Ölfördermaximum

Prognose des Fördermaximums der Ölförderung nach dem Modell von M. King Hubbert 1956

Dem Konzept eines Ölfördermaximums (englisch peak oil) liegt die Beobachtung zugrunde, dass die Förderung von Erdöl aus bestimmten Lagerstätten bereits lange vor der endgültigen Erschöpfung der Reserven aufgrund von mehreren Faktoren (u. a. geologisch, energetisch, technologisch und ökonomisch) ein historisches Maximum erreicht und die Produktion danach unumkehrbar abfällt.[1] Das globale Ölfördermaximum ist das zeitliche Maximum der weltweiten Förderrate von Rohöl.

Es geht auf Arbeiten des Geologen Marion King Hubbert ab dem Jahr 1949 zurück.[2] Hubbert prognostizierte im Jahr 1956 das weltweite Maximum der (konventionellen) Ölförderung um das Jahr 2000.[3] Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe stellt fest (Stand 2019), dass bei konventionellem Öl bereits 2005 ein Plateau erreicht sei und seitdem die Förderung stagniere.[4] Das Fördermaximum für unkonventionelle Ölförderung, wie etwa durch Hydraulic Fracturing, wird dagegen Schätzungen zufolge in der zweiten Hälfte des 21. Jahrhunderts erreicht.[5]

Anfang und Mitte der 2000er Jahre erhielt das Konzept durch eine Reihe von Veröffentlichungen und populärwissenschaftlichen Büchern weltweite Aufmerksamkeit. Der Zeitpunkt und die Höhe des Maximums der gesamten Erdölförderung wurde durch die Einbindung von bislang nichtkonventionellen Vorkommen wie Tiefseevorkommen, Ölsande und Tight Oil, sowie sekundärer und tertiärer Methoden bei konventionellen Lagerstätten zeitlich erheblich verzögert. Die Beobachtung, dass sich die statische Reichweite von Erdöl in den letzten Jahrzehnten kaum verändert hat, führte zur ironischen Beschreibung als Erdölkonstante.

Inhaltsverzeichnis

- 1Entwicklung des Konzepts

- 1.1Kritik

- 1.2Allgemeine Probleme, den Zeitpunkt des Ölfördermaximums zu bestimmen

- 2Weltweite Ölförderung

- 2.1Ölreserven

- 2.2Die Ölförderung in einzelnen Ländern

- 2.2.1Übersicht

- 2.2.2Saudi-Arabien

- 2.2.3Russland

- 2.2.4Kasachstan und weitere Staaten der früheren Sowjetunion

- 2.2.5Sonstige Staaten

- 2.3Entwicklung des Ölpreises

- 2.3.1Bisherige Preisentwicklung

- 2.3.2Prognosen

- 3Zeitpunkt

- 4Folgen

- 4.1Landwirtschaft und Nahrungsmittelversorgung

- 5Möglichkeiten der Substitution von Öl

- 5.1Substitution von Öl als Energieträger

- 5.2Substitution von Öl als Chemierohstoff

- 6Positionen zu Risiken und Lösungsmöglichkeiten

- 6.1Anpassungsvorteile im internationalen Wettbewerb durch energieeffiziente Technologien

- 6.2Das Schwinden der Erdölvorräte sei kein ernstzunehmendes Problem

- 6.3Ersatz durch erneuerbare Energiequellen möglich

- 6.4Gefahr ernster wirtschaftlicher Krisen

- 6.5Sicherheitspolitische Herausforderung

- 6.6Ressourcenkriege

- 6.7Gefahr des Zusammenbruchs

- 6.8Zunehmendes Risiko von schweren Ölkatastrophen

- 7Diskutierte Maßnahmen

- 7.1Vorsorgemaßnahmen als Risikomanagement

- 7.2Vorgeschlagene Vorsorgemaßnahmen nach Ländern

- 7.2.1Deutschland

- 7.2.2Schweden

- 7.2.3USA

- 8Entwicklung im Jahr 2020

- 9Siehe auch

- 10Literatur

- 11Weblinks

- 12Filme und Radio

- 13Einzelnachweise

Entwicklung des Konzepts[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Abb. 1: Oben: Die Förderung einer Ölquelle in mehreren Phasen. Unten: Die Gesamtförderung mehrerer Quellen kann durch die sog. Hubbert-Kurve beschrieben werden. Diese Kurve ist die erste Ableitung einer als „logistische Funktion“ bezeichneten Sättigungsfunktion und keine Gaußsche Normalverteilung.

Abb. 2: Kumulativer Verlauf und Projektion der Weltproduktion nach Studien der ASPO, CERA und weiteren Forschern und Verbänden

Marion King Hubbert, damals leitender Ölexperte bei Shell und ein bekanntes Mitglied der Technokratischen Bewegung, prägte den Begriff 1956. Hubbert kannte den Verlauf der Ölförderung bei einzelnen Quellen und kleineren Ölfeldern, der sich grob einer logistischen Verteilung angleicht, und übertrug dies auf die nordamerikanische wie globale Förderung. Mit der so erhaltenen bislang richtigen Prognose des Ölfördermaximums für die Vereinigten Staaten erregte Hubbert Aufsehen; nach neueren Vorhersagen, beispielsweise von Seiten der Internationalen Energieagentur, sehen sich die USA allerdings in der Lage, in den kommenden Jahren ihr bisheriges Ölfördermaximum von Anfang der 1970er Jahre durch unkonventionelle Ölförderung wieder zu übertreffen. Das globale Ölfördermaximum prognostizierte Hubbert (1974) für das Jahr 1995. Die tatsächliche Entwicklung hat diese Prognose widerlegt.

2001 schlossen sich Geologen, Physiker, Energieberater und Publizisten, die sich mit dem Fördermaximum beschäftigen, in der vom Geologen Colin J. Campbell gegründeten Association for the Study of Peak Oil and Gas (ASPO) zusammen. Im ersten Jahrzehnt seit der Jahrtausendwende wurde ein weltweites Ölfördermaximum und eine danach drohende Verringerung der Ölförderung und deren Folgen in der Öffentlichkeit diskutiert. Die großen Erdölproduzenten könnten ihre Produktion kaum weltweit ausweiten. Auch seien die offiziellen Zahlen der OPEC-Reserven höchstwahrscheinlich stark übertrieben. In den 1960er Jahren sei der Gipfel der Neufunde von billigem, konventionellem Öl gewesen und seit den 1980er Jahren werde mehr Öl verbraucht als neues gefunden werde. Einige dieser Fachleute prognostizierten unter großer öffentlicher Aufmerksamkeit etwa zwischen 2010 und 2020 wegen abfallender Produktionsmöglichkeiten eine drohende globale Ölverknappung sowie erhebliche Preissteigerungen. In anderen, optimistischeren Szenarien wird zunächst ein Plateau mit einem engen, aber nicht abrupt fallenden Ölangebot angenommen.[6] Das prognostizierte stagnierende oder fallende Ölangebot wurde und wird teilweise mit der Forderung nach einer Energiewende verbunden.

Seit 2008 thematisierte auch die Internationale Energieagentur das globale Ölfördermaximum. Sie sah das Fördermaximum von konventionellem Erdöl bereits 2006 eingetreten[7] und betrachtet das Fördermaximum als möglichen Treiber für Ölpreissteigerungen.[8]

Abb. 3: Ein erstes Fördermaximum für kanadisches Rohöl (1973) wurde durch die Förderung aus unkonventionellen Vorkommen nach einigen Jahren übertroffen

Kritik[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

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 wird.

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

Die Prognose des Zeitpunktes und der Höhe eines globalen Ölproduktionsmaximums ist aus mehreren Gründen mit großen Unsicherheiten behaftet. Schon die Erstellung einer Förderkurve nach der Methode Hubberts, die lediglich geologische Faktoren einbezieht und sich auf die Analyse der Förderung von Rohöl beschränkt,[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.

Weltweite Ölförderung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Abb. 4a: Weltweite Erdölförderung seit 1945 bis 2005[15]

Die weltweite Ölförderung stieg (nach ersten Krisen und Zweifeln am unbegrenzten Fortgang der Förderung um 1920)[16] zwischen 1930 und 1972 ungefähr exponentiell an. Abb. 4a zeigt diese Entwicklung. Mit den politisch begründeten Ölkrisen 1973 und 1979/83 setzte das exponentielle Wachstum aus, die Ölförderung ging etwas zurück und stieg im weiteren langsamer und nur noch linear an. Deutliche Nachfragerückgänge gab es auch nach der Asienkrise und nach dem Platzen der Dotcom-Blase. Die Terroranschläge am 11. September 2001 in den USA drückten hingegen nur kurzfristig die Nachfrage nach Flugtreibstoff.

Mit der Erholung der Weltwirtschaft nach der Dotcom-Blase stieg die globale Förderung bis Mitte 2004 an, um dann trotz anhaltend starken Wirtschaftswachstums vor allem in der Volksrepublik China und Indien zu stagnieren, was zu einem starken Preisanstieg führte. Nach 2009 stieg die Förderung jährlich um etwa 2 %, stärker als das globale BIP, was zu fallenden Preisen und vollen Lagern führte.

In Weiterführung von Abbildung 4a gibt die folgende Tabelle einen Überblick über die Entwicklung des Angebotes an flüssigen Brennstoffen seit 2000 (in 1000 Barrel/Tag, gerundete Werte), aufgeschlüsselt nach Typ.[17] Die Tabelle zeigt, dass sowohl die Rohölförderung als auch das Gesamtangebot bis zum Jahr 2009 stagnierten. Von 2010 bis 2015 stieg die Förderung bzw. Produktion wieder an. Wesentlichen Anteil an diesem Anstieg haben Produktionsausweitungen im Nahen Osten (Irak, Saudi-Arabien, Vereinigte Emirate), das Wachstum der kanadischen Förderung aufgrund der Ölsanderschließung,[18] sowie der Wiederanstieg der US-amerikanischen Erdölförderung seit 2009.[19]

Jahr

Rohöl einschl.

Kondensat

Erdgas-

kondensat

(NGL)

sonstige

Flüssigkeiten

Summe

2000

68526

6376

982

75885

2001

68131

6693

1009

75834

2002

67290

6809

1095

75194

2003

69460

7058

1118

77636

2004

72597

7596

1187

81380

2005

73870

7900

1275

83046

2006

73627

8050

1446

83123

2007

73323

8244

1609

83177

2008

74302

8211

1976

84491

2009

73118

8349

2125

83592

2010

74881

8656

2696

86233

2011

74907

8844

2868

86620

2012

76416

9225

3041

88683

2013

76463

9401

3314

89180

2014

78350

9848

3515

91714

2015

80703

10162

3600

94466

2016

80772

10344

3810

94927

2017

81058

10658

3779

95496

2018

82868

11211

4011

98091

2019

82341

11599

4073

98014

Erläuterungen zur Tabelle:[20]

Abb. 4b: Weltweite Erdölförderung

von 2005 bis 2015 (vgl. Tabelle)

Als Rohöl bezeichnet man das geförderte, von Wasser und Gasen bereits getrennte, jedoch noch nicht weiterverarbeitete Erdöl.[21] Das aus den Teersanden Kanadas gewonnene synthetische Öl wird hier ebenfalls zum Rohöl gezählt. Rohöl besitzt von den in der Tabelle genannten Flüssigkeiten die höchste Energiedichte und die größte Flexibilität bezüglich Weiterverarbeitung.[22]

Kondensat (NGL, engl. natural gas liquids) ist leichtes Öl, welches als Nebenprodukt der Erdgasförderung und -verarbeitung anfällt. Kondensat, welches bei der Erdölförderung anfällt (engl. lease condensate), wird statistisch zusammen mit dem Rohöl erfasst. Es sind Flüssiggase, die unter relativ geringem Druck flüssig werden. Flüssiggase werden im Zuge der Erdöl- oder Erdgasverarbeitung in Raffinerien gewonnen. Sie weisen nur etwa 2/3 des Energiegehaltes von Rohöl auf und können nur eingeschränkt zu Transportkraftstoffen weiterverarbeitet werden.

„Sonstige Flüssigkeiten“ umfassen Biodiesel und Bioethanol sowie Orimulsion und aus Ölschiefer, Erdgas und Kohle gewonnenes synthetisches Öl. Die vier letztgenannten Produktgruppen sind derzeit vernachlässigbar, so dass man in dieser Kategorie die Produktionszahlen zu Biokraftstoffen wiederfindet.

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

Nach der Jahrtausendwende wechselten sich Intervalle mit relativ konstanter Fördermenge (nach anderer Quelle) gerundet 75 Mio. Barrel pro Tag 2000–2002, 82–83 Mio. Barrel pro Tag 2005–2010, 92–95 Mio. Barrel pro Tag 2015–2019 ab mit zwei Zeiträumen mit ca. 9–10 % Wachstum dazwischen. Die Förderung von 94.961 Mio. Barrel/Tag in 2019 (34,7 Mrd. Barrel/Jahr, 5,5 mio. m3/Jahr) übertraf nach dieser Quelle die von 2018 um lediglich 0,1 %[23] und wurde als möglicher Zeitpunkt für Peak Oil betrachtet, da der Rückgang des Jahres 2020 um 7 % in 2021 nur teilweise aufgeholt wurde und dasselbe für 2022 erwartet wird.

Ölreserven[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

→ Hauptartikel: Ölvorkommen

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

Reservenangaben geben üblicherweise nicht die absolute Gesamtmenge des Öls im Boden an, sondern 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 Ölförderung in einzelnen Ländern[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Übersicht[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

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

2015

12.757.000

12.354.000

97

Increase2.svg (2015)

Nach der Statistik von BP wurde im Jahr 2014 das bisherige Fördermaximum von 1970 übertroffen

Saudi-Arabien

2016

12.349.000

12.349.000

100

Steady2.svg (2016)

Förderung stagniert; derzeitige Förderkapazität nach eigenen Angaben 13,5 Mio. Barrel/Tag

Russland

1987

11.297.000

11.227.000

99

Increase2.svg (?)

Förderung z. Zt. noch langsam ansteigend

Iran

1974

6.060.000

4.600.000

76

Question mark alternate.svg (2015)

Förderung durch die politischen Verhältnisse beeinträchtigt

Kanada

2016

4.460.000

4.460.000

100

Increase2.svg (2016)

Förderung aus Teersanden; ansteigend

Volksrepublik China

2015

4.309.000

3.999.000

93

Increase2.svg (2015)

Fördermaximum noch nicht erreicht

Mexiko

2004

3.824.000

2.456.000

64

Decrease2.svg (2004)

Förderabfall

Vereinigte Arabische Emirate

2016

4.073.000

4.073.000

100

Increase2.svg (2016)

Fördermaximum noch nicht erreicht

Irak

2016

4.465.000

4.465.000

100

Increase2.svg (2016)

Förderung bei stabilen politischen Verhältnissen stark steigerbar

Venezuela

1998

3.480.000

2.410.000

69

Question mark alternate.svg (?)

Förderung durch die politischen Verhältnisse beeinträchtigt

Norwegen

2001

3.418.000

1.995.000

58

Decrease2.svg (?)

Förderabfall

Kuwait

1972

3.339.000

3.151.000

94

Steady2.svg (?)

Fördermenge stagniert

Vereinigtes Königreich

1999

2.909.000

1.013.000

35

Decrease2.svg (?)

Förderabfall

Nigeria

2010

2.523.000

2.053.000

81

Question mark alternate.svg (?)

Förderung durch die politischen Verhältnisse beeinträchtigt

Brasilien

2016

2.605.000

2.605.000

100

Increase2.svg (2016)

Fördermaximum noch nicht erreicht

Libyen

1979

2.139.000

426.000

20

Question mark alternate.svg (?)

Förderung durch die politischen Verhältnisse stark beeinträchtigt

Algerien

2007

1.992.000

1.579.000

79

Decrease2.svg (?)

Förderabfall

Angola

2008

1.901.000

1.807.000

95

Decrease2.svg (?)

Förderabfall

Kasachstan

2013

1.785.000

1.672.000

94

Steady2.svg (?)

Fördermenge stagniert

Indonesien

1977

1.685.000

881.000

52

Decrease2.svg (?)

Förderabfall

Katar

2013

1.995.000

1.899.000

95

Steady2.svg (?)

Fördermenge stagniert

Aserbaidschan

2010

1.023.000

826.000

81

Decrease2.svg (?)

Förderabfall

Kolumbien

2013

1.004.000

924.000

92

Steady2.svg (?)

Fördermenge stagniert

Übriges Amerika

2006

1.806.000

914.000

51

Decrease2.svg (?)

Förderabfall

Übriges Europa

2003

1.484.000

983.000

66

Decrease2.svg (?)

Förderabfall

Übriger Naher Osten

2001

2.044.000

1.250.000

61

Decrease2.svg (?)

Förderabfall

Übriges Afrika

2008

2.403.000

2.027.000

84

Question mark alternate.svg (?)

Förderung im Sudan durch Krieg beeinträchtigt

Übriges Asien/Pazifik

2010

3.292.000

3.131.000

95

Steady2.svg (?)

Fördermenge stagniert

Welt

2016

92.150.000

92.150.000

100

Increase2.svg (?)

Fördermaximum noch nicht erreicht

Saudi-Arabien[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

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

Die saudische Ölförderung 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) benötigt, 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.

Russland[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

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

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

Jahr

Förderung

Steigerung

Inlandsverbrauch

Exportsaldo*

2002

7755

2559

5196

2003

8602

847

2679

5923

2004

9335

733

2660

6675

2005

9598

263

2679

6919

2006

9818

220

2761

7057

2007

10044

226

2777

7267

2008

9950

−94

2862

7088

2009

10139

189

2772

7367

2010

10365

226

2892

7473

2011

10510

145

3089

7421

2012

10643

133

3174

7469

- Der Exportsaldo ist die rechnerische Differenz zwischen Förderung und Inlandsverbrauch. Er entspricht nicht dem tatsächlich exportierten Öl. Zum einen werden beim Inlandsverbrauch gem. Definition von BP Biokraftstoffe einbezogen.[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]

Kasachstan und weitere Staaten der früheren Sowjetunion[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

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

Die Vorkommen der GUS-Staaten im Umfeld des Kaspischen Meeres sind noch in der Erschließung. Erste geologische Gutachten in der Region in der zweiten Hälfte der 1990er Jahre schätzen allein das sogenannte Kashagan-Feld auf etwa zwei bis vier Milliarden Barrel abbaubarer Reserven. Nach Durchführung von zwei Explorations- und zwei weiteren Bewertungsbohrungen wurden die offiziellen Schätzungen auf ein Volumen von zwischen sieben und neun Milliarden Barrel nach oben korrigiert. Im Februar 2004 hingegen, nach vier weiteren Explorationsbohrungen, lagen die neuen Schätzungen bei 13 Milliarden. Die im weiteren Umfeld zu findenden Ölvorkommen würden laut BP noch erhebliche Reserven bergen.[39]

Sonstige Staaten[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

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

Die Abb. 7 zeigt die Erdölproduktion außerhalb der OPEC-Staaten; die Daten sind ab 2004 Schätzungen. Der Förderanteil der OPEC macht etwa 50 % der gesamten Förderung aus. Die Grafik zeigt darüber hinaus, dass das Fördermaximum der Ölproduzenten außerhalb der OPEC und der Russischen Föderation bzw. den GUS-Staaten (FSU, Former Soviet Union) im Jahre 2000 überschritten wurde. In den OECD-Europa-Ländern sinkt die Ölförderung um etwa fünf Prozent jährlich. Im Januar 2006 konnten noch etwa 36 % des Bedarfes aus eigenen Quellen gedeckt werden. 2015 steht zu erwarten, dass in der EU bereits 92 % importiert werden müssen.[40]

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

Entwicklung des Ölpreises[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

→ Hauptartikel: Ölpreis

Bisherige Preisentwicklung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

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]

Prognosen[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

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 stagniere.[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 wird, dass bei Sprüngen dieser Größenordnung wahrscheinlich nichtlineare Effekte auftreten, die das Modell nicht abbilden könne.[45]

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

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

„In Bezug auf politische Maßnahmen, die darauf abzielen, das größte anzunehmende Risiko einer Ölknappheit zu mindern, ist eine weithin diskutierte Frage, ob der Ölverbrauch vorbeugend gesenkt werden soll – durch Steuern oder Förderung von Entwicklung und Einführung neuer, öleinsparender Technologien – und ob alternative Energiequellen unterstützt werden sollen.“

– IMF: World Economic Outlook, April 2011[44]:110f

Zeitpunkt[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Wegen der schwierigen Datenlage kann das Ölfördermaximum wohl erst einige Jahre nach dessen Eintreten zweifelsfrei datiert werden. Die von Campbell, dem Begründer der ASPO, vorausgesagten Zeitpunkte für ein globales Ölfördermaximum wurden mehrmals in die Zukunft verschoben. Dies wurde unter anderem von Kritikern zum Anlass genommen, die Übertragung des Hubbert Peak auf die weltweite Ölförderung zu hinterfragen. Andererseits revidierte auch die optimistischere Internationale Energieagentur (IEA) ihre Prognosen. In ihrem jährlichen World Energy Outlook senkte sie die prognostizierten Förderraten und Gesamtfördermengen und stellte 2010 fest, dass das Fördermaximum des konventionellen Erdöls im Jahr 2006 erreicht worden sei.[46]

Die ASPO nimmt zudem an, dass auch die Förderrate der OPEC-Staaten nahe an ihrem Maximum liegt und sich derzeit nur im Irak und an der westafrikanischen Küste steigern lässt, das Ölfördermaximum also gegenwärtig zum Tragen komme. Dies gilt insbesondere für die arabischen OPEC-Mitglieder, die einen sehr hohen Anteil an der globalen Ölförderung haben. Zufolge einer Veröffentlichung von WikiLeaks und der britischen Zeitung The Guardian gab der saudi-arabische Ölexperte Sadad al-Husseini, ehemaliger Chefgeologe von Aramco, in den Jahren 2007 und 2009 gegenüber dem Generalkonsul der USA an, dass die Ölreserven Saudi-Arabiens um fast 40 % überschätzt wurden, so dass das Land – entgegen bisherigen Erwartungen – vermutlich keinen Beitrag zur Milderung von globalen Förderengpässen und damit verbundenen Preisspitzen leisten könne.[47]

Eine Gegenposition vertritt unter anderem Leonard Maugerie vom Eni-Konzern. Ihm zufolge ist die Umbruchsituation in der Ölindustrie viel wichtiger als die Diskussion um ein Ölfördermaximum. Er hält das Maximum konventioneller Ölförderung in den OPEC-Staaten und Russland für noch lange nicht erreicht, und die Möglichkeit, unkonventionelle Ölvorkommen zu nutzen, sei dabei noch gar nicht miteinbezogen. Anfang 2006 – bei einem Ölpreis von etwa 60 US-$ – befürchtete er zudem einen Preissturz, der negative Folgen für Investitionen in unkonventionelle Ölquellen und Alternativen für die Treibstoffherstellung haben würde, die aus wirtschaftlichen Gründen einen Ölpreis von mindestens 45 US-$ voraussetzen.[48]

Die Internationale Energieagentur verdringlichte im August 2009 frühere Warnungen: Da sich die Ölförderkapazitäten aufgrund zurückgehender Reserven und ausbleibender Investitionen verringern, könne es aufgrund von massiver Ölknappheit schon ab dem Jahr 2011 zu einer Erschwerung und Verlängerung der globalen Finanz- und Wirtschaftskrise kommen. Die Förderung der bestehenden Ölfelder geht gegenwärtig um jährlich 6,7 Prozent zurück. Um die zurückgehende Förderung erschöpfter Ölvorkommen auszugleichen, wäre es erforderlich, bis zum Jahr 2030 das Äquivalent der vierfachen Förderkapazität Saudi-Arabiens neu zu finden.[49][50][51]

Zur Vorhersage der zukünftigen Ölförderung werden verschiedene Methoden verwendet:

- Kurvenanpassung: Bei dieser Methode wird angenommen, dass die weltweite Ölförderung durch die Hubbertkurve, eine Glockenkurve als erste Ableitung der logistischen Funktion, beschrieben werden kann. Die Hubbertkurve wird an historische Daten angepasst, um damit auf die weitere Ölförderung zu extrapolieren.[52]

- Bottom-up-Methoden: Hier werden die Ölförderraten für die größten Ölfelder einzeln untersucht. Ebenso werden geplante zukünftige Großprojekte in die Analyse einbezogen. Die weltweite Ölförderung wird aus der Summe der Förderraten der Einzelfelder abgeschätzt.[53]

Geschätzter

Zeitpunkt

Datum der

Veröffent-

lichung

Maximale

Fördermenge

(Mbarrel/Tag)

Autor

1989

1989

Campbell *[28]

2020

1997

Edwards

2003

1998

Campbell

2007

1999

Duncan und Youngquist

2008

2000

Marie Plummer Minniear[54]

2019

2000

Bartlett

2004

2000

Bartlett

2005 konv. Öl

2010 inkl. unkonv. Öl ***

2000

Campbell[55]

2003–2008

2001

Deffeyes[56]

2011–2016

2002

Smith[57]

2004–2011

2002

Nemesis[58]

ca. 2020 für konv. Öl

nicht vor 2030 inkl. unkonv. Öl

2004

85 für konv. Öl

> 120 inkl. unkonv. Öl

Internationale Energieagentur[59]

2015–2020

2005

BGR **

2005 konv. Öl

2010 inkl. unkonv. Öl ***

2006

66 konv. Öl

90 inkl. unkonv. Öl

Campbell[60]

2006

2007

Energy Watch Group[61]

2005 konv. Öl

2008 inkl. unkonv. Öl ***

2008

66 konv. Öl

83 inkl. unkonv. Öl

Campbell[62]

nicht vor 2030 ****

2008

> 105

Internationale Energieagentur[63]

2022 konv. Öl

2027 inkl. unkonv. Öl

Dez. 2008

78 konv. Öl

97 inkl. unkonv. Öl

Trappe[64]

wahrscheinlich 2020

Aug. 2009

Internationale Energieagentur[50]

2020

Dez. 2009

Internationale Energieagentur[65]

2014

2010

Ibrahim Sami Nashawi und Adel Malallah (Kuwait University),

Mohammed Al-Bisharah (Kuwait Oil Company)[66]

2010

2010

Zentrum für Transformation der Bundeswehr[67]

2006 für konventionelles Rohöl

2010

70

Internationale Energieagentur[68]

ab 2035 inkl. schwer förderbares, unkonventionelles Öl***

2010

96

Internationale Energieagentur[69]

2008 für konventionelles Rohöl

2012

70

Internationale Energieagentur[70]

ab 2035 inkl. schwer förderbares, unkonventionelles Öl***

2012

97

Internationale Energieagentur[70]

2008 für konventionelles Öl

2013

–

Energy Watch Group[71]

2013 inkl. unkonventionelles Öl

2013

–

Energy Watch Group[71]

um 2015 kombiniertes Fördermaximum aller fossilen

Energieträger (inkl. Kohle)

2013

–

Energy Watch Group[71]

*

Seit 1989 warnt Colin J. Campbell, der Vorsitzende der ASPO, vor einem demnächst bevorstehenden globalen Ölfördermaximum. Seine Thesen werden in Deutschland auch durch Wolfgang Blendinger, Professor für Erdöl- und Erdgasgeologie an der TU Clausthal, vertreten. Er publizierte 1999 die Vorhersage für den Peak-Oil in der Nordsee und äußerte in einem Interview 2006, dass der globale Peak-Oil vermutlich schon überschritten sei.[72]

**

Bei den BGR-Prognosen von Peter Gerling ist zu beachten, dass die Annäherung an das Fördermaximum über einen Bereich von zehn Jahren sehr flach ausfällt. Weltweite Nachfragesteigerungen im bisher gekannten Maß wären so nicht zu decken.

***

Schweröl, Ölsande, Ölschiefer, „Tiefseeöl“ (Erdöl aus Bohrungen im tiefen Schelf oder dem Kontinentalhang), „Polaröl“ (Erdöl aus Bohrungen in der Arktis)

****

Die World Energy Outlook 2008 (WEO)[63] der IEA sieht aber ein Abflachen der Förderrate bis 2030 voraus. Zur Erfüllung dieses Referenzszenarios müssen laut IEA massive Investitionen vorgenommen werden. Die WEO 2008 warnt vor Förderengpässen noch vor 2015 aufgrund von zu geringen Investitionen. Im April 2009 prognostiziert Nobuo Tanaka (IEA Executive Director), dass diese Förderengpässe schon im Jahr 2013 eintreten können.[73]

Der Kommissar für Energie der Europäischen Union, Günther Oettinger, äußerte im November 2010 die Einschätzung, dass die Menge des weltweit verfügbaren Erdöls wahrscheinlich ihren Gipfelpunkt erreicht habe: “The amount of oil available globally, I think, has already peaked.”[74]

Im World Energy Outlook 2012 wurde von der IEA festgestellt, dass der Peak für konventionelles Rohöl im Jahr 2008 überschritten wurde.[70]

Folgen[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Transporte und Landwirtschaft sind besonders von der Verfügbarkeit billigen Öls abhängig. Einige Staaten, etwa die USA, sind in höherem Maß von der Ölverfügbarkeit abhängig als andere. Globalisierung beruht prinzipiell auf zwei Säulen: weltweiter Kommunikation und weltweitem, billigem Transport. Daten und Informationen werden insbesondere über stromverbrauchende weltweite Daten- und Kommunikationsnetze versandt. Weltweite Transporte beruhen zu 97 % auf Erdöl (Benzin, Diesel, Kerosin) oder Erdgas. 95 % der globalen Handelsströme werden von diesel- und schwerölbetriebenen Fracht- und Containerschiffen auf den Weltmeeren bewältigt. Alternativen müssen preislich im Rahmen bleiben und auch für Fahrzeuge bzw. die weltweit vorhandene Treibstoff-Infrastruktur geeignet sein. Bisher ist es jedoch nicht möglich, fossile Treibstoffe wie Benzin oder Schiffsdiesel im Gütertransport durch bekannte Alternativen, wie zum Beispiel in Akkumulatoren gespeicherte Elektrizität, oder Wasserstofftechnologie zu ersetzen, da die erreichbaren preisbezogenen Energiedichten von etwa 0,01 kWh/€ weit unterhalb jener der fossilen Treibstoffe (bei Benzin ca. 6 kWh/€) liegen.[75]

Landwirtschaft und Nahrungsmittelversorgung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Abb. 10: Weltweite Getreideproduktion und Anbaufläche 1961–2005

Um 1800 lebten 75 % der deutschen Bevölkerung von der Landwirtschaft, und der Anteil an Treibstoffpflanzen (für Nutztiere) war verhältnismäßig hoch. 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.[76] 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.[77] Ähnliches gilt für Pflanzenschutzmittel und Biozide, ohne deren Einsatz die landwirtschaftlichen Erträge erheblich geschmälert würden. Eine besonders große Rolle für die Landwirtschaft spielt Erdöl bei der Gewinnung von Düngemitteln mit dem Haber-Bosch-Verfahren, wobei der dazu benötigte Wasserstoff prinzipiell auch anders gewonnen werden kann.

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

Siehe auch: Nahrungsmittelpreiskrise 2007–2008

Siehe auch: Sonderperiode in Kuba

Möglichkeiten der Substitution von Öl[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

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Ein Mangel an Erdöl bedeutet einen Mangel an (1.) einer Energiequelle, (2.) einem Energieträger und (3.) einem Rohstoff, wobei der Verlust an Energie schwerwiegender ist als der Mangel des Rohstoffs. Beispielsweise beruhen etwa 40 % des Gesamtenergieverbrauchs in Deutschland auf Erdöl. Der bisher mit Öl gedeckte Energiebedarf kann prinzipiell zu einem gewissen Teil durch Energieeinsparung reduziert und zu einem anderen Teil durch alternative Energiequellen bedient werden. Dabei muss zusätzlich beachtet werden, dass ein bloßes Ersetzen der Energiemenge nicht alle Probleme löst, denn nicht jeder Energieträger kann für jede Aufgabe eingesetzt werden. Der wichtigste Bereich ist hier der Transportsektor, für den es bisher kaum einen adäquaten und in ausreichendem Umfang bereitstellbaren Ersatz für bisher aus Erdöl gewonnene Treibstoffe gibt.

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

Substitution von Öl als Energieträger[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

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[78]).

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Heute liegen die Gestehungskosten in DE für regenerativen Strom bei etwa 5-6 ct/kWh, nicht 9 ct/kwh. Es fehlt zudem die Betrachtung des CAPEX der Elektrolyseeinheit. Eine H2-Brennstoffzelle ist zudem effizienter als ein Verbrennungsmotor und muss daher auch weniger tanken.

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 volumetrische 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.

Trotz der deutlicher Fortschritte bei den elektrischen Energiespeichern gelten diese bei mobilen Anwendungen noch als zu teuer und werden daher bei preissentitiven PkW-Segmenten (und aus Gewichtsgründen) mit eher geringen Kapazitäten verbaut. Eine zunehmende technologische Verbesserung der Batteriezelle und Fortschritte in der Großserienfertigung sprechen für eine Preissenkung in ähnlicher Größenordnung wie bei der Photovoltaik[79], andererseits ist eine Verteuerung der nötigen Rohstoffe wie Kobalt, Lithium und der Metalle der Seltenen Erden nicht ausgeschlossen. Ein Recyclingkonzept ist nicht nur aus Umweltschutzgründen, sondern auch zur Versorgung mit Sekundärmetallen geboten.

Die bisherigen Ersatzstoffe sind somit im Vergleich zu Erdöl mit höheren Kosten und Aufwendungen verbunden und noch nicht in ausreichendem Umfang verfügbar. Auch die Umrüstung der Fahrzeugflotten und der Distributionsketten ist je nach Substitut technologisch und zeitlich aufwändig und teuer. Dennoch empfahl die IEA schon 2008, “we should leave oil before it leaves us” (FATIH BIROL: The Independent[80], 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.

Substitution von Öl als Chemierohstoff[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

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.[81]: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.

Positionen zu Risiken und Lösungsmöglichkeiten[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Anpassungsvorteile im internationalen Wettbewerb durch energieeffiziente Technologien[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Eine Studie der Deutschen Bank untersucht Risiko und Chancen von Peak Oil für den deutschen Maschinen- und Anlagenbau.[82] 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.

Das Schwinden der Erdölvorräte sei kein ernstzunehmendes Problem[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

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

– JOHN BROWNE: 1995–2007 Vorstandsvorsitzender von BP[25]

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

– ABDULLAH S. JUM'AH: CEO von Aramco, Anfang 2008[83][84][85]

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.[86] 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.[87] 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.[88][89]

Nach dem Rückgang der Ölpreise Ende 2008 wiederholte der Chefökonom der BP, Christoph Rühl seine skeptische Einstellung gegenüber der Peak-Öl-These[90]

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

Ersatz durch erneuerbare Energiequellen möglich[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Viele Regierungen in den Industriestaaten gehen davon aus,[91] 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.[92] Neue Technologien verbunden mit steigenden Preisen für Ölprodukte erlauben es effizienter Energie zu nutzen und erneuerbare Energiequellen zu erschließen – vorausgesetzt, dass ausreichend Zeit zu ihrer Entwicklung und Anwendung zur Verfügung steht.

Gefahr ernster wirtschaftlicher Krisen[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

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

– DON EVANS: bis 2005 Wirtschaftsminister der Regierung Bush[93]

„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[94]

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

– FATIH BIROL: Chefökonom der Internationalen Energieagentur (IEA), im Juni 2007[95]

Eine ähnliche alarmierende Position vertritt auch der Physiker David L. Goodstein, Vizepräsident des California Institute of Technology,[96][97] 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“.[98]

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.[99][100] 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.“[50][51] Die IEA gibt weiterhin an, dass die Förderung bestehender Ölfelder jährlich um 6,7 % zurückgeht, womit sie ihre 2007 veröffentlichte Schätzung eines jährlichen Rückgangs von nur 3,7 % korrigiert.

Matthew Simmons, Investmentbanker und ehemaliger Energieberater des Weißen Hauses, sagte 2005 aufgrund des Ölfördermaximums für 2010 einen Ölpreis von mindestens 200 US-$ pro Fass voraus und hat darauf mit John Tierney, einem Wirtschaftsjournalisten der New York Times eine öffentliche Wette über 10.000 US-$ abgeschlossen. Tierney hält Haussen im Rohstoffbereich – unter Bezugnahme auf Julian L. Simon – für grundsätzlich begrenzt.[101]

Eine Analyse der Deutschen Bundeswehr[102] 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[103] – Szenario bricht mittelfristig das globale Wirtschaftssystem und jede marktwirtschaftlich organisierte Volkswirtschaft zusammen. In einer auf unbestimmte Zeit schrumpfenden Volkswirtschaft werden Ersparnisse nicht investiert, weil Unternehmen keine Gewinne machen. Unternehmen sind auf unbestimmte Zeit nicht mehr in der Lage, Fremdkapitalkosten zu zahlen oder Gewinne an Eigenkapitalgeber auszuschütten. Das Bankensystem, die Börsen und die Finanzmärkte insgesamt brechen zusammen.

Eine politisch unterschiedlich positionierte, bezüglich der ökonomischen Auswirkungen jedoch sehr ähnliche Position vertritt die Veröffentlichung „Tipping Point“ vom David Korowicz, Mitarbeiter des „Risk Resilence Network“ der irischen Organisation Feasta.[104]

Jürgen Wiemann, ehemaliger stellvertretender Direktor des Deutschen Instituts für Entwicklungspolitik, vertritt die Position, dass die weltweite Finanz- und Wirtschaftskrise seit 2008 aufgrund der Auswirkungen z. B. auf die für Hypothekenzahlungen verfügbaren Einkommen der amerikanischen Verbraucher durchaus bereits durch den Anstieg der Ölpreise mitverursacht sein könne.[105][106]

Sicherheitspolitische Herausforderung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

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 Wirtschaftakteure, den Weg zu ökonomischen und politischen Krisen beim Übergang zu post-fossilen Gesellschaften, die Überforderung von Akteuren bei der Auswahl von Interventionen sowie ein systemisches Risiko bei Überschreitung des „Tipping Point“.[102] Die Studie ist in verschiedenen Auflagen, die in relativ kurzer Zeit folgten, der Öffentlichkeit bekanntgeworden.[107]

Ressourcenkriege[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Der Schweizer Publizist Daniele Ganser schreibt in Peak Oil: Erdöl im Spannungsfeld von Krieg und Frieden, es deute vieles darauf hin, dass der Irakkrieg ein „klassischer Ressourcenkrieg“ gewesen sei, mit dem die USA vor Erreichen des Peak Oil und dem globalen Förderrückgang wichtige Erdölquellen hätten besetzen wollen, um dadurch gegenüber ihren Konkurrenten China, Europa und Russland eine Machtposition aufzubauen. Alan Greenspan, der frühere Direktor der US Federal Reserve, fand es in diesem Kontext bedauerlich, nicht zugeben zu dürfen, dass es, wie allgemein bekannt sei, beim Irakkrieg um das Erdöl gegangen sein[108][109]

Der Schweizer Journalist Roger Schawinski hält Gansers These für monokausal, verschwörungstheoretisch und erkennbar irrig. Denn die amerikanische Truppen hätten die irakischen Ölquellen nicht beschlagnahmt, auch benötigten die USA sie aufgrund der Erschließung eigener Ressourcen und der zunehmenden Verwendung erneuerbarer Energien gar nicht.[110]

Gefahr des Zusammenbruchs[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

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

Schriftsteller wie James Howard Kunstler, Richard Heinberg oder Andreas Eschbach haben Szenarien entworfen, in denen Treibstoffe als wichtige Grundlage der industriellen Zivilisation nicht mehr in ausreichendem Maße zur Verfügung stehen und es so zu erheblichen gesellschaftlichen Umbrüchen kommt. Extrem pessimistisch ist die sogenannte Olduvai-These,[111] 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.[112]

Zunehmendes Risiko von schweren Ölkatastrophen[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

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

„Auf der Suche nach und bei der Ausbeutung der letzten Lagerstätten werden die technischen Probleme auch immer größer. […]

(Frage) ‚Warum solche Risiken eingehen?‘ – K. Bitzer: Es ist ganz einfach so, dass alle ergiebigen, konventionell ausbeutbaren Ölfelder längst entdeckt sind. Also wird die Suche immer schwieriger. Es ist wie beim ‚Schiffe versenken‘: Zuerst trifft man immer die großen Tanker. Bis man alle kleinen U-Boote hat, braucht man ungleich länger.“[113]

Umgekehrt wird die Position vertreten, dass höhere Sicherheitsauflagen bei technisch und ökologisch riskanten Ölförderprojekten als Reaktion auf die Havarie zu Einschränkungen der Förderung und Ausfällen führen könnten. Diese werden von der IEA auf bis zu 300.000 Barrel, von Steffen Bukold bei Einbeziehung weiterer Ölförderregionen auf bis zu 1.000.000 Barrel pro Tag beziffert, da ein sehr großer Anteil von neu zu erschließenden Ölquellen in den OECD Staaten auf Tiefseeförderungen passieren solle. Dass ein derart hoher Anteil allerdings auf realistischen Prognosen beruhe, wird wiederum von Experten wie Klaus Bitzer in Zweifel gezogen, die auch bei Ausbleiben eines Moratoriums einen frühzeitigen Rückgang der Ölförderung befürchten, da sich mit diesen Projekten, wie sie z. B. vor der Küste Brasiliens geplant sind, gewaltige technologische Risiken verbänden. Tatsächlich entspricht die Ölförderung in der Tiefsee ungefähr dem Zuwachs zwischen dem Jahr 2000 und 2009.[114]

Diskutierte Maßnahmen[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Als Plattform für Diskussionen diente unter anderem das Internetforum The Oil Drum und Konferenzen und Veröffentlichungen der ASPO und ihrer regionalen Mitglieder und Gesellschaften. The Oil Drum wurde im September 2013 eingestellt; die bereits erstellten Artikel und Diskussionen wurden archiviert und sind weiter verfügbar.[115] Zum Thema Erdöl wurde in Deutschland auch die Energieökonomin Claudia Kemfert bekannt.

Vorsorgemaßnahmen als Risikomanagement[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

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.[116] Zu ähnlichen Ergebnissen kamen auch Planspiele der Heritage Foundation bezüglich einer terroristischen Unterbrechung der Ölversorgung.[117]

Vorgeschlagene Vorsorgemaßnahmen nach Ländern[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Deutschland[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Die deutsche Bundesregierung sieht keine Gefahr einer Energiekrise aufgrund einer Verringerung der Ölförderung.[103][118] Deswegen sind auch keine Maßnahmen geplant, einem solchen Ereignis zu begegnen.

Schweden[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

→ Hauptartikel: Schwedischer Ölausstieg

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

USA[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

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

Entwicklung im Jahr 2020[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Bedingt durch die globale Corona-Krise 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.[119] Auf das ganze Jahr bezogen ging 2020 der Erdölverbrauch um 9,3 % zurück.[120]

Siehe auch[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

- Anthropozän

- Die Grenzen des Wachstums

- Peak Phosphor

- Erdöl/Tabellen und Grafiken, Fördermaximum (hubbert peak), Weltenergiebedarf

- Globales Uranfördermaximum

- Carbon bubble, Kohlefördermaximum

- Klimaschutz

- Erdölkonstante

- Rimini-Protokoll

- Suffizienz (Ökologie)

- Transition Towns

- 2-Grad-Ziel

Literatur[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

- David Strahan: The Last Oil Shock: A Survival Guide to the Imminent Extinction of Petroleum Man. John Murray, London 2008, ISBN 978-0-7195-6424-6

- Sabine Pamperrien, Klaus Stieglitz: Das Öl, die Macht und Zeichen der Hoffnung. Von Konzernen und dem Menschenrecht auf sauberes Wasser. rüffer & rub, Zürich 2016, ISBN 978-3-907625-95-8.

- Kjell Aleklett mit Michael Lardelli und Olle Qvennerstedt: Peeking at Peak Oil. Springer, New York, 2012, ISBN 978-1-4614-3423-8. (eBook, ISBN 978-1-4614-3424-5)

- Colin J. Campbell, Frauke Liesenborghs, Jörg Schindler, Werner Zittel: Ölwechsel! Das Ende des Erdölzeitalters und die Weichenstellung für die Zukunft. Aktualisierte Auflage. Deutscher Taschenbuch-Verlag, München 2007, ISBN 978-3-423-34389-3.

- Oliver Krischer, H.J. Fell: Hintergrundpapier: Weg vom Öl – hin zu den Erneuerbaren Energien.

- Kenneth S. Deffeyes: Hubbert’s Peak. The Impending World Oil Shortage. Reissue, with a new preface. Princeton University Press, Princeton NJ 2009, ISBN 978-0-691-14119-0.

- Daniele Ganser: Europa im Erdölrausch. Die Folgen einer gefährlichen Abhängigkeit. Orell Füssli, Zürich 2012, ISBN 978-3-280-05474-1.

- Steven M. Gorelick: Oil Panic and the Global Crisis: Predictions and Myths. Wiley-Blackwell, 2009, ISBN 978-1-4051-9548-5.

- Richard Heinberg: Party’s Over. Oil, War and the Fate of Industrial Societies. 2. Auflage. Clairview Books, 2007, ISBN 1-905570-00-7 (englisch).

deutsch: Richard Heinberg: Öl-Ende. „The Party’s Over“. Die Zukunft der industrialisierten Welt ohne Öl. Erw. und akt. Auflage. Riemann, München 2008, ISBN 978-3-570-50104-7.

- Marion King Hubbert: Energy from Fossil Fuels. In: Science. Band 109, Nr. 2823, 1949, S. 103–109, doi:10.1126/science.109.2823.103 (englisch, Scan).

- Thomas Seifert, Klaus Werner: Schwarzbuch Öl. Eine Geschichte von Gier, Krieg, Macht und Geld. Deuticke, Wien 2005, ISBN 3-552-06023-5.

- James Murray, David King: Oil’s tipping point has passed (PDF; 1,1 MB), Nature, Volume 481, 26. Januar 2012, S. 433–435.

Weblinks[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

- ASPO Deutschland Seite der deutschen Association for the Study of Peak Oil and Gas

- The Oil Drum Discussions about Energy and Our Future (englisch)

- Energy Bulletin Information regarding the peak in global energy supply (englisch)

- PeakOil.com Mehrmals täglich aktualisierte Nachrichten und Forum (englisch)

- Colin J. Campbell: „Die Erschöpfung der Welterdölreserven“ – als Video (englisch) als pdf (deutsch)

- Der Crash Course Kapitel 17a – Peak Oil Videobeitrag (deutsch) mit Fakten und Argumentation

- Leonardo Maugeri: „Öl: Falscher Alarm – Warum das Zeitalter des Öls noch längst nicht vorüber ist“ Science, 21. Mai 2004 (PDF; 292 kB)

- Peak Oil. Die internationale Diskussion und mögliche Auswirkungen auf Vorarlberg Studie des Österreichischen Ökologie Instituts im Auftrag der Vorarlberger Landesregierung, Nov. 2008 (PDF; 7,5 MB)

- The Theory behind Peak Oil Die Auswirkungen von Peak Oil auf das Rohöltermingeschäft

- Grafik: Peak Oil, aus: Zahlen und Fakten: Globalisierung, Bundeszentrale für politische Bildung/bpb

Filme und Radio[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

- The Oil Crash (vielfach ausgezeichneter Dokumentarfilm von 2006, der die Geschichte der Erdölförderung zeigt und eine drohende Ölkrise beschreibt, 83 Min.)

- Requiem für einen Rohstoff, Teil 1: Am Anfang war das Öl, Teil 2: Öl – Eine endliche Geschichte Zweiteilige PHOENIX-Dokumentation, 2009

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Peak oil

From Wikipedia, the free encyclopedia

For Peak brand motor oil, see Peak (automotive products).

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This article needs to be updated. Please help update this article to reflect recent events or newly available information. (April 2020)

A 1956 world oil production distribution, showing historical data and future production, proposed by M. King Hubbert – it had a peak of 12.5 billion barrels per year in about the year 2000. As of 2016, the world's oil production was 29.4 billion barrels per year (80.6 Mbbl/day),[1] with an oil glut between 2014 and 2018.

Hubbert's upper-bound prediction for US crude oil production (1956) in red, and actual Lower 48 states production through to 2014 in green

Peak oil is the moment at which extraction of petroleum reaches a rate greater than that at any time in the past and starts to permanently decrease.[2][3][4] It is related to the distinct concept of oil depletion; while global petroleum reserves are finite, the limiting factor is not whether the oil exists but whether it can be extracted economically at a given price.[5][6] A secular decline in oil extraction could be caused both by depletion of accessible reserves and by reductions in demand that reduce the price relative to the cost of extraction, as might be induced to reduce carbon emissions.[5][7]

Numerous predictions of the timing of peak oil have been made over the past century before being falsified by subsequent growth in the rate of petroleum extraction.[8][9][10][11][12][13] M. King Hubbert is often credited with introducing the notion in a 1956 paper which presented a formal theory and predicted U.S. extraction to peak between 1965 and 1971.[14][15] Hubbert's original predictions for world peak oil production proved premature[15] and, as of 2021, forecasts of the year of peak oil range from 2019 to 2040.[16][17] These predictions are dependent on future economic trends, technological developments, and efforts by societies and governments to moderate climate change.[7][16][18]

Predictions of future oil production made in 2007 and 2009 stated either that the peak had already occurred,[19][20][21][22] that oil production was on the cusp of the peak, or that it would occur soon.[23][24] A decade later world oil production rose to hit a new high in 2018, as developments in extraction technology enabled an expansion of U.S. tight oil production.[25][16][26] Following a collapse in oil demand at the outset of the COVID-19 pandemic and a price war between Saudi Arabia and Russia, a number of organizations have put forward predictions of a peak in the next 10 to 15 years.[27]

Contents

- 1Modeling global oil production

- 2Demand

- 2.1Population

- 2.2Economic growth

- 3Supply

- 3.1Defining sources of oil

- 3.2Conventional sources

- 3.3Unconventional sources

- 3.4Discoveries

- 3.5Reserves

- 3.5.1Concerns over stated reserves

- 3.5.2Reserves of unconventional oil

- 3.6Production

- 3.6.1Anticipated production by major agencies

- 3.6.2Oil field decline

- 3.7Control over supply

- 3.7.1Nationalization of oil supplies

- 3.7.2OPEC influence on supply

- 3.8Production figures post 2000

- 4Predictions

- 5Possible consequences

- 5.1Oil prices

- 5.1.1Historical oil prices

- 5.1.2Effects of historical oil price rises

- 5.1.3Agricultural effects and population limits

- 5.2Long-term effects on lifestyle

- 5.3Mitigation

- 5.4Positive aspects

- 6Criticisms

- 6.1General arguments

- 6.2Oil industry representatives

- 6.3Others

- 7Peakists

- 8See also

- 9References

- 9.1Notes

- 10Citations

- 11Further information

- 11.1Books

- 11.2Articles

- 11.3Documentary films

- 11.4Podcasts

- 12External links

Modeling global oil production[edit]

Main article: Hubbert peak theory

The idea that the rate of oil production would peak and irreversibly decline is an old one. In 1919, David White, chief geologist of the United States Geological Survey, wrote of US petroleum: "... the peak of production will soon be passed, possibly within 3 years."[8] In 1953, Eugene Ayers, a researcher for Gulf Oil, projected that if US ultimate recoverable oil reserves were 100 billion barrels, then production in the US would peak no later than 1960. If ultimate recoverable were to be as high as 200 billion barrels, which he warned was wishful thinking, US peak production would come no later than 1970. Likewise for the world, he projected a peak somewhere between 1985 (one trillion barrels ultimate recoverable) and 2000 (two trillion barrels recoverable). Ayers made his projections without a mathematical model. He wrote: "But if the curve is made to look reasonable, it is quite possible to adapt mathematical expressions to it and to determine, in this way, the peak dates corresponding to various ultimate recoverable reserve numbers"[28]

By observing past discoveries and production levels, and predicting future discovery trends, the geoscientist M. King Hubbert used statistical modelling in 1956 to predict that United States oil production would peak between 1965 and 1971.[29] This prediction appeared accurate for a time[30] however during 2018 daily production of oil in the United States was exceeding daily production in 1970, the year that was previously the peak.[31][32] Hubbert used a semi-logistical curved model (sometimes incorrectly compared to a normal distribution). He assumed the production rate of a limited resource would follow a roughly symmetrical distribution. Depending on the limits of exploitability and market pressures, the rise or decline of resource production over time might be sharper or more stable, appear more linear or curved.[33] That model and its variants are now called Hubbert peak theory; they have been used to describe and predict the peak and decline of production from regions, countries, and multinational areas.[33] The same theory has also been applied to other limited-resource production.

More recently, the term "peak oil" was popularized by Colin Campbell and Kjell Aleklett in 2002 when they helped form the Association for the Study of Peak Oil and Gas (ASPO).[34] In his publications, Hubbert used the term "peak production rate" and "peak in the rate of discoveries".[29]

In a 2006 analysis of Hubbert theory, it was noted that uncertainty in real world oil production amounts and confusion in definitions increases the uncertainty in general of production predictions. By comparing the fit of various other models, it was found that Hubbert's methods yielded the closest fit overall but none of the models were very accurate.[33] In 1956 Hubbert himself recommended using "a family of possible production curves" when predicting a production peak and decline curve.[29]

A comprehensive 2009 study of oil depletion by the UK Energy Research Centre noted:[35]

Few analysts now adhere to a symmetrical bell-shaped production curve. This is correct, as there is no natural physical reason why the production of a resource should follow such a curve and little empirical evidence that it does.

— Bentley et al., Comparison of global oil supply forecasts

The report noted that Hubbert had used the logistic curve because it was mathematically convenient, not because he believed it to be literally correct. The study observed that in most cases the asymmetric exponential model provided a better fit (as in the case of Seneca cliff model[36]), and that peaks tended to occur well before half the oil had been produced, with the result that in nearly all cases, the post-peak decline was more gradual than the increase leading up to the peak.[37]

Demand[edit]

Global consumption of oil 1980–2013 (Energy Information Administration)

The demand side of peak oil over time is concerned with the total quantity of oil that the global market would choose to consume at any given market price. The hypothesis that peak oil would be driven by a reduction in the availability of easily extractable oil implies that prices will increase over time to match demand with a declining supply. By contrast, developments since 2010 have given rise to the idea of demand-driven peak oil. The central idea is that, in response to technological developments and pressure to reduce carbon dioxide emissions, demand for oil at any given price will decline. In this context, the development of electric vehicles creates the possibility that the primary use of oil, transportation, will diminish in importance over time.

After growing steadily until around 2006, oil demand has fluctuated, falling during recession periods, and then recovering, but at slower growth rates than in the past. Oil demand fell sharply during the early stages of the COVID-19 pandemic, with global demand for oil dropping from 100 million barrels a day in 2019 to 90 million in 2020.[38] The drop in demand is not expected to recover until at least 2022,[39] and British Petroleum predicts that oil demand will never recover to pre-pandemic levels due to increased proliferation of electric vehicles and stronger action on climate change.[40] Developments in 2021 at Exxon, Chevron and Shell also lent further credence to the idea that peak oil had happened in 2019.[41]

Energy demand is distributed amongst four broad sectors: transportation, residential, commercial, and industrial.[42][43] In terms of oil use, transportation is the largest sector and the one that has seen the largest growth in demand in recent decades. This growth has largely come from new demand for personal-use vehicles powered by internal combustion engines.[44] This sector also has the highest consumption rates, accounting for approximately 71% of the oil used in the United States in 2013.[45] and 55% of oil use worldwide as documented in the Hirsch report. Transportation is therefore of particular interest to those seeking to mitigate the effects of peak oil.

Oil consumption in bbl per day per capita (darker colors represent more consumption, gray represents no data) (source: NationMaster statistics, 2007-01-13)

> 0.07

0.07–0.05

0.05–0.035

0.035–0.025

0.025–0.02

0.02–0.015

0.015–0.01

0.01–0.005

0.005–0.0015

< 0.0015

Although demand growth is highest in the developing world,[46] the United States is the world's largest consumer of petroleum. Between 1995 and 2005, US consumption grew from 17.7 to 20.7 million barrels (2.81 to 3.29 million cubic metres) per day. China, by comparison, increased consumption from 3.4 to 7.0 million bbl (0.54 to 1.11 million m3) per day in the same time frame.[47] The Energy Information Administration (EIA) stated that gasoline usage in the United States may have peaked in 2007, in part because of increasing interest in and mandates for use of biofuels and energy efficiency.[48][49]

As countries develop, industry and higher living standards drive up energy use, oil usage being a major component. Thriving economies, such as China and India, are quickly becoming large oil consumers.[50] For example, China surpassed the United States as the world's largest crude oil importer in 2015.[51] Oil consumption growth is expected to continue; however, not at previous rates, as China's economic growth is predicted to decrease from the high rates of the early part of the 21st century.[52] India's oil imports are expected to more than triple from 2005 levels by 2020, rising to 5 million barrels (790,000 m3) per day.[53]

Population[edit]

Another significant factor affecting petroleum demand has been human population growth. The United States Census Bureau predicts that world population in 2030 will be almost double that of 1980.[54] Oil production per capita peaked in 1979 at 5.5 barrels/year but then declined to fluctuate around 4.5 barrels/year since.[55] In this regard, the decreasing population growth rate since the 1970s has somewhat ameliorated the per capita decline.[54]

Economic growth[edit]

Some analysts argue that the cost of oil has a profound effect on economic growth due to its pivotal role in the extraction of resources and the processing, manufacturing, and transportation of goods.[56][57] As the industrial effort to extract new unconventional oil sources increases, this has a compounding negative effect on all sectors of the economy, leading to economic stagnation or even eventual contraction. Such a scenario would result in an inability for national economies to pay high oil prices, leading to declining demand and a price collapse.[58]

Supply[edit]

Global liquids production 2000–2015, indicating the component of US tight oil (Energy Information Administration)

Our analysis suggests there are ample physical oil and liquid fuel resources for the foreseeable future. However, the rate at which new supplies can be developed and the break-even prices for those new supplies are changing.

— International Energy Agency[59]

Defining sources of oil[edit]

Oil may come from conventional or unconventional sources. The terms are not strictly defined, and vary within the literature as definitions based on new technologies tend to change over time.[60] As a result, different oil forecasting studies have included different classes of liquid fuels. Some use the terms "conventional" oil for what is included in the model, and "unconventional" oil for classes excluded.[61]

Total and Non-Tight Oil US Production (up to December 2021). Data from the US Energy Information Administration website

In 1956, Hubbert confined his peak oil prediction to that crude oil "producible by methods now in use."[29] By 1962, however, his analyses included future improvements in exploration and production.[62] All of Hubbert's analyses of peak oil specifically excluded oil manufactured from oil shale or mined from oil sands. A 2013 study predicting an early peak excluded deepwater oil, tight oil, oil with API gravity less than 17.5, and oil close to the poles, such as that on the North Slope of Alaska, all of which it defined as non-conventional.[63] Some commonly used definitions for conventional and unconventional oil are detailed below.

Conventional sources[edit]

Conventional oil is extracted on land and offshore using "standard" (i.e., in common use before 2000) techniques,[64] and can be categorized as light, medium, heavy, or extra heavy in grade. The exact definitions of these grades vary depending on the region from which the oil came.[65] Light oil flows naturally to the surface or can be extracted by simply pumping it out of the ground. Heavy refers to oil that has higher density and therefore lower API gravity.[66] It does not flow easily, and its consistency is similar to that of molasses. While some of it can be produced using conventional techniques, recovery rates are better using unconventional methods.[67]

According to the International Energy Agency, production of conventional crude oil (as then defined) peaked in 2006, with an all-time maximum of 70 million barrels per day.[68]

- Tight oil was typically classified as "unconventional" prior to about 2006, but more recent analyses began to consider it to be "conventional" as its extraction became more common. It is extracted from deposits of low-permeability rock, sometimes shale deposits but often other rock types, using hydraulic fracturing, or "fracking."[69] It is often confused with shale oil, which is oil manufactured from the kerogen contained in an oil shale (see below), Production of tight oil has led to a resurgence of US production in recent years. U.S. tight oil production peaked in March 2015,[70] and fell a total of 12 percent over the next 18 months. But then U.S. tight oil production rose again, and by September 2017 had exceeded the old peak, and as of October 2017, U.S. tight oil production was still rising.[71] Tight oil as a whole peaked in late 2019, although it is unclear whether this was due to the COVID-19 pandemic; however, the Eagle Ford formation appeared to have peaked in 2015 and the Bakken has reached well saturation in top-producing regions.[72]

US Lower 48 oil production from 2012 and anticipated decline in production to the end of 2017, with rig count (Energy Information Administration)

Unconventional sources[edit]

Main article: Unconventional oil

As of 2019, oil considered unconventional is derived from multiple sources.

- Oil shale is a common term for sedimentary rock such as shale or marl, containing kerogen, a waxy oil precursor that has not yet been transformed into crude oil by the high pressures and temperatures caused by deep burial. The term "oil shale" is somewhat confusing, because what is referred to in the U.S. as "oil shale" is not really oil and the rock it is found in is generally not shale.[73] Since it is close to the surface rather than buried deep in the earth, the shale or marl is typically mined, crushed, and retorted, producing synthetic oil from the kerogen.[74] Its net energy yield is much lower than conventional oil, so much so that estimates of the net energy yield of shale discoveries are considered extremely unreliable.[75][76]

- Oil sands are unconsolidated sandstone deposits containing large amounts of very viscous crude bitumen or extra-heavy crude oil that can be recovered by surface mining or by in-situ oil wells using steam injection or other techniques. It can be liquefied by upgrading, blending with diluent, or by heating; and then processed by a conventional oil refinery. The recovery process requires advanced technology but is more efficient than that of oil shale. The reason is that, unlike U.S. "oil shale", Canadian oil sands actually contain oil, and the sandstones they are found in are much easier to produce oil from than shale or marl. In the U.S. dialect of English, these formations are often called "tar sands", but the material found in them is not tar but an extra-heavy and viscous form of oil technically known as bitumen.[77] Venezuela has oil sands deposits similar in size to those of Canada, and approximately equal to the world's reserves of conventional oil. Venezuela's Orinoco Belt tar sands are less viscous than Canada's Athabasca oil sands – meaning they can be produced by more conventional means – but they are buried too deep to be extracted by surface mining. Estimates of the recoverable reserves of the Orinoco Belt range from 100 billion barrels (16×109 m3) to 270 billion barrels (43×109 m3). In 2009, USGS updated this value to 513 billion barrels (8.16×1010 m3).[78]

United States crude oil production exceeds imports for the first time since the early 1990s.

- Coal liquefaction or gas to liquids product are liquid hydrocarbons that are synthesised from the conversion of coal or natural gas by the Fischer–Tropsch process, Bergius process, or Karrick process. Currently, two companies SASOL and Shell, have synthetic oil technology proven to work on a commercial scale. Sasol's primary business is based on CTL (coal-to-liquid) and GTL (natural gas-to-liquid) technology, producing US$4.40 billion in revenues (FY2009). Shell has used these processes to recycle waste flare gas (usually burnt off at oil wells and refineries) into usable synthetic oil. However, for CTL there may be insufficient coal reserves to supply global needs for both liquid fuels and electric power generation.[79]

- Minor sources include thermal depolymerization, as discussed in a 2003 article in Discover magazine, that could be used to manufacture oil indefinitely, out of garbage, sewage, and agricultural waste. The article claimed that the cost of the process was $15 per barrel.[80] A follow-up article in 2006 stated that the cost was actually $80 per barrel, because the feedstock that had previously been considered as hazardous waste now had market value.[81] A 2008 news bulletin published by Los Alamos Laboratory proposed that hydrogen (possibly produced using hot fluid from nuclear reactors to split water into hydrogen and oxygen) in combination with sequestered CO2 could be used to produce methanol (CH3OH), which could then be converted into gasoline.[82]

Discoveries[edit]

All the easy oil and gas in the world has pretty much been found. Now comes the harder work in finding and producing oil from more challenging environments and work areas.

— William J. Cummings, Exxon-Mobil company spokesman, December 2005[83]

It is pretty clear that there is not much chance of finding any significant quantity of new cheap oil. Any new or unconventional oil is going to be expensive.

— Lord Ron Oxburgh, a former chairman of Shell, October 2008[84]

World oil discoveries peaked in the 1960s

The peak of world oilfield discoveries occurred in the 1960s[85] at around 55 billion barrels (8.7×109 m3)(Gb)/year.[86] According to the Association for the Study of Peak Oil and Gas (ASPO), the rate of discovery has been falling steadily since. Less than 10 Gb/yr of oil were discovered each year between 2002 and 2007.[87] According to a 2010 Reuters article, the annual rate of discovery of new fields has remained remarkably constant at 15–20 Gb/yr.[88]

Although US proved oil reserves grew by 3.8 billion barrels in 2011, even after deducting 2.07 billion barrels of production, only 8 percent of the 5.84 billion barrels of the newly booked oil was because of new field discoveries (U.S. EIA)

But despite the fall-off in new field discoveries, and record-high production rates, the reported proved reserves of crude oil remaining in the ground in 2014, which totaled 1,490 billion barrels, not counting Canadian heavy oil sands, were more than quadruple the 1965 proved reserves of 354 billion barrels.[89] A researcher for the U.S. Energy Information Administration has pointed out that after the first wave of discoveries in an area, most oil and natural gas reserve growth comes not from discoveries of new fields, but from extensions and additional gas found within existing fields.[90]

A report by the UK Energy Research Centre noted that "discovery" is often used ambiguously, and explained the seeming contradiction between falling discovery rates since the 1960s and increasing reserves by the phenomenon of reserve growth. The report noted that increased reserves within a field may be discovered or developed by new technology years or decades after the original discovery. But because of the practice of "backdating", any new reserves within a field, even those to be discovered decades after the field discovery, are attributed to the year of initial field discovery, creating an illusion that discovery is not keeping pace with production.[91]

Reserves[edit]

Main articles: Oil reserves and List of largest oil fields

Proven oil reserves, 2013

Total possible conventional crude oil reserves include crude oil with 90% certainty of being technically able to be produced from reservoirs (through a wellbore using primary, secondary, improved, enhanced, or tertiary methods); all crude with a 50% probability of being produced in the future (probable); and discovered reserves that have a 10% possibility of being produced in the future (possible). Reserve estimates based on these are referred to as 1P, proven (at least 90% probability); 2P, proven and probable (at least 50% probability); and 3P, proven, probable and possible (at least 10% probability), respectively.[92] This does not include liquids extracted from mined solids or gasses (oil sands, oil shale, gas-to-liquid processes, or coal-to-liquid processes).[93]

Hubbert's 1956 peak projection for the United States depended on geological estimates of ultimate recoverable oil resources, but starting in his 1962 publication, he concluded that ultimate oil recovery was an output of his mathematical analysis, rather than an assumption. He regarded his peak oil calculation as independent of reserve estimates.[94][95][96]

Many current 2P calculations predict reserves to be between 1150 and 1350 Gb, but some authors have written that because of misinformation, withheld information, and misleading reserve calculations, 2P reserves are likely nearer to 850–900 Gb.[20][24] The Energy Watch Group wrote that actual reserves peaked in 1980, when production first surpassed new discoveries, that apparent increases in reserves since then are illusory, and concluded (in 2007): "Probably the world oil production has peaked already, but we cannot be sure yet."[20]

Concerns over stated reserves[edit]

[World] reserves are confused and in fact inflated. Many of the so-called reserves are in fact resources. They're not delineated, they're not accessible, they're not available for production.

— Sadad Al Husseini, former VP of Aramco, presentation to the Oil and Money conference, October 2007.[21]

Sadad Al Husseini estimated that 300 billion barrels (48×109 m3) of the world's 1,200 billion barrels (190×109 m3) of proven reserves should be recategorized as speculative resources.[21]

Graph of OPEC reported reserves showing jumps in stated reserves without associated discoveries, as well as the lack of depletion despite yearly production

One difficulty in forecasting the date of peak oil is the opacity surrounding the oil reserves classified as "proven". In many major producing countries, the majority of reserves claims have not been subject to outside audit or examination.[83] Several worrying signs concerning the depletion of proven reserves emerged in about 2004.[97][98] This was best exemplified by the 2004 scandal surrounding the "evaporation" of 20% of Shell's reserves.[99]

For the most part, proven reserves are stated by the oil companies, the producer states and the consumer states. All three have reasons to overstate their proven reserves: oil companies may look to increase their potential worth; producer countries gain a stronger international stature; and governments of consumer countries may seek a means to foster sentiments of security and stability within their economies and among consumers.

Major discrepancies arise from accuracy issues with the self-reported numbers from the Organization of the Petroleum Exporting Countries (OPEC). Besides the possibility that these nations have overstated their reserves for political reasons (during periods of no substantial discoveries), over 70 nations also follow a practice of not reducing their reserves to account for yearly production. Analysts have suggested that OPEC member nations have economic incentives to exaggerate their reserves, as the OPEC quota system allows greater output for countries with greater reserves.[100]

Kuwait, for example, was reported in the January 2006 issue of Petroleum Intelligence Weekly to have only 48 billion barrels (7.6×109 m3) in reserve, of which only 24 were fully proven. This report was based on the leak of a confidential document from Kuwait and has not been formally denied by the Kuwaiti authorities. This leaked document is from 2001,[101] but excludes revisions or discoveries made since then. Additionally, the reported 1.5 billion barrels (240×106 m3) of oil burned off by Iraqi soldiers in the First Persian Gulf War[102] are conspicuously missing from Kuwait's figures.

On the other hand, investigative journalist Greg Palast argues that oil companies have an interest in making oil look more rare than it is, to justify higher prices.[103] This view is contested by ecological journalist Richard Heinberg.[104] Other analysts argue that oil producing countries understate the extent of their reserves to drive up the price.[105]

The EUR reported by the 2000 USGS survey of 2,300 billion barrels (370×109 m3) has been criticized for assuming a discovery trend over the next twenty years that would reverse the observed trend of the past 40 years. Their 95% confidence EUR of 2,300 billion barrels (370×109 m3) assumed that discovery levels would stay steady, despite the fact that new-field discovery rates have declined since the 1960s. That trend of falling discoveries has continued in the ten years since the USGS made their assumption. The 2000 USGS is also criticized for other assumptions, as well as assuming 2030 production rates inconsistent with projected reserves.[20]

Reserves of unconventional oil[edit]

Main articles: Unconventional oil, Heavy crude oil, Oil sands, Oil shale, and Fischer–Tropsch process

Syncrude's Mildred Lake mine site and plant near Fort McMurray, Alberta

As conventional oil becomes less available, it can be replaced with production of liquids from unconventional sources such as tight oil, oil sands, ultra-heavy oils, gas-to-liquid technologies, coal-to-liquid technologies, biofuel technologies, and shale oil.[106] In the 2007 and subsequent International Energy Outlook editions, the word "Oil" was replaced with "Liquids" in the chart of world energy consumption.[107][108] In 2009 biofuels was included in "Liquids" instead of in "Renewables".[109] The inclusion of natural gas liquids, a bi-product of natural gas extraction, in "Liquids" has been criticized as it is mostly a chemical feedstock which is generally not used as transport fuel.[110]

Texas oil production declined since peaking in 1972 but has recently had a resurgence due to tight oil production

Reserve estimates are based on profitability, which depends on both oil price and cost of production. Hence, unconventional sources such as heavy crude oil, oil sands, and oil shale may be included as new techniques reduce the cost of extraction.[111] With rule changes by the SEC,[112] oil companies can now book them as proven reserves after opening a strip mine or thermal facility for extraction. These unconventional sources are more labor and resource intensive to produce, however, requiring extra energy to refine, resulting in higher production costs and up to three times more greenhouse gas emissions per barrel (or barrel equivalent) on a "well to tank" basis or 10 to 45% more on a "well to wheels" basis, which includes the carbon emitted from combustion of the final product.[113][114]

While the energy used, resources needed, and environmental effects of extracting unconventional sources have traditionally been prohibitively high, major unconventional oil sources being considered for large-scale production are the extra heavy oil in the Orinoco Belt of Venezuela,[115] the Athabasca Oil Sands in the Western Canadian Sedimentary Basin,[116] and the oil shale of the Green River Formation in Colorado, Utah, and Wyoming in the United States.[117][118] Energy companies such as Syncrude and Suncor have been extracting bitumen for decades but production has increased greatly in recent years with the development of steam-assisted gravity drainage and other extraction technologies.[119]

Chuck Masters of the USGS estimates that, "Taken together, these resource occurrences, in the Western Hemisphere, are approximately equal to the Identified Reserves of conventional crude oil accredited to the Middle East."[120] Authorities familiar with the resources believe that the world's ultimate reserves of unconventional oil are several times as large as those of conventional oil and will be highly profitable for companies as a result of higher prices in the 21st century.[121] In October 2009, the USGS updated the Orinoco tar sands (Venezuela) recoverable "mean value" to 513 billion barrels (8.16×1010 m3), with a 90% chance of being within the range of 380-652 billion barrels (103.7×109 m3), making this area "one of the world's largest recoverable oil accumulations".[78]

Unconventional resources are much larger than conventional ones.[122]

Despite the large quantities of oil available in non-conventional sources, Matthew Simmons argued in 2005 that limitations on production prevent them from becoming an effective substitute for conventional crude oil. Simmons stated "these are high energy intensity projects that can never reach high volumes" to offset significant losses from other sources.[123] Another study claims that even under highly optimistic assumptions, "Canada's oil sands will not prevent peak oil", although production could reach 5,000,000 bbl/d (790,000 m3/d) by 2030 in a "crash program" development effort.[124]

Moreover, oil extracted from these sources typically contains contaminants such as sulfur and heavy metals that are energy-intensive to extract and can leave tailings, ponds containing hydrocarbon sludge, in some cases.[113][125] The same applies to much of the Middle East's undeveloped conventional oil reserves, much of which is heavy, viscous, and contaminated with sulfur and metals to the point of being unusable.[126] However, high oil prices make these sources more financially appealing.[100] A study by Wood Mackenzie suggests that by the early 2020s all the world's extra oil supply is likely to come from unconventional sources.[127]

Production[edit]

Main articles: Petroleum and Extraction of petroleum

The point in time when peak global oil production occurs defines peak oil. Some believe that the increasing industrial effort to extract oil will have a negative effect on global economic growth, leading to demand contraction and a price collapse,[56][58] thereby causing production decline as some unconventional sources become uneconomical. Some believe that the peak may be to some extent led by declining demand as new technologies and improving efficiency shift energy usage away from oil.

Worldwide oil discoveries have been less than annual production since 1980.[20] World population has grown faster than oil production. Because of this, oil production per capita peaked in 1979 (preceded by a plateau during the period of 1973–1979).[128]

Countries producing oil 2013, bbl/day (CIA World Factbook)

Oil producing countries (information from 2006 to 2012)

The increasing investment in harder-to-reach oil as of 2005 was said to signal oil companies' belief in the end of easy oil.[83] While it is widely believed that increased oil prices spur an increase in production, an increased number of oil industry insiders believed in 2008 that even with higher prices, oil production was unlikely to increase significantly. Among the reasons cited were both geological factors as well as "above ground" factors that are likely to see oil production plateau.[129]

A 2008 Journal of Energy Security analysis of the energy return on drilling effort (energy returned on energy invested, also referred to as EROEI) in the United States concluded that there was extremely limited potential to increase production of both gas and (especially) oil. By looking at the historical response of production to variation in drilling effort, the analysis showed very little increase of production attributable to increased drilling. This was because of diminishing returns with increasing drilling effort: as drilling effort increased, the energy obtained per active drill rig in the past had been reduced according to a severely diminishing power law. The study concluded that even an enormous increase of drilling effort was unlikely to significantly increase oil and gas production in a mature petroleum region such as the United States.[130] However, contrary to the study's conclusion, since the analysis was published in 2008, US production of crude oil has more than doubled, increasing 119%, and production of dry natural gas has increased 51% (2018 compared to 2008).[131]

The previous assumption of inevitable declining volumes of oil and gas produced per unit of effort is contrary to recent experience in the US. In the United States, as of 2017, there has been an ongoing decade-long increase in the productivity of oil and gas drilling in all the major tight oil and gas plays. The US Energy Information Administration reports, for instance, that in the Bakken Shale production area of North Dakota, the volume of oil produced per day of drilling rig time in January 2017 was 4 times the oil volume per day of drilling five years previous, in January 2012, and nearly 10 times the oil volume per day of ten years previous, in January 2007. In the Marcellus gas region of the northeast, The volume of gas produced per day of drilling time in January 2017 was 3 times the gas volume per day of drilling five years previous, in January 2012, and 28 times the gas volume per day of drilling ten years previous, in January 2007.[132]

New research estimates that the energy required to produce all petroleum liquids (not including transportation, refining and distribution) represents today the equivalent of 16% of this same production and by 2050, an amount equivalent to half of the gross energy production will be required.[27] For gases, the energy needed for production is estimated to be equivalent to 7% of the gross energy produced today, and 24% for 2050.[133]

Anticipated production by major agencies[edit]

Crude oil export treemap (2012) from Harvard Atlas of Economic Complexity[134]

Average yearly gains in global supply from 1987 to 2005 were 1.2 million barrels per day (190×103 m3/d) (1.7%).[135] In 2005, the IEA predicted that 2030 production rates would reach 120,000,000 barrels per day (19,000,000 m3/d), but this number was gradually reduced to 105,000,000 barrels per day (16,700,000 m3/d). A 2008 analysis of IEA predictions questioned several underlying assumptions and claimed that a 2030 production level of 75,000,000 barrels per day (11,900,000 m3/d) (comprising 55,000,000 barrels (8,700,000 m3) of crude oil and 20,000,000 barrels (3,200,000 m3) of both non-conventional oil and natural gas liquids) was more realistic than the IEA numbers.[22] More recently, the EIA's Annual Energy Outlook 2015 indicated no production peak out to 2040. However, this required a future Brent crude oil price of $US144/bbl (2013 dollars) "as growing demand leads to the development of more costly resources".[136]

Oil field decline[edit]

Alaska's oil production has declined 70% since peaking in 1988

In a 2013 study of 733 giant oil fields, only 32% of the ultimately recoverable oil, condensate and gas remained.[137] Ghawar, which is the largest oil field in the world and responsible for approximately half of Saudi Arabia's oil production over the last 50 years, was in decline before 2009.[138] The world's second largest oil field, the Burgan Field in Kuwait, entered decline in November 2005.[139]

Mexico announced that production from its giant Cantarell Field began to decline in March 2006, reportedly at a rate of 13% per year.[140] Also in 2006, Saudi Aramco Senior Vice President Abdullah Saif estimated that its existing fields were declining at a rate of 5% to 12% per year.[141] According to a study of the largest 811 oilfields conducted in early 2008 by Cambridge Energy Research Associates, the average rate of field decline is 4.5% per year. The Association for the Study of Peak Oil and Gas agreed with their decline rates, but considered the rate of new fields coming online overly optimistic.[142] The IEA stated in November 2008 that an analysis of 800 oilfields showed the decline in oil production to be 6.7% a year for fields past their peak, and that this would grow to 8.6% in 2030.[143] A more rapid annual rate of decline of 5.1% in 800 of the world's largest oil fields weighted for production over their whole lives was reported by the International Energy Agency in their World Energy Outlook 2008.[144] The 2013 study of 733 giant fields mentioned previously had an average decline rate 3.83% which was described as "conservative."[137] The United States' oil production peaked in February 2020, at about 18,826,000 barrels per day.[145]

Control over supply[edit]

Entities such as governments or cartels can reduce supply to the world market by limiting access to the supply through nationalizing oil, cutting back on production, limiting drilling rights, imposing taxes, etc. International sanctions, corruption, and military conflicts can also reduce supply.[146]

Nationalization of oil supplies[edit]

Main article: Nationalization of oil supplies

Another factor affecting global oil supply is the nationalization of oil reserves by producing nations. The nationalization of oil occurs as countries begin to deprivatize oil production and withhold exports. Kate Dourian, Platts' Middle East editor, points out that while estimates of oil reserves may vary, politics have now entered the equation of oil supply. "Some countries are becoming off limits. Major oil companies operating in Venezuela find themselves in a difficult position because of the growing nationalization of that resource. These countries are now reluctant to share their reserves."[147]

According to consulting firm PFC Energy, only 7% of the world's estimated oil and gas reserves are in countries that allow companies like ExxonMobil free rein. Fully 65% are in the hands of state-owned companies such as Saudi Aramco, with the rest in countries such as Russia and Venezuela, where access by Western European and North American companies is difficult. The PFC study implies political factors are limiting capacity increases in Mexico, Venezuela, Iran, Iraq, Kuwait, and Russia. Saudi Arabia is also limiting capacity expansion, but because of a self-imposed cap, unlike the other countries.[148] As a result of not having access to countries amenable to oil exploration, ExxonMobil is not making nearly the investment in finding new oil that it did in 1981.[149]

OPEC influence on supply[edit]

Further information: Organization of the Petroleum Exporting Countries

OPEC surplus crude oil production capacity, 2002–2012 (US EIA)

OPEC is an alliance among 14 diverse oil-producing countries (as of January 2019: Algeria, Angola, Ecuador, Equatorial Guinea, Gabon, Iran, Iraq, Kuwait, Libya, Nigeria, Republic of the Congo, Saudi Arabia, United Arab Emirates, Venezuela) to manage the supply of oil. OPEC's power was consolidated in the 1960s and 1970s as various countries nationalized their oil holdings, and wrested decision-making away from the "Seven Sisters" (Anglo-Iranian, Socony, Royal Dutch Shell, Gulf, Esso, Texaco, Socal), and created their own oil companies to control the oil. OPEC often tries to influence prices by restricting production. It does this by allocating each member country a quota for production. Members agree to keep prices high by producing at lower levels than they otherwise would. There is no way to enforce adherence to the quota, so each member has an individual incentive to "cheat" the cartel.[150]

Commodities trader Raymond Learsy, author of Over a Barrel: Breaking the Middle East Oil Cartel, contends that OPEC has trained consumers to believe that oil is a much more finite resource than it is. To back his argument, he points to past false alarms and apparent collaboration.[105] He also believes that peak oil analysts have conspired with OPEC and the oil companies to create a "fabricated drama of peak oil" to drive up oil prices and profits; oil had risen to a little over $30/barrel at that time. A counter-argument was given in the Huffington Post after he and Steve Andrews, co-founder of ASPO, debated on CNBC in June 2007.[151]

Production figures post 2000[edit]

After the millennium, global oil extraction was characterized by sequences of years with relatively stable extraction figures (75 mio. barrel/d 2000–2002, 82-83 mio. barrel/d 2005–2010, 92-95 mio. barrel/d 2015–2019) and two episodes of 9-10% growth in between. 2019's production of 94.961 mio. barrel/d (34.7 bio. barrel/a, 5.5 mio. m3/a) surpassed 2018 by just 0.1% [152] and was ranked as a candidate for peak oil, as production fell by 7% in 2020 to only partially rebound in 2021 and (expected) in 2022.

Predictions[edit]

Main article: Predicting the timing of peak oil

Pub.

Made by

Peak year/range

Pub.

Made by

Peak year/range

1972

Esso

About 2000

1999

Parker

2040

1972

United Nations

By 2000

2000

A. A. Bartlett

2004 or 2019

1974

Hubbert

1991–2000

2000

Duncan

2006

1976

UK Dep. of Energy

About 2000

2000

EIA

2021–2067; 2037 most likely

1977

Hubbert

1996

2000

EIA (WEO)

Beyond 2020

1977

Ehrlich, et al.

2000

2001

Deffeyes

2003–2008

1979

Shell

Plateau by 2004

2001

Goodstein

2007

1981

World Bank

Plateau around 2000

2002

Smith

2010–2016

1985

J. Bookout

2020

2002

Campbell

2010

1989

Campbell

1989

2002

Cavallo

2025–2028

1994

L. F. Ivanhoe

OPEC plateau 2000–2050

2003

Greene, et al.

2020–2050

1995

Petroconsultants

2005

2003

Laherrère

2010–2020

1997

Ivanhoe

2010

2003

Lynch

No visible peak

1997

J. D. Edwards

2020

2003

Shell

After 2025

1998

IEA

2014

2003

Simmons

2007–2009

1998

Campbell & Laherrère

2004

2004

Bakhitari

2006–2007

1999

Campbell

2010

2004

CERA

After 2020

1999

Peter Odell

2060

2004

PFC Energy

2015–2020

A selection of estimates of the year of peak world oil production, compiled by the United States Energy Information Administration. Some forecasts relate to conventional oil.

In 1962, Hubbert predicted that world oil production would peak at a rate of 12.5 billion barrels per year, around the year 2000.[62] In 1974, Hubbert predicted that peak oil would occur in 1995 "if current trends continue".[153] Those predictions proved incorrect. A number of industry leaders and analysts believe that world oil production will peak between 2015 and 2030, with a significant chance that the peak will occur before 2020.[154] They consider dates after 2030 implausible.[155][156] By comparison, a 2014 analysis of production and reserve data predicted a peak in oil production about 2035.[157] Determining a more specific range is difficult due to the lack of certainty over the actual size of world oil reserves.[158] Unconventional oil is not currently predicted to meet the expected shortfall even in a best-case scenario.[155] For unconventional oil to fill the gap without "potentially serious impacts on the global economy", oil production would have to remain stable after its peak, until 2035 at the earliest.[159]

Papers published since 2010 have been relatively pessimistic. A 2010 Kuwait University study predicted production would peak in 2014.[160] A 2010 Oxford University study predicted that production would peak before 2015,[24] but its projection of a change soon "... from a demand-led market to a supply constrained market ..." was incorrect. A 2014 validation of a significant 2004 study in the journal Energy proposed that it is likely that conventional oil production peaked, according to various definitions, between 2005 and 2011. A set of models published in a 2014 Ph.D. thesis predicted that a 2012 peak would be followed by a drop in oil prices, which in some scenarios could turn into a rapid rise in prices thereafter.[161] According to energy blogger Ron Patterson, the peak of world oil production was probably around 2010.[162]

Major oil companies hit peak production in 2005.[163][164] Several sources in 2006 and 2007 predicted that worldwide production was at or past its maximum.[19][20][21][23] However, in 2013 OPEC's figures showed that world crude oil production and remaining proven reserves were at record highs.[165] According to Matthew Simmons, former Chairman of Simmons & Company International and author of Twilight in the Desert: The Coming Saudi Oil Shock and the World Economy, "peaking is one of these fuzzy events that you only know clearly when you see it through a rear view mirror, and by then an alternate resolution is generally too late."[166]

Possible consequences[edit]

Further information: Hirsch Report and Malthusian catastrophe

The wide use of fossil fuels has been one of the most important stimuli of economic growth and prosperity since the industrial revolution, allowing humans to participate in takedown, or the consumption of energy at a greater rate than it is being replaced. Some believe that when oil production decreases, human culture and modern technological society will be forced to change drastically. The impact of peak oil will depend heavily on the rate of decline and the development and adoption of effective alternatives.

In 2005, the United States Department of Energy published a report titled Peaking of World Oil Production: Impacts, Mitigation, & Risk Management.[167] Known as the Hirsch report, it stated, "The peaking of world oil production presents the U.S. and the world with an unprecedented risk management problem. As peaking is approached, liquid fuel prices and price volatility will increase dramatically, and, without timely mitigation, the economic, social, and political costs will be unprecedented. Viable mitigation options exist on both the supply and demand sides, but to have substantial impact, they must be initiated more than a decade in advance of peaking." Some of the information was updated in 2007.[168]

Oil prices[edit]

Main articles: World oil market chronology from 2003 and Price of petroleum

Historical oil prices[edit]

Long-term oil prices, 1861–2015 (top line adjusted for inflation)

The oil price historically was comparatively low until the 1973 oil crisis and the 1979 energy crisis when it increased more than tenfold during that six-year timeframe. Even though the oil price dropped significantly in the following years, it has never come back to the previous levels. Oil price began to increase again during the 2000s until it hit historical heights of $143 per barrel (2007 inflation adjusted dollars) on 30 June 2008.[169] As these prices were well above those that caused the 1973 and 1979 energy crises, they contributed to fears of an economic recession similar to that of the early 1980s.[170]

It is generally agreed that the main reason for the price spike in 2005–2008 was strong demand pressure.[171] For example, global consumption of oil rose from 30 billion barrels (4.8×109 m3) in 2004 to 31 billion in 2005. The consumption rates were far above new discoveries in the period, which had fallen to only eight billion barrels of new oil reserves in new accumulations in 2004.[172]

Asset write downs for oil companies 2015

Oil price increases were partially fueled by reports that petroleum production is at[19][20][21] or near full capacity.[23][173][174] In June 2005, OPEC stated that they would 'struggle' to pump enough oil to meet pricing pressures for the fourth quarter of that year.[175] From 2007 to 2008, the decline in the U.S. dollar against other significant currencies was also considered as a significant reason for the oil price increases,[176] as the dollar lost approximately 14% of its value against the Euro from May 2007 to May 2008.

Besides supply and demand pressures, at times security related factors may have contributed to increases in prices,[174] including the War on Terror, missile launches in North Korea,[177] the Crisis between Israel and Lebanon,[178] nuclear brinkmanship between the U.S. and Iran,[179] and reports from the U.S. Department of Energy and others showing a decline in petroleum reserves.[180]

Depicts EIA projections for West Texas Intermediate crude oil price for 2016–2017

More recently, between 2011 and 2014 the price of crude oil was relatively stable, fluctuating around $US 100 per barrel. It dropped sharply in late 2014 to below $US70 where it remained for most of 2015. In early 2016 it traded at a low of $US27.[181] The price drop has been attributed to both oversupply and reduced demand as a result of the slowing global economy,[182] OPEC reluctance to concede market share,[183] and a stronger US dollar.[184] These factors may be exacerbated by a combination of monetary policy and the increased debt of oil producers, who may increase production to maintain liquidity.[185]

The onset of the COVID-19 pandemic resulted in oil prices declining from approximately 60 dollars a barrel to 20 between January and April 2020[186] and market prices briefly becoming negative.[187] On April 22, 2020, the North Dakota's crude oil spot prices were for Williston Sweet $-46.75 and Williston Sour $-51.31 (oilprice charts). While the WTI was traded $6.46. WTI futures lowest price was above $-37 per barrel on 20 April 2020. In 2021, the record-high energy prices were driven by a global surge in demand as the world quit the economic recession caused by COVID-19, particularly due to strong energy demand in Asia.[188][189][190] The price of oil was about $80 by October 2021, the highest since 2014.[191]

Effects of historical oil price rises[edit]

Main article: Effects of oil price

World consumption of primary energy by energy type[192]

In the past, sudden increases in the price of oil have led to economic recessions, such as the 1973 and 1979 energy crises. The effect the increased price of oil has on an economy is known as a price shock. In many European countries, which have high taxes on fuels, such price shocks could potentially be mitigated somewhat by temporarily or permanently suspending the taxes as fuel costs rise.[193] This method of softening price shocks is less useful in countries with much lower gas taxes, such as the United States. A baseline scenario for a recent IMF paper found oil production growing at 0.8% (as opposed to a historical average of 1.8%) would result in a small reduction in economic growth of 0.2–0.4%.[194]

Researchers at the Stanford Energy Modeling Forum found that the economy can adjust to steady, gradual increases in the price of crude better than wild lurches.[195]

Some economists predict that a substitution effect will spur demand for alternate energy sources, such as coal or liquefied natural gas. This substitution can be only temporary, as coal and natural gas are finite resources as well.[196]

Prior to the run-up in fuel prices, many motorists opted for larger, less fuel-efficient sport utility vehicles and full-sized pickups in the United States, Canada, and other countries. This trend has been reversing because of sustained high prices of fuel. The September 2005 sales data for all vehicle vendors indicated SUV sales dropped while small cars sales increased. Hybrid and diesel vehicles are also gaining in popularity.[197]

EIA published Household Vehicles Energy Use: Latest Data and Trends[198] in Nov 2005 illustrating the steady increase in disposable income and $20–30 per barrel price of oil in 2004. The report notes "The average household spent $1,520 on fuel purchases for transport." According to CNBC that expense climbed to $4,155 in 2011.[199]

In 2008, a report by Cambridge Energy Research Associates stated that 2007 had been the year of peak gasoline usage in the United States, and that record energy prices would cause an "enduring shift" in energy consumption practices.[200] The total miles driven in the U.S. peaked in 2006.[201]

The Export Land Model states that after peak oil petroleum exporting countries will be forced to reduce their exports more quickly than their production decreases because of internal demand growth. Countries that rely on imported petroleum will therefore be affected earlier and more dramatically than exporting countries.[202] Mexico is already in this situation. Internal consumption grew by 5.9% in 2006 in the five biggest exporting countries, and their exports declined by over 3%. It was estimated that by 2010 internal demand would decrease worldwide exports by 2,500,000 barrels per day (400,000 m3/d).[203]

Canadian economist Jeff Rubin has stated that high oil prices are likely to result in increased consumption in developed countries through partial manufacturing de-globalisation of trade. Manufacturing production would move closer to the end consumer to minimise transportation network costs, and therefore a demand decoupling from gross domestic product would occur. Higher oil prices would lead to increased freighting costs and consequently, the manufacturing industry would move back to the developed countries since freight costs would outweigh the current economic wage advantage of developing countries.[204] Economic research carried out by the International Monetary Fund puts overall price elasticity of demand for oil at −0.025 short-term and −0.093 long term.[205]

Agricultural effects and population limits[edit]

Further information: Food vs. fuel, 2007–2008 world food price crisis, Agriculture § Energy and agriculture, and Food security

Since supplies of oil and gas are essential to modern agriculture techniques, a fall in global oil supplies could cause spiking food prices and unprecedented famine in the coming decades.[206][unreliable source?][note 1]

The largest consumer of fossil fuels in modern agriculture is ammonia production (for fertilizer) via the Haber process, which is essential to high-yielding intensive agriculture. The specific fossil fuel input to fertilizer production is primarily natural gas, to provide hydrogen via steam reforming. Given sufficient supplies of renewable electricity, hydrogen can be generated without fossil fuels using methods such as electrolysis. For example, the Vemork hydroelectric plant in Norway used its surplus electricity output to generate renewable ammonia from 1911 to 1971.[207]

Iceland currently generates ammonia using the electrical output from its hydroelectric and geothermal power plants, because Iceland has those resources in abundance while having no domestic hydrocarbon resources, and a high cost for importing natural gas.[208]

Long-term effects on lifestyle[edit]

World transport energy use by fuel type 2012

See also: Peak car

A majority of Americans live in suburbs, a type of low-density settlement designed around universal personal automobile use. Commentators such as James Howard Kunstler argue that the suburbs' reliance on the automobile is an unsustainable living arrangement. Peak oil would leave many Americans unable to afford petroleum based fuel for their cars, and force them to use other forms of transportation such as bicycles or electric vehicles. Additional options include remote work, moving to rural areas, or moving to higher density areas, where walking and public transportation are more viable options. In the latter two cases, suburbs may become the "slums of the future."[209][210] The issue of petroleum supply and demand is also a concern for growing cities in developing countries (where urban areas are expected to absorb most of the world's projected 2.3 billion population increase by 2050). Stressing the energy component of future development plans is seen as an important goal.[211]

Rising oil prices, if they occur, would also affect the cost of food, heating, and electricity. A high amount of stress would then be put on current middle to low income families as economies contract from the decline in excess funds, decreasing employment rates. The Hirsch/US DoE Report concludes that "without timely mitigation, world supply/demand balance will be achieved through massive demand destruction (shortages), accompanied by huge oil price increases, both of which would create a long period of significant economic hardship worldwide."[212]

Methods that have been suggested for mitigating these urban and suburban issues include the use of non-petroleum vehicles such as electric cars, battery electric vehicles, transit-oriented development, carfree cities, bicycles, new trains, new pedestrianism, smart growth, shared space, urban consolidation, urban villages, and New Urbanism.

An extensive 2009 report on the effects of compact development by the United States National Research Council of the Academy of Sciences, commissioned by the United States Congress, stated six main findings.[213] First, that compact development is likely to reduce "Vehicle Miles Traveled" (VMT) throughout the country. Second, that doubling residential density in a given area could reduce VMT by as much as 25% if coupled with measures such as increased employment density and improved public transportation. Third, that higher density, mixed-use developments would produce both direct reductions in CO2 emissions (from less driving), and indirect reductions (such as from lower amounts of materials used per housing unit, higher efficiency climate control, longer vehicle lifespans, and higher efficiency delivery of goods and services). Fourth, that although short-term reductions in energy use and CO2 emissions would be modest, that these reductions would become more significant over time. Fifth, that a major obstacle to more compact development in the United States is political resistance from local zoning regulators, which would hamper efforts by state and regional governments to participate in land-use planning. Sixth, the committee agreed that changes in development that would alter driving patterns and building efficiency would have various secondary costs and benefits that are difficult to quantify. The report recommends that policies supporting compact development (and especially its ability to reduce driving, energy use, and CO2 emissions) should be encouraged.

An economic theory that has been proposed as a remedy is the introduction of a steady state economy. Such a system could include a tax shifting from income to depleting natural resources (and pollution), as well as the limitation of advertising that stimulates demand and population growth. It could also include the institution of policies that move away from globalization and toward localization to conserve energy resources, provide local jobs, and maintain local decision-making authority. Zoning policies could be adjusted to promote resource conservation and eliminate sprawl.[214][215]

Since aviation relies mainly on jet fuels derived from crude oil, commercial aviation has been predicted to go into decline with the global oil production.[216]

Mitigation[edit]

Main article: Mitigation of peak oil

To avoid the serious social and economic implications a global decline in oil production could entail, the Hirsch report emphasized the need to find alternatives, at least ten to twenty years before the peak, and to phase out the use of petroleum over that time.[167] This was similar to a plan proposed for Sweden that same year. Such mitigation could include energy conservation, fuel substitution, and the use of unconventional oil. The timing of mitigation responses is critical. Premature initiation would be undesirable, but if initiated too late could be more costly and have more negative economic consequences.[217]

Global annual crude oil production (including shale oil, oil sands, lease condensate and gas plant condensate but excluding liquid fuels from other sources such as natural gas liquids, biomass and derivatives of coal and natural gas) increased from 75.86 million barrels (12.1 million cubic metres) in 2008 to 83.16 million bbl (13.2 million m3) per day in 2018 with a marginal annual growth rate of 1%.[218] Many developed countries are already able to reduce the petro products consumption derived from crude oil. Crude oil consumption in oil exporting countries (OPEC and non OPEC countries), China and India has increased in last decade.[219] The two major consumers, China (second globally) and India (third globally), are taking many steps not to increase their crude oil consumption by encouraging the renewable energy options.[220] These are the clear cut signs that peak oil production due to declining crude oil consumption (not due to declining availability) is imminent in next few years mandated by alternate cheaper energy means/sources.[221] During the year 2020, the crude oil consumption would decrease from earlier year due to COVID-19 pandemic.[222][223]

Positive aspects[edit]

Permaculture sees peak oil as holding tremendous potential for positive change, assuming countries act with foresight. The rebuilding of local food networks, energy production, and the general implementation of "energy descent culture" are argued to be ethical responses to the acknowledgment of finite fossil resources.[224] Majorca is an island currently[when?] diversifying its energy supply from fossil fuels to alternative sources and looking back at traditional construction and permaculture methods.[225]

The Transition Towns movement, started in Totnes, Devon[226] and spread internationally by "The Transition Handbook" (Rob Hopkins) and Transition Network, sees the restructuring of society for more local resilience and ecological stewardship as a natural response to the combination of peak oil and climate change.[227]

Criticisms[edit]

General arguments[edit]

The theory of peak oil is controversial and became an issue of political debate in the US and Europe in the mid-2000s. Critics argued that newly found oil reserves forestalled a peak oil event. Some argued that oil production from new oil reserves and existing fields will continue to increase at a rate that outpaces demand, until alternate energy sources for current fossil fuel dependence are found.[228][229] In 2015, analysts in the petroleum and financial industries claimed that the "age of oil" had already reached a new stage where the excess supply that appeared in late 2014 may continue.[230][231] A consensus was emerging that parties to an international agreement would introduce measures to constrain the combustion of hydrocarbons in an effort to limit global temperature rise to the nominal 2 °C that scientists predicted would limit environmental harm to tolerable levels.[232]

Another argument against the peak oil theory is reduced demand from various options and technologies substituting oil.[233] US federal funding to develop algae fuels increased since 2000 due to rising fuel prices.[234] Many other projects are being funded in Australia, New Zealand, Europe, the Middle East, and elsewhere[235] and private companies are entering the field.[236]

Oil industry representatives[edit]

John Hofmeister, president of Royal Dutch Shell's US operations, while agreeing that conventional oil production would soon start to decline, criticized the analysis of peak oil theory by Matthew Simmons for being "overly focused on a single country: Saudi Arabia, the world's largest exporter and OPEC swing producer."[237] Hofmeister pointed to the large reserves at the US outer continental shelf, which held an estimated 100 billion barrels (16×109 m3) of oil and natural gas. However, only 15% of those reserves were currently exploitable, a good part of that off the coasts of Texas, Louisiana, Mississippi, and Alabama.[237]

Hofmeister also pointed to unconventional sources of oil such as the oil sands of Canada, where Shell was active. The Canadian oil sands—a natural combination of sand, water, and oil found largely in Alberta and Saskatchewan—are believed to contain one trillion barrels of oil. Another trillion barrels are also said to be trapped in rocks in Colorado, Utah, and Wyoming,[238] in the form of oil shale. Environmentalists argue that major environmental, social, and economic obstacles would make extracting oil from these areas excessively difficult.[239] Hofmeister argued that if oil companies were allowed to drill more in the United States enough to produce another 2 million barrels per day (320×103 m3/d), oil and gas prices would not be as high as they were in the late 2000s. He thought in 2008 that high energy prices would cause social unrest similar to the 1992 Rodney King riots.[240]

In 2009, Dr. Christof Rühl, chief economist of BP, argued against the peak oil hypothesis:[241]

Physical peak oil, which I have no reason to accept as a valid statement either on theoretical, scientific or ideological grounds, would be insensitive to prices. ... In fact the whole hypothesis of peak oil – which is that there is a certain amount of oil in the ground, consumed at a certain rate, and then it's finished – does not react to anything ... Therefore there will never be a moment when the world runs out of oil because there will always be a price at which the last drop of oil can clear the market. And you can turn anything into oil if you are willing to pay the financial and environmental price ... (Global Warming) is likely to be more of a natural limit than all these peak oil theories combined. ... Peak oil has been predicted for 150 years. It has never happened, and it will stay this way.

— Dr. Christof Rühl, BP

Rühl argued that the main limitations for oil availability are "above ground" factors such as the availability of staff, expertise, technology, investment security, funds, and global warming, and that the oil question was about price and not the physical availability.

In 2008, Daniel Yergin of CERA suggest that a recent high price phase might add to a future demise of the oil industry, not of complete exhaustion of resources or an apocalyptic shock but the timely and smooth setup of alternatives.[242] Yergin went on to say, "This is the fifth time that the world is said to be running out of oil. Each time-whether it was the 'gasoline famine' at the end of WWI or the 'permanent shortage' of the 1970s-technology and the opening of new frontier areas have banished the spectre of decline. There's no reason to think that technology is finished this time."[243]

In 2006, Clive Mather, CEO of Shell Canada, said the Earth's supply of bitumen hydrocarbons was "almost infinite", referring to hydrocarbons in oil sands.[244]

Others[edit]

In 2006 attorney and mechanical engineer Peter W. Huber asserted that the world was just running out of "cheap oil", explaining that as oil prices rise, unconventional sources become economically viable. He predicted that, "[t]he tar sands of Alberta alone contain enough hydrocarbon to fuel the entire planet for over 100 years."[244]

Environmental journalist George Monbiot responded to a 2012 report by Leonardo Maugeri[245] by suggesting that there is more than enough oil (from unconventional sources) to "deep-fry" the world with climate change.[246] Stephen Sorrell, senior lecturer Science and Technology Policy Research, Sussex Energy Group, and lead author of the UKERC Global Oil Depletion report, and Christophe McGlade, doctoral researcher at the UCL Energy Institute have criticized Maugeri's assumptions about decline rates.[247]

The original bell curve concept of Hubbel related to individual fields or areas of extraction. Hubbel identified a slower decline of depletion, which depends on the geological properties primarily, in comparison to a steeper increase in extraction volumes. The latter, which follows investment, sets in when an area had been discovered and extraction became economically viable, and a steep increase may also result from the implementation of specific infrastructure needed to "open up" an area, e.g. a pipeline. On a global level, the increase was more gradual than for individual fields, but that does not necessarily imply that the global decline will also be just as gradual.

Peakists[edit]

In the first decade of the twenty-first century, primarily in the United States, widespread beliefs in the imminence of peak oil led to the formation of a large subculture of "peakists" who transformed their lives in response to their belief in and expectation of supply-driven (i.e. resource-constrained) peak oil. They met at national and regional conferences. They also discussed and planned for life after oil, long before this became a regular topic of discussion in regards to climate change.

Researchers estimate that at the peak of this subculture there were over 100,000 hard-core "peakists" in the United States.[248] The popularity of this subculture started to diminish around 2013, as a dramatic peak did not arrive, and as "unconventional" fossil fuels (such as tar sands and natural gas via hydrofracking) seemed to pick up the slack in the context of declines in "conventional" petroleum.[248]

The decline of the interest in peak oil predated empirical evidence that peak oil had not happened at the time forecast by Campell.[249]

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