Wenn man bei einem einzelnen Ölfeld die Entwicklung der geförderten Menge über die Zeit verfolgt, kann man zunächst einen steilen, vom Eigendruck der Lagerstätte getriebenen Anstieg beobachten. Dann folgt ein mehr oder weniger langes Förderplateau, an das sich schließlich wegen des sinkenden Eigendrucks und der Erschöpfung des insgesamt verfügbaren Öls eine längere Phase des Absinkens anschließt. Der Druck wird oftmals durch Einpressen von Wasser oder Gasen in die Lagerstätte weiter aufrecht erhalten, was aber den letztendlichen Rückgang der Fördermenge und das endgültige „Austrocknen“ des Felds nicht aufhalten kann – sogar eher beschleunigt, da die förderbare Menge nicht erhöht wird, nur die Geschwindigkeit ihrer Gewinnung.

Wie im Kleinen, so im Großen

Zählt man die Fördermengen aller Ölfelder einer ganzen Förderregion – wie etwa der Nordsee oder der kontinentalen USA – zusammen, ergibt sich ein ähnliches Bild: Wenn eine Ölfirma unter den Bedingungen der Marktwirtschaft arbeitet (was in dieser Hinsicht mehr oder weniger auch für staatliche Unternehmen gilt), ist sie gezwungen, eine möglichst hohe Förderung bei möglichst geringen Kosten anzustreben. Gibt es nun verschiedene Ölfelder, von denen einige sehr große Ölmengen liefern und leicht zugänglich sind, während andere Bohrungen nur kleine, schwer zugängliche Lagerstätten erschließen, wird die Ölfirma in der Regel zuerst die großen und leicht zugänglichen Felder ausbeuten. Dadurch kann die Förderung schnell gesteigert und an einen wachsenden Marktbedarf angepasst werden.

Sobald aber die großen Felder von der Plateau- in die Absinkphase wechseln, müssen immer mehr kleinere und schwerer zugängliche Lagerstätten erschlossen werden, um diesen Rückgang der Förderung auszugleichen, und es wird technisch immer schwieriger und zeitaufwändiger, die vom Markt geforderten Mengen in die Pipelines zu bringen. Irgendwann wird der Punkt erreicht, an dem die neuen kleinen Felder den Rückgang der alten „Elefanten“ nicht mehr ausgleichen können – die Fördermenge beginnt zurückzugehen, die Region hat ihr Fördermaximum (oder auf Englisch: „Peak“) überschritten.

In der folgenden Grafik wird die Ölförderung Alaskas nach einzelnen Feldern aufgeschlüsselt, und das beschriebene Muster ist deutlich zu erkennen. Wie man sieht, wurden die ausgebeuteten Felder im Lauf der Zeit immer kleiner, während das zuerst erschlossene Riesenfeld Prudhoe Bay seit Erreichen seines Maximums 1989 einen steilen Abfall zeigt (Quelle: Erdölstudie der EWG, ab 2007 Prognose). Die forcierte Erschließung kleinerer Felder seit 2000 hat nicht dazu geführt, den allgemeinen Trend nach unten umzukehren.

Auch die folgenden weiteren Beispiele illustrieren, dass es sich bei dem Phänomen des Ölfördermaximums keineswegs um eine Theorie handelt. Wie man sieht, haben wichtige Förderländer wie die USA, Norwegen oder Indonesien ihre maximale Ölproduktion bereits überschritten und zeigen seitdem ein stetiges Absinken der Fördermenge, andere – etwa Mexiko – scheinen ihren „Ölgipfel“ vor kurzem erreicht zu haben, bei Ländern wie dem Iran spielen politische Faktoren gegebenenfalls eine größere Rolle als die Geologie, wie man am Absinken der Förderrate nach der Chomeini-Revolution sieht. Alle Daten stammen von der Energy Information Administration, (kurz „EIA“, www.eia.doe.gov, Stand: September 2008), einer Unterabteilung des US-Energieministeriums.

Der (idealerweise) gipfelförmige Verlauf der Förderkurve wurde zuerst von dem US-amerikanischen Geophysiker M. King Hubbert beschrieben, der 1956 korrekt voraussagte, dass die kontinentalen USA das Maximum ihrer Ölproduktion um 1970 herum erreichen würden. Ihm zu Ehren wird der höchste Punkt einer Ölförderkurve daher auch als „Hubbert-Maximum“ bezeichnet.

Das größte anzunehmende Hubbert-Maximum

Es ist nun nahe liegend, dass auch für die Gesamtmenge der Welt-Erdölförderung ein entsprechender Gipfelwert existieren muss, denn historisch gesehen wurden in analoger Weise die großen und leicht zu erschließenden Felder zuerst gefunden und ausgebeutet (Texas, Baku, Saudi-Arabien), später ist die Förderung dann in Regionen vorgestoßen, die schwerer zu erschließen sind, aber immer noch sehr große Vorkommen aufweisen (Nordsee, Alaska, Golf von Mexiko). Schließlich aber landet man bei vergleichsweise kleinen Feldern in der Tiefsee oder in der Arktis, die extrem hohe technische Anforderungen stellen und deren Fördermenge irgendwann nicht mehr ausreicht, um den langsamen Tod der alten Riesenfelder aufzuwiegen. Dann ist „Peak Oil“ erreicht, das globale Hubbert-Maximum.

Auch der Vergleich von Erdölfunden und -förderung ist in dieser Hinsicht aufschlussreich. Bevor man Erdöl fördern kann, muss man es selbstverständlich erst finden, und wie man dem folgenden Diagramm entnehmen kann, wurde das weltweite „Explorationsmaximum“ bereits in den 1960ern erreicht, und die beiden größten Ölfelder überhaupt, Ghawar in Saudi-Arabien und Burgan in Kuwait, wurden bereits 1948 bzw. 1938 gefunden. Seit Mitte der 1980er Jahre liegt die Menge des gefundenen Erdöls im langjährigen Mittel unter der Förderrate, wir leben also sozusagen von den Lagerbeständen.

Und wann ist es soweit?

Hubbert selbst versuchte 1958 und 1971, eine Datierung des zu erwartenden weltweiten Fördermaximums vorzunehmen. Beide Berechnungen ergaben ein Kurvenmaximum um das Jahr 2000, was offensichtlich nicht eingetreten ist. Man muss allerdings einschränken, dass es nach den ersten beiden Ölkrisen in den 1970er und 80er Jahren durch die sich anschließende Wirtschaftskrise einen erheblichen Einbruch beim Bedarf gab, der sich in einem zeitweiligen Absinken der Förderkurve manifestierte. Durch diesen – politisch bedingten – Rückgang wird die Förderkurve sozusagen um einige Jahre nach rechts verschoben. Mit anderen Worten: Das weltweite Hubbert-Maximum wäre möglicherweise in etwa heute erreicht.

Das folgende Diagramm zeigt die 1971 von Hubbert prognostizierten Kurven (schwarz = niedrige Prognose, blau = hohe Prognose) und die tatsächliche Entwicklung der Ölförderung von 1960 bis 2007 (Hubbert-Kurve nach www.hubbertpeak.com, Förderdaten nach EIA). Bis Ende der 1970er Jahre folgen die Daten Hubberts hoher Prognose, danach folgt der Einbruch durch die Weltwirtschaftskrise und schließlich ein erneuter Anstieg bis heute.

Seitdem die Ölgeologen Colin Campbell und Jean Laherrère die Gefahr eines in naher Zukunft drohenden globalen Hubbert-Maximums 1998 durch einen Artikel im Scientific American (Original hier) wieder ins Bewusstsein der Öffentlichkeit gebracht haben, wurden verschiedene Versuche unternommen, den Zeitpunkt seines Eintretens zu berechnen. Das ist nicht einfach, weil man dazu genau wissen müsste, wie viel förderbares Öl denn noch in der Erdkruste verborgen ist und einige der wichtigsten Ölförderländer, etwa Saudi-Arabien und die anderen Golfstaaten, Details zu ihren Reservenzahlen als Staatsgeheimnis betrachten. Darüber hinaus wirken kurzfristige Schwankungen der Ölförderung, die politische oder wirtschaftliche Ursachen haben, natürlich „störend“ auf einen der Theorie entsprechenden glatten Kurvenverlauf, sodass man erst einige Jahre nach Überschreiten des Maximums sicher wissen kann, ob es überhaupt eingetreten ist. Es kann daher nicht verwundern, dass die Datierungsversuche zu unterschiedlichen Ergebnissen kommen:

• Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe, eine Unterabteilung des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie, kommt in einer Studie von 2006 zu dem Schluss: „Der Höhepunkt der Förderung von konventionellem Erdöl („Peak Oil“) wird bis zum Jahr 2020 erwartet. Danach erfolgt ein Rückgang der Förderung.“

• Um Colin Campbell gründete sich 2000 die Association for the Study of Peak Oil and Gas (ASPO) ein Zusammenschluss unabhängiger Geologen und sonstiger Wissenschaftler, zu denen beispielsweise Wolfgang Blendinger zählt, Deutschlands einziger Professor für Erdölgeologie von der TU Clausthal. Aktuell nimmt die ASPO unter Berücksichtigung der Förderdaten bis 2007 an, dass das Hubbert-Maximum für alle Ölsorten 2008 eintreten wird.

• Dr. Ali Samsam Bakhtiari, ein 2007 verstorbener ehemaliger Experte des nationalen iranischen Ölgesellschaft glaubte, dass dieses Maximum bereits 2006 erreicht war. Die weltweite Ölförderung ist seitdem leicht gestiegen, aber wegen der oben erwähnten kurzfristigen statistischen Schwankungen ist Dr. Bakhtiaris Datierung nicht von vornherein auszuschließen.

• Dass wir das weltweite Hubbert-Maximum bereits überschritten haben, nimmt auch die Energy Watch Group an, eine Vereinigung von Wissenschaftlern und Politikern um die Ludwig-Bölkow-Systemtechnik und den Grünen-MdB Hans-Josef Fell herum, die in einer im Mai 2008 erschienenen Studie das Maximum ebenfalls auf 2006 datieren – „Peak Oil ist jetzt.“

• Sadad al-Huseini, ehemaliger Vizepräsident und Leiter der Abteilungen für Exploration und Produktion der staatlichen saudischen Ölgesellschaft Aramco, überraschte die Teilnehmer der „Oil and Money Conference“ im Herbst 2007 in London mit der Einschätzung, dass die weltweite Ölförderung ihre technische Obergrenze erreicht habe, sich aber vor ihrem endgültigen Absinken noch etwa 10 bis 15 Jahre auf dem gleichen Niveau bewegen werde.

• Zu den Optimisten bei den Ölprognostikern zählt das amerikanische Consulting-Unternehmen Cambridge Energy Research Associates, dessen Chefgeologe Peter Jackson in einer 2006 angefertigten Studie zu dem Ergebnis kommt, dass statt eines Maximums ein „wellenförmiges Plateau“ zu erwarten sei, das aber nicht vor 2030 erreicht werde. Im Gegensatz zu den Arbeiten der anderen Geologen, die den Sinn ihrer Aktivitäten vor allem in der Aufklärung der Öffentlichkeit sehen, ist diese Studie allerdings nur gegen Bezahlung erhältlich.

In gewisser Hinsicht ist es unerheblich, wann genau das weltweite Hubbert-Maximum genau eintritt – das tatsächliche Datum wird man erst Jahre später wissen, und unsere Probleme fangen im Grunde genommen bereits dann an, wenn die Fördermenge wegen des nahenden Maximums nicht mehr an den Bedarf angepasst werden kann. Vieles spricht dafür, dass dies seit etwa 2004 der Fall ist.

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