Ölfördermaximum

Andere Fachleute und führende Vertreter von Mineralöl­unternehmen halten das Konzept des globalen Ölförder­maximums und davon abgeleitete zeitliche Prognosen 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. Damit sei ausreichend Zeit vorhanden, um andere Energieträger aufzubauen und technische Innovationen einzuführen. 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.

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. Clive Mather, CEO von Shell Canada, sah die Kohlenwasserstoffvorräte der Erde als „annähernd unendlich“ an.[9] Der frühere Enron-Manager Robert L. Bradley Jr. beruft sich auf die subjektivistische Österreichische Schule der Wirtschaftswissenschaften bei seiner Kritik am Ölfördermaximum, indem er betont, dass es auf den Nutzer ankommt, ob eine Ressource als nutzbar angesehen wird (Reserve).[10][11] Eine sehr ähnliche These vertrat der emeritierte Ölgeologe Heinz Beckmann,[12] als er darauf hinwies, dass Vorräte an unkonventionellen Reserven die seinerzeit wirtschaftlich förderbaren Mengen weit überschreiten, das Maximum der Ölförderung vielmehr aufgrund steigender Förderkosten eintreten werde.

Die Prognose des Zeitpunktes und der Höhe eines globalen Ölproduktionsmaximums ist aus mehreren Gründen mit großen Unsicherheiten behaftet. Schon die Erstellung einer Förderkurve nach der Methode Hubberts, die lediglich geologische Faktoren einbezieht und sich auf die Analyse der Förderung von Rohöl beschränkt,[13] ist problematisch, da hierzu eine genaue Kenntnis der weltweiten Förder- und Reservedaten erforderlich ist. In einer Reihe von Ländern, insbesondere wichtigen Ölförderländern des Nahen Ostens, können diese Daten nicht von unabhängiger Seite überprüft werden, da die nationalen Ölgesellschaften feldspezifische Detailangaben unter Verschluss halten.

In neueren Analysen werden häufig neben konventionellem Öl (Rohöl + Kondensat, d. h. Flüssiggas) auch „unkonventionelles Öl“ wie Schwerstöl (nicht von selbst fließfähiges Öl) und Öl aus Teersanden sowie sonstige flüssige Kohlenwasserstoffe (synthetisches Öl aus Gas und Kohle, Biokraftstoffe) einbezogen.[14] Je nachdem, welche Flüssigkeiten betrachtet werden, gelangt man zu unterschiedlichen Ergebnissen bezüglich eines Förder- oder Produktionsmaximums.

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

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

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

Reservenangaben geben üblicherweise nicht die absolute Gesamtmenge des Öls im Boden an, sondern nur die Menge, die mit verfügbarer Technik wirtschaftlich 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 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 (vgl. Erntefaktor, engl. Energy Return on Energy Invested – EROI).

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). Der Anteil des förderbaren Öls an der Menge im Boden beträgt selbst beim Einsatz hochmoderner Technik nur etwa 35–45 % einer Lagerstätte.[24][25] Die maximale Ausbeutung eines Ölfeldes – also die Erhöhung des Anteils an förderbarem Öl – wird vor allem durch präzises Anbohren auch der kleinen Taschen eines Ölfeldes erreicht. Bohrungen können heute horizontal erfolgen, mit einer Genauigkeit von wenigen Metern auch sehr schmale ölführende Schichten erreichen und so den Entölungsgrad steigern.

Interpretationsspielräume werden von den ölproduzierenden Staaten oft genutzt, um ihre Reserven zu manipulieren. So entschieden 1985 die OPEC-Förderländer, die länderspezifischen Förderraten an die jeweiligen Reserven zu koppeln. Wer hohe Reserven aufweisen konnte, durfte mehr fördern und umgekehrt. Wie in Abb. 5 deutlich zu sehen ist, provozierte diese Entscheidung eine allgemeine Anhebung der Reserven der einzelnen Mitgliedsstaaten.

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

Um weiterhin Erdöl zu fördern, müssen neue Ölquellen entdeckt werden. Abb. 6 zeigt die Ölfunde von 1930 bis 2050 nach Campbell unter Zuhilfenahme der Methode der „Rückdatierung von Ölfunden“,[26][27] 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 Ende der 1970er 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. Seiner Studie zufolge wird seit Anfang der 1980er Jahre mehr Öl gefördert als neues gefunden.

Branchenexperten zufolge ermöglicht ein gestiegener Ölpreis, auch bisher nicht intensiv untersuchte Gebiete (zum Beispiel Sibirien) zu erkunden und unkonventionelle, bislang wirtschaftlich nicht lohnende Lagerstätten auszubeuten. Dazu gehören Ölsande, hier vor allem die großen Vorkommen in Alberta in Kanada, Ölschiefer, Tiefseebohrungen, Sibirien- oder Alaska-Exploration, Bitumen etc. Leonardo Maugeri, ein Mitarbeiter des italienischen Ölkonzerns Eni, sah 2004 einen erheblichen Investitionsstau, da die Erfahrungen aus den 1980er Jahren mit dem Preisverfall aufgrund Überkapazitäten noch nachwirkten.[28]

Die nachfolgende Tabelle zeigt nach Ländern aufgeschlüsselt die aktuelle Fördermenge (2016) 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.[29] Die Zahlen umfassen Rohöl einschl. Kondensat und Flüssiggas. Nicht einbezogen sind Biokraftstoffe und die Volumengewinne durch Raffination. Abweichungen in der Aufsummierung (Weltölförderung) zur Tabelle oben (Summe der Spalten 2 und 3 für 2016) sind durch die unterschiedlichen Quellen bedingt.

Land	Jahr der Höchst­förderung	Förder­maximum Barrel/Tag	Förderung 2016 Barrel/Tag	Förderung 2016 in Prozent des Förder­maximums	Trend (Jahr)	Anmerkungen
Vereinigte Staaten Vereinigte Staaten	2015	12.757.000	12.354.000	97	(2015)	Nach der Statistik von BP wurde im Jahr 2014 das bisherige Fördermaximum von 1970 übertroffen
Saudi-Arabien Saudi-Arabien	2016	12.349.000	12.349.000	100	(2016)	Förderung stagniert; derzeitige Förderkapazität nach eigenen Angaben 13,5 Mio. Barrel/Tag
Russland Russland	1987	11.297.000	11.227.000	99	(?)	Förderung z. Zt. noch langsam ansteigend
Iran Iran	1974	6.060.000	4.600.000	76	(2015)	Förderung durch die politischen Verhältnisse beeinträchtigt
Kanada Kanada	2016	4.460.000	4.460.000	100	(2016)	Förderung aus Teersanden; ansteigend
China Volksrepublik Volksrepublik China	2015	4.309.000	3.999.000	93	(2015)	Fördermaximum noch nicht erreicht
Mexiko Mexiko	2004	3.824.000	2.456.000	64	(2004)	Förderabfall
Vereinigte Arabische Emirate Vereinigte Arabische Emirate	2016	4.073.000	4.073.000	100	(2016)	Fördermaximum noch nicht erreicht
Irak Irak	2016	4.465.000	4.465.000	100	(2016)	Förderung bei stabilen politischen Verhältnissen stark steigerbar
Venezuela Venezuela	1998	3.480.000	2.410.000	69	(?)	Förderung durch die politischen Verhältnisse beeinträchtigt
Norwegen Norwegen	2001	3.418.000	1.995.000	58	(?)	Förderabfall
Kuwait Kuwait	1972	3.339.000	3.151.000	94	(?)	Fördermenge stagniert
Vereinigtes Konigreich Vereinigtes Königreich	1999	2.909.000	1.013.000	35	(?)	Förderabfall
Nigeria Nigeria	2010	2.523.000	2.053.000	81	(?)	Förderung durch die politischen Verhältnisse beeinträchtigt
Brasilien Brasilien	2016	2.605.000	2.605.000	100	(2016)	Fördermaximum noch nicht erreicht
Libyen Libyen	1979	2.139.000	426.000	20	(?)	Förderung durch die politischen Verhältnisse stark beeinträchtigt
Algerien Algerien	2007	1.992.000	1.579.000	79	(?)	Förderabfall
Angola Angola	2008	1.901.000	1.807.000	95	(?)	Förderabfall
Kasachstan Kasachstan	2013	1.785.000	1.672.000	94	(?)	Fördermenge stagniert
Indonesien Indonesien	1977	1.685.000	881.000	52	(?)	Förderabfall
Katar Katar	2013	1.995.000	1.899.000	95	(?)	Fördermenge stagniert
Aserbaidschan Aserbaidschan	2010	1.023.000	826.000	81	(?)	Förderabfall
Kolumbien Kolumbien	2013	1.004.000	924.000	92	(?)	Fördermenge stagniert
Übriges Amerika	2006	1.806.000	914.000	51	(?)	Förderabfall
Übriges Europa	2003	1.484.000	983.000	66	(?)	Förderabfall
Übriger Naher Osten	2001	2.044.000	1.250.000	61	(?)	Förderabfall
Übriges Afrika	2008	2.403.000	2.027.000	84	(?)	Förderung im Sudan durch Krieg beeinträchtigt
Übriges Asien/Pazifik	2010	3.292.000	3.131.000	95	(?)	Fördermenge stagniert
Welt	2016	92.150.000	92.150.000	100	(?)	Fördermaximum noch nicht erreicht

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 schwankte zwischen 8,9 Mio. Barrel/Tag im Jahr 2002 und 11,5 Mio. Barrel/Tag im Jahr 2012.[30] Diese Produktionszahlen reflektieren jedoch nicht die 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 Erfordernissen anzupassen.

Die maximale dauerhafte Produktionskapazität an Rohöl lag 2011 lt. IEA bei ca. 12 Mio. Barrel/Tag. Diese Produktionskapazität konnte voraussichtlich zumindest bis 2016 gehalten werden. Hinzu kommen 1,55 Mio. Barrel pro Tag an verflüssigtem Erdgas (LNG) (erweitert auf 1,8 Mio. Barrel/Tag bis 2016).[31] Verflüssiges Erdgas ist in vielen Anwendungen ein Substitut für flüssige Brennstoffe aus Rohöl, z. B. als Treibstoff für LKW, wenn auch mit geringerer Energiedichte.

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 im Irak und die zunehmende Ölgewinnung aus Teersanden und Schiefer sowie schwächere Ölnachfrage genannt.[32] Aus derselben Quelle geht hervor, dass Saudi-Arabien 2011 ein Ölpreisniveau von mindestens 92 $/Barrel (gegenüber 60 $ im Jahr 2008) benötigte, um seine stark gestiegenen Staatsausgaben bestreiten zu können, und dieses Preisniveau durch Fördereinschränkungen verteidigen werde.

Der Inlandsverbrauch an Rohöl und flüssigem Erdgas stieg in den letzten Jahren stark an. Er betrug im Jahr 2012 2,935 Mio. Barrel/Tag gegenüber 1,578 Mio. Barrel/Tag im Jahr 2000.[33] Der Ölexport (Rohöl + Kondensat + flüssiges Erdgas) erreichte im Jahr 2005 mit 8,918 Mio. Barrel/Tag sein Maximum. Im Jahr 2012 wurden 8,595 Mio. Barrel/Tag exportiert.

Die Ölförderung auf dem Gebiet des heutigen Russland erreichte mit 11,484 Mio. Barrel/Tag ihr Maximum im Jahr 1987, also noch zu Zeiten der Sowjetunion. Nach deren Auflösung kam es aufgrund des Zerfalls der staatlichen und wirtschaftlichen Strukturen zunächst zu einem starken Förderabfall bis auf ein Minimum von 6,062 Mio. Barrel/Tag im Jahr 1996. Seitdem konnte die Produktion nahezu in jedem Jahr wieder gesteigert werden und erreichte mit 10,643 Mio. Barrel/Tag im Jahr 2012 ein vorläufiges Maximum.[34]

Die nachfolgende Tabelle gibt einen Überblick über die Entwicklung von Ölförderung und -verbrauch in den Jahren 2002–2012 (in 1000 Barrel/Tag).[35]

• Der Exportsaldo ist die rechnerische Differenz zwischen Förderung und Inlandsverbrauch. Er entspricht nicht dem tatsächlich exportierten Öl. Zum einen werden beim Inlandsverbrauch gem. Definition von BP Biokraftstoffe einbezogen.[36] zum anderen wird ein Teil des Öls bereits im Inland weiterverarbeitet und erst dann exportiert, wobei sich ebenfalls volumenmäßige Änderungen ergeben („refinery gains“ – Volumengewinn durch Raffination). Auf- oder Abbau von Lagerbeständen wird ebenfalls nicht berücksichtigt. Der Saldo bietet jedoch einen Hinweis darauf, ob ein steigender Inlandsverbrauch eine Steigerung der Förderung überkompensiert. Bei Ländern mit Förderabfall hat ein steigender Inlandsverbrauch zur Folge, dass die Exporte schneller abfallen als die Förderung.

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

Auch die Internationale Energieagentur (IEA) sieht in einer Veröffentlichung von Anfang November 2011 die russische Ölförderung am Maximum. Die IEA prognostiziert, dass eine Fördermenge von etwa 10,5 Mio. Barrel/Tag bis zum Ende des Jahrzehnts gehalten werden kann. Danach soll ein langsamer Förderrückgang einsetzen. Für das Jahr 2035 wird eine Tagesproduktion von 9,7 Mio. Barrel erwartet.[37] Andere Experten halten diese Annahme für zu optimistisch und erwarten einen stärkeren Förderabfall.[38]

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.[39]

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.[40]

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

Abb. 9: Preisentwicklung der Ölsorte Brent zwischen Mai 1987 und November 2014 in US-Dollar (nominal und real)

Die weltweite Nachfrage nach Öl schwankt mit der Konjunktur. Kurzfristige Preisschwankungen bei Öl sind eng mit sicherheits- und regionalpolitischen Entwicklungen und Befürchtungen verbunden. Preisschwankungen alleine sind also kein Hinweis auf akute Verknappung. Ein deutlicher Effekt zeigte sich allerdings in der Zusammenschau von Preisen und Fördermengen: Während bis 2004 die oft spekulativen Preisschwankungen kurzfristig zu deutlichen Anpassungen der Fördermenge führten, reagiert seither das Angebot deutlich schwächer. Die sprunghaft verminderte Preiselastizität deutet darauf hin, dass die großen Produzenten der OPEC nun am Fördermaximum operieren.[41]

Da der Preis von Öl stark von der Nachfrage und der gesamtwirtschaftlichen Situation abhängt und andererseits ein sehr hoher Ölpreis auf diese rückwirkt (vgl. mit der sog. Demand Destruction[42]), 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 sich in kleinen Schritten ändert.

Die Prognosen für die künftige Entwicklung des Ölpreises zeigen daher eine große Bandbreite.[43]

Der Internationale Währungsfonds hat hierzu im World Economic Outlook vom April 2011[44] Szenarien vorgestellt, die eine Verknappung der Ölförderung einbeziehen. Zum einen betrachtet der Bericht die Entwicklung der Ölförderung und kommt zu dem Befund, dass während des globalen Konjunkturaufschwungs Mitte der 2000er Jahre die Rohölförderung stagnierte.[44]^:99 Für die WEO-Prognosen werden Modellrechnungen mit unterschiedlichen Szenarien betrachtet. Das Szenario mit einem Rückgang der Ölförderung um durchschnittlich 3,8 % jährlich (statt nur 1 %) und Zunahme der Förderkosten pro Jahr um 4 % (statt 2 %) ergab eine kurzfristige Verdopplung der Ölpreise und über 20 Jahre einen Anstieg um 800 %.[44]^:106f Betont wurde, dass bei Sprüngen dieser Größenordnung wahrscheinlich nichtlineare Effekte auftreten, die das Modell nicht abbilden könne.[45]

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

Bedingt durch die globalen Corona-Maßnahmen sank (nach anderen Quellen) die Nachfrage nach Erdöl von etwas mehr als 100 Millionen Barrel am Tag auf etwa 83 Millionen Barrel am Tag im Laufe des Sommers 2020, ist also um ca. 20 % eingebrochen.[46] Auf das ganze Jahr bezogen ging 2020 der Erdölverbrauch um 9,3 % zurück.[47]

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. Um 1900 sank der Anteil dann auf rd. 34 %, über 24 % Anfang der 1950er Jahre, betrug er nur noch rd. 2 % Anfang des neuen Jahrtausends, um 2017 unter 1,5 % zu fallen.[78] Diese enorm gesteigerte Produktivität ist charakteristisch für alle entwickelten Industriestaaten. Seit Beginn der Industrialisierung, vor allem seit der Grünen Revolution in den 1960er Jahren, stieg die weltweite Getreideproduktion um 150 %, ohne dass sich die Anbaufläche änderte (vgl. Abb. 10). Dies ist sehr stark auf den Einsatz fossiler Energieträger in Landwirtschaft und Verteilung zurückzuführen.[79] 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 in den letzten Jahren mehrmals stark angestiegen, beispielsweise 2007/2008 sowie 2021/2022 (durch die globale Erwärmung, Corona und den Überfall auf die Ukraine).[80]

Ein Vorteil von Erdöl ist seine hohe Energiedichte, d. h. jene Energiemenge, welche in einem bestimmten Volumen gespeichert werden kann. Die Energiedichte von Erdöl übertrifft jene von anderen Energieträgern, wie beispielsweise Akkumulatoren oder auch Gasdruckspeichern (CNG) bei weitem; auch die gewichtsbezogene Energiedichte ist sehr hoch. Deshalb bietet Erdöl als Energieträger für mobile Anwendungen (bewegliche Arbeitsmaschinen und Fahrzeuge zu Lande, zu Wasser und in der Luft) 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. Bioethanol (1. und 2. Generation), Biodiesel (RME, FAME) und Pflanzenöle (1. Gen.), synthetische Kraftstoffe (Synfuel aus BtL-Prozess, 2. Generation).

Die Herstellung von Bio-Kraftstoffen in den mittleren Breiten ist allerdings selber mit hohem Energieeinsatz verbunden; neben dem Aufwand für Feldbearbeitung (Traktorsprit), Kunstdünger und Pflanzenschutzmittel, die als Agrochemikalien aus Erdöl oder Erdgas hergestellt werden, wird je nach verwendeter Biomasse unterschiedlich viel Prozessenergie benötigt, z. B. bei der Destillation von Ethanol. Gerade für synthetische Kraftstoffe (BtL) ist die für den Umwandlungsprozess benötigte externe Energie besonders hoch. Der Erntefaktor ist meist sehr niedrig, auf schlechten Böden sogar unter eins: in solchen Fällen wird mehr Energie für die Herstellung des Biokraftstoffs eingesetzt, als am Ende der Kraftstoff selber hat. Lediglich in den Tropen (bspw. Zuckerrohr, Palmöl) ist aufgrund der höheren biologischen Aktivität der Erntefaktor besser, allerdings ergeben sich in der Flächenkonkurrenz zum Regenwald andere Bedenken.

Im Hinblick auf das Nach-Erdölzeitalter kann die Bioethanolherstellung effizienter gestaltet werden, indem als Prozesswärme die KWK-Wärme eines (Block)Heizkraftwerk genutzt wird, das mit Biomasse betrieben wird (Beispiel: Prokon Nord Bioethanolwerk Stade[81]).

Die Erwartungen an eine Wasserstoffwirtschaft haben sich bislang nicht erfüllt. Flüssiger Wasserstoff ist schwierig zu lagern, benötigt verhältnismäßig schwere Kryotanks und hat nur 25 % der volumetrischen Energiedichte 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.

Aufgrund der deutlichen Fortschritte bei den elektrischen Energiespeichern dringen diese zunehmend in verschiedene Anwendungen vor. Eine zunehmende technologische Verbesserung der Batteriezelle und Fortschritte in der Großserienfertigung führen zu einer Preissenkung in ähnlicher Größenordnung wie bei der Photovoltaik,[82] jedoch führte dies zu einer Verteuerung der nötigen Rohstoffe wie Kobalt, Lithium und der Metalle der Seltenen Erden. Ein Recyclingkonzept ist nicht nur aus Umweltschutzgründen, sondern auch zur Versorgung mit Sekundärmetallen geboten.

Elektrische Energie ist im Vergleich zu erdölbasierten Anwendungen mit höheren Investitionskosten, jedoch geringeren Treibstoffkosten verbunden, sodass sie sich unter Betrachtung der Total Cost of Ownership in immer mehr Fällen rechnet. Daher empfahl die IEA schon 2008, “we should leave oil before it leaves us” (Fatih Birol: The Independent[83], deutsch: „wir sollten das Öl verlassen, bevor es uns verlässt“). Je nachdem, wie schnell in welchem Umfang und mit welchen finanziellen Mitteln die Entwöhnung vom Öl angegangen wird, sind verschiedene zukünftige Strategien und deren Ineinandergreifen denk- und machbar.

Per Kohleverflüssigung könnte Kohle Erdöl direkt ersetzen. Dies brächte allerdings verschiedene Probleme mit sich: Erstens geht bei der Verflüssigung ein Teil der nutzbaren Energie verloren, der Wirkungsgrad der Energiewandlungskette von der Primär- zur Nutzenergie nimmt ab. Zweitens ist der CO₂-Ausstoß der verflüssigten Kohle erheblich höher als der von Erdöl und – mit der Verflüssigung – auch höher als bei direkter Nutzung der Kohle. Drittens sind diese Prozesse wie Fischer-Tropsch- oder Bergius-Pier-Verfahren technisch aufwändig und CtL-Treibstoffe daher teurer als Erdölprodukte. Viertens würde dies die große statische Reichweite von Kohle von ca. 130 Jahren (Stand 2020) erheblich reduzieren, da sie hauptsächlich zur Stromerzeugung genutzt wird, und insgesamt etwa 27 % des weltweiten Primärenergieverbrauchs ausmacht, wohingegen der Anteil des Mineralöls 33 % beträgt.[84]^:4,45

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.

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.[88] 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.[28]

Der Wirtschaftswissenschaftler Julian L. Simon bezweifelt aufgrund historischer Studien generell, inwieweit kurzfristige Rohstoffverknappungen in der Lage wären, die industrielle Zivilisation zu gefährden.[89] 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 stünden 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.[28] Die These vom baldigen Eintreten wurde laut Maugeri auf Basis neuer Ölfunde und Fördermöglichkeiten widerlegt.[90][91]

Nach dem Rückgang der Ölpreise Ende 2008 wiederholte der Chefökonom der BP, Christoph Rühl seine skeptische Einstellung gegenüber der Peak-Öl-These[92]

Eine Studie der Deutschen Bank untersucht Risiko und Chancen von Peak Oil für den deutschen Maschinen- und Anlagenbau.[93] 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 und angepasste Angebote in Bereichen wie Solarthermie und dem Bau hocheffizienter 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.

Viele Regierungen in den Industriestaaten gehen davon aus,[94] dass der Ausfall des Erdöls durch die Kombination von drei vom Staat zu fördernden 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.[95] 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.

Eine ähnliche alarmierende Position vertritt auch der Physiker David Goodstein, Vizepräsident des California Institute of Technology,[99][100] 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“.[101]

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.[102][103] Im August 2009 verschärfte Fatih Birol als führender Ökonom der IEA diese Warnung mit dem Zusatz, dass es schon ab 2011 zu einer Ölkrise kommen könnte: „Selbst wenn die Nachfrage gleich bliebe, würde die Welt das Äquivalent von vier Saudi-Arabiens finden müssen, um die Produktion aufrechtzuerhalten, und sechs Saudi-Arabiens, um mit dem erwarteten Anstieg der Nachfrage zwischen jetzt und 2030 Schritt zu halten.“[52][53] Die IEA gibt weiterhin an, dass die Förderung bestehender Ölfelder jährlich um 6,7 % zurückgeht, womit sie ihre 2007 veröffentlichte Schätzung eines jährlichen Rückgangs von nur 3,7 % korrigiert.

Matthew Simmons †2010, Investmentbanker und ehemaliger Energieberater des Weißen Hauses, sagte 2005 aufgrund des Ölfördermaximums für 2010 einen Ölpreis von mindestens 200 US-$ pro Fass voraus und schloss darauf mit John Tierney, einem Wirtschaftsjournalisten der New York Times, eine öffentliche Wette über 10.000 US-$ ab, die er haushoch verlor. Tierney hält Haussen im Rohstoffbereich – unter Bezugnahme auf Julian L. Simon – für grundsätzlich begrenzt.[104]

Eine Analyse der Deutschen Bundeswehr[105] 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[106] – 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 vertrat die Veröffentlichung „Tipping Point“ vom David Korowicz, Mitarbeiter des „Risk Resilence Network“ der irischen Organisation Feasta.[107]

Jürgen Wiemann, ehemaliger stellvertretender Direktor des Deutschen Instituts für Entwicklungspolitik, vertrat die Position, dass die weltweite Finanz- und Wirtschaftskrise seit 2008 aufgrund der Auswirkungen z. B. auf die für Hypothekenzahlungen verfügbaren Einkommen der amerikanischen Verbraucher durchaus bereits durch den Anstieg der Ölpreise mitverursacht sein könne.[108][109]

Hierzu existiert vom Juli 2010 die Studie Sicherheitspolitische Implikationen knapper Ressourcen des Dezernats Zukunftsanalyse vom Zentrum für Transformation der Bundeswehr. Sie beschreibt in verschiedenen Abschnitten unter anderem eine Verschiebung der Rollen von Staaten und privater Wirtschaftsakteure, 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“.[105] Die Studie ist in verschiedenen Auflagen, die in relativ kurzer Zeit folgten, der Öffentlichkeit bekanntgeworden.[110]

Der umstrittene Schweizer Publizist Daniele Ganser schrieb in Peak Oil: Erdöl im Spannungsfeld von Krieg und Frieden, es deute vieles darauf hin, dass der Irakkrieg ein „klassischer Ressourcenkrieg“ gewesen sei. Der Schweizer Journalist Roger Schawinski hält Gansers These für monokausal, verschwörungstheoretisch und erkennbar irrig, da die amerikanischen Truppen die irakischen Ölquellen nicht beschlagnahmt hätten, auch benötigten die USA sie aufgrund der Erschließung eigener Ressourcen und der zunehmenden Verwendung erneuerbarer Energien gar nicht.[111]

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,[112] der zufolge aufgrund des Ölfördermaximums die derzeitige industrielle Zivilisation bis 2030 zusammenbrechen müsse und bis 2050 nur noch etwa zwei Milliarden Menschen auf einem vorindustriellen Energieniveau werden überleben können.[113]

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:

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 basieren 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.[115]

Angemessene Reaktionen auf den drohenden Rückgang der Ölförderung erfordern im Rahmen eines Risikomanagements eine Entscheidung unter Unsicherheit, die Szenarien und ihre Eintrittswahrscheinlichkeiten bewertet, wie es zum Beispiel beim Brandschutz, der Einschätzung der Risiken der Kernenergie und sonstiger Sicherheitsmaßnahmen erforderlich ist. Mit dieser Frage beschäftigt sich der sogenannte Hirsch-Report aus dem Jahre 2005, der vom US Department of Energy beauftragt wurde. Der Hirsch-Report hatte den Schluss gezogen, dass die verfügbare Zeit es nicht erlaube, sich auf die Entwicklung völlig neuer Technologien zu stützen, sondern es erforderlich mache, bereits Bekanntes zu nutzen.[117] Zu ähnlichen Ergebnissen kamen auch Planspiele der Heritage Foundation bezüglich einer terroristischen Unterbrechung der Ölversorgung.[118]

Verschiedene deutsche Bundesregierungen sahen keine Gefahr einer Energiekrise aufgrund einer Verringerung der Ölförderung.[106][119] Deswegen waren auch keine Maßnahmen geplant, einem solchen Ereignis zu begegnen.

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

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