öffentlich selbst direkt zu benennen. In seiner jährlichen Ansprache „State of the Union Address“ („SOTU“) im Januar 2006 kündigte er eine Hinwendung zum Ausbau alternativer Energien an, womit allerdings, neben den „klassischen“ regenerativen Energien wie Sonne, Wind und Biokraftstoffe, auch und vor allem die Kernenergie gemeint war. [6] Das Erdölfördermaximum wird des Weiteren seit 2001 durch die ASPO (Association of the Study of Peak Oil and Gas), ein weltweites Netzwerk von Wissenschaftlern, untersucht.

Entstehung eines Ölfördermaximums

 

Die Förderung einer konventionellen Ölquelle erfolgt in mehreren Phasen (obere Grafik in Abb.1). Dem Fund folgt zunächst die Erschließung, dazu wird das Ölfeld über mehrere Bohrlöcher angezapft. Zu Beginn der Förderung steht die Lagerstätte unter sehr hohem physikalischen Druck (etwa das 300-fache des normalen Luftdrucks). Dies hat zur Folge, dass mit nur geringem Aufwand große Mengen Öl gefördert werden können. Der Druck lässt allerdings schnell nach, und schon nach einer Förderung von 10-15 % reicht er nicht mehr aus, das Öl an die Erdoberfläche zu drücken. Um ihn aufrechtzuerhalten, wird deshalb in der Regel Wasser nachgepumpt, wodurch 30-35 % des vorhandenen Öls gefördert werden können. Da das Wasser das Öl zur Entnahmestelle treibt, besteht bei zu starkem Einpumpen die Gefahr, dass sich das Wasser mit dem verbleibenden Öl vermischt und es sogar auf dem Weg zur Entnahmestelle „überholt“. Dieser Prozess findet mit zunehmendem Alter des Ölfeldes immer häufiger statt, da das leichte Öl als erstes austritt und das verbleibende Öl somit von immer schwererer Qualität ist.[8]. Die zunehmende Viskosität und Dichte des verbleibenden Öls sind die größten Hindernisse für hohe Förderraten. Weitere Maßnahmen sind deshalb das Einleiten von Chemikalien, die das Öl verflüssigen und es zu den Bohrlöchern fließen lassen. Auch werden Versuche unternommen, das eingepumpte Wasser durch CO2 zu ersetzen, das, außer den Druck zu erhöhen, das Öl flüssiger macht. Ebenso gibt es das Einleiten von Heißdampf (vor allem auch bei Ölsanden), und sogar das Entfachen eines Feuers in der Lagerstätte wird als Mittel, das Öl stärker zu verflüssigen, angewendet.

Dies bedeutet, dass die Förderung während eines Zeitraumes, der von Quelle zu Quelle stark schwanken kann, annähernd konstant gehalten werden kann. Vor allem bei Ölfeldern auf See, bei denen die laufenden Betriebskosten für die Ölplattformen sehr hoch sind, wird versucht, unter allen Umständen über lange Zeit eine möglichst konstante und hohe Förderung aufrechtzuerhalten. Das Ende der Off-shore-Förderung eines bestimmten Feldes ist dann erreicht, wenn der tägliche Ertrag, die tägliche Ölförderleistung, die hohen laufenden Kosten nicht mehr deckt. Solche Maßnahmen zur Förderungsmaximierung sind On-shore aufgrund der sehr geringen laufenden Kosten nicht nötig. Man nimmt daher ein ausgeprägtes Fördermaximum und eine lange Förderabnahmephase in Kauf. So liegt der durchschnittliche Ertrag pro Bohrloch in Texas bei nur 7 Fass pro Tag, rechnet sich aber weiterhin, da die Förderanlage bezahlt ist und nur sehr geringe Wartungskosten verursacht. Die Förderabnahme (eng: decline) ist die letzte Phase der Ausbeutung eines Ölfeldes. Die Verminderung der Förderraten hängt mit den Maßnahmen zusammen, mit denen bis dahin die Förderung aufrechterhalten wurde: Je höher der technische Aufwand, desto steiler ist der Rückgang. Vor allem auf See, beispielsweise in der Nordsee, wo über möglichst lange Zeiträume hohe Förderraten erzielt wurden, nehmen diese in der letzten Phase sehr schnell ab [9]. Diese Phase kann zusätzlich durch hohen technischen Aufwand, beispielsweise durch Horizontalbohrungen, verlängert werden. Selbst zeitweilige Steigerungen der Förderung wurden schon durch technische Neuerungen erzielt. Der allgemeine Trend jedoch ändert sich nicht mehr. Die Abnahmerate hängt eng mit der maximalen Fördermenge zusammen: je schneller und intensiver (professioneller) die Ölfelder einer Region ausgebeutet werden, desto stärker ist der Abfall. So verzeichnet Großbritannien bei seinen hochprofessionell betriebenen Ölfeldern seit 2001 Förderrückgänge von 8 % (Erdöl) und 10 % (Erdgas).

Durch Untersuchungen der amerikanischen Ölförderung konnte der US-Ölgeologe Marion King Hubbert in den 1950er Jahren zeigen, dass die Gesamtförderung mehrerer Quellen eine Kurve beschreibt, die einer Glockenkurve ähnelt: die sogenannte Hubbert-Kurve; vgl. Abb.1, unten (Anm.: Dies gilt, neben dem Erdöl, für sämtliche natürlichen Ressourcen). Da die Daten zur Ausbeutung amerikanischer Ölfelder sehr genau aufgezeichnet wurden und öffentlich bekannt waren, konnte Hubbert durch ihre Auswertung bereits 1956 das US-amerikanische Fördermaximum auf das Jahr 1971 datieren und behielt Recht. Das Modell der Hubbert-Kurve wurde auch in der Folge bestätigt, etwa für die Erdölproduktion Norwegens, die im Jahre 2001 ihren Höhepunkt erreichte. Wie sich die weltweit im einzelnen unterschiedlichen Verläufe der Ölförderung zu einer Kurve zusammenfügen können, die einer Hubbert-Kurve entspricht, wird auch aus Abb.4 deutlich.

Eine Extrapolation vorhandener Daten zur Vorhersage der Parameter der Hubbert-Kurve für die weltweite Ölgewinnung wird durch verschiedene Faktoren erschwert. Insbesondere wird die Förderung einzelner Ölquellen oft politisch beeinflusst (Bsp.: Ölembargo gegen den Irak oder die freiwillige Beschränkung der norwegischen Produktion). Hinzu kommt, dass Daten bezüglich der Erdölförderung vieler Länder, insbesondere der OPEC-Staaten, nicht öffentlich sind, teilweise sogar dem Staatsgeheimnis unterliegen und aus politischen Gründen absichtlich gefälscht wurden und werden. Bekannt ist, dass die Förderung der Nicht-OPEC-Staaten insgesamt zurückgeht; vgl. Abb.4. Zudem wird angenommen, dass die Förderrate der OPEC-Staaten schon nahe an ihrem Maximum liegt und sich nur noch im Irak und an der westafrikanischen Küste steigern lässt. Auch kann man das Fördermaximum erst nachträglich datieren, wenn die Förderraten im Rückblick analysiert werden. Eine weitere große Unsicherheit ist die Definition von konventionellem Erdöl, was zur Folge hat, dass manche Staaten unkonventionelle Reserven (wie zum Beispiel Teersande) für konventionelle ausgeben und dadurch die Datenlage verfälscht wird. Dementsprechend weit gestreut sind auch die Prognosen für den geschätzten Zeitpunkt des weltweiten Fördermaximums:

Geschätzter
Zeitpunkt
Datum der
Veröffentlichung
Autor
1989 1989 Campbell * [10]
1995 Campbell [10]
2003 1998 Campbell
2004 2000 Bartlett
2005 2007 Campbell [11]
2006 2007 Energy Watch Group [12]
2007 2002 Campbell
2007 1999 Duncan und Youngquist
2019 2000 Bartlett
2020 1997 Edwards
2020 2005 BGR **
nicht vor 2030 2004 Internationale Energieagentur [13]

*Colin J. Campbells Thesen werden in Deutschland auch vertreten durch Prof. Dr. Wolfgang Blendinger, Professor für Erdöl- und Erdgasgeologie, TU Clausthal. 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.

Campbell hat weitere Prognosen veröffentlicht, die später zurückgenommen wurden.

**Dr. Peter Gerling von der deutschen Bundesanstalt für Geologie und Rohstoffe BGR setzt in einem Interview dagegen den Peak-Oil erst zwischen 2015-2020 an. Bei den BGR-Prognosen ist zu beachten, dass die Annäherung an das Maximum über einen Bereich von 10 Jahren sehr flach ausfällt. Der Anstieg zum Maximum kann bei weitem nicht mit dem weltweiten Nachfrageanstieg mithalten. So tritt das Problem der Ressourcenverknappung schon viele Jahre vor dem tatsächlichen Fördermaximum auf.

Am 9. Juli 2007 machte eine Vorhersage der IEA weltweit Schlagzeilen, wonach sich zunehmend deutlichere Verknappungstendenzen auf den internationalen Ölmärkten bemerkbar machen werden. Angesichts der hohen Nachfrage und der geringeren Fördermenge, so die IEA, bestehe schon ab 2010 die reelle Gefahr einer Ölknappheit[14]

Das weltweite Ölfördermaximum

Ölproduktion weltweit

 

Der Zeitpunkt eines Maximums der Förderrate lässt sich mit Gewissheit erst mehrere Jahre nach seinem Auftreten bestimmen. Der Verlauf der weltweiten Erdölproduktion weist jedoch seit Mitte 2004 Anomalien auf, wie sie bislang noch nie beobachtet wurden. Die weltweite Ölförderung kannte seit Beginn der industriellen Erdölnutzung generell nur steigende Fördermengen. Ausnahmen waren die zwei Ölkrisen 1974/75 und 1979/83. Zwischen 1979 und 1983 beispielsweise sank die weltweite Produktion von ~67 Mio. auf ~58 Mio. Fass/Tag. Diese beiden Krisen waren politisch motiviert und hatten, im Gegensatz zum weltweiten Fördermaximum, keine geologischen Ursachen. So stieg die Produktion bis 1998 dann auch wieder fast linear an. Erst 1998-1999 zu einem leichten Rückgang, gefolgt von einem zweiten zwischen 2000 und 2002. Beide Rückgänge können respektive durch Nachfragerückgänge nach der Asienkrise und der Wirtschaftskrise nach dem Platzen der Dotcom-Blase und dem jeweils sich ergebenden, extrem niedrigen Ölpreis (vgl. Abb.7) begründet werden. 2001/2002 drückten zusätzlich noch die Geschehnisse rund um den 11. September 2001 die Nachfrage nach Flugbenzin.

Abb.2 zeigt diese Entwicklung. Bei aktuellen Förderdaten im kleinen Maßstab können Unterschiede zwischen den verschiedenen Instituten bestehen, da es nicht möglich ist, die weltweite Förderung ganz genau zu bestimmen. Zur Verdeutlichung des aktuellen Trends sind den angegebenen Rohdaten beider Kurven die 2-Jahres-Mittelwerte hinzugefügt. Die Ölförderung insgesamt nahm ab 2003 bis Mitte 2004 rasch zu (3,9 %). Dieser Anstieg spiegelt zum einen die sich schnell erholende Weltwirtschaft und insbesondere den rasant wachsenden Ölbedarf vor allem Chinas wider und wurde bei den Voraussagen des Zeitpunkts des Fördermaximums, das dadurch zeitlich näherrückt, von vielen Analysten nicht vorausgesehen. Ein Vergleich mit dem Preis zeigt allerdings, dass selbst dieser starke Anstieg die wachsende Kluft zwischen Angebot und Nachfrage nicht wettmachen konnte. Ab 2004 flacht dann die Kurve, trotz anhaltend starken Wirtschaftswachstums vor allem in der Volksrepublik China und Indien, erneut ab. Die EIA sieht eine anschließende Höchstfördermenge von 85,38 Mio. Fass/Tag im Juli 2006, die seitdem nicht mehr erreicht wurde. Das bisherige Ölfördermaximum fand diesen Zahlen zufolge im Januar 2006 statt (85,4 Mio Fass pro Tag). Das bisherige Ölfördermaximum konventionellen Erdöls fand Ende 2005 statt und die Förderung ging seitdem um etwa 200'000 Fass pro Tag zurück. Die Ölkonzerne begründen diese Entwicklung mit ausbleibenden Investitionen aufgrund des niedrigen Ölpreises von 1999 (etwa 10 $/b), der zusätzliche Investitionen nicht rentabel erschienen ließ. Diese Begründung wird allerdings angezweifelt, da die Ölfirmen mit ihren Rekordgewinnen heute (2006) in großem Stil Aktien zurückkaufen, um die Börsenwerte zu steigern, statt in neue Ausrüstung zu investieren. So verdiente der französische Ölkonzern Total 2005 über 12 Mrd. Euro [15], Exxon Mobil gar 36 Mrd. Dollar [16] im Jahr 2005 und 39,5 Mrd. Dollar 2006 [17].

Das sich 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. Es sollen in den nächsten Jahren noch bis zu 1,7 Mio. Fass/Tag gefördert werden.[18]
  • Das Feld „Cantarell“ vor der Küste Mexikos – das Ölfeld mit der weltweit zweitgrößten täglichen Produktionsmenge – hat die Stagnationsphase nach Aussage von Petroleos Mexicanos (Pemex) Anfang 2006 erreicht. Es produzierte bisher 2 Mio. Fass/Tag. Das entspricht 60 % der Gesamtproduktion Mexikos. Der vorausgesagte Rückgang beträgt hier 6 %; tatsächlich beträgt der jährliche Rückgang seit 2005 aber 13 %, die Produktion 2008 soll nur noch 520.000 Fass/Tag betragen.[19]
  • Im April 2006 gab ein Sprecher der saudischen Ölfirma Aramco bekannt, dass sämtliche ihrer älteren Ölfelder (dazu gehört auch „Ghawar“, das größte jemals entdeckte Ölfeld der Welt) 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, der eigene Recherchen vor Ort durchführte.[20] Allerdings sind mehrere Maßnahmen geplant, um den Abfall auf 2 % pro Jahr zu verlangsamen [21].

Saudi-Arabien

 

„Wir müssen uns keine Sorgen machen. Es sind noch genug Reserven da. [...] Saudi-Arabien fördert heute rund 10 Mio Fass am Tag und in einigen Jahren schafft es sicher 12,5 Mio Fass. [...] Es ist sehr wahrscheinlich, dass mittelfristig die [Öl]preise ungefähr bei 40$ im Schnitt liegen. Auf ganz lange Sicht sind sogar 25-30$ vorstellbar.“

Lord John Browne: 1995-2007 Vorstandsvorsitzender von BP (im Gespräch[22] mit dem Spiegel im Juni 2006)

Saudi-Arabien gilt als die Hauptstütze der weltweiten Erdölproduktion: über 10 % des weltweiten Erdöls kommen ausschließlich aus diesem Staat mit 49 bekannten Ölfeldern und 28 Gasfeldern. Die Hoffnungen der Ölindustrie auf eine wachsende weltweite Ölproduktion beruhen größtenteils auf den behaupteten Reserven Saudi-Arabiens. Jedoch stammten im Jahr 2000 92 % der saudischen Produktion aus nur sieben Riesenölfeldern; die sechs davon mit einer Fördermenge von mehr als 300'000  Fass/Tag sind:

-----------------------------------------------
Ölfeld		gefunden	Produktion 2000
-----------------------------------------------
Ghawar		1948/49		~4,5 mbpd
Abqaiq		1940		~0,6 mbpd
Shayba		1975		~0,6 mbpd
Safaniya	1951		~0,5 mbpd
Zuluf		1965		~0,5 mbpd
Berri		1964		~0,4 mbpd
-----------------------------------------------

Alle diese Felder sind schon jenseits ihres Fördermaximums und produzieren beständig weniger Öl. Allerdings sind über die tatsächlichen Abnahmeraten einzelner Felder keine Daten verfügbar. Das Fördermaximum eines Feldes kommt für den Betreiber oft überraschend, und einmal entdeckt, wird durch zusätzliche Bohrungen versucht, die Abnahmerate zu senken, was allerdings oft wenig hilft [23].

Abb.3 schafft eine Übersicht zur Geschichte der saudischen Ölförderung. Neben den historischen Daten wird die saudische Ölproduktion von Januar 2001 bis September 2007 mit der Anzahl eingesetzter Bohrtürme verglichen. Man erkennt, dass die Saudis ihre Ölproduktion in den Jahren 2001/2002 zurückfuhren, als der Markt gesättigt war, danach drosselten sie die Produktion nochmals um ziemlich genau eine Million Fass pro Tag. Zwischen Mai und Juni 2004 wurde die Produktion wieder um diesen Betrag hochgefahren und blieb dort konstant bis Ende 2005. Die Zahl der Bohrtürme schwankte in den letzten fünfzehn Jahren zwischen zehn und zwanzig. Auch während der erwähnten Produktionsschwankungen geschahen keine Auffälligkeiten. Drei Monate jedoch, nachdem die Produktion wieder auf 9,5 Mio. Fass pro Tag hochgefahren wurde, nahm die Anzahl der eingesetzten Bohrtürme stark zu und erreichte im Mai und August 2007 einen Spitzenwert von 57. Trotz dieses immensen Aufwands ist die saudische Ölförderung zwischen Oktober 2005 und Februar 2007 um 1 Mio. Fass zurückgegangen. Die ausgedehnten Explorationen sind mit immensen Kosten verbunden – 2002 schon lag das saudische Budget zum Bohren neuer Löcher bei 1,5 Mrd. Dollar.[23] Aufgrund der hohen Explorationskosten sowie des hohen Ölpreises wird allgemein nicht angenommen, dass das Land auf noch höhere Ölpreise spekuliert und die Förderung absichtlich zurückfährt. Der steigende Explorationsaufwand ist nebenbei in allen OPEC Staaten zu verzeichnen, allerdings sticht Saudi-Arabien stark hervor.

Ölproduktion außerhalb der OPEC

 

Abb.4 zeigt die Erdölproduktion außerhalb der OPEC-Staaten; die Daten sind ab 2004 Schätzungen. Ein Vergleich mit der weltweiten Förderung zeigt, dass der Förderanteil der OPEC etwa 50 % der gesamten Förderung ausmacht. Die Grafik zeigt darüber hinaus, dass das Fördermaximum der Ölproduzenten außerhalb der OPEC und der Russischen Föderation (FSU) im Jahre 2000 überschritten wurde.

In den OECD-Europa-Ländern sinkt die Ölförderung um etwa 5 % jährlich, wobei dieser Trend sich verstärkt. Im Januar 2006 konnten noch etwa 36 % des Bedarfes aus eigenen Quellen gedeckt werden. Nach Schätzungen von Oberst Roland Kästner, Dozent für strategische Fragen an der Führungsakademie der Bundeswehr in Hamburg steht zu erwarten, dass 2015 in der EU 92 % importiert werden müssen.[24]

Somit wird der Anteil von OPEC-Öl auf dem Weltmarkt steigen, insbesondere aus den Krisenregionen rund um den persischen Golf. Anfang 2006 förderte die OPEC 34 Mio. Fass pro Tag, worin allerdings 4,4 mb/d Flüssiggas (LNG = Liquified Natural Gas) inbegriffen sind [25]. Durch die wachsende Abhängigkeit der Industrienationen von OPEC-Öl könnte die OPEC durch Änderung ihrer Förderrate massiv Einfluss auf den Preis und damit politischen Druck ausüben. Das Ziel der OPEC war es, den Preis durch Förderrate zu regulieren. Prinzipiell ist diese Form der Regulierung nach dem weltweiten Fördermaximum allerdings nicht mehr notwendig, da jeder Produzent fördern kann, soviel er will, ohne dass die Nachfrage nachlassen wird. Dadurch macht sich die OPEC theoretisch überflüssig. Als preistreibende Kraft wird sie in den industrialisierten Ländern dennoch gefürchtet.

Weltweite Ölreserven

Hauptartikel: Ölvorkommen

 

Wie oben erläutert, folgt die Ölförderung aus mehreren Quellen der Hubbert-Kurve, die einer Glockenkurve ähnelt. Dies bedeutet, dass der Höhepunkt der Förderung annähernd erreicht ist, wenn die Hälfte des förderbaren Öls verbraucht ist. Die Schätzung der Reserven spielt daher bei der Vorhersage des Maximums eine entscheidende Rolle. „Reservenschätzungen gleichen ein wenig jemandem, der mit verbundenen Augen das Aussehen eines Elefanten beschreiben soll, den er nur an einigen Stellen berührt.“ (Robert Hirsch)[26] Eine Ölreserve ist allerdings kein fester Wert, sondern hängt unter anderem ab vom Ölpreis und von der eingesetzten Technik. So können selbst beim Einsatz hochmoderner Technik derzeit (2006) nur etwa 35-45 % einer vorhandenen Lagerstätte gefördert werden [27][22][28], wobei die weißen Balken Schätzungen sind. Mit eingefügt 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. Das meiste Öl wurde allerdings in den sechziger Jahren gefunden. Seitdem nehmen die Funde, von einigen Ausnahmen abgesehen, beständig ab, seit 2003 liegen sie sogar kontinuierlich unter den prognostizierten Werten. Große Ölfelder sind generell leichter zu entdecken als kleine, und so kommt hinzu, dass die neu entdeckten Ölfelder tendenziell kleiner werden und schwieriger auszubeuten sind als die Entdeckungen vergangener Zeiten. Daraus folgt, dass sich die kontinuierlich zunehmende Produktion mehr und mehr aus alten Ölfeldern speist. Seit Anfang der 1980er Jahre wird mehr Öl gefördert als neues gefunden und die Lücke öffnet sich beständig.

Im Gegenzug bietet der steigende Ölpreis jedoch auch Möglichkeiten, bisher nicht intensiv untersuchte Gebiete (z. B. Sibirien) zu erkunden und unkonventionelle Lagerstätten auszubeuten. Dazu gehören Ölsande, hier vor allem die großen Vorkommen in Alberta in Kanada, Ölschiefer, Tiefseebohrungen, Sibirien- oder Alaska-Exploration, Bitumen etc. Im Gegensatz zu konventionellem Öl jedoch ist die Energiebilanz dieser Lagerstätten weitaus geringer, teilweise sogar negativ, da hier die Förderung und Raffinierung in einigen Fällen mehr Energie verbrauchen würde als das geförderte Erdöl enthält. Zudem haben die meisten dieser unkonventionellen Öltypen einen etwas (<0,5 %) höheren CO2-Ausstoß, da sie teerartiger sind und längere Kohlenwasserstoffketten enthalten. Auch liegen diese Lagerstätten zum Teil in ökologisch sensiblen Gebieten.

Des Weiteren rentiert sich durch den steigenden Ölpreis die Erforschung neuer Fördertechniken. So sah beispielsweise ehemalige BP-Chef Lord Browne im Juni 2006 durch ausgefeiltere Fördermethoden mögliche Ausbeutungen von bis zu 60 % (2006: ~40 %) [22]. Andere sehen die zukünftige Technologieentwicklung skeptischer. Da durch bessere Fördertechniken die Ausbeute schon während der vergangenen 85 Jahre (Stand 2005) verdoppelt wurde, sehen sie kaum noch Spielraum für zukünftige Steigerungen. Insgesamt scheint es sehr zweifelhaft, ob technische Neuerungen die galoppierende Nachfrage langfristig befriedigen können. Hinzu kommt, dass eine übertriebene, von den Industrienationen oft geforderte Steigerung der Fördermenge letztendlich schädlich ist, da hohe Extraktionsraten ein Ölfeld irreversibel beschädigen oder dazu führen können, dass ein gesteigerter Prozentsatz an schlecht oder gar nicht förderbarem Öl im Feld zurückbleibt. Bei kleineren Ölfeldern in Syrien wurde dieser Effekt bereits beobachtet. Dies könnte bestehende und einkalkulierte Prognosen über Ölreserven nachträglich negativ beeinflussen. Ein solcher Umstand bei einem großen Feld wie beispielsweise Ghawar (Saudi-Arabien) würde vermutlich Panikreaktionen hervorrufen. Dort wurden wegen der nachlassenden Ergiebigkeit bereits sog. „Flaschenbürstenbohrungen“ mit Wasserinjektionen durchgeführt (Stand 2005).

Entwicklung des Ölpreises

 

Gemäß marktwirtschaftlichen Mechanismen muss der Preis für ein Gut steigen, solange die Nachfrage größer ist als das Angebot. Die weltweite Nachfrage nach Öl schwankt mit der Konjunktur, nimmt aber über die Konjunkturzyklen betrachtet tendenziell zu. In der Vergangenheit konnte die Ölförderung mit der steigenden Nachfrage Schritt halten. Nach dem Erreichen des Ölfördermaximums ist die Befriedigung einer steigenden Nachfrage durch Erhöhung der Produktion definitionsgemäß nicht mehr möglich. Demnach reichen die Prognosen über die mittelfristige Entwicklung des Ölpreises von 40 bis 250$ – abhängig davon, von welchen Vorkommen man ausgeht[22].

Allerdings kommt es schon vor Erreichen eines weltweiten Fördermaximums zeitweise zu Nachfrageüberhängen.

Eine Interpretation der Preisentwicklung des Rohöls von 1999 bis 2005

Seit 2004 kommt es zu Preissteigerungen, da die Förderrate allmählich abnimmt [29] (vgl. Abb.2). Der Preis steigt im Falle sinkender Förderraten solange, bis genügend Marktteilnehmer ihre Nachfrage zurückziehen, weil sie den Marktpreis nicht mehr bezahlen können oder wollen. Abb.7 zeigt, dass in der kurzfristigen Betrachtung ab ca. 1999 der Ölpreis tendenziell zunimmt; das Platzen der Spekulationsblase am Neuen Markt mit der wirtschaftlichen Rezession Anfang 2001 sowie die Geschehnisse rund um den 11. September 2001, die eine sinkende Nachfrage nach Kerosin zur Folge hatten, senkten die Nachfrage nach Öl und damit den Ölpreis.

Die abnehmende Förderrate bewirkt zunächst nur, dass keine zusätzlichen Abnehmer mehr bedient werden können, da die eigentliche Fördermenge ja noch nicht zurückgeht. Die Situation verschärft sich, wenn es zu einem tatsächlichen Rückgang der weltweiten Förderung kommt und sich die Angebotsseite verringert. Ab diesem Moment müssen sich auch bisherige Marktteilnehmer mit weniger Öl zufrieden geben. Dies lässt den Preis solange steigen, bis wiederum genügend Marktteilnehmer aussteigen. Die weitere Entwicklung wird davon geprägt, wie sich die Nachfrage reguliert.

Steigende Ölpreise schlagen sich in der Folge in sehr vielen vom Öl abhängigen Produkten nieder, was zu einer allgemein steigenden Inflation beiträgt. Die Nachfrage nach Konsumgütern und Dienstleistungen muss zwangsläufig zurückgehen, da die Konsumenten mehr Geld für Energie und Ölprodukte ausgeben müssen.

Ein weiterer Grund für erhebliche Turbulenzen an den Ölmärkten kann neben dem Verbraucherverhalten auch die Intervention von Spekulanten darstellen.

Ökonomische Bewertung

Dem gegenüber steht die von Ökonomen vertretene Meinung, dass der Marktmechanismus Übergangsprobleme im Spiel von Angebot und Nachfrage löst. Bei steigendem Ölpreis wird es beispielsweise zunehmend sinnvoll, Öl durch andere Energieträger oder -quellen (unkonventionelle Ölvorkommen wie Ölsand, Ölschiefer, Kohleverflüssigung, Biosprit) zu ersetzen, sofern solche rechtzeitig, in ausreichender Menge und zu vertretbaren Preisen verfügbar sind.

Da nach Auffassung der Geologen die Kohlevorräte weitaus länger nutzbar sind als die Vorräte an Erdöl, stellen die Kosten von aus der Kohleverflüssigung gewonnenem Kraftstoff (bis zum Kohlefördermaximum) die Obergrenze des zu erwartenden Preises von Erdöl dar. Dieser Preis liegt derzeit zwischen 80 und 150 € je Fass.

Auswirkungen des Ölfördermaximums

Allgemein

Die Problematik, um das Ölfördermaximum im Detail zu durchschauen, ist sehr komplex, da viele Variablen eine Rolle spielen. Ein allgemeiner Konsens besteht darin, dass sich bei abnehmenden Ölförderraten die heutige Lebensweise in den industrialisierten Ländern mit ihrem hohen Energieverbrauch – traditionell gestützt auf fossile Energieträger wie Erdöl, Erdgas, Braun- und Steinkohle – nicht aufrechterhalten lassen wird. Einige Politiker haben in der Vergangenheit die allgemeinen Folgen und Risiken eines Ölfördermaximums, insbesondere für die Wirtschaft betont:

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

Don Evans: bis 2005 Wirtschaftminister der Regierung Bush[30].

„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 [31]

„Was jetzt ganz schnell zusammenstürzen kann, ist das industrielle Entwicklungsmodell, das über 200 Jahre lang prägend war, sich immer mehr ausgeweitet hat und das getrieben worden ist von der überwiegend fossilen Energieversorgung. Dieses steht zur Disposition, das ist ganz eindeutig.“

Hermann Scheer, SPD-MdB[32]

„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 zurück zu gehen wegen nicht ausreichender Reserven. 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), [33].

Die zwei großen Ungewissheiten sind die Energieeinsparungspotenziale (Suffizienz) und die Möglichkeiten alternativer Quellen. Da Erdöl außer seiner hohen Energiedichte noch weitere Vorteile mit sich bringt, sind seiner Ersetzung Grenzen gesetzt. Fraglich ist, ob Alternativen a) finanziell ähnlich günstig wie Öl sein können, b) ähnliche qualitative Eigenschaften aufweisen (Transportfähigkeit) sowie c) quantitativ ausreichend und zeitnah bereitgestellt werden können. Dabei ist zu beachten, dass Erdöl – was die Energiefrage betrifft – zu einem hohen Anteil als leicht transportabler, sicher mitführbarer Treibstoff dient und beispielsweise in der (standortgebundenen) Elektrizitätsgewinnung nur eine untergeordnete Rolle spielt. Aus diesem Grund scheiden für den Verkehr viele Alternativen aus. Des Weiteren ist fraglich, inwieweit sich die Gesellschaft rechtzeitig auf einen möglichen Wechsel einstellen können wird, die Ernährung der Weltbevölkerung gesichert werden und die wachstumsabhängige Wirtschaft fortbestehen kann. Selbst wenn die Stromversorgung durch Kernenergie oder alternative Energiequellen aufrechterhalten werden kann, so wird ein Mangel von Erdöl große Auswirkungen auf praktisch alle Bereiche des Lebens haben.

Transport und Verkehr

„Peak Oil ist kein Energie-, sondern zuallererst ein 'Treibstoffproblem'.“ (Robert Hirsch). Der weltweite Transport beruht zu 97 % auf Erdöl (Benzin, Diesel, Kerosin) oder Erdgas. 95 % der globalen Handelsströme werden von dieselangetriebenen Fracht- und Containerschiffen auf den Weltmeeren bewältigt. Zwar sind Ersatzstoffe vorhanden, allerdings sind sie im Vergleich zu Erdöl mit ungleich höheren Kosten und Aufwendungen verbunden und nicht in ausreichenden Mengen verfügbar. Für den energieintensiven Schwertransport sind diese Alternativen daher nur beschränkt nutzbar. Meist wird übersehen, dass erneuerbare Energien in erster Linie elektrischen Strom produzieren. Dieser lässt sich zwar relativ verlustfrei (5 %) auch über 1000 km transportieren. Leider lässt er sich aber mit der heutigen Technik nur schwer, in geringen Mengen und mit schlechten Wirkungsgraden speichern. Für den Verkehr und Transport kommen hier nur die sehr verlustbehafteten Techniken wie Batterien und Wasserstoff als Energieträger in Frage oder ein automatisches Schienensystem für Automobile ähnlich der S-Bahn. Auf den Ozeanen allerdings wäre ein Wiederaufkommen kommerzieller Segelschiffe denkbar.

Des Weiteren wird derzeit weltweit in die Kapazitätserweiterung von Bio-Ethanol, Biodiesel und in Anlagen investiert, die synthetische Treibstoffe (BtL-Kraftstoff, GtL-Kraftstoff, CtL-Kraftstoff) herstellen. Die Herstellung ausreichender Biotreibstoffmengen zur Aufrechterhaltung der weltweiten Automobilflotte scheitert generell an der zukünftigen Konkurrenz auf landwirtschaftlichen Flächen zwischen Nahrungsmittel- und Treibstoffproduktion („Teller oder Tank“). Ohne den Einsatz von Öl für Düngung und Pestizide wird der landwirtschaftliche Flächenbedarf – bei derzeitigen Anbaumethoden – zur Nahrungsmittelproduktion höher als bisher sein. Allerdings sind in den 70er Jahren alternative Methoden wie z. B. arbeitsintensive Gartenbau-Techniken entwickelt worden (Biointensiver Gartenbau, John Jeavons), die theoretisch auch ohne fossile Brennstoffe merkliche Ertragssteigerungen ermöglichen würden – selbst in den Städten oder in stadtnahen Ballungsräumen. Diesen Ansatz verfolgt insbesondere die weltweite Permakultur-Bewegung, die sich dabei u.a. an Erfahrungen Kubas orientiert, das seine erdölbasierte, hochtechnisierte Agrarproduktion nach dem Ausfall der sowjetischen Lieferungen Anfang der 1990er Jahre komplett umstrukturieren und wieder zum verstärkten Einsatz menschlicher und tierischer Arbeitskraft zurückkehren musste. Dieser Weg rückwärts in vorindustrielle Zeiten womöglich schon binnen ein oder zwei Generationen wird von vielen Peak-Oil-Theoretikern in den USA mittlerweile als unausweichlich angenommen (u.a. James H. Kunstler, Richard Heinberg).

Sehr viel schneller zuende gehen dürfte auch die gängige Praxis der Lagerreduktion durch bedarfsorientierte Lieferung („Just in time“, rollende Lagerhaltung auf der Autobahn) und der „3000-Meilen-Caesar’s-Salad“ (James H. Kunstler), die Nahrungsmittelbeschaffung aus entfernten Weltgegenden gleichsam über Nacht per Flugzeug.

Landwirtschaft und Nahrungsmittelversorgung

 

Durch die Abhängigkeit der Landwirtschaft vom Öl wird aufgrund des Ölfördermaximums eine Situation erzeugt, in der nicht nur wirtschaftliche Probleme auftreten, sondern sich auch die Hungerproblematik drastisch verschärfen wird. Seit Beginn der Industrialisierung, vor allem seit der Grünen Revolution in den 1960er Jahren, stieg beispielsweise die weltweite Getreideproduktion um 250 %, ohne dass sich die Anbaufläche änderte (vgl. Abb. 10). Dies ist größtenteils auf den Einsatz fossiler Energieträger in Form von Düngemitteln, Pestiziden, dieselbetriebener Bewässerung sowie motorisierter Landwirtschaft und Verteilung zurückzuführen. Synthetische Düngemittel (Verbrauch in Deutschland 1999: 3 Mio. Tonnen (~244 kg/ha landwirtschaftlicher Nutzfläche), Quelle: FAO) werden seit Beginn des 20. Jahrhunderts zur Produktionssteigerung eingesetzt, deren Herstellung im Haber-Bosch-Verfahren große Mengen an Energie verbraucht. So verbrauchen die USA jährlich alleine für die Düngemittelherstellung 100 Mio. Fass Öl, mehr als die weltweite Tagesproduktion. Deutschland verbraucht jährlich fast 30 Mio. Fass, da ein Liter Düngemittel im günstigsten Fall 1,4 Liter an Öl zur Herstellung braucht.[34] Ähnliches gilt für Pflanzenschutzmittel und Biozide, ohne deren Einsatz die landwirtschaftlichen Erträge erheblich geschmälert würden. Des Weiteren werden Systeme zur Lebensmittelaufbewahrung und -lagerung, wie beispielsweise Kühlschränke, in ölbetriebenen Fabriken hergestellt und unter Benutzung von Öl verteilt. Durch anhaltend billiges Öl entstand so ein System der Nahrungsmittelverteilung über weite Strecken, das in der Zeit teuren Öls (Nach-Fördermaximum) nicht mehr funktioniert. So ergab eine Studie des Wuppertal Instituts 1993, dass die verschiedenen Zutaten eines Erdbeerjoghurts im Schnitt 3500 km zurücklegen, bevor sie vermengt werden.[35] Hervorgerufen durch eine bis dahin beispiellose Produktionssteigerung auf der Basis von billigem Öl war die erste Hälfte des Erdölzeitalters (Vor-Fördermaximum) von kontinuierlicher Landflucht und Bauernsterben begleitet. Um 1800 lebten 75 % der deutschen Bevölkerung von der Landwirtschaft, bis 2006 nahm deren Prozentsatz, dank der erdölbasierten und damit hochproduktiven Landwirtschaft, auf 2-3 % ab.[36] Diese Zahlen sind einigermaßen repräsentativ für alle Industrienationen. Es konnte bislang nicht gezeigt werden, dass dieser kleine Bevölkerungsanteil weiterhin in der Lage sein wird, ohne den Einsatz billigen Öls für ausreichend Nahrung zu sorgen.

Neben dem Aspekt schwindender Energiemengen für die Getreideproduktion kommt als erschwerender Faktor der zunehmende Anbau von „Treibstoffpflanzen“ hinzu. Besonders in den großen Exportländern Nordamerikas mit ihrer hochindustrialisierten Landwirtschaft wird die landwirtschaftliche Nahrungsmittelproduktion seit der Jahrtausendwende zusätzlich eingeschränkt, da zunehmend Ackerflächen zur Produktion von Bioethanol verwendet werden. Diese Veränderungen bedrohen das Überleben von weltweit Millionen von Menschen, abhängig von nordamerikanischem Exportgetreide. Die stark gestiegenen Preise für US-amerikanischen Mais auf dem mexikanischen Markt führten beispielsweise Ende Januar 2007 zu Massenprotesten in Mexiko-Stadt.[37] Von einigen Analytikern wird dagegen der überall sich abzeichnende Anstieg der Nahrungsmittelpreise weniger auf die Konkurrenz "Teller vs. Tank" zurückgeführt als primär und direkt auf das Durchschlagen gestiegener Erdölpreise [38].

Die weltweite Nahrungsproduktion sowie die Weltbevölkerung werden etwa gleichzeitig ihren zahlenmäßigen Höhepunkt erreichen (siehe auch Bevölkerungsfalle). Aufgrund der entstehenden gesellschaftlich notwendigen Umstrukturierungen wird diese Entwicklung auch die reichen Industriestaaten nicht verschonen, wenngleich weniger ausgeprägt. Im Hinblick auf diese Problematik gilt das weltweite Fördermaximum als Wendepunkt in der Geschichte der industrialisierten Welt, verbunden mit einer Wiederbelebung der vorindustriellen arbeitsintensiven Landwirtschaft (Reagrarisierung), in der zunehmend mehr Menschen ihr Auskommen finden werden.

Wirtschaft und Finanzwesen

 
 

Die enge Verknüpfung zwischen Ölverbrauch und Wirtschaftswachstum der letzten Jahrzehnte lässt derzeitige Wachstumsraten bei sinkendem Erdölangebot fraglich erscheinen. Ist eine bedingte Abkopplung zwischen beiden Werten lokal zwar möglich (siehe Abb. 8a am Beispiel Deutschlands), so zeigt ein weltweiter Vergleich (Abb. 8b), wie eng verflochten beide Kurven miteinander sind. [39] Der Unterschied kommt daher, dass sich die „alten“ Industrieländer mehr und mehr von ihrer Industrieproduktion verabschieden, sie in Billiglohnländer der Dritten Welt auslagern und sich auf Dienstleistungen konzentrieren, welche im eigenen Land weniger energieaufwändig sind. Weltweit erkennt man trotz gesteigerter Anstrengungen in vielen Teilen der Welt in den letzten Jahren kaum eine Entwicklung, die auf ein mögliches erdölfreies Wirtschaftswachstum hindeutet. Um einer dauerhaften Rezession zu entgehen, müsste der notwendige Bedarf an Rohöl für zusätzliches Wachstum jährlich um mehrere Prozentpunkte abnehmen, was der prognostizierten Abnahme der weltweiten Ölförderung entspräche. Da die deutsche Wirtschaft stark vom Export abhängt, müsste diese Entwicklung auch im Rest der Welt bzw. bei den Abnehmern deutscher Produkte stattfinden. Gemäß einer Studie der Investmentbank Goldman Sachs gilt der Ölpreis inzwischen als unangefochten größtes Risiko für die Weltwirtschaft (37 % langfristig und 27 % mittelfristig).[40]

Energiepreissteigerung und Globalisierung

Globalisierung beruht prinzipiell auf zwei Säulen: weltweiter Kommunikation und weltweitem, billigem Transport. Bedingt durch die unausweichliche ölpreisbedingte Steigerung der Transportkosten wird angenommen, dass der weltweite Handel in dem derzeitigen Ausmaß nicht mehr möglich sein und sich die Globalisierung einschränken werde.[29] Hierdurch kann sich die Art des Wirtschaftens verändern, beispielsweise hin zu einem mehr regionalen Wirtschaften, das durch kürzere Transportwege und ein höheres Maß an regionaler Selbstversorgung die Abhängigkeit von Mineralöl verringert.[41][42]

Das Energiemaximum pro Kopf

 

Der Mangel an Erdöl wird sich vor allem auf die Energieversorgung auswirken. Da es aus heutiger Sicht (2006) eventuell nicht möglich ist, die Verluste durch sinkende Förderraten vollständig durch alternative Energien auszugleichen, könnte das Ölfördermaximum eine Abnahme der weltweiten Energieproduktion in absoluten Zahlen bedeuten. Abb.10 zeigt die Energieversorgung pro Kopf in Fass Öläquivalent, ab 1999 sind die Werte (mittlerweile widerlegte) Schätzungen nach der Olduvai-Theorie von R.C. Duncan. Einzelne Punkte sind in der Legende beschrieben und ab 1999 Fiktion. Es ist zu sehen, dass das Energieversorgungsmaximum trotz weiterhin steigender Energieproduktion schon 1979 erreicht war, da die Weltbevölkerung seit der ersten Ölkrise schneller wuchs als neue Energie produziert werden konnte. Diese Daten sind jedoch mittlerweile veraltet, heute (2007) ist die Menge verbrauchter Energie pro Kopf weltweit höher als 1979. Außerdem ist seit 1979 die Energieintensität deutlich gesunken, es kann also dasselbe BIP mit deutlich weniger Energie erwirtschaftet werden.

Die Menge der verfügbaren Energie wird als ein Maß für die Komplexität einer Zivilisation verwendet (siehe z. B. Kardaschow-Skala). Die moderne Industriegesellschaft mit den auf ihr aufbauenden Dienstleistungs- und Informationssektionen entstand diesen Annahmen zufolge durch den bis dahin unerreicht hohen Energieverbrauch infolge der Entdeckung und Nutzung billigen Erdöls. Folgt man dieser Argumentation, muss die Industriegesellschaft, unabhängig von politischen und gesellschaftlichen Ereignissen, dann enden, wenn die erforderliche Energie nicht mehr bereitgestellt werden kann. Die chaotischen Zustände in Westafrika werden als direkte Folge der Energieabnahme gedeutet, die sich mit zunehmendem Energiemangel ausweiten werden. Das Wissen um technisch anspruchsvolle Alternativen wird mit dem Zerfall der Zivilisation verschwinden, womit diese Alternativen, Erzeugnisse der industriellen Zivilisation, und deshalb letztendlich lediglich Ölderivate, das Öl nicht lange überleben können. Als Ergebnis wird die Dauer der Blüte des erdölbetriebenen Industriezeitalters auf etwa 100 Jahre geschätzt (bis etwa 2030), vgl. Abb.10., wobei diese Blütezeit stark mitgeprägt ist von nie gekannten globalen und regionalen kriegerischen Konflikten, die ebenfalls erst durch die Verfügbarkeit des Energieträgers Erdöl ermöglicht wurden. Andere weniger fatalistische Prognosen schätzen, dass der Mix durchaus nicht hochanspruchsvoller Energieoptionen wie Geothermie, Biomasse oder Solarenergie mit steigenden Energiekosten rentabel werden würde. Gleichzeitig würden energieintensive Aktivitäten wie der Individualverkehr über Preismechanismen gedrosselt werden.

Unstrittig ist, dass die Energiekosten durch die stagnierende Ölproduktion steigen werden. Die Frage, bei welchen Energiekosten die industrielle Zivilisation kollabiert und ob sie sich aus sich selbst heraus in eine nichtindustrielle, nichtfossile Zivilisation zurückverwandeln kann, wird derzeit viel diskutiert (vgl. „Kollaps“ von Jared Diamond, „The Long Emergency“ von James Howard Kunstler oder „The Party’s Over“ von Richard Heinberg).

Alternative Energiequellen

Der Erntefaktor verschiedener Energieformen
Energieform Sustainability Journal
Wasserkraft 10:1
Erdgas 5:1 – 10:1
Wind 3:1 – 10:1
Kohle 1:1 – 10:1
Solaranlagen 1:1 – 10:1
Kernkraft 4:1
Biodiesel 3:1
Ethanol 1,2:1
Wasserstoff 0,5:1

Der entstehende Mangel an Erdöl bedeutet einen Mangel an (i) einer Energiequelle und (ii) einem Rohstoff, wobei der Verlust an Energie sehr viel 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 eingespart und zu einem gewissen Teil durch andere Energiequellen ersetzt werden. Von der Energieindustrie wird allerdings weder die Einsparung noch eine Ersetzung von Öl durch erneuerbare Energien prognostiziert:

Eine Möglichkeit, alternative Energiequellen abzuschätzen, bietet der Erntefaktor (engl. ERoEI - Energy Returned on Energy Invested etwa: Erzeugte Energie aus aufgewendeter Energie) Index, der beschreibt, wie viel Energie aufgewendet werden muss, um eine bestimmte Menge Energie zu erzeugen. Der Erntefaktor beschreibt also das Verhältnis der erzeugten Energie pro aufgewendeter Energie. Je größer dieser Wert, desto 'billiger' ist die Energiequelle. Eine etwas andere Darstellung desselben Sachverhalts ist die so genannte Nettoenergie, die den Teil der Energie bezeichnet, die bei einem Prozess übrigbleibt, wenn man von der erzeugten Energie die eingesetzte Energie abzieht. Ein Erntefaktor von eins (1:1) bedeutet eine Nettoenergie von null, und es wird irrelevant, wie hoch der Ölpreis liegt.

Zu Beginn des 19. Jahrhunderts lag der Erntefaktor für die Ölproduktion bei 100:1. Heutzutage liegt er bei etwa 10:1 für konventionelle Ölfelder und etwas darunter für Tiefwasserbohrungen im Ozean oder ähnlich aufwändige Produktionsmethoden und -stätten. Die Ölproduktion aus den kanadischen Ölsanden findet unter massivem Einsatz von Erdgas und Wasser statt. Das bitumenartige Öl ist sehr zäh und muss erhitzt werden, um es vom Sand trennen zu können, und muss danach unter weiterem Energieeinsatz reformiert werden, damit leicht fließender Treibstoff daraus wird. Der Erntefaktor wird auf zwischen 3:1 und 4:1 liegend geschätzt. Die Tabelle zeigt weitere (grob geschätzte) Erntefaktoren für unterschiedliche Energieträger und -vektoren. Daraus geht hervor, dass Ethanol und Wasserstoff als Energiequelle nicht geeignet sind (wohl aber ggf. als Energievektor). Die Werte für Windkraft schwanken sehr stark und können mitunter Erntefaktoren von 50:1 erreichen (s. u.). Außer dem Ersatz an schierer Energie ist zu beachten, dass Erdöl hervorragende Eigenschaften bezüglich seines Transportes bietet (flüssig, schwer brennbar im Rohzustand). So bietet elektrischer Strom derzeit kaum eine Lösung für Düngererzeugung und Transport. Es bleibt zu beachten, dass der Erntefaktor sowohl vom technischen Stand als auch von der Verfügbarkeit eines Rohstoffs selbst (→ Öl) oder seiner Voraussetzungen (→ Ethanol) abhängen und somit keinesfalls eine Konstante darstellen.

Fossile Energiequellen

Hauptartikel: Fossile Energie

„Wir erwarten, dass der gesamte Energieverbrauch 2050 doppelt so hoch liegen wird wie heute. Bis zu 30 Prozent der Energie könnte dann aus erneuerbaren Quellen kommen. Prozentual geht die Bedeutung der fossilen Energieträger zurück. In absoluten Zahlen aber nicht: 2050 wird sogar mehr Öl, Gas und Kohle konsumiert als heute. [...] Selbst wenn Sie auf jedes Dach in Deutschland ein Panel setzen, decken Sie nur einen Bruchteil des Strombedarfs ab. Die Menschen schätzen die Dimensionen falsch ein.“

Jeroen van der Veer: Vorstandsvorsitzender Shell-AG

  • 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. 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 bisher große statische Reichweite von Kohle erheblich reduzieren, da sie hauptsächlich zur Stromerzeugung genutzt wird, die nur etwa 17 % des Primärenergieverbrauchs ausmacht.
  • Erdgas 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 – Peak-Gas wird schon 2025 erwartet. Darüber hinaus nehmen einige Geologen an, dass Russlands Reserven nicht so groß sind wie angegeben.

Kernenergie

Hauptartikel: Kernenergie

Seit 1990 übersteigt der jährliche Reaktorbedarf an Uran die jährliche Uranproduktion. Das damit bestehende Angebotsdefizit wird aus zivilen und militärischen Lagerbeständen gedeckt. Im Jahr 2005 wurden nur ca. 2/3 des Reaktorbedarfs aus der jährlichen Uranproduktion gedeckt. [44] Bei einem Umstieg auf die unter anderem wegen Sicherheitsbedenken umstrittene Brütertechnologie, eine weltweite Übersicht bei Brutreaktoren, könnte wahrscheinlich die Reichweite auf mehrere tausend Jahre[45] gesteigert werden, da auch nur noch 1/60 der ursprünglichen geförderten Menge für die gleiche Leistung von heute nötig wäre. Beispiele für eine verstärkte Nutzung der Kernenergie: so hat die Volksrepublik China 2004 angekündigt, bis 2020 insgesamt 30 neue Reaktoren zu bauen, und, beispielhaft für die Europäische Union, wird auch in Finnland ein KKW gebaut. Des Weiteren bemühen sich die Energiekonzerne in Deutschland, den teilweise beschlossenen Ausstieg aus der Kernkraft („Atomausstieg“) rückgängig zu machen. Ein weiteres grundlegendes Problem neben der langfristigen Rohstoffsicherung und der Sicherheit der Kernkraftwerke ist die Endlagerung des radioaktiven Abfalls.

Kernfusion und Wasserstoff

Hauptartikel: Kernfusion und Wasserstoffwirtschaft

Die Kernfusion gilt als theoretische Alternative, um Strom oder Prozess-Wärme und daraus dann Wasserstoff zu erzeugen. Allerdings nehmen selbst Optimisten an, dass bis zur technischen Nutzung noch etwa 50 Jahre vergehen werden. Angesichts der sich im Moment abzeichnenden Energieproblematik würde daher die Kernfusion bestenfalls als langfristige Energiequelle eine Rolle spielen.

Wasserstoff selbst ist keine auf der Erde vorhandene Energiequelle, sondern nur ein Energieträger.

Erneuerbare Energien

Hauptartikel: Erneuerbare Energien

Diejenigen Energieformen, die nach menschlichen Maßstäben unerschöpflich sind, werden erneuerbare Energien genannt. Der größte Teil von ihnen entsteht direkt oder indirekt durch die Sonneneinstrahlung und -wärme.

  • Wasserkraft wird seit mehr als 100 Jahren zur Elektrizitätsgewinnung verwendet. Die Mehrzahl geeigneter Stauseen ist schon angelegt, so dass nur noch wenige zusätzliche Ausbaukapazitäten bestehen. Das gesamte Wasserkraftpotenzial in Deutschland beträgt etwa 26 TWh/a, was derzeit ca. 5 % des deutschen Stromverbrauchs entspricht. Derzeit werden etwa 20 TWh Wasserkraftstrom pro Jahr erzeugt.
  • Windenergie erzeugte im Jahre 2005 ca. 6,7 Prozent des deutschen Stroms. Geplante Offshore-Windparks in Nord- und Ostsee stellen ein weiteres Ausbaupotenzial dar. Hinzu kommt, dass die an Land gebauten Anlagen in der Leistungsklasse von 0,5 bis 6 Megawatt (MW) liegen. Die für den Offshore-Einsatz vorgesehenen Anlagen der „neuen“ Generation (z. B. Enercon,Repower) hingegen erzeugen 5 - 6 MW je Windkraftanlage. So könnten bereits zwei bis drei große Offshore-Parks (mehr als 200 Anlagen) mehr und konstanteren Strom produzieren als alle Onshore-Anlagen Deutschlands zusammen.
  • Fotovoltaik gewinnt weltweit stark an Bedeutung, da sie die Schwelle zur Wirtschaftlichkeit durchbricht. Solarmodule können mittlerweile für 2000 €/kWp in Massen hergestellt werden. Das durch den Siliziummangel gebremste Wachstum gewinnt wieder an Fahrt. Das Potential ist aufgrund der Solarstrahlung regional sehr unterschiedlich. Theoretisch ließe sich bei einem Wirkungsgrad von 16 % der Weltenergiebedarf (nicht Weltstrombedarf, der nur etwa 17 % davon ausmacht) mit einer Fläche von 650 km x 650 km in der Sahara bzw. 1100 km x 1100 km in unseren Breiten decken. Um den Primärenergiebedarf Deutschlands zu decken, würde dort eine Fläche von 213 km x 213 km gebraucht. Dies entspricht 12,7 % der Landesfläche oder 26 % der Agrarflächen. Der Strombedarf Deutschlands könnte mit 76 km x 76 km Solarzellen alleine gedeckt werden. Dies entspricht 1,6 % der Landesfläche bzw. weniger als alle verfügbaren Dachflächen. Auf Hawaii und anderen sonnenreichen Inseln ist die Photovoltaik bereits heute günstiger als Netzstrom, da zur Stromerzeugung mangels eigener Ressourcen importiertes Dieselöl verwendet wird, dessen Preis in den letzten Jahren auf aktuell 42 Cent/Liter angestiegen ist. Solarzellen eignen sich außerdem gut für Kleinstkraftwerke und Insellösungen. Der Rohstoff Silizium zur Solarzellenherstellung ist grundsätzlich praktisch unbegrenzt vorhanden, da gewöhnlicher Quarzsand lediglich oxidiertes Silicium darstellt (Siliciumdioxid).
  • Meeresenergie in Form der Gezeiten lassen sich durch Gezeitenkraftwerke nur an wenigen Orten nutzen. Meereswärmekraftwerke wurden bislang nur als kleine Versuchsanlagen realisiert; die Nutzleistung ist im Vergleich zu den Konstruktionskosten erheblich. Die ersten Wellenkraftwerke sind in der Probephase. Hier wird die Wellenenergie in mechanische Energie umgewandelt, welche dann einen Generator zur Stromerzeugung antreibt.
  • Geothermie nutzende Heizkraftwerke könnten theoretisch in Deutschland mittelfristig etwa die Hälfte des nationalen Energiebedarfes abdecken.
  • Unter Biomasse fallen alle diejenigen Energieformen, die unmittelbar aus überwiegend pflanzlichen , aber auch tierischen Stoffen gewonnen werden: Hierzu gehören u. a. Ethanol (gewonnen aus Getreide, Zuckerpflanzen oder Holz), Pflanzenöle und synthetische Kraftstoffe wie Sunfuel aus Biomasse. Beim Anbau von Biomasse zur Energieerzeugung gilt es zu beachten, dass die industrielle Landwirtschaft, welche den Anbau in ausreichenden Mengen (zusätzlich zur Nahrungsproduktion) leisten muss, bislang zu großen Teilen auf Erdöl als Energiequelle beruht. Besonders kritisch ist auch, dass für den Bau von Plantagen vielerorts Urwald brandgerodet wird, wobei das im Wald gespeicherte Kohlendioxid freigesetzt wird. Die Gesamtenergiebilanz von Pflanzenölen als Alternative wird unterschiedlich bewertet: Sowohl Düngung als auch großflächiger Anbau sind energieaufwändig und mit allen Problemen von Monokulturen behaftet. Andererseits entfällt der Energieaufwand für lange Transportwege und für die Verarbeitung in Raffinerien, da Pflanzenöle ohne weitere Verarbeitung genutzt werden können. Die Herstellung von BtL-Kraftstoffen (Biomass to Liquid) wie Sunfuel ist auf externe Energiequellen angewiesen. Dabei muss die meiste Energie für den Umformprozess (Dampf und elektrische Energie) aufgewendet werden (siehe Bio-Ethanol). Der genaue Energieaufwand zur Erzeugung von BtL wird nicht veröffentlicht. Energieeinsparungen werden durch lokale, den Pflanzensorten der Region angepasste Raffinerien erwartet, da Transportwege verringert werden.
  • Wasserstoff kann per Elektrolyse, via Biomasse-Vergasung und auf anderen Wegen hergestellt werden. Der Wirkungsgrad bei der Elektrolyse beträgt ca. 75 %. Eine Verflüssigung von Wasserstoff ist mit weiteren 20 % an Verlusten behaftet. Die Energiedichte des flüssigen Wasserstoffs beträgt im Vergleich zu Benzin nur etwa 1/4, wodurch die Tanks ein sehr großes Volumen aufweisen müssten. Ein Kubikmeter flüssiger Wasserstoff wiegt gerade einmal 70 kg. Der Wirkungsgrad vom Strom bis zur Bewegungsenergie liegt bei etwa 25 %. Wasserstoff ist ähnlich wie Öl ein Energieträger, keine Energiequelle. Möchte man das Energieäquivalent eines Fasses Erdöl mit Windstrom (9 Cent/kWh) als flüssigen Wasserstoff herstellen, so entspräche dies einem Preis pro Fass von 304 $. In Deutschland kostet allerdings ein Fass Benzin mit Steuern auch 277 $. Die wirtschaftlich interessantere Möglichkeit zur Wasserstoffherstellung ist die Vergasung von Biomasse (es existieren verschiedene Verfahren). (Siehe auch Wasserstoffwirtschaft)

Energiesparen

Hauptartikel: Energieeinsparung

Eine Möglichkeit, das Ende des Ölzeitalters nach hinten zu verschieben, ist, den Verbrauch einzuschränken. Prinzipiell kann dies durch Verringern des Energiebedarfs (bsp. Heizung in nicht genutzten Räumen abstellen) oder durch eine Erhöhung der Energieeffizienz (bsp. Energiesparlampe, Wärmerückgewinnung) geschehen. Die Nutzung dieses vielfach brachliegenden Potenzials geht oft mit durchaus signifikanten Kosteneinsparungen einher, ohne dass damit nennenswerte Komforteinbußen verbunden sind.

Siehe auch

  • Rimini-Protokoll
  • Globale Erwärmung
  • Klimaschutz
  • Energieeinsparung
  • Gasfördermaximum
  • Kohlefördermaximum
  • Die Grenzen des Wachstums
  • Erdölkonstante

Literatur

  • Kenneth S. Deffeyes (en): Hubbert’s Peak: The Impending World Oil Shortage.
  • Colin J. Campbell, Frauke Liesenborghs, Jörg Schindler: Ölwechsel! Das Ende des Erdölzeitalters und die Weichenstellung für die Zukunft. Dt. Taschenbuch-Verl., München 2007 (aktualisierte Auflage), ISBN 3-423-34389-3
  • Richard Heinberg (en): The Party’s Over; Oil, War, and the Fate of Industrial Societies; dt. Ausgabe im Riemann-Verlag, 2004. (Engl. Zusammenfassung)
  • Matthew R. Simmons: Twilight in the Desert: The Coming Saudi Oil Shock and the World Economy. 2005, ISBN 0-471-73876-X deutsch: Wenn der Wüste das Öl ausgeht 2007, ISBN 978-3-89879-227-1
  • peakofoil.de Übersicht über Bücher zum Thema auf PeakofOil.de Infoseite
  • Energy from fossil fuels Originalartikel von M. King Hubbert, Science 109(2823):103-109, 1949

Filme

  • Lavaproductions, Oilcrash, 2006, „A 90minute documentary on the planet’s dwindling oil resources“
  • Colin J. Campbell, Peak Oil – imposed by nature, 2005
  • Jim Kunstler, The End of Suburbia: Oil Depletion and the Collapse of the American Dream, Direktverweis
  • NZZ Format, Das Ende des Ölzeitalters, 2005
  • BackTalk, Kurzfilme über PeakOil auf Englisch
  • Four Corners Broadband Edition –- Peak Oil? Australische Dokumentation in sechs Kapiteln und zusätzlichen Informationen (englisch)
  • Dokumentation der Chicago Tribune
  • RTÉ one, Future Shock: End of the Oil Age, 2007 (englisch)

Quellen

  1. ILEA 1998
  2. American Chemical Society 2002
  3. UN News Centre 1. März 2004
  4. Environmental Literacy Council
  5. Uncertainty about Future Oil Supply Makes It Important to Develop a Strategy for Addressing a Peak and Decline in Oil Production, Februar 2007 [1]
  6. G. W. Bush: State of the Union 2006, in: Office of the Press Secretary 31. Januar 2006 [18.02.2006]
  7. http://en.wikipedia.org/wiki/Hubbert_curve
  8. Die drei Phasen der Ölgewinnung, Berliner Zeitung, 13. Juli 2006
  9. Produktionsprofil der Ölförderung LBST
  10. a b Maugeri, Leonardo (2004) Öl – Falscher Alarm. in: Science
  11. ASPO (2007) Newsletter No.76, April 2007
  12. Energy Watch Group (2007): Crude Oil - The supply outlook online (PDF)
  13. World Energy Outlook 2004 – German Summary IEA
  14. IEA hält Ölkrise ab 2010 für wahrscheinlich
  15. Handelsblatt (24.5.2006)
  16. Im Wettlauf um Energiequellen, in: Deutschlandfunk, 13. März 2006
  17. CNN Money
  18. Kuwait’s biggest field starts to run out of oil in: AME 12. November 2005 [18. Februar 2006]
  19. Canales: Output will drop at Cantarell field, in: El Universal Online, 10. Februar 2006 [18. Februar 2006] (vgl. auch: Analysis: Mexico faces production decline in: UPI 15.02. 2006)
  20. M. Simons, „Wenn der Wüste das Öl ausgeht. Der kommende Ölschock in Saudi-Arabien – Chancen und Risiken“, Finanzbuch-Verlag, 2006, ISBN 3-89879-227-7.
  21. TCRP-News – „Possible Saudi oil decline“
  22. a b c d Spiegel-Gespräch: „Ein Teil des Gewinns ist unverdient“, Der Spiegel (24/2006), (englisch) siehe dazu auch Kommentar der ASPO in Infobrief Juni 2006, Element 729
  23. a b The Worlds Giant Oil Fields (PDF) Simmons&Company International
  24. Erneuerbare Energien haben volkswirtschaftlichen Nutzen in Milliardenhöhe, in: Informationskampagne für Erneuerbare Energien, 15. Februar 2006 [18. Februar 2006]
  25. OPEC Oil Supply (PDF), in: IEA Monthly Oil Market Report 14. März 2006 [28. März 2006]
  26. Zit. nach Craig Morris: Peak oil: Steigende Preise, sinkende Förderung, Telepolis, 25. April 2005
  27. Angst vor der zweiten Halbzeit Die Zeit, Nr.17, 2006
  28. Reserven, Ressourcen, Reichweiten – wie lange gibt es noch Öl und Gas?
  29. a b Jean-Luc Wingert, Jean Laherrere: La vie après le pétrole : De la pénurie aux énergies nouvelles, Verlag Autrement, 2005 ISBN 2-7467-0605-9
  30. Hardball with Chris Matthews' for Feb. 2nd – Transscript, in MSNBC.com 3. Februar 2006 [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…”
  31. 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.
  32. Anfang 2006 im Gespräch mit einem freien Journalisten des Deutschlandfunks
  33. „Le Monde“ am 27.06. 2007, Quelle des Zitates und der Übersetzung: http://www.energiekrise.de/news/gazette/gazette.html#
  34. D.A. Pfeiffer: Eating Fossil Fuels, From the Wilderness Publications
  35. „Les ravages du mouvement perpétuel“ in Le Monde Diplomatique, 1/2005
  36. Spiegel online Jahrbuch
  37. „Biosprit-Boom treibt Tortilla-Preise in Rekordhöhen“ Spiegel online, 1. Februar 2007
  38. "High food prices contributes to increasing gas costs, not corn demand"[2]
  39. "Wer vom Ölschock profitiert" Sehr informativer taz-Artikel über die Zusammenhänge der aktuellen Ölpreissteigerung u.a. mit dem BIP
  40. [http://www.manager-magazin.de/unternehmen/artikel/0,2828,403677,00.html Die zehn größten Risiken für die Weltwirtschaft] Manager Magazin 16. März 2006]
  41. Norbert Rost: Regionales Wirtschaften mit Regionalwährungen kontra „Peak Oil“ 4. Juni 2005 [18. Februar 2006]
  42. „Spurwechsel – Vor dem Übergang in die Nach-Erdölzeit“; Radio-Feature von Paul Nellen, DLF/SR 2006
  43. Joren van der Veer im Gespräch mit dem Spiegel, Juni 2007 http://www.spiegel.de/wirtschaft/0,1518,486715,00.html
  44. URANIUM RESOURCES AND NUCLEAR ENERGY, Background paper prepared by the Energy Watch Group, December 2006, EWG-Series No 1/2006. [3]
  45. kernenergie.de
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