Ölfördermaximum - Peak oil

Eine 1956 von M. King Hubbert vorgeschlagene Verteilung der Weltölproduktion mit historischen Daten und der zukünftigen Produktion - sie hatte einen Höchststand von 12,5 Milliarden Barrel pro Jahr um das Jahr 2000. Ab 2016 betrug die weltweite Ölproduktion 29,4 Milliarden Barrel pro Jahr (80,6 Mio. bbl /Tag), mit einer Ölschwemme zwischen 2014 und 2018.
Hubberts Prognose der oberen Grenze für die US-Rohölproduktion (1956) in Rot und die tatsächliche Produktion der unteren 48 Staaten bis 2014 in Grün

Peak Oil beschreibt im engeren Sinne den Moment, in dem die Erdölförderung eine höhere Geschwindigkeit erreicht als zu irgendeinem Zeitpunkt in der Vergangenheit oder Zukunft. Im weiteren Sinne beschreibt der Begriff die Vorstellung, dass in nicht allzu ferner Zukunft ein solcher Moment erreicht wird, nach dem die Erdölförderung in einen endgültigen Niedergang eintritt. Es hängt mit dem besonderen Konzept der Ölerschöpfung zusammen ; Während die weltweiten Erdölreserven endlich sind, ist der limitierende Faktor nicht die Existenz des Öls, sondern die Möglichkeit, es zu einem bestimmten Preis wirtschaftlich zu fördern. Ein langfristiger Rückgang der Ölförderung könnte sowohl durch die Erschöpfung der verfügbaren Reserven als auch durch Nachfragerückgänge verursacht werden, die den Preis im Verhältnis zu den Förderkosten senken, da dies zur Verringerung der CO2-Emissionen induziert werden könnte .

Im Laufe des letzten Jahrhunderts wurden zahlreiche Vorhersagen über den Zeitpunkt von Peak Oil gemacht, bevor sie durch die anschließende Zunahme der Erdölförderungsrate verfälscht wurden. M. King Hubbert wird oft zugeschrieben, den Begriff in einem Papier von 1956 eingeführt zu haben, das eine formale Theorie vorstellte und den Höhepunkt der US-Förderung zwischen 1965 und 1971 vorhersagte Jahr des Peak Oil reicht von 2019 bis 2040. Diese Vorhersagen hängen von zukünftigen Wirtschaftstrends, technologischen Entwicklungen und den Bemühungen von Gesellschaften und Regierungen ab, den Klimawandel zu mildern .

Vorhersagen über die zukünftige Ölförderung in den Jahren 2007 und 2009 besagten, dass entweder der Höhepunkt bereits eingetreten war, die Ölförderung kurz vor dem Höhepunkt stand oder bald eintreten würde. Ein Jahrzehnt später Weltölproduktion stieg einen neuen Höchststand im Jahr 2018 zu treffen, wie Entwicklungen in der Extraktionstechnologie eine Ausweitung der US - fähigen engen Ölproduktion. Nach einem Einbruch der Ölnachfrage zu Beginn der COVID-19-Pandemie und einem Preiskrieg zwischen Saudi-Arabien und Russland haben eine Reihe von Organisationen Vorhersagen über einen Höhepunkt in den nächsten 10 bis 15 Jahren gemacht.

Modellierung der globalen Ölförderung

Die Vorstellung, dass die Ölförderrate ihren Höhepunkt erreichen und unwiderruflich zurückgehen würde, ist alt. 1919 schrieb David White, Chefgeologe des United States Geological Survey , über das US-Öl: "... der Höhepunkt der Förderung wird bald überschritten sein, möglicherweise innerhalb von 3 Jahren." 1953 prognostizierte Eugene Ayers, ein Forscher für Gulf Oil , dass, wenn die endgültig förderbaren Ölreserven der USA 100 Milliarden Barrel betragen würden, die Produktion in den USA spätestens 1960 ihren Höhepunkt erreichen würde. was er als Wunschdenken warnte, würde die US-Höchstproduktion spätestens 1970 kommen. Ebenso prognostizierte er für die Welt einen Höchststand zwischen 1985 (eine Billion Barrel förderbar) und 2000 (zwei Billionen Barrel förderbar). Ayers machte seine Projektionen ohne mathematisches Modell. Er schrieb: "Aber wenn die Kurve vernünftig aussieht, ist es durchaus möglich, mathematische Ausdrücke daran anzupassen und auf diese Weise die Spitzendaten zu bestimmen, die verschiedenen endgültig förderbaren Reservenzahlen entsprechen."

Durch die Beobachtung vergangener Entdeckungen und Fördermengen und die Vorhersage zukünftiger Entdeckungstrends verwendete der Geowissenschaftler M. King Hubbert 1956 statistische Modelle, um vorherzusagen, dass die Ölförderung der Vereinigten Staaten zwischen 1965 und 1971 ihren Höhepunkt erreichen würde Die Ölproduktion in den Vereinigten Staaten überstieg 1970 die Tagesproduktion, das Jahr, das zuvor den Höhepunkt erreicht hatte. Hubbert verwendete ein semilogistisches Kurvenmodell (manchmal fälschlicherweise mit einer Normalverteilung verglichen ). Er ging davon aus, dass die Produktionsrate einer begrenzten Ressource einer ungefähr symmetrischen Verteilung folgen würde. Abhängig von den Grenzen der Ausbeutbarkeit und dem Marktdruck kann der Anstieg oder Rückgang der Ressourcenproduktion im Laufe der Zeit steiler oder stabiler sein, linearer oder gekrümmter erscheinen. Dieses Modell und seine Varianten werden heute als Hubbert-Peak-Theorie bezeichnet ; Sie wurden verwendet, um den Höhepunkt und den Rückgang der Produktion in Regionen, Ländern und multinationalen Gebieten zu beschreiben und vorherzusagen. Dieselbe Theorie wurde auch auf andere Produktionen mit begrenzten Ressourcen angewendet.

In jüngerer Zeit wurde der Begriff "Peak Oil" von Colin Campbell und Kjell Aleklett im Jahr 2002 populär, als sie bei der Gründung der Association for the Study of Peak Oil and Gas (ASPO) halfen. Hubbert verwendet in seinen Veröffentlichungen die Begriffe „Peak Production Rate“ und „Peak in the Rate of Discovery“.

In einer Analyse der Hubbert-Theorie aus dem Jahr 2006 wurde festgestellt, dass die Unsicherheit bei den realen Ölfördermengen und die Verwirrung bei den Definitionen die Unsicherheit der allgemeinen Produktionsprognosen erhöhen. Beim Vergleich der Anpassung verschiedener anderer Modelle wurde festgestellt, dass die Methoden von Hubbert insgesamt die engste Anpassung ergaben, aber keines der Modelle war sehr genau. Im Jahr 1956 empfahl Hubbert selbst die Verwendung "einer Familie möglicher Produktionskurven" bei der Vorhersage einer Produktionsspitzen- und -rückgangskurve.

Eine umfassende Studie des britischen Energieforschungszentrums über die Erschöpfung des Öls aus dem Jahr 2009 stellte fest:

Nur wenige Analysten halten sich jetzt an eine symmetrische glockenförmige Produktionskurve. Dies ist richtig, da es keinen natürlichen physikalischen Grund gibt, warum die Produktion einer Ressource einer solchen Kurve folgen sollte und es wenig empirische Beweise dafür gibt.

—  Bentley et al., Vergleich der globalen Ölversorgungsprognosen

Der Bericht stellte fest, dass Hubbert die logistische Kurve verwendet hatte, weil sie mathematisch praktisch war, und nicht, weil er sie für buchstäblich richtig hielt. Die Studie stellte fest, dass das asymmetrische Exponentialmodell in den meisten Fällen eine bessere Anpassung lieferte (wie im Fall des Seneca-Klippenmodells ) und dass Peaks dazu neigten, lange bevor die Hälfte des Öls produziert war, aufzutreten, mit dem Ergebnis, dass in fast allen Fällen der Rückgang nach dem Spitzenwert war langsamer als der Anstieg vor dem Spitzenwert.

Anforderung

Weltweiter Ölverbrauch 1980–2013 (Energy Information Administration)

Die Nachfrageseite von Peak Oil im Zeitverlauf befasst sich mit der Gesamtmenge an Öl, die der Weltmarkt zu einem bestimmten Marktpreis verbrauchen würde. Die Hypothese, dass Peak Oil durch eine Verringerung der Verfügbarkeit von leicht förderbarem Öl angetrieben würde, impliziert, dass die Preise im Laufe der Zeit steigen werden, um die Nachfrage mit einem sinkenden Angebot auszugleichen. Im Gegensatz dazu hat die Entwicklung seit 2010 die Idee des nachfragegetriebenen Peak-Oils aufkommen lassen. Die zentrale Idee ist, dass die Nachfrage nach Öl zu jedem beliebigen Preis aufgrund der technologischen Entwicklungen und des Drucks, den Kohlendioxidausstoß zu reduzieren, sinken wird. In diesem Zusammenhang eröffnet die Entwicklung von Elektrofahrzeugen die Möglichkeit, dass die primäre Nutzung von Öl, der Transport, im Laufe der Zeit an Bedeutung verlieren wird.

Nach einem stetigen Wachstum bis etwa 2006 schwankte die Ölnachfrage, ging in Rezessionsphasen zurück und erholte sich dann, jedoch mit langsameren Wachstumsraten als in der Vergangenheit. Die Ölnachfrage ging in den frühen Stadien der COVID-19-Pandemie stark zurück , wobei die weltweite Ölnachfrage von 100 Millionen Barrel pro Tag im Jahr 2019 auf 90 Millionen Barrel im Jahr 2020 zurückging . Es wird nicht erwartet, dass sich der Nachfragerückgang vor mindestens 2022 erholt, und British Petroleum prognostiziert, dass sich die Ölnachfrage aufgrund der zunehmenden Verbreitung von Elektrofahrzeugen und stärkeren Maßnahmen gegen den Klimawandel nie wieder auf das Niveau vor der Pandemie erholen wird . Die Entwicklungen im Jahr 2021 bei Exxon, Chevron und Shell haben auch der Idee, dass Peak Oil 2019 stattgefunden hat, weitere Glaubwürdigkeit verliehen.

Der Energiebedarf verteilt sich auf vier große Sektoren: Verkehr, Wohnen , Gewerbe und Industrie. In Bezug auf den Ölverbrauch ist der Transport der größte Sektor und der Sektor mit dem größten Nachfragewachstum in den letzten Jahrzehnten. Dieses Wachstum ist hauptsächlich auf die neue Nachfrage nach Fahrzeugen für den persönlichen Gebrauch mit Verbrennungsmotoren zurückzuführen . Dieser Sektor weist auch die höchsten Verbrauchsraten auf, die im Jahr 2013 etwa 71 % des in den Vereinigten Staaten verwendeten Öls und 55 % des weltweiten Ölverbrauchs ausmachten, wie im Hirsch-Bericht dokumentiert . Der Transport ist daher von besonderem Interesse für diejenigen, die die Auswirkungen von Peak Oil mildern wollen.

Ölverbrauch in bbl pro Tag pro Kopf (dunklere Farben bedeuten mehr Verbrauch, grau bedeutet keine Daten) (Quelle: NationMaster-Statistik, 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

Obwohl das Nachfragewachstum in den Entwicklungsländern am höchsten ist , sind die Vereinigten Staaten der größte Erdölverbraucher der Welt. Zwischen 1995 und 2005 stieg der US-Verbrauch von 17.700.000 Barrel pro Tag (2.810.000 m 3 /d) auf 20.700.000 Barrel pro Tag (3.290.000 m 3 /d), ein Anstieg von 3.000.000 Barrel pro Tag (480.000 m 3 /d). Im Vergleich dazu steigerte China den Verbrauch von 3.400.000 Barrel pro Tag (540.000 m 3 /d) auf 7.000.000 Barrel pro Tag (1.100.000 m 3 /d), was einem Anstieg von 3.600.000 Barrel pro Tag (570.000 m 3 /d) gleichkommt Zeitrahmen. Die Energy Information Administration (EIA) gab an, dass der Benzinverbrauch in den Vereinigten Staaten im Jahr 2007 möglicherweise seinen Höhepunkt erreicht hat, teilweise aufgrund des zunehmenden Interesses an und der Anforderungen an die Verwendung von Biokraftstoffen und Energieeffizienz.

Während sich Länder entwickeln , treiben Industrie und ein höherer Lebensstandard den Energieverbrauch in die Höhe, wobei der Ölverbrauch eine wichtige Komponente darstellt. Aufstrebende Volkswirtschaften wie China und Indien werden schnell zu großen Ölverbrauchern. China hat beispielsweise 2015 die Vereinigten Staaten als weltgrößten Rohölimporteur überholt. Es wird erwartet, dass der Ölverbrauch weiter wächst; allerdings nicht mit früheren Raten, da Chinas Wirtschaftswachstum von den hohen Raten zu Beginn des 21. Jahrhunderts voraussichtlich zurückgehen wird. Es wird erwartet, dass sich Indiens Ölimporte gegenüber dem Niveau von 2005 bis 2020 mehr als verdreifachen und auf 5 Millionen Barrel pro Tag (790×103 m 3 /d) ansteigen .

Bevölkerung

Weltbevölkerung

Ein weiterer wichtiger Faktor, der die Erdölnachfrage beeinflusst, ist das Bevölkerungswachstum . Das United States Census Bureau prognostiziert, dass die Weltbevölkerung im Jahr 2030 fast doppelt so groß sein wird wie 1980. Die Ölproduktion pro Kopf erreichte 1979 mit 5,5 Barrel/Jahr ihren Höchststand, schwankte aber seitdem um 4,5 Barrel/Jahr. In dieser Hinsicht hat die abnehmende Bevölkerungswachstumsrate seit den 1970er Jahren den Rückgang pro Kopf etwas abgemildert.

Wirtschaftswachstum

Einige Analysten argumentieren, dass die Ölpreise aufgrund ihrer zentralen Rolle bei der Gewinnung von Ressourcen und der Verarbeitung, Herstellung und dem Transport von Gütern einen tiefgreifenden Einfluss auf das Wirtschaftswachstum haben. Da die industriellen Bemühungen, neue unkonventionelle Ölquellen zu fördern, zunehmen, wirkt sich dies zusätzlich negativ auf alle Wirtschaftssektoren aus und führt zu einer wirtschaftlichen Stagnation oder sogar einem Rückgang. Ein solches Szenario würde dazu führen, dass die Volkswirtschaften die hohen Ölpreise nicht mehr bezahlen können, was zu einer sinkenden Nachfrage und einem Preisverfall führen würde.

Liefern

Globale Flüssigkeitsproduktion 2000–2015, die den Anteil des US-Tight Oil angibt (Energy Information Administration)

Unsere Analyse legt nahe, dass auf absehbare Zeit reichlich physische Öl- und Flüssigbrennstoffressourcen vorhanden sind. Allerdings ändern sich die Geschwindigkeit, mit der neue Angebote entwickelt werden können, und die Break-Even-Preise für diese neuen Angebote.

Definition von Ölquellen

Öl kann aus konventionellen oder unkonventionellen Quellen stammen. Die Begriffe sind nicht streng definiert und variieren in der Literatur, da sich Definitionen auf der Grundlage neuer Technologien im Laufe der Zeit ändern. Infolgedessen haben verschiedene Studien zur Ölvorhersage verschiedene Klassen flüssiger Kraftstoffe einbezogen. Einige verwenden die Begriffe "konventionelles" Öl für das, was im Modell enthalten ist, und "unkonventionelles" Öl für ausgeschlossene Klassen.

Im Jahr 1956 beschränkte Hubbert seine Peak-Oil-Vorhersage auf das Rohöl, das "mit den heute angewandten Methoden produzierbar" sei. Bis 1962 umfassten seine Analysen jedoch zukünftige Verbesserungen bei der Exploration und Produktion. Alle Analysen von Hubbert zu Peak Oil schlossen ausdrücklich Öl aus, das aus Ölschiefer hergestellt oder aus Ölsand abgebaut wurde . Eine Studie aus dem Jahr 2013, die einen frühen Peak vorhersagte, schloss Tiefseeöl, Tight Oil, Öl mit einer API-Gravität von weniger als 17,5 und Öl in der Nähe der Pole aus, wie das am North Slope von Alaska, die alle als nicht konventionell definiert wurden. Einige häufig verwendete Definitionen für konventionelles und unkonventionelles Öl sind unten aufgeführt.

Konventionelle Quellen

Herkömmliches Öl wird an Land und vor der Küste unter Verwendung von "Standard"-Techniken (dh im allgemeinen Gebrauch vor 2000) gefördert und kann als leicht, mittel, schwer oder extra schwer eingestuft werden. Die genauen Definitionen dieser Sorten variieren je nach Region, aus der das Öl stammt. Leichtöl fließt auf natürliche Weise an die Oberfläche oder kann durch einfaches Pumpen aus dem Boden gewonnen werden. Schwer bezieht sich auf Öl mit höherer Dichte und daher niedrigerem API-Gewicht . Es fließt nicht leicht und hat eine ähnliche Konsistenz wie Melasse. Während einige davon mit herkömmlichen Techniken hergestellt werden können, sind die Rückgewinnungsraten mit unkonventionellen Methoden besser.

Nach Angaben der Internationalen Energieagentur erreichte die Produktion von konventionellem Rohöl (wie damals definiert) im Jahr 2006 mit einem Allzeit-Maximum von 70 Millionen Barrel pro Tag ihren Höhepunkt .

  • Vor etwa 2006 wurde Tight Oil in der Regel als "unkonventionell" eingestuft, aber neuere Analysen begannen, es als "konventionell" zu betrachten, als seine Gewinnung häufiger wurde. Es wird aus Ablagerungen von Gestein mit geringer Durchlässigkeit, manchmal Schieferablagerungen, aber oft anderen Gesteinsarten, unter Verwendung von Hydraulic Fracturing oder "Fracking" gewonnen. Es wird oft mit Schieferöl verwechselt, bei dem es sich um Öl handelt , das aus dem in einem Ölschiefer enthaltenen Kerogen hergestellt wird (siehe unten). Die Produktion von Tight Oil hat in den letzten Jahren zu einem Wiederaufleben der US-Produktion geführt. Die US-Tight Oil-Produktion erreichte im März 2015 ihren Höhepunkt und ging in den nächsten 18 Monaten um insgesamt 12 Prozent zurück. Aber dann stieg die US-Tight-Oil-Produktion wieder an und hatte im September 2017 den alten Höchststand überschritten, und ab Oktober 2017 stieg die US-Tight-Oil-Produktion immer noch.
USA Niedrigere 48-Ölproduktion ab 2012 und erwarteter Rückgang der Produktion bis Ende 2017, mit Bohrturmzahl (Energy Information Administration)

Unkonventionelle Quellen

Ab 2019 stammt Öl, das als unkonventionell gilt, aus mehreren Quellen.

  • Ölschiefer ist ein gebräuchlicher Begriff für Sedimentgestein wie Schiefer oder Mergel , das Kerogen enthält , eine wachsartige Ölvorstufe , die durch die hohen Drücke und Temperaturen, die durch tiefe Verschüttungen verursacht werden, noch nicht in Rohöl umgewandelt wurde. Der Begriff "Ölschiefer" ist etwas verwirrend, denn das, was in den USA als "Ölschiefer" bezeichnet wird, ist nicht wirklich Öl und das Gestein, in dem es vorkommt, ist im Allgemeinen kein Schiefer. Da der Schiefer oder Mergel nahe an der Oberfläche und nicht tief in der Erde vergraben ist, wird er normalerweise abgebaut, zerkleinert und einer Retorte zugeführt , wodurch aus dem Kerogen synthetisches Öl gewonnen wird. Sein Nettoenergieertrag ist viel niedriger als bei konventionellem Öl, so dass Schätzungen des Nettoenergieertrags von Schieferfunden als äußerst unzuverlässig gelten.
  • Ölsande sind unverfestigte Sandsteinlagerstätten , die große Mengen an sehr viskosem Rohbitumen oder schwerem Rohöl enthalten , die durch Tagebau oder durch in-situ -Ölquellen unter Verwendung von Dampfinjektion oder anderen Techniken gewonnen werden können. Es kann durch Veredeln , Vermischen mit Verdünnungsmittel oder durch Erhitzen verflüssigt werden ; und dann von einer konventionellen Ölraffinerie verarbeitet . Der Gewinnungsprozess erfordert fortschrittliche Technologie , ist jedoch effizienter als der von Ölschiefer. Der Grund dafür ist, dass kanadischer Ölsand im Gegensatz zu US-Ölschiefer tatsächlich Öl enthält und die Sandsteine, in denen sie vorkommen, viel einfacher Öl zu gewinnen sind als Schiefer oder Mergel. Im amerikanischen Dialekt des Englischen werden diese Formationen oft als "Teersande" bezeichnet, aber das darin gefundene Material ist kein Teer, sondern eine extra schwere und viskose Form von Öl, die technisch als Bitumen bekannt ist . Venezuela hat Ölsandvorkommen, die in ihrer Größe denen Kanadas ähnlich sind und ungefähr den weltweiten Reserven an konventionellem Öl entsprechen. Die Teersande des Orinoco-Gürtels in Venezuela sind weniger viskos als die kanadischen Athabasca-Ölsande – was bedeutet, dass sie auf konventionellere Weise produziert werden können –, aber sie sind zu tief vergraben, um durch Tagebau gefördert zu werden . Schätzungen der förderbaren Reserven des Orinoco-Gürtels reichen von 100 Milliarden Barrel (16 × 10 9  m 3 ) bis 270 Milliarden Barrel (43 × 10 9  m 3 ). 2009 aktualisierte USGS diesen Wert auf 513 Milliarden Barrel (8,16 × 10 10  m 3 ).^^
Die Rohölproduktion der Vereinigten Staaten übersteigt zum ersten Mal seit Anfang der 1990er Jahre die Einfuhren
  • Kohleverflüssigung oder Gas zu Flüssigkeiten Produkten sind flüssige Kohlenwasserstoffe, die synthetisiert aus der Umwandlung von Kohle oder Erdgas durch das Fischer-Tropsch - Verfahren , Bergius - Prozess oder Karrick Prozess . Derzeit verfügen die beiden Unternehmen SASOL und Shell über eine synthetische Öltechnologie , die sich im kommerziellen Maßstab bewährt hat. Das Hauptgeschäft von Sasol basiert auf der CTL (Coal-to-Liquid)- und GTL (Natural Gas-to-Liquid)-Technologie mit einem Umsatz von 4,40 Milliarden US-Dollar (GJ 2009). Shell hat diese Verfahren verwendet, um Fackelgas (normalerweise in Ölquellen und Raffinerien verbrannt) in verwendbares synthetisches Öl zu recyceln . Für CTL sind jedoch möglicherweise nicht genügend Kohlereserven vorhanden, um den weltweiten Bedarf sowohl an flüssigen Brennstoffen als auch an elektrischer Energie zu decken.
  • Zu den kleineren Quellen gehört die thermische Depolymerisation , wie in einem Artikel aus dem Jahr 2003 im Discover- Magazin diskutiert , die zur unbegrenzten Herstellung von Öl aus Müll, Abwasser und landwirtschaftlichen Abfällen verwendet werden könnte. Der Artikel behauptete, dass die Kosten des Prozesses 15 US-Dollar pro Barrel betrugen. Ein Folgeartikel aus dem Jahr 2006 gab an, dass die Kosten tatsächlich 80 US-Dollar pro Barrel betrugen, da der Rohstoff, der zuvor als gefährlicher Abfall galt, nun einen Marktwert hatte. Ein 2008 vom Los Alamos Laboratory veröffentlichtes Nachrichtenbulletin schlug vor, dass Wasserstoff (möglicherweise mit heißer Flüssigkeit aus Kernreaktoren hergestellt, um Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff zu spalten ) in Kombination mit sequestriertem CO
    2
    könnte zur Herstellung von Methanol (CH 3 OH) verwendet werden, das dann in Benzin umgewandelt werden könnte.

Entdeckungen

All das einfache Öl und Gas der Welt wurde so ziemlich gefunden. Jetzt kommt die härtere Arbeit, Öl aus schwierigeren Umgebungen und Arbeitsbereichen zu finden und zu fördern.

—  William J. Cummings, Unternehmenssprecher von Exxon-Mobil, Dezember 2005

Es ist ziemlich klar, dass es keine große Chance gibt, eine nennenswerte Menge an neuem billigem Öl zu finden. Jedes neue oder unkonventionelle Öl wird teuer.

—  Lord Ron Oxburgh , ein ehemaliger Vorsitzender von Shell, Oktober 2008
Die weltweiten Ölfunde erreichten in den 1960er Jahren ihren Höhepunkt

Der Höhepunkt der weltweiten Ölfeldentdeckungen lag in den 1960er Jahren bei rund 55 Milliarden Barrel (8,7 × 10 9  m 3 )(Gb)/Jahr. Nach Angaben der Association for the Study of Peak Oil and Gas (ASPO) sinkt die Entdeckungsrate seither stetig. Zwischen 2002 und 2007 wurden jedes Jahr weniger als 10 Gb/Jahr Öl entdeckt. Laut einem Reuters-Artikel aus dem Jahr 2010 ist die jährliche Entdeckungsrate neuer Felder mit 15–20 Gb/Jahr bemerkenswert konstant geblieben.

Obwohl die US um 3,8 Milliarden Barrel im Jahr 2011 wuchsen Ölreserven bewährt, auch nach 2070000000 Barrel Produktion abgezogen, nur 8 Prozent der 5,84 Milliarden Barrels des neu gebuchten Öls waren wegen der neuen Feld Entdeckungen ( US EIA )

Aber trotz des Rückgangs der neuen Feldentdeckungen und der rekordhohen Produktionsraten waren die ausgewiesenen nachgewiesenen Rohölreserven, die im Jahr 2014 im Boden verbleiben, von insgesamt 1.490 Milliarden Barrel, kanadische Schwerölsande nicht mitgerechnet, mehr als das Vierfache der 1965 nachgewiesene Reserven von 354 Milliarden Barrel. Ein Forscher der US Energy Information Administration hat darauf hingewiesen, dass nach der ersten Entdeckungswelle in einem Gebiet der größte Teil des Wachstums der Öl- und Erdgasreserven nicht auf die Entdeckung neuer Felder zurückzuführen ist, sondern auf Erweiterungen und zusätzliches Gas, das in bestehenden Feldern gefunden wurde.

Ein Bericht des britischen Energieforschungszentrums stellte fest, dass "Entdeckung" oft mehrdeutig verwendet wird, und erklärte den scheinbaren Widerspruch zwischen sinkenden Entdeckungsraten seit den 1960er Jahren und steigenden Reserven durch das Phänomen des Reservenwachstums. Der Bericht stellte fest, dass durch neue Technologien Jahre oder Jahrzehnte nach der ursprünglichen Entdeckung erhöhte Reserven innerhalb eines Feldes entdeckt oder erschlossen werden können. Aber aufgrund der Praxis der "Rückdatierung" werden alle neuen Reserven innerhalb eines Feldes, auch solche, die Jahrzehnte nach der Feldentdeckung entdeckt werden sollen, dem Jahr der ersten Feldentdeckung zugeschrieben, was die Illusion erzeugt, dass die Entdeckung nicht mit der Produktion Schritt hält.

Reserven

Nachgewiesene Ölreserven , 2013

Insgesamt können übliche rohe Ölreserven umfassen Rohöl mit 90% iger Sicherheit technisch Lage ist , aus dem Reservoir erzeugt wird (durch ein Bohrloch unter Verwendung von primären, sekundären, verbessert, erhöht, oder tertiären Methoden); alle Rohöle mit einer Wahrscheinlichkeit von 50 %, in der Zukunft produziert zu werden (wahrscheinlich); und entdeckte Reserven, die mit einer Wahrscheinlichkeit von 10 % in der Zukunft gefördert werden (möglich). Darauf basierende Reserveschätzungen werden als 1P bezeichnet, nachgewiesen (mindestens 90% Wahrscheinlichkeit); 2P, nachgewiesen und wahrscheinlich (mindestens 50% Wahrscheinlichkeit); und 3P, nachgewiesen, wahrscheinlich und möglich (mindestens 10 % Wahrscheinlichkeit). Ausgenommen sind Flüssigkeiten, die aus abgebauten Feststoffen oder Gasen gewonnen werden ( Ölsand , Ölschiefer , Gas-to-Liquid-Prozesse oder Kohle-to-Liquid-Prozesse ).

Hubberts Peak-Projektion für die Vereinigten Staaten von 1956 hing von geologischen Schätzungen der endgültigen förderbaren Ölressourcen ab, aber beginnend in seiner Veröffentlichung von 1962 kam er zu dem Schluss, dass die endgültige Ölförderung eher ein Ergebnis seiner mathematischen Analyse als eine Annahme war. Er betrachtete seine Peak-Oil-Berechnung als unabhängig von Reservenschätzungen.

Viele aktuelle 2P-Berechnungen sagen voraus, dass Reserven zwischen 1150 und 1350 Gb liegen, aber einige Autoren haben geschrieben, dass 2P-Reserven aufgrund von Fehlinformationen, zurückgehaltenen Informationen und irreführenden Reservenberechnungen wahrscheinlich näher bei 850–900 Gb liegen. Die Energy Watch Group schrieb, dass die tatsächlichen Reserven 1980 ihren Höhepunkt erreichten, als die Produktion erstmals neue Entdeckungen übertraf, dass ein scheinbarer Anstieg der Reserven seither illusorisch ist, und kam zu dem Schluss (im Jahr 2007): schon sicher."

Bedenken über ausgewiesene Reserven

Die Reserven [der Welt] sind verwirrt und sogar überhöht. Viele der sogenannten Reserven sind Ressourcen. Sie sind nicht abgegrenzt, sie sind nicht zugänglich, sie sind nicht für die Produktion verfügbar.

—  Sadad Al Husseini , ehemaliger Vizepräsident von Aramco , Präsentation auf der Oil and Money-Konferenz, Oktober 2007.

Sadad Al Husseini schätzte, dass 300 Milliarden Barrel (48 × 10 9  m 3 ) der weltweit 1.200 Milliarden Barrel (190 × 10 9  m 3 ) nachgewiesener Reserven als spekulative Ressourcen eingestuft werden sollten. ^^

Grafik der von der OPEC gemeldeten Reserven, die Sprünge in den angegebenen Reserven ohne damit verbundene Entdeckungen sowie die fehlende Erschöpfung trotz jährlicher Produktion zeigt

Eine Schwierigkeit bei der Vorhersage des Peak-Oil-Datums ist die Undurchsichtigkeit, die die als "bewiesen" eingestuften Ölreserven umgibt. In vielen großen Förderländern wurde die Mehrheit der Reservenforderungen keiner externen Prüfung oder Prüfung unterzogen. Im Jahr 2004 tauchten mehrere besorgniserregende Anzeichen hinsichtlich der Erschöpfung der nachgewiesenen Reserven auf. Dies wurde am besten durch den Skandal von 2004 um die "Verdampfung" von 20 % der Reserven von Shell veranschaulicht .

Von den Ölgesellschaften, den Förderstaaten und den Verbraucherstaaten werden überwiegend nachgewiesene Reserven angegeben. Alle drei haben Gründe, ihre nachgewiesenen Reserven zu überschätzen: Ölgesellschaften könnten versuchen, ihren potenziellen Wert zu steigern; Erzeugerländer gewinnen eine stärkere internationale Bedeutung ; und Regierungen von Verbraucherländern suchen möglicherweise nach Mitteln, um das Gefühl von Sicherheit und Stabilität in ihren Volkswirtschaften und bei den Verbrauchern zu fördern .

Größere Diskrepanzen ergeben sich aus Genauigkeitsproblemen mit den selbst gemeldeten Zahlen der Organisation erdölexportierender Länder (OPEC). Abgesehen von der Möglichkeit, dass diese Nationen ihre Reserven aus politischen Gründen (in Zeiten ohne wesentliche Entdeckungen) überbewertet haben, verfolgen über 70 Nationen auch die Praxis, ihre Reserven nicht auf die jährliche Produktion zu reduzieren. Analysten haben vorgeschlagen, dass die OPEC-Mitgliedsstaaten wirtschaftliche Anreize haben, ihre Reserven zu übertreiben, da das OPEC-Quotensystem eine höhere Produktion für Länder mit größeren Reserven ermöglicht.

Kuwait zum Beispiel wurde in der Ausgabe von Petroleum Intelligence Weekly vom Januar 2006 berichtet , dass es nur 48 Milliarden Barrel (7,6 × 10 9  m 3 ) in Reserve hat, von denen nur 24 vollständig nachgewiesen wurden. Dieser Bericht basierte auf dem Durchsickern eines vertraulichen Dokuments aus Kuwait und wurde von den kuwaitischen Behörden nicht formell dementiert. Dieses durchgesickerte Dokument stammt aus dem Jahr 2001, schließt jedoch seitdem gemachte Überarbeitungen oder Entdeckungen aus. Darüber hinaus fehlen in Kuwaits Zahlen auffällig die gemeldeten 1,5 Milliarden Barrel (240 × 10 6  m 3 ) Öl, die von irakischen Soldaten im Ersten Golfkrieg verbrannt wurden . ^^

Auf der anderen Seite argumentiert der investigative Journalist Greg Palast , dass Ölkonzerne ein Interesse daran hätten, Öl seltener erscheinen zu lassen, um höhere Preise zu rechtfertigen. Dieser Ansicht widerspricht der Ökologe Richard Heinberg . Andere Analysten argumentieren, dass die Ölförderländer den Umfang ihrer Reserven unterschätzen, um den Preis in die Höhe zu treiben.

Der von der USGS-Erhebung 2000 gemeldete EUR von 2.300 Milliarden Barrel (370 × 10 9  m 3 ) wurde kritisiert, weil er in den nächsten zwanzig Jahren einen Entdeckungstrend annimmt, der den beobachteten Trend der letzten 40 Jahre umkehren würde. Ihre 95-%-Konfidenz von 2.300 Milliarden Barrel (370 × 10 9  m 3 ) ging davon aus, dass die Entdeckungsraten stabil bleiben würden, obwohl die Entdeckungsraten in neuen Feldern seit den 1960er Jahren zurückgegangen sind. Dieser Trend sinkender Entdeckungen hat sich in den zehn Jahren seit der Annahme durch die USGS fortgesetzt. Der USGS 2000 wird auch für andere Annahmen kritisiert, sowie für die Annahme von Produktionsraten für 2030, die nicht mit den projizierten Reserven übereinstimmen. ^^

Reserven an unkonventionellem Öl

Syncrude's Minenstandort Mildred Lake und seine Anlage in der Nähe von Fort McMurray , Alberta

Da konventionelles Öl weniger verfügbar wird, kann es durch die Produktion von Flüssigkeiten aus unkonventionellen Quellen wie Tight Oil , Ölsand , ultraschwere Öle, Gas-to-Liquid- Technologien, Kohle-to-Liquid- Technologien, Biokraftstofftechnologien und Schiefer ersetzt werden Öl . In den Ausgaben des International Energy Outlook 2007 und den folgenden Ausgaben wurde das Wort „Öl“ im Diagramm des Weltenergieverbrauchs durch „Flüssigkeiten“ ersetzt . 2009 wurden Biokraftstoffe in „Flüssigkeiten“ statt in „Erneuerbare“ aufgenommen. Die Aufnahme von Erdgasflüssigkeiten, einem Nebenprodukt der Erdgasförderung, in „Flüssigkeiten“ wurde kritisiert, da es sich meist um einen chemischen Rohstoff handelt, der im Allgemeinen nicht als Kraftstoff für den Verkehr verwendet wird.

Die Ölproduktion in Texas ist seit ihrem Höchststand im Jahr 1972 zurückgegangen, hat aber kürzlich aufgrund der knappen Ölproduktion wieder zugenommen

Die Schätzungen der Reserven basieren auf der Rentabilität, die sowohl vom Ölpreis als auch von den Produktionskosten abhängt. Daher können unkonventionelle Quellen wie schweres Rohöl, Ölsand und Ölschiefer einbezogen werden, da neue Techniken die Förderkosten senken. Mit Regeländerungen durch die SEC können Ölgesellschaften sie nun als nachgewiesene Reserven buchen, nachdem sie einen Tagebau oder eine thermische Anlage zur Förderung eröffnet haben . Diese unkonventionellen Quellen sind arbeits- und ressourcenintensiver in der Produktion, erfordern jedoch zusätzliche Energie für die Raffination, was zu höheren Produktionskosten und bis zu dreimal mehr Treibhausgasemissionen pro Barrel (oder Barrel-Äquivalent) auf einer "Well-to-Tank"-Basis führt oder 10 bis 45% mehr auf "Well-to-Wheel"-Basis, einschließlich des Kohlenstoffs, der bei der Verbrennung des Endprodukts emittiert wird.

Während der Energieverbrauch, die benötigten Ressourcen und die Umweltauswirkungen der Förderung unkonventioneller Quellen traditionell unerschwinglich hoch waren, sind die wichtigsten unkonventionellen Ölquellen , die für die großtechnische Produktion in Betracht gezogen werden, das Schwerstöl im Orinoco-Gürtel von Venezuela , die Athabasca Oil Sands in the Westkanadisches Sedimentbecken und der Ölschiefer der Green River Formation in Colorado , Utah und Wyoming in den Vereinigten Staaten. Energieunternehmen wie Syncrude und Suncor fördern seit Jahrzehnten Bitumen, aber die Produktion hat in den letzten Jahren mit der Entwicklung der dampfunterstützten Schwerkraftentwässerung und anderer Extraktionstechnologien stark zugenommen .

Chuck Masters von der USGS schätzt, dass "Diese Ressourcenvorkommen in der westlichen Hemisphäre zusammengenommen ungefähr den identifizierten Reserven an konventionellem Rohöl entsprechen, die für den Nahen Osten akkreditiert sind." Mit den Ressourcen vertraute Behörden gehen davon aus, dass die weltweiten Reserven an unkonventionellem Öl um ein Vielfaches größer sind als an konventionellem Öl und aufgrund der höheren Preise im 21. Jahrhundert für Unternehmen hochprofitabel sein werden. Im Oktober 2009 aktualisierte die USGS den förderbaren "Mittelwert" von Orinoco-Teersanden (Venezuela) auf 513 Milliarden Barrel (8,16 × 10 10  m 3 ), mit einer Wahrscheinlichkeit von 90 %, im Bereich von 380-652 Milliarden Barrel (103,7 .) zu liegen × 10 9  m 3 ), was dieses Gebiet zu einer der weltweit größten förderbaren Ölansammlungen macht. ^

Unkonventionelle Ressourcen sind viel größer als konventionelle.

Trotz der großen Ölmengen, die in nichtkonventionellen Quellen verfügbar sind, argumentierte Matthew Simmons 2005, dass Produktionsbeschränkungen sie daran hindern, ein wirksamer Ersatz für konventionelles Rohöl zu werden. Simmons erklärte: „Dies sind Projekte mit hoher Energieintensität, die niemals hohe Volumina erreichen können“, um erhebliche Verluste aus anderen Quellen auszugleichen. Eine andere Studie behauptet, dass selbst unter sehr optimistischen Annahmen "Kanadas Ölsande Peak Oil nicht verhindern werden", obwohl die Produktion bis 2030 in einem "Crash-Programm"-Entwicklungsbemühungen 5.000.000 bbl/d (790.000 m 3 /d) erreichen könnte .

Darüber hinaus enthält Öl, das aus diesen Quellen gewonnen wird, typischerweise Verunreinigungen wie Schwefel und Schwermetalle , deren Extraktion energieintensiv ist und in einigen Fällen Tailings , Teiche mit Kohlenwasserstoffschlamm verlassen kann . Dasselbe gilt für einen Großteil der unerschlossenen konventionellen Ölreserven des Nahen Ostens , von denen viele schwer, zähflüssig und mit Schwefel und Metallen bis zur Unbrauchbarkeit verunreinigt sind. Die hohen Ölpreise machen diese Quellen jedoch finanziell attraktiver. Eine Studie von Wood Mackenzie legt nahe, dass bis Anfang der 2020er Jahre die gesamte zusätzliche Ölversorgung der Welt wahrscheinlich aus unkonventionellen Quellen stammen wird.

Produktion

Der Zeitpunkt, zu dem die weltweite Spitzenproduktion von Öl auftritt, definiert Peak Oil. Einige glauben, dass sich die zunehmenden industriellen Bemühungen zur Ölförderung negativ auf das globale Wirtschaftswachstum auswirken werden, was zu einem Rückgang der Nachfrage und einem Preisverfall führen wird, was zu einem Produktionsrückgang führt, da einige unkonventionelle Quellen unwirtschaftlich werden. Einige glauben, dass der Spitzenwert bis zu einem gewissen Grad von einer sinkenden Nachfrage angeführt werden könnte, da neue Technologien und eine verbesserte Effizienz den Energieverbrauch vom Öl weg verlagern.

Die weltweiten Ölfunde liegen seit 1980 unter der Jahresproduktion. Die Weltbevölkerung ist schneller gewachsen als die Ölproduktion. Aus diesem Grund erreichte die Ölproduktion pro Kopf 1979 ihren Höhepunkt (vorher ein Plateau im Zeitraum 1973-1979).

Ölförderländer 2013, bbl/Tag (CIA World Factbook)
Öl produzierenden Länder (Information 2006-2012)

Die steigenden Investitionen in schwer zugängliches Öl ab 2005 sollen den Glauben der Ölkonzerne an das Ende des einfachen Öls signalisieren. Während allgemein angenommen wird, dass gestiegene Ölpreise einen Anstieg der Produktion ankurbeln, glaubten im Jahr 2008 immer mehr Insider der Ölindustrie, dass die Ölproduktion selbst bei höheren Preisen wahrscheinlich nicht signifikant steigen würde. Als Gründe wurden sowohl geologische Faktoren als auch "oberirdische" Faktoren genannt, die wahrscheinlich zu einem Plateau der Ölförderung führen.

Eine 2008 im Journal of Energy Security durchgeführte Analyse der Energierendite aus dem Bohraufwand ( Energierückgabe aus investierter Energie , auch als EROEI bezeichnet) in den Vereinigten Staaten kam zu dem Schluss, dass das Potenzial zur Steigerung der Produktion sowohl von Gas als auch (insbesondere) von Öl äußerst begrenzt ist. Betrachtet man die historische Reaktion der Produktion auf Schwankungen des Bohraufwands, zeigte die Analyse einen sehr geringen Produktionsanstieg, der auf erhöhte Bohrungen zurückzuführen ist. Grund waren sinkende Erträge mit steigendem Bohraufwand: Mit zunehmendem Bohraufwand war die pro aktive Bohranlage in der Vergangenheit gewonnene Energie nach einem stark abnehmenden Leistungsgesetz reduziert worden . Die Studie kam zu dem Schluss, dass es unwahrscheinlich ist, dass selbst ein enormer Anstieg des Bohraufwands die Öl- und Gasproduktion in einer reifen Erdölregion wie den Vereinigten Staaten signifikant steigern wird. Entgegen der Schlussfolgerung der Studie hat sich jedoch die US-Rohölproduktion seit der Veröffentlichung der Analyse im Jahr 2008 mehr als verdoppelt und stieg um 119 % und die Produktion von trockenem Erdgas um 51 % (2018 im Vergleich zu 2008).

Die bisherige Annahme von unvermeidlich sinkenden Öl- und Gasmengen pro Aufwandseinheit widerspricht den jüngsten Erfahrungen in den USA. In den Vereinigten Staaten ist seit 2017 die Produktivität der Öl- und Gasbohrungen in allen großen engen Öl- und Gasfeldern über ein Jahrzehnt kontinuierlich gestiegen. Die US Energy Information Administration berichtet beispielsweise, dass im Januar 2017 im Produktionsgebiet Bakken Shale in North Dakota die Ölmenge pro Tag Bohrinselzeit viermal so hoch war wie die Ölmenge pro Bohrtag fünf Jahre zuvor, in Januar 2012 und im Januar 2007 fast das Zehnfache der Ölmenge pro Tag von zehn Jahren zuvor Bohrtag fünf Jahre zuvor, im Januar 2012, und das 28-fache der Gasmenge pro Bohrtag zehn Jahre zuvor, im Januar 2007.

Neue Forschungen schätzen, dass der Energiebedarf zur Herstellung aller Erdölflüssigkeiten (ohne Transport, Raffination und Vertrieb) heute 16% dieser Produktion ausmacht und bis 2050 die Hälfte der Bruttoenergieproduktion benötigt wird. Bei Gasen wird der Energiebedarf für die Produktion auf 7 % der heute erzeugten Bruttoenergie geschätzt und für 2050 auf 24 %.

Voraussichtliche Produktion durch große Agenturen

Rohölexport-Treemap (2012) aus dem Harvard Atlas of Economic Complexity

Die durchschnittliche jährliche Zunahme des weltweiten Angebots betrug von 1987 bis 2005 1,2 Millionen Barrel pro Tag (190 × 10 3  m 3 /d) (1,7%). Im Jahr 2005 prognostizierte die IEA, dass die Produktionsraten im Jahr 2030 120 000 000 Barrel pro Tag (19.000.000 m 3 /d) erreichen würden, aber diese Zahl wurde schrittweise auf 105.000.000 Barrel pro Tag (16.700.000 m 3 /d) reduziert . Eine Analyse der IEA-Vorhersagen aus dem Jahr 2008 stellte mehrere zugrunde liegende Annahmen in Frage und behauptete, dass ein Produktionsniveau von 75.000.000 Barrel pro Tag (11.900.000 m 3 /d) im Jahr 2030 (bestehend aus 55.000.000 Barrel (8.700.000 m 3 ) Rohöl und 20.000.000 Barrel (3.200.000 m 3 ) von sowohl nichtkonventionelle Öl- als auch Erdgasflüssigkeiten ) war realistischer als die IEA-Zahlen. In jüngerer Zeit zeigte der Annual Energy Outlook 2015 der EIA keine Produktionsspitze bis 2040 an. Dies erforderte jedoch einen zukünftigen Rohölpreis der Sorte Brent von 144 US-Dollar/bbl (2013-Dollar), "da die wachsende Nachfrage zur Erschließung teurerer Ressourcen führt". Ob die Weltwirtschaft wachsen und die Nachfrage nach einem so hohen Ölpreis aufrechterhalten kann, bleibt abzuwarten. ^

Rückgang des Ölfeldes

Alaskas Ölproduktion ist seit ihrem Höchststand im Jahr 1988 um 70 % zurückgegangen

In einer Studie von 733 riesigen Ölfeldern aus dem Jahr 2013 blieben nur 32% des letztendlich förderbaren Öls, Kondensats und Gases übrig. Ghawar , das größte Ölfeld der Welt und verantwortlich für etwa die Hälfte der Ölförderung Saudi-Arabiens in den letzten 50 Jahren, war vor 2009 rückläufig. Das zweitgrößte Ölfeld der Welt, das Burgan-Feld in Kuwait, ging im November zurück 2005.

Mexiko gab bekannt, dass die Produktion seines riesigen Cantarell - Felds im März 2006 zu sinken begann, angeblich um 13% pro Jahr. Ebenfalls im Jahr 2006 schätzte Saudi Aramco Senior Vice President Abdullah Saif, dass die vorhandenen Felder mit einer Rate von 5 bis 12 % pro Jahr zurückgehen. Laut einer Studie der 811 größten Ölfelder, die Anfang 2008 von Cambridge Energy Research Associates durchgeführt wurde , beträgt die durchschnittliche Abbaurate der Felder 4,5% pro Jahr. Die Association for the Study of Peak Oil and Gas stimmte ihren Rückgangsraten zu, hielt die Rate neuer Felder, die online gehen, jedoch für zu optimistisch. Die IEA gab im November 2008 bekannt, dass eine Analyse von 800 Ölfeldern ergab, dass der Rückgang der Ölförderung für Felder nach ihrem Höhepunkt bei 6,7 % pro Jahr liegt und dass dieser Wert im Jahr 2030 auf 8,6 % ansteigen würde. Eine schnellere jährliche Rückgangsrate von 5,1 % in 800 der weltweit größten Ölfelder, die über ihre gesamte Lebensdauer gewichtet werden, hat die Internationale Energieagentur in ihrem World Energy Outlook 2008 angegeben . Die zuvor erwähnte Studie von 733 riesigen Feldern aus dem Jahr 2013 hatte eine durchschnittliche Rückgangsrate von 3,83%, die als "konservativ" bezeichnet wurde.

Kontrolle über die Versorgung

Entitäten wie Regierungen oder Kartelle können das Angebot auf dem Weltmarkt reduzieren, indem sie den Zugang zum Angebot durch Verstaatlichung von Öl, Produktionskürzungen, Bohrrechte, Steuern usw. einschränken. Auch internationale Sanktionen, Korruption und militärische Konflikte können das Angebot reduzieren.

Verstaatlichung von Öllieferungen

Ein weiterer Faktor, der die globale Ölversorgung beeinflusst, ist die Verstaatlichung der Ölreserven durch die Förderländer. Die Verstaatlichung von Öl tritt als Länder beginnen zu entprivatisieren Ölproduktion und die Exporte zurückhalten. Kate Dourian, Redakteurin für den Nahen Osten von Platts, weist darauf hin, dass die Schätzungen der Ölreserven zwar variieren können, aber die Politik jetzt in die Gleichung der Ölversorgung eingetreten ist. "Einige Länder werden verboten. Große Ölfirmen, die in Venezuela tätig sind, befinden sich aufgrund der zunehmenden Verstaatlichung dieser Ressource in einer schwierigen Lage. Diese Länder zögern jetzt, ihre Reserven zu teilen."

Laut dem Beratungsunternehmen PFC Energy befinden sich nur 7 % der weltweit geschätzten Öl- und Gasreserven in Ländern, die Unternehmen wie ExxonMobil freie Hand lassen. Ganze 65 % befinden sich in den Händen staatlicher Unternehmen wie Saudi Aramco, der Rest in Ländern wie Russland und Venezuela, wo der Zugang für westeuropäische und nordamerikanische Unternehmen schwierig ist. Die PFC-Studie impliziert, dass politische Faktoren die Kapazitätserhöhungen in Mexiko , Venezuela, Iran , Irak , Kuwait und Russland begrenzen . Auch Saudi-Arabien schränkt den Kapazitätsausbau ein, allerdings aufgrund einer selbst auferlegten Obergrenze im Gegensatz zu den anderen Ländern. Da ExxonMobil keinen Zugang zu Ländern hat, die für die Ölexploration zugänglich sind, investiert ExxonMobil nicht annähernd so viel in die Suche nach neuem Öl wie 1981.

Einfluss der OPEC auf das Angebot

OPEC-Überschusskapazität zur Rohölproduktion, 2002–2012 (US EIA)

Die OPEC ist ein Bündnis zwischen 14 verschiedenen erdölproduzierenden Ländern (Stand Januar 2019: Algerien, Angola, Ecuador, Äquatorialguinea, Gabun, Iran, Irak, Kuwait, Libyen, Nigeria, Republik Kongo, Saudi-Arabien, Vereinigte Arabische Emirate, Venezuela), um die Ölversorgung zu verwalten. Die Macht der OPEC wurde in den 1960er und 1970er Jahren gefestigt, als verschiedene Länder ihre Ölvorräte verstaatlichten und den „ Sieben Schwestern “ (Anglo-Iranian, Socony, Royal Dutch Shell, Gulf, Esso, Texaco, Socal) die Entscheidungsfindung entrissen gründeten ihre eigenen Ölgesellschaften, um das Öl zu kontrollieren. Die OPEC versucht oft, die Preise durch Produktionsbeschränkungen zu beeinflussen. Dies geschieht, indem jedem Mitgliedsland eine Produktionsquote zugewiesen wird. Die Mitglieder verpflichten sich, die Preise hoch zu halten, indem sie auf niedrigeren Niveaus produzieren, als sie es sonst tun würden. Es gibt keine Möglichkeit, die Einhaltung der Quote durchzusetzen, daher hat jedes Mitglied einen individuellen Anreiz, das Kartell zu "betrügen".

Der Rohstoffhändler Raymond Learsy, Autor von Over a Barrel: Breaking the Middle East Oil Cartel , behauptet, dass die OPEC den Verbrauchern beigebracht hat, dass Öl eine viel begrenztere Ressource ist, als sie es ist. Um sein Argument zu untermauern, weist er auf frühere Fehlalarme und offensichtliche Zusammenarbeit hin. Er glaubt auch, dass sich Peak-Oil-Analysten mit der OPEC und den Ölgesellschaften verschworen haben, um ein "fabriziertes Drama des Peak-Oil" zu schaffen, um die Ölpreise und Gewinne in die Höhe zu treiben ; Öl war zu diesem Zeitpunkt auf etwas über 30 USD/Barrel gestiegen. Ein Gegenargument wurde in der Huffington Post vorgebracht, nachdem er und Steve Andrews, Mitbegründer von ASPO, im Juni 2007 über CNBC debattierten.

Vorhersagen

Kneipe. Hergestellt von Spitzenjahr/Spitze Kneipe. Hergestellt von Spitzenjahr/Spitze
1972 Esso Ungefähr 2000 1999 Parker 2040
1972 Vereinte Nationen Bis 2000 2000 AA Bartlett 2004 oder 2019
1974 Hubbert 1991–2000 2000 Duncan 2006
1976 UK Abt. der Energie Ungefähr 2000 2000 UVP 2021–2067; 2037 höchstwahrscheinlich
1977 Hubbert 1996 2000 UVP (WEO) Nach 2020
1977 Ehrlich et al. 2000 2001 Defeyes 2003–2008
1979 Hülse Hochebene bis 2004 2001 Goodstein 2007
1981 Weltbank Plateau um 2000 2002 Schmied 2010–2016
1985 J. Buchung 2020 2002 Campbell 2010
1989 Campbell 1989 2002 Cavallo 2025–2028
1994 LF Ivanhoe OPEC-Plateau 2000–2050 2003 Greene et al. 2020–2050
1995 Petroberater 2005 2003 Laherrère 2010–2020
1997 Ivanhoe 2010 2003 Lynchen Kein sichtbarer Peak
1997 JD Edwards 2020 2003 Hülse Nach 2025
1998 IEA 2014 2003 Simmons 2007–2009
1998 Campbell & Laherrère 2004 2004 Bakhitari 2006–2007
1999 Campbell 2010 2004 CERA Nach 2020
1999 Peter Odell 2060 2004 PFC-Energie 2015–2020
Eine Auswahl von Schätzungen des Jahres der höchsten weltweiten Ölproduktion, zusammengestellt von der US-amerikanischen Energy Information Administration

1962 sagte Hubbert voraus, dass die Weltölproduktion um das Jahr 2000 herum mit einer Rate von 12,5 Milliarden Barrel pro Jahr ihren Höhepunkt erreichen würde. Diese Vorhersagen erwiesen sich als falsch. Eine Reihe von Branchenführern und Analysten gehen davon aus, dass die Weltölproduktion zwischen 2015 und 2030 ihren Höhepunkt erreichen wird, wobei die Wahrscheinlichkeit groß ist, dass der Höhepunkt vor 2020 erreicht wird. Sie halten Daten nach 2030 für unplausibel. Im Vergleich dazu sagte eine Analyse der Produktions- und Reservendaten aus dem Jahr 2014 einen Höhepunkt der Ölförderung um das Jahr 2035 voraus. Die Bestimmung einer genaueren Spanne ist aufgrund der fehlenden Gewissheit über die tatsächliche Größe der weltweiten Ölreserven schwierig. Es wird derzeit davon ausgegangen, dass unkonventionelles Öl selbst im besten Fall nicht die erwartete Unterdeckung decken wird. Damit unkonventionelles Öl die Lücke ohne "potenziell gravierende Auswirkungen auf die Weltwirtschaft" schließen könne, müsste die Ölförderung nach ihrem Höhepunkt, frühestens 2035, stabil bleiben.

Die seit 2010 veröffentlichten Papiere waren relativ pessimistisch. Eine Studie der Kuwait University aus dem Jahr 2010 sagte voraus, dass die Produktion im Jahr 2014 ihren Höhepunkt erreichen würde. Eine Studie der Oxford University aus dem Jahr 2010 sagte voraus, dass die Produktion vor 2015 ihren Höhepunkt erreichen würde, aber ihre Prognose einer baldigen Veränderung "... von einem nachfrageorientierten Markt zu einem Markt mit eingeschränktem Angebot ... “ war falsch. Eine 2014 in der Zeitschrift Energy durchgeführte Validierung einer bedeutenden Studie aus dem Jahr 2004 ergab, dass die konventionelle Ölförderung nach verschiedenen Definitionen wahrscheinlich zwischen 2005 und 2011 ihren Höhepunkt erreichte. prognostizierte, dass auf einen Höchststand im Jahr 2012 ein Rückgang der Ölpreise folgen würde, der in einigen Szenarien danach zu einem schnellen Preisanstieg führen könnte. Laut dem Energieblogger Ron Patterson lag der Höhepunkt der weltweiten Ölförderung wahrscheinlich um das Jahr 2010.

Große Ölkonzerne erreichten 2005 ihre Spitzenproduktion. Mehrere Quellen sagten in den Jahren 2006 und 2007 voraus, dass die weltweite Produktion ihr Maximum erreicht oder überschritten hat. 2013 zeigten die Zahlen der OPEC jedoch, dass die Weltrohölproduktion und die verbleibenden nachgewiesenen Reserven auf Rekordhöhen lagen. Laut Matthew Simmons , ehemaliger Vorsitzender von Simmons & Company International und Autor von Twilight in the Desert: The Coming Saudi Oil Shock and the World Economy , „ist der Höhepunkt eines dieser verschwommenen Ereignisse, das man nur klar erkennt, wenn man es von hinten betrachtet Spiegel, und dann ist eine alternative Auflösung in der Regel zu spät."

Mögliche Konsequenzen

Die breite Nutzung fossiler Brennstoffe ist seit der industriellen Revolution einer der wichtigsten Impulse für Wirtschaftswachstum und Wohlstand, da sie es dem Menschen ermöglicht, am Abbau oder am Energieverbrauch in höherem Maße teilzuhaben, als er ersetzt wird. Einige glauben, dass sich die menschliche Kultur und die moderne technologische Gesellschaft drastisch ändern müssen, wenn die Ölförderung zurückgeht. Die Auswirkungen von Peak Oil werden stark von der Rückgangsrate und der Entwicklung und Einführung wirksamer Alternativen abhängen .

Im Jahr 2005 veröffentlichte das Energieministerium der Vereinigten Staaten einen Bericht mit dem Titel Peaking of World Oil Production: Impacts, Mitigation, & Risk Management . Im Hirsch-Bericht heißt es: „Der Höhepunkt der weltweiten Ölförderung stellt die USA und die Welt vor ein beispielloses Risikomanagementproblem. Wenn sich der Höhepunkt nähert, werden die Preise für flüssige Kraftstoffe und die Preisvolatilität dramatisch ansteigen, und ohne rechtzeitige Abschwächung werden die wirtschaftlichen, sozialen und politischen Kosten werden beispiellos sein. Sowohl auf der Angebots- als auch auf der Nachfrageseite gibt es praktikable Eindämmungsoptionen, aber um erhebliche Auswirkungen zu haben, müssen sie mehr als ein Jahrzehnt vor dem Höhepunkt eingeleitet werden." Einige der Informationen wurden 2007 aktualisiert.

Ölpreise

Historische Ölpreise

Langfristige Ölpreise, 1861 – 2015 (inflationsbereinigte Top-Linie)

Historisch gesehen war der Ölpreis bis zur Ölkrise 1973 und der Energiekrise 1979, als er sich in diesem Sechsjahreszeitraum mehr als verzehnfachte, vergleichsweise niedrig . Auch wenn der Ölpreis in den Folgejahren deutlich gesunken ist, hat er nie wieder das vorherige Niveau erreicht. Der Ölpreis begann in den 2000er Jahren wieder zu steigen, bis er am 30. Juni 2008 einen historischen Höchststand von 143 USD pro Barrel (inflationsbereinigter Dollar 2007) erreichte. Da diese Preise deutlich über denen lagen, die die Energiekrisen von 1973 und 1979 verursachten , trugen sie zur Befürchtung bei eine wirtschaftliche Rezession ähnlich der der frühen 1980er Jahre.

Es besteht allgemein Einigkeit darüber, dass der Hauptgrund für den Preisanstieg in den Jahren 2005–2008 der starke Nachfragedruck war. So stieg der weltweite Ölverbrauch von 30 Milliarden Barrel (4,8 × 10 9  m 3 ) im Jahr 2004 auf 31 Milliarden im Jahr 2005. Die Verbrauchsraten lagen weit über den Neufunden im Zeitraum, die auf nur noch acht Milliarden Barrel Neufunde gesunken waren Ölreserven in Neuansammlungen im Jahr 2004. ^

Abschreibungen auf Vermögenswerte für Ölgesellschaften 2015

Der Anstieg des Ölpreises wurde teilweise durch Berichte angeheizt, dass die Erdölförderung bei oder fast voll ausgelastet ist. Im Juni 2005 kündigte die OPEC an, dass sie „kämpfen“ werde, genug Öl zu pumpen, um dem Preisdruck für das vierte Quartal dieses Jahres gerecht zu werden. Von 2007 bis 2008 wurde auch der Rückgang des US-Dollars gegenüber anderen bedeutenden Währungen als wesentlicher Grund für den Ölpreisanstieg angesehen, da der Dollar von Mai 2007 bis Mai 2008 gegenüber dem Euro rund 14% seines Wertes verlor.

Neben Angebots- und Nachfragedruck können zeitweise auch sicherheitsrelevante Faktoren zu Preissteigerungen beigetragen haben, darunter der Krieg gegen den Terror , Raketenstarts in Nordkorea , die Krise zwischen Israel und Libanon , nukleare Brinkmanship zwischen den USA und dem Iran und Berichte der US-Energieministerium und andere zeigen einen Rückgang der Erdölreserven .

Zeigt EIA-Prognosen für den Rohölpreis von West Texas Intermediate für 2016–2017

In jüngerer Zeit, zwischen 2011 und 2014, war der Rohölpreis relativ stabil und schwankte um 100 US-Dollar pro Barrel. Ende 2014 fiel er stark auf unter 70 US-Dollar, wo er den größten Teil des Jahres 2015 blieb. Anfang 2016 notierte er auf einem Tiefststand von 27 US-Dollar. Der Preisverfall wurde sowohl auf ein Überangebot als auch auf eine geringere Nachfrage als Folge der sich abschwächenden Weltwirtschaft, der Zurückhaltung der OPEC, Marktanteile abzugeben, und einem stärkeren US-Dollar zurückgeführt. Diese Faktoren können durch eine Kombination aus Geldpolitik und der erhöhten Verschuldung der Ölproduzenten verschärft werden, die möglicherweise die Produktion erhöhen, um die Liquidität aufrechtzuerhalten.

Der Ausbruch der COVID-19-Pandemie führte dazu, dass die Ölpreise zwischen Januar und April 2020 von rund 60 Dollar pro Barrel auf 20 Dollar sanken und die Marktpreise kurzzeitig negativ wurden. Am 22. April 2020 lagen die Rohöl-Spotpreise von North Dakota für Williston Sweet $-46,75 und Williston Sour $-51,31 ( Ölpreischarts ). Während der WTI mit 6,46 USD gehandelt wurde. Der niedrigste Preis für WTI-Futures lag am 20. April 2020 bei über 37 USD pro Barrel.

Auswirkungen historischer Ölpreisanstiege

Weltweiter Primärenergieverbrauch nach Energieart

In der Vergangenheit haben plötzliche Ölpreissteigerungen zu wirtschaftlichen Rezessionen geführt , wie beispielsweise die Energiekrisen 1973 und 1979 . Die Auswirkung des gestiegenen Ölpreises auf eine Volkswirtschaft wird als Preisschock bezeichnet . In vielen europäischen Ländern, die hohe Steuern auf Kraftstoffe erheben , könnten solche Preisschocks möglicherweise etwas abgemildert werden, indem die Steuern bei steigenden Kraftstoffkosten vorübergehend oder dauerhaft ausgesetzt werden. Diese Methode zur Abfederung von Preisschocks ist in Ländern mit viel niedrigeren Gassteuern wie den Vereinigten Staaten weniger sinnvoll. Ein Basisszenario für ein aktuelles IWF- Papier ergab, dass ein Anstieg der Ölproduktion um 0,8% (gegenüber einem historischen Durchschnitt von 1,8%) zu einem leichten Rückgang des Wirtschaftswachstums von 0,2–0,4% führen würde.

Forscher des Stanford Energy Modeling Forum fanden heraus, dass sich die Wirtschaft besser an stetige, allmähliche Anstiege des Rohölpreises anpassen kann als wilde Schwankungen.

Einige Ökonomen sagen voraus, dass ein Substitutionseffekt die Nachfrage nach alternativen Energiequellen wie Kohle oder Flüssigerdgas ankurbeln wird . Diese Substitution kann nur vorübergehend sein, da auch Kohle und Erdgas endliche Ressourcen sind.

Vor dem Anstieg der Kraftstoffpreise entschieden sich viele Autofahrer in den USA, Kanada und anderen Ländern für größere, weniger kraftstoffsparende Sport Utility Vehicles und Pickups in voller Größe. Dieser Trend hat sich aufgrund der anhaltend hohen Kraftstoffpreise umgekehrt. Die Verkaufsdaten für alle Fahrzeugverkäufer vom September 2005 zeigten, dass die SUV-Verkäufe zurückgingen, während die Verkäufe von Kleinwagen stiegen. Auch Hybrid- und Dieselfahrzeuge werden immer beliebter.

EIA veröffentlichte im November 2005 den Energieverbrauch von Haushaltsfahrzeugen: Neueste Daten und Trends, die den stetigen Anstieg des verfügbaren Einkommens und des Ölpreises von 20 bis 30 USD pro Barrel im Jahr 2004 veranschaulichen. Laut CNBC stiegen diese Ausgaben im Jahr 2011 auf 4.155 US-Dollar.

Im Jahr 2008 stellte ein Bericht von Cambridge Energy Research Associates fest, dass 2007 das Jahr des höchsten Benzinverbrauchs in den Vereinigten Staaten war und dass Rekordenergiepreise eine „andauernde Verschiebung“ in den Energieverbrauchspraktiken bewirken würden. Die Gesamtkilometerzahl, die in den USA gefahren wurde, erreichte 2006 ihren Höhepunkt.

Der Export Land Modell besagt , dass nach dem Peak Oil Erdöl exportierenden Länder ihre Exporte schneller zu reduzieren , wird gezwungen , als ihre Produktion wegen der internen Nachfragewachstum abnimmt. Länder, die auf importiertes Erdöl angewiesen sind, werden daher früher und stärker betroffen sein als Exportländer. Mexiko befindet sich bereits in dieser Situation. In den fünf größten Exportländern stieg der Binnenverbrauch 2006 um 5,9 %, und ihre Ausfuhren gingen um über 3 % zurück. Es wurde geschätzt, dass bis 2010 die Binnennachfrage die weltweiten Exporte um 2.500.000 Barrel pro Tag (400.000 m 3 /d) verringern würde .

Der kanadische Ökonom Jeff Rubin hat erklärt, dass hohe Ölpreise wahrscheinlich zu einem erhöhten Verbrauch in den Industrieländern durch eine teilweise Deglobalisierung des Handels im verarbeitenden Gewerbe führen werden. Die Produktion des Verarbeitenden Gewerbes würde näher an den Endverbraucher heranrücken, um die Transportnetzkosten zu minimieren und somit eine Nachfrageentkopplung vom Bruttoinlandsprodukt eintreten. Höhere Ölpreise würden zu erhöhten Frachtkosten führen und folglich würde die verarbeitende Industrie in die Industrieländer zurückkehren, da die Frachtkosten den derzeitigen wirtschaftlichen Lohnvorteil der Entwicklungsländer überwiegen würden. Wirtschaftsforschung durchgeführt durch die Internationalen Währungsfond legt Gesamtpreiselastizität der Nachfrage nach Öl bei -0,025 Kurzzeit- und -0,093 langfristig.

Landwirtschaftliche Auswirkungen und Bevölkerungsgrenzen

Da Öl- und Gasvorräte für moderne Landwirtschaftstechniken unerlässlich sind , könnte ein Rückgang der weltweiten Ölvorräte in den kommenden Jahrzehnten zu steigenden Nahrungsmittelpreisen und einer beispiellosen Hungersnot führen .

Der größte Verbraucher fossiler Brennstoffe in der modernen Landwirtschaft ist die Ammoniakproduktion (für Düngemittel ) nach dem Haber-Verfahren , die für eine ertragreiche Intensivlandwirtschaft unerlässlich ist . Der spezifische fossile Brennstoffeinsatz für die Düngemittelproduktion ist hauptsächlich Erdgas , um Wasserstoff über die Dampfreformierung bereitzustellen . Bei ausreichender Versorgung mit erneuerbarem Strom kann Wasserstoff ohne fossile Brennstoffe mit Verfahren wie der Elektrolyse erzeugt werden . So nutzte das Wasserkraftwerk Vemork in Norwegen von 1911 bis 1971 seine überschüssige Stromproduktion zur Erzeugung von erneuerbarem Ammoniak .

Island erzeugt derzeit Ammoniak aus der elektrischen Leistung seiner Wasserkraftwerke und Geothermiekraftwerke , da Island über diese Ressourcen im Überfluss verfügt, während es über keine heimischen Kohlenwasserstoffressourcen und hohe Kosten für den Import von Erdgas verfügt.

Langfristige Auswirkungen auf den Lebensstil

Weltweiter Energieverbrauch im Verkehr nach Kraftstoffart 2012

Eine Mehrheit der Amerikaner lebt in den Vororten , eine Art von Low-Density - Siedlung um universellen persönlichen entworfen Automobil Einsatz. Kommentatoren wie James Howard Künstler argumentieren, dass die Abhängigkeit der Vororte vom Auto eine nicht nachhaltige Lebensweise ist, da über 90 % des Transports in den USA vom Öl abhängt. Peak Oil würde dazu führen, dass sich viele Amerikaner keinen erdölbasierten Kraftstoff für ihre Autos leisten können und sie zwingen, andere Transportmittel wie Fahrräder oder Elektrofahrzeuge zu benutzen . Weitere Optionen sind Telearbeit , Umzug in ländliche Gebiete oder Umzug in dichter besiedelte Gebiete, in denen zu Fuß und mit öffentlichen Verkehrsmitteln praktikablere Optionen sind. In den beiden letzteren Fällen können Vororte zu den „ Slums der Zukunft“ werden. Die Frage des Erdölangebots und der Erdölnachfrage ist auch ein Problem für wachsende Städte in Entwicklungsländern (wo städtische Gebiete den größten Teil des prognostizierten Bevölkerungswachstums von 2,3 Milliarden Menschen bis 2050 auffangen werden). Die Betonung der Energiekomponente zukünftiger Entwicklungspläne wird als wichtiges Ziel angesehen.

Steigende Ölpreise würden sich auch auf die Kosten für Lebensmittel, Heizung und Strom auswirken. Die derzeitigen Familien mit mittlerem bis niedrigem Einkommen würden dann einem hohen Stress ausgesetzt sein, da die Volkswirtschaften durch den Rückgang der überschüssigen Mittel schrumpfen und die Beschäftigungsquoten sinken. Der Hirsch/US DoE Report kommt zu dem Schluss, dass „ohne rechtzeitige Abschwächung das weltweite Angebot/Nachfrage-Gleichgewicht durch massive Nachfragevernichtung (Knappheit) erreicht werden wird, begleitet von enormen Ölpreiserhöhungen, die beide weltweit zu einer langen Periode erheblicher wirtschaftlicher Not führen würden. "

Verfahren , die zur Milderung dieser städtischen und vorstädtischen Themen umfassen die Verwendung von Nicht-Erdöl - Fahrzeuge wie vorgeschlagen wurden , Elektroautos , Batterie - Elektrofahrzeuge , Transit-orientierte Entwicklung , carfree Städte , Fahrräder , neue Züge , neue pedestrianism, intelligentes Wachstum , gemeinsamen Raum , städtische Konsolidierung , städtische Dörfer und New Urbanism .

Ein ausführlicher Bericht über die Auswirkungen der kompakten Entwicklung aus dem Jahr 2009 des Nationalen Forschungsrats der Vereinigten Staaten der Akademie der Wissenschaften , der vom Kongress der Vereinigten Staaten in Auftrag gegeben wurde, stellte sechs Hauptergebnisse fest. Erstens wird diese kompakte Entwicklung wahrscheinlich die "Vehicle Miles Traveled" (VMT) im ganzen Land reduzieren. Zweitens könnte die Verdoppelung der Wohndichte in einem bestimmten Gebiet die VMT um bis zu 25 % reduzieren, wenn sie mit Maßnahmen wie einer erhöhten Beschäftigungsdichte und einem verbesserten öffentlichen Nahverkehr kombiniert wird. Drittens würden gemischt genutzte Entwicklungen mit höherer Dichte sowohl direkte CO .- Einsparungen
2
-Emissionen (durch weniger Autofahren) und indirekte Reduzierungen (z. B. durch geringeren Materialeinsatz pro Wohneinheit, effizientere Klimatisierung, längere Fahrzeuglebensdauer und effizientere Lieferung von Waren und Dienstleistungen). Viertens, dass trotz kurzfristiger Einsparungen von Energieverbrauch und CO
2
-Emissionen bescheiden ausfallen würden, würden diese Reduzierungen im Laufe der Zeit deutlicher werden. Fünftens ist ein Haupthindernis für eine kompaktere Entwicklung in den Vereinigten Staaten der politische Widerstand der lokalen Regulierungsbehörden, der die Bemühungen der Regierungen der Bundesstaaten und der Regionen, sich an der Flächennutzungsplanung zu beteiligen, behindern würde. Sechstens war sich der Ausschuss einig, dass Änderungen in der Entwicklung, die das Fahrverhalten und die Gebäudeeffizienz verändern würden, verschiedene sekundäre Kosten und Vorteile haben würden, die schwer zu quantifizieren sind. Der Bericht empfiehlt, dass Maßnahmen zur Unterstützung der kompakten Entwicklung (und insbesondere ihrer Fähigkeit zur Reduzierung des Fahrens, des Energieverbrauchs und des CO .-Ausstoßes)
2
-Emissionen) gefördert werden.

Eine ökonomische Theorie, die als Abhilfe vorgeschlagen wurde, ist die Einführung einer Steady-State-Ökonomie . Ein solches System könnte eine Steuerverlagerung vom Einkommen auf die Erschöpfung natürlicher Ressourcen (und Umweltverschmutzung) sowie die Einschränkung von Werbung umfassen, die die Nachfrage und das Bevölkerungswachstum anregt. Es könnte auch die Einführung von Politiken umfassen, die sich von der Globalisierung weg und hin zur Lokalisierung bewegen, um Energieressourcen zu schonen, lokale Arbeitsplätze zu schaffen und lokale Entscheidungsbefugnisse zu erhalten. Die Zonenpolitik könnte angepasst werden, um die Ressourcenschonung zu fördern und die Zersiedelung zu beseitigen.

Da die Luftfahrt hauptsächlich auf Kerosin aus Rohöl angewiesen ist, wird vorhergesagt , dass die kommerzielle Luftfahrt mit der weltweiten Ölförderung zurückgehen wird.

Schadensbegrenzung

Um die schwerwiegenden sozialen und wirtschaftlichen Auswirkungen zu vermeiden, die ein weltweiter Rückgang der Ölförderung mit sich bringen könnte, betonte der Hirsch-Bericht die Notwendigkeit, mindestens zehn bis zwanzig Jahre vor dem Höhepunkt Alternativen zu finden und die Verwendung von Erdöl in dieser Zeit auslaufen zu lassen. Dies war ähnlich einem Plan , der im selben Jahr für Schweden vorgeschlagen wurde . Eine solche Minderung könnte Energieeinsparung, Kraftstoffsubstitution und die Verwendung von unkonventionellem Öl umfassen. Der Zeitpunkt der Eindämmungsreaktionen ist entscheidend. Eine vorzeitige Initiierung wäre unerwünscht, könnte aber bei einer zu späten Initiierung kostspieliger sein und negativere wirtschaftliche Folgen haben.

Die weltweite jährliche Rohölproduktion (einschließlich Schieferöl, Ölsand, Pachtkondensat und Gasanlagenkondensat, jedoch ohne flüssige Brennstoffe aus anderen Quellen wie Erdgasflüssigkeiten, Biomasse und Derivate von Kohle und Erdgas) stieg von 75,86 Millionen Barrel (12,1 Millionen Kubik) Meter ) im Jahr 2008 auf 83,16 Mio. Barrel (13,2 Mio. m 3 ) pro Tag im Jahr 2018 mit einer marginalen jährlichen Wachstumsrate von 1 %. Viele Industrieländer sind bereits in der Lage, den Verbrauch von Erdölprodukten aus Rohöl zu reduzieren. Der Rohölverbrauch in erdölexportierenden Ländern (OPEC- und Nicht-OPEC-Ländern), China und Indien ist in den letzten zehn Jahren gestiegen. Die beiden Großverbraucher China (weltweit an zweiter Stelle) und Indien (weltweit an dritter Stelle) unternehmen viele Schritte, um ihren Rohölverbrauch nicht durch die Förderung erneuerbarer Energieoptionen zu erhöhen. Dies sind die klaren Anzeichen dafür, dass in den nächsten Jahren eine Spitzenölproduktion aufgrund des sinkenden Rohölverbrauchs (nicht aufgrund der sinkenden Verfügbarkeit) unmittelbar bevorsteht, was durch alternative billigere Energiequellen / -quellen vorgeschrieben wird. Im Laufe des Jahres 2020 würde der Rohölverbrauch aufgrund der COVID-19- Pandemie gegenüber dem Vorjahr sinken .

Positive Aspekte

Die Permakultur sieht in Peak Oil ein enormes Potenzial für positive Veränderungen, vorausgesetzt, die Länder handeln vorausschauend. Der Wiederaufbau lokaler Nahrungsnetze, die Energieproduktion und die allgemeine Umsetzung einer „ Energieabstiegskultur “ werden als ethische Antworten auf die Anerkennung endlicher fossiler Ressourcen angesehen. Mallorca ist eine Insel, die derzeit ihre Energieversorgung von fossilen Brennstoffen hin zu alternativen Quellen diversifiziert und auf traditionelle Bau- und Permakulturmethoden zurückblickt.

Die Transition Towns- Bewegung, die in Totnes , Devon , begann und von "The Transition Handbook" ( Rob Hopkins ) und Transition Network international verbreitet wurde , sieht die Umstrukturierung der Gesellschaft für mehr lokale Widerstandsfähigkeit und ökologische Verantwortung als natürliche Reaktion auf die Kombination von Peak Oil und Klimawandel.

Kritikpunkte

Allgemeine Argumente

Die Peak-Oil-Theorie ist umstritten und wurde Mitte der 2000er Jahre in den USA und in Europa zu einem Thema der politischen Debatte. Kritiker argumentierten, dass neu entdeckte Ölreserven ein Peak-Oil-Ereignis verhindert hätten. Einige argumentierten, dass die Ölproduktion aus neuen Ölreserven und bestehenden Feldern weiterhin mit einer Rate steigen wird, die die Nachfrage übersteigt, bis alternative Energiequellen für die derzeitige Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen gefunden werden. Im Jahr 2015 behaupteten Analysten in der Erdöl- und Finanzindustrie, dass das „Zeitalter des Öls“ bereits eine neue Phase erreicht habe, in der das Ende 2014 aufgetretene Überangebot anhalten könnte. Es zeichnete sich ein Konsens ab, dass die Vertragsparteien eines internationalen Abkommens Maßnahmen zur Einschränkung der Verbrennung von Kohlenwasserstoffen einführen würden, um den globalen Temperaturanstieg auf die nominellen 2 °C zu begrenzen, von denen Wissenschaftler vorhersagten, dass sie die Umweltschäden auf ein erträgliches Maß begrenzen würden.

Ein weiteres Argument gegen die Peak-Oil-Theorie ist die geringere Nachfrage nach verschiedenen Optionen und Technologien, die Öl ersetzen . Die US-Bundesförderung zur Entwicklung von Algenkraftstoffen ist seit 2000 aufgrund steigender Kraftstoffpreise gestiegen. Viele andere Projekte werden in Australien, Neuseeland, Europa, dem Nahen Osten und anderswo finanziert, und private Unternehmen betreten das Feld.

Vertreter der Ölindustrie

Der Präsident des US-Geschäfts von Royal Dutch Shell , John Hofmeister, stimmte zwar zu, dass die konventionelle Ölförderung bald zurückgehen würde, kritisierte jedoch die Analyse der Peak-Oil-Theorie von Matthew Simmons, weil sie sich „zu sehr auf ein einziges Land konzentriert: Saudi-Arabien, das größter Exporteur und OPEC- Swing-Producer ." Hofmeister verwies auf die großen Reserven am äußeren US- Kontinentalschelf , die schätzungsweise 100 Milliarden Barrel (16 × 10 9  m 3 ) Öl und Erdgas enthielten. Allerdings waren derzeit nur 15 % dieser Reserven nutzbar, ein guter Teil davon vor den Küsten von Texas, Louisiana, Mississippi und Alabama. ^

Hofmeister verwies auch auf unkonventionelle Ölquellen wie die Ölsande Kanadas, wo Shell aktiv war. Die kanadischen Ölsande – eine natürliche Kombination aus Sand, Wasser und Öl, die hauptsächlich in Alberta und Saskatchewan zu finden sind – sollen eine Billion Barrel Öl enthalten. Eine weitere Billion Barrel sollen auch in Form von Ölschiefer in Felsen in Colorado, Utah und Wyoming gefangen sein . Umweltschützer argumentieren, dass große ökologische, soziale und wirtschaftliche Hindernisse die Gewinnung von Öl aus diesen Gebieten übermäßig erschweren würden. Hofmeister argumentierte, dass die Öl- und Gaspreise nicht mehr so ​​hoch wären wie in den letzten Jahren , wenn es den Ölgesellschaften erlaubt wäre, mehr in den Vereinigten Staaten zu bohren, um weitere 2 Millionen Barrel pro Tag (320 × 10 3  m 3 /d) zu produzieren 2000er. Er dachte 2008, dass hohe Energiepreise soziale Unruhen ähnlich den Rodney-King-Unruhen von 1992 verursachen würden . ^

2009 argumentierte Dr. Christof Rühl, Chefökonom von BP , gegen die Peak-Oil-Hypothese:

Physisches Peak Oil, das ich weder aus theoretischen, wissenschaftlichen noch aus ideologischen Gründen als gültige Aussage akzeptieren kann, wäre preisunempfindlich. ... Tatsächlich reagiert die ganze Hypothese von Peak Oil – nämlich dass eine bestimmte Menge Öl im Boden ist, in einer bestimmten Menge verbraucht und dann ist es fertig – auf nichts ... Daher wird es nie ein Moment, in dem der Welt das Öl ausgeht, weil es immer einen Preis geben wird, zu dem der letzte Tropfen Öl den Markt räumen kann. Und Sie können alles in Öl verwandeln, wenn Sie bereit sind, den finanziellen und ökologischen Preis zu zahlen ... (Global Warming) ist wahrscheinlich eher eine natürliche Grenze als all diese Peak-Oil-Theorien zusammen. ... Peak Oil wird seit 150 Jahren vorhergesagt. Das ist noch nie passiert, und das wird auch so bleiben.

—  Dr. Christof Rühl, BP

Rühl argumentierte, dass die Hauptbeschränkungen für die Ölverfügbarkeit "oberirdische" Faktoren wie die Verfügbarkeit von Personal, Know-how, Technologie, Investitionssicherheit, Geldern und der globalen Erwärmung seien und dass es bei der Ölfrage um den Preis und nicht um die physische Verfügbarkeit gehe.

2008 schlug Daniel Yergin von CERA vor , dass eine jüngste Hochpreisphase zu einem zukünftigen Niedergang der Ölindustrie beitragen könnte, nicht die vollständige Erschöpfung der Ressourcen oder einen apokalyptischen Schock, sondern die rechtzeitige und reibungslose Einrichtung von Alternativen. Yergin fuhr fort zu sagen : „Das ist das fünfte Mal, dass die Welt gesagt wird , Öl zu knapp. Jede Zeit , ob es den‚Benzin Hunger‘am Ende war WWI oder der‚permanente Mangel‘des 1970s- Technologie und die Erschließung neuer Grenzgebiete haben das Gespenst des Niedergangs verbannt. Es gibt keinen Grund zu der Annahme, dass die Technologie diesmal am Ende ist."

Im Jahr 2006 sagte Clive Mather, CEO von Shell Canada, dass die Vorräte der Erde an Bitumenkohlenwasserstoffen „fast unendlich“ seien und bezog sich dabei auf Kohlenwasserstoffe in Ölsanden .

Andere

Im Jahr 2006 behauptete Rechtsanwalt und Maschinenbauingenieur Peter W. Huber , dass der Welt gerade das "billige Öl" ausgeht und erklärte, dass mit steigenden Ölpreisen unkonventionelle Quellen wirtschaftlich rentabel werden. Er sagte voraus, dass "allein die Teersande von Alberta genug Kohlenwasserstoff enthalten, um den gesamten Planeten über 100 Jahre lang mit Energie zu versorgen."

Der Umweltjournalist George Monbiot reagierte auf einen Bericht von Leonardo Maugeri aus dem Jahr 2012, indem er darauf hinwies , dass es mehr als genug Öl (aus unkonventionellen Quellen) für den Kapitalismus gibt, um die Welt mit dem Klimawandel "anzubraten". Stephen Sorrell, Senior Lecturer Science and Technology Policy Research der Sussex Energy Group und Hauptautor des UKERC Global Oil Depletion Reports, und Christophe McGlade, Doktorand am UCL Energy Institute, haben Maugeris Annahmen über die Rückgangsraten kritisiert.

Gipfelstürmer

Im ersten Jahrzehnt des 21. angebotsgesteuertes (dh ressourcenbeschränktes) Peak Oil. Sie trafen sich auf nationalen und regionalen Konferenzen. Sie diskutierten und planten auch ein Leben nach dem Öl, lange bevor dies in Bezug auf den Klimawandel regelmäßig diskutiert wurde.

Forscher schätzen, dass es auf dem Höhepunkt dieser Subkultur in den Vereinigten Staaten über 100.000 Hardcore-"Peakisten" gab. Die Popularität dieser Subkultur begann um 2013 herum zu sinken, da ein dramatischer Höhepunkt ausblieb und "unkonventionelle" fossile Brennstoffe (wie Teersande und Erdgas durch Hydrofracking ) im Zusammenhang mit dem Rückgang der " konventionelles" Erdöl.

Siehe auch

Verweise

Anmerkungen

Zitate

Weitere Informationen

Bücher

Artikel

Dokumentarfilme

Podcasts

Externe Links