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

Kann der entstehende Angebotsrückgang nicht vollständig durch Energieeinsparungen und Ersatzstoffe wie Erdölsubstitute (z.B. Kohleverflüssigung, Biokraftstoffe etc.) ausgeglichen werden, drohen eine wirtschaftliche Rezession und nach Meinung einiger Autoren Probleme bei der Nahrungsmittelproduktion.

Die wichtigste Größe bei der Beurteilung der weltweiten Ölversorgung ist die „Fördermenge pro Zeit“ (Förderrate). Die üblicherweise genutzte, das Verhältnis zwischen Reserven und momentanem Verbrauch bezeichnende statische Reichweite der weltweiten Erdölreserven (von der Fa. BP auf ca. 40-50 Jahre geschätzt) ist bezüglich der Ölversorgung irreführend, da sie suggeriert, dass man bis zur Erschöpfung aller Reserven eine konstante Förderung aufrechterhalten könne. Da der Preis von Erdöl jedoch an Rohstoffbörsen ausgehandelt wird, bildet die Förderquote den bei weitem wichtigsten Einflussfaktor auf den Weltmarktpreis, denn bei bislang beständig steigender Nachfrage nach Öl wird sein Preis überproportional ansteigen, wenn sich das Angebot durch sinkende Förderquoten verringert. Anders ausgedrückt wird dann nicht mehr primär die Nachfrage den Preis auf dem Markt bestimmen, sondern das immer knappere Angebot (sog. „Verkäufermarkt“). Wenn es nicht gelingt, die Nachfrage nach Öl durch Alternativen und Einsparungen zu reduzieren, wird der Rückgang der Förderquote zu einer andauernden weltweiten Rezession führen - mit unabsehbaren Folgen für die Stabilität von Wirtschaft, Gesellschaft und Politik in allen Ländern.

Um sich ein Bild zu machen von der Bedeutung von Erdöl im Alltag sei beispielsweise erwähnt, dass

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

Erdöl ist heute (2006) sichtbar (als Rohstoff) oder unsichtbar (als Energie) in quasi allen industriell hergestellten Gütern enthalten; es stellt einen Grundpfeiler der industrialisierten Welt dar. Mit Besorgnis wurde das sich ankündigende Fördermaximum deshalb zunehmend thematisiert. Seit 2005 behandelten sowohl eine aktuelle Studie der Internationalen Energieagentur (IEA) als auch des US-Energieministeriums - im sog. „Hirsch Report“ - das Problem eines Fördermaximums. Auch die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe befasst sich mit dem Phänomen. In den USA hat der Präsident George W. Bush das weltweite Fördermaximum in die politische Agenda aufgenommen, wenn auch ohne das Faktum öffentlich selbst direkt zu benennen. In seiner jährlichen Ansprache „State of the Union Address“ („SOTU“) am 31. Januar 2006 vor dem amerikanischen Kongress kündigte er – unter dem Titel „Anstoß für fortschrittliche Energien“ (Advanced Energy Initiative) – eine Abkehr von „Amerikas Ölabhängigkeit“ und eine Hinwendung zum Ausbau alternativer Energien an, womit allerdings, neben den „klassischen“ regenerativen Energien wie Sonne, Wind und Biokraftstoffe, auch und vor allem die Kernenergie gemeint ist ^[5]. In einem TV-Gespräch hat Bushs bis 2005 amtierender Wirtschaftsminister Don Evans kurze Zeit später die Peak-Oil-Befürchtungen der Bush-Regierung mit Blick auf die „SOTU“-Rede noch einmal bestätigt. Evans: „Es gibt weltweit kein ausreichendes Ölangebot (mehr) für ein vollumfängliches Wachstum unserer Wirtschaft oder der Weltwirtschaft.“ (“There is not enough supply of oil in the world to grow our economy or the global economy at its full potential…”) ^[6].

Datei:Hubbert-peak-erläuterung.png

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

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

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

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

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

^*Colin J. Campbells Thesen werden in Deutschland auch vertreten durch Prof. Dr. Wolfgang Blendinger, Professor für Erdöl- und Erdgasgeologie, TU Clausthal. Er publizierte 1999 die Vorhersage für den Peak-Oil in der Nordsee und äußerte in einem Interview 2006, dass der globale Peak-Oil vermutlich schon überschritten sei.

Cambell hat weitere Prognosen veröffentlicht, die später zurückgenommen wurden.

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

Der Zeitpunkt eines Maximums der Förderquote lässt sich mit Gewissheit erst mehrere Jahre nach seinem Auftreten bestimmen. Der Verlauf der weltweiten Erdölproduktion weist jedoch seit Mitte 2004 auf eine ungewöhnliche Entwicklung der Förderquote hin, wie sie bislang noch nie beobachtet wurde. Die weltweite Ölförderung kannte seit Beginn der industriellen Erdölnutzung generell nur steigende Fördermengen. Ausnahmen waren die zwei Ölkrisen 1974/75 und 1979/83. Zwischen 1979 und 1983 beispielsweise sank die weltweite Produktion von ~67 Mio. auf ~58 Mio. Fass/Tag. Diese beiden Krisen waren politisch motiviert und hatten, im Gegensatz zum weltweiten Fördermaximum, keine geologischen Ursachen. So stieg die Produktion bis 1998 dann auch wieder fast linear an mit einem durchschnittlichen Wachstum von 2 % jährlich (auf der Basis von 1983). Mit Ausnahme eines sehr kleinen Förderrückgangs 1991 durch die Irakinvasion kam es erst 1998-1999 zu einem leichten Rückgang, gefolgt von einem zweiten zwischen 2000 und 2002. Beide Rückgänge können respektive durch Nachfragerückgänge nach der Asienkrise und der Wirtschaftskrise nach dem Platzen der Dotcom-Blase und dem jeweils sich ergebenden, extrem niedrigen Ölpreis (vgl. Abb.7) begründet werden. 2001/2002 drückten zusätzlich noch die Geschehnisse rund um den 11. September 2001 die Nachfrage nach Flugbenzin.

Abb.2 zeigt die weltweite Ölförderung (Definition siehe Abbildungstext) zwischen Januar 2001 und Januar 2007. Als Quelle dienen die Daten der EIA, die diese monatlich veröffentlicht, im Nachhinein jedoch immer noch geringfügig korrigiert. Da es nicht möglich ist, die weltweite Förderung ganz genau zu bestimmen, können in diesem Maßstab Unterschiede zwischen verschiedenen Institutionen auftreten, die bei der Auswertung berücksichtigt werden müssen. Zur Verdeutlichung des Trends sind die angegebenen Rohdaten zweimal gemittelt (jeweils 12 Werte außer an Rändern der Zeitachse). Links ist der erwähnte, zweite Rückgang 2000-2002 zu erkennen, gefolgt von einem starken Anstieg (3,9 %!) bis Mitte 2004. Dieser Anstieg spiegelt zum einen die sich schnell erholende Weltwirtschaft und insbesondere den rasant wachsenden Ölbedarf vor allem Chinas wider und wurde bei den Voraussagen des Zeitpunkts des Fördermaximums, das dadurch zeitlich näher rückt, von vielen Analysten nicht vorausgesehen. Ein Vergleich mit dem Preis zeigt allerdings, dass selbst dieser starke Anstieg die wachsende Kluft zwischen Angebot und Nachfrage nicht wettmachen konnte. Ab 2004 flacht dann die Kurve, trotz anhaltend starken Wirtschaftswachstums vor allem in China und Indien, erneut ab (man erkennt den kurzzeitigen Rückgang, verursacht durch den Wirbelsturm Katrina im Sommer 2005 und den einhergehenden vorübergehenden Ausfall der Ölförderanlagen im Golf von Mexiko). Die EIA sieht eine anschließende Höchstfördermenge von 85,45 Mio. Fass/Tag im Juli 2006, die seitdem nicht mehr erreicht wurde und auch die gemittelte Kurve steigt kaum merklich an. Die Ölkonzerne begründen diese Entwicklung mit ausbleibenden Investitionen aufgrund des niedrigen Ölpreises von 1999 (etwa 10 $/b), der zusätzliche Investitionen nicht rentabel erschienen ließ. Diese Begründung wird allerdings angezweifelt, da die Ölfirmen mit ihren Rekordgewinnen heute (2006) in großem Stil Aktien zurückkaufen, um die Börsenwerte zu steigern, statt in neue Ausrüstung zu investieren. So verdiente der französische Ölkonzern Total 2005 über 12 Mrd. Euro ^[13], Exxon Mobil gar 36 Mrd. Dollar ^[14] im Jahr 2005 und 39,5 Mrd. Dollar 2006 ^[15].

Das sich abzeichnende Plateau wird von Meldungen begleitet, wonach im Frühjahr 2006 einige sehr große Ölfelder die Phase der Förderabnahme erreicht hätten oder sich schon darin befänden:

• Das Ölfeld „Burgan“ in Kuwait – das zweitgrößte Ölfeld der Welt – hat diese Phase nach Aussage der Kuwait Oil Company Ende 2005 erreicht. Es sollen in den nächsten Jahren noch bis zu 1,7 Mio. Fass/Tag gefördert werden ^[16].
• Das Feld „Cantarell“ vor der Küste Mexikos – das Ölfeld mit der weltweit zweitgrößten täglichen Produktionsmenge – hat die Stagnationsphase nach Aussage von Petroleos Mexicanos (Pemex) Anfang 2006 erreicht. Es produzierte bisher 2 Mio. Fass/Tag. Das entspricht 60 % der Gesamtproduktion Mexikos. Der vorausgesagte Rückgang beträgt hier 6 %, tatsächlich beträgt der jährliche Rückgang seit 2005 aber 13%, die Produktion 2008 soll nur noch 520.000 Fass/Tag betragen. ^[17].
• Am 11. April 2006 gab ein Sprecher der saudischen Ölfirma Aramco bekannt, dass sämtliche ihrer älteren Ölfelder (dazu gehört auch „Ghawar“, das größte jemals entdeckte Ölfeld der Welt) ihre Stagnationsphase erreicht hätten und die Förderquote um 8 % pro Jahr fallen werde. Dies stimmt mit den Ergebnissen des texanischen Investmentbankers und Ölexperten Matthew Simmons überein, der eigene Recherchen vor Ort durchführte ^[18]. Allerdings sind mehrere Maßnahmen geplant, um den Abfall auf 2 % pro Jahr zu verlangsamen ^[19].

Saudi Arabien gilt als die Hauptstütze der weltweiten Erdölproduktion: über 10 % des weltweiten Erdöls kommen ausschließlich aus diesem Staat mit 49 bekannten Ölfeldern und 28 Gasfeldern. Jedoch stammten im Jahr 2000 92 % der saudischen Produktion aus nur sieben Riesenölfeldern; die sechs davon mit einer Fördermenge von mehr als 300'000  Fass/Tag sind:

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

Alle diese Felder sind schon jenseits ihres Fördermaximums und produzieren beständig weniger Öl. Allerdings sind über die tatsächlichen Abnahmeraten einzelner Felder keine Daten verfügbar. Das Fördermaximum eines Feldes kommt für den Betreiber oft überraschend, und einmal entdeckt, wird durch zusätzliche Bohrungen versucht, die Abnahmerate zu senken, was allerdings oft wenig hilft ^[20].

In Abb.3 wird die saudische Ölproduktion von Januar 2001 bis Juni 2006 mit der Anzahl eingesetzter Bohrtürme verglichen. Man erkennt, dass die Saudis ihre Ölproduktion in den Jahren 2001/2002 zurückfuhren, als der Markt gesättigt war, danach drosselten sie die Produktion nochmals um ziemlich genau eine Million Fass pro Tag. Zwischen Mai und Juni 2004 wurde die Produktion wieder um diesen Betrag hochgefahren und blieb dort konstant bis Ende 2005. Die Zahl der Bohrtürme schwankte in den letzten fünfzehn Jahren zwischen zehn und zwanzig. Auch während der erwähnten Produktionsschwankungen geschahen keine Auffälligkeiten. Drei Monate nachdem die Produktion wieder auf 9,5 Mio. Fass pro Tag hochgefahren wurde, nahm die Anzahl der eingesetzten Bohrtürme stark zu und liegt zur Zeit bei etwa 40. Trotz dieses immensen Aufwands ist die saudische Ölproduktion seit Oktober 2005 rückläufig. Die ausgedehnten Explorationen sind mit immensen Kosten verbunden - 2002 schon lag das saudische Budget zum Bohren neuer Löcher bei 1,5 Mrd. Dollar ^[20]. Aufgrund der hohen Explorationskosten sowie des hohen Ölpreises wird allgemein nicht angenommen, dass das Land auf noch höhere Ölpreise spekuliert und die Förderung absichtlich zurückfährt. Der steigende Explorationsaufwand ist nebenbei in allen OPEC Staaten zu verzeichnen, allerdings sticht Saudi Arabien stark hervor.

Abb.4 zeigt die Erdölproduktion außerhalb der OPEC-Staaten, die Daten stammen aus Quellen des World Oil Balances ^[21] und sind ab 2004 Schätzungen. Ein Vergleich mit der weltweiten Förderung zeigt, dass der Anteil aus OPEC-Förderländern mehr als 50 % ausmacht. Die Grafik zeigt darüber hinaus, dass das Fördermaximum der Ölproduzenten außerhalb der OPEC und der Russischen Föderation (FSU) im Jahre 2000 überschritten wurde. Wie die IEA im Oil Market Report vom 14. und 28. März 2006 meldete, steigerten die Nicht-OPEC-Länder (auch Russische Föderation) trotz des hohen Preises und der boomenden Weltwirtschaft die Ölförderung vom Jahre 2004 auf 2005 nicht mehr. Allerdings wird dort eine Steigerung der Förderung für 2006 prognostiziert^[22]. Nach Ansicht einiger Experten ist das Fördermaximum bei dieser Kombination im Jahre 2010 zu erwarten. Freilich wird dabei vorausgesetzt, dass die OPEC solange noch in der Lage ist, den wachsenden Weltbedarf und die sinkende Förderung der restlichen Welt gleichzeitig aufzufangen.

In den OECD-Europa-Ländern sinkt die Ölförderung um etwa 5 % jährlich, wobei dieser Trend sich verstärkt. Derzeit (Jan. 2006) können noch etwa 36 % des Bedarfes aus eigenen Quellen gedeckt werden. Es ist zu erwarten, dass 2015 in der EU 92 % importiert werden müssen^[23]. Im Oil Market Report^[24] wird darüber hinaus für 2006 eine Nicht-OECD-Nachfragesteigerung von 1,0 Millionen Fass pro Tag prognostiziert. Allerdings wird dabei eine Fördersteigerung der Nicht-OECD-Länder von 1,2 Millionen Fass pro Tag angenommen. Daraus ergibt sich eine Lücke für die OECD-Länder, denn die Nachfrage steigt hier um angenommene 0,5 mb/d bei einer sinkenden Förderung von ca. 0,3 mb/d – folglich fehlen dem Markt im Jahre 2006 0,6 Millionen Fass pro Tag. Damit verbessert sich die Prognose im Vergleich zum Vormonat um 0,3 mb/d.

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

Hauptartikel: Ölvorkommen

Wie oben erläutert, folgt die Ölförderung aus mehreren Quellen idealerweise einer symmetrischen Gaußschen Normalverteilung. Dies bedeutet, dass der Höhepunkt der Förderung annähernd erreicht ist, wenn die Hälfte des förderbaren Öls verbraucht ist. Die Schätzung der Reserven spielt daher bei der Vorhersage des Maximums eine entscheidende Rolle. Eine Ölreserve ist allerdings kein fester Wert, sondern hängt unter anderem ab vom Ölpreis und von der eingesetzten Technik. So können selbst beim Einsatz hochmoderner Technik derzeit (2006) nur etwa 35-45 % einer vorhandenen Lagerstätte gefördert werden ^[26][27], in den bedeutenden Ölfeldern im Nahen Osten wird dieser Spitzenwert längst nicht erreicht, auch weil durch zu schnelles Pumpen viele Lagerstätten beschädigt wurden. Eine weitere Unsicherheit ist die Definition von Reserven; siehe Hauptartikel. Diese Interpretationsspielräume werden von den ölproduzierenden Staaten oft genutzt, um die ausgegebenen Reserven zu manipulieren. Sie sind daher oftmals sehr zweifelhaft und spiegeln eher politische Interessen wider als geologische Tatsachen. So entschieden 1985 die OPEC-Förderländer, ihre Produktionsraten an die jeweiligen Reserven zu koppeln; wer hohe Reserven aufweisen konnte, durfte mehr fördern und umgekehrt. Wie in Abb.5 deutlich zu sehen, provozierte diese Entscheidung eine allgemeine künstliche Anhebung der Reserven der einzelnen Mitgliedsstaaten, da jeder höhere Förderquoten bei hohem Preis erhalten wollte. Eine Erhöhung der Reserven erlaubt es den betroffenen Staaten zudem, höhere und zinsgünstigere Kredite zu erhalten. Dies war beispielsweise der Grund, weshalb der Irak seine Reserven 1983 erhöhte, als er sich im ersten Golfkrieg gegen den Iran befand. Auch andere Beispiele mahnen zu extremer Vorsicht bei offiziell angegebenen Reserven:

• Im Januar 2006 berichtete die Petroleum Intelligence Weekly, dass Kuwaits Reserven lediglich 48 Mrd. Fass betrügen und davon nur 24 „voll bewiesen“ seien (Definition siehe Hauptartikel). Das Blatt stützte sich dabei auf geheime Dokumente, die aus dem Land geschmuggelt wurden. Dies entspricht einer Halbierung der offiziellen Zahlen und geht noch weiter als die Vermutungen der ASPO (die internationale „Association for the Study of Peak Oil and Gas“, gegründet von Colin J. Campbell). Von den kuwaitischen Behörden wurde dieser Bericht umgehend dementiert.
• Am 9. Januar 2004 gab der Ölmulti Shell bekannt, dass 20 % seiner Reserven von bewiesen zu möglich (also unsicher) umdeklariert werden müssten. Die Bekanntgabe ließ den Aktienkurs von Shell abstürzen und brachte dem Unternehmen einen Prozess ein, weil der Unternehmenswert damit in betrügerischer Weise überbewertet war. Seitdem hat Shell noch dreimal seine Reserven von insgesamt 14.500 auf 10.133 Mio. Fass herunterkorrigiert. Shell-Präsident Phil Watts musste daraufhin zurücktreten.
• Kuwaits Reserven sind vor und nach dem Golfkrieg (1990–1991) mit 94 Mrd. Fass konstant geblieben (siehe Abbildung), obwohl die immensen Schäden an den Bohrlöchern, die die sich zurückziehenden irakischen Streitkräfte verursachten, etwa sechs Mrd. Fass vernichtet hatten.
• 1970 erhöhte Algerien, wahrscheinlich unter sowjetischem Druck, seine nachgewiesenen Reserven von 7 bis 8 auf 30 Mrd. Fass. Zwei Jahre später erreichte dieser Wert sogar 45 Mrd. Fass. Dann änderte sich der politische Wille - die Zahlen kehrten nach 1974 wieder zu Werten unter zehn Mrd. Fass zurück (Angaben nach Jean Laherrère).
• PEMEX, die mexikanische staatliche Ölgesellschaft mit einem Fördermonopol, machte im September 2002 Abstriche bezüglich ihrer Reserven um 53 % (von 26,8 auf 12,6 Mrd. Fass). Kurz darauf wurden sie wieder leicht auf 15,7 Mrd. Fass angehoben.
• Es gibt auch Beispiele, bei denen die Reserven unterschätzt wurden. 1993 schätzte das Oil and Gas Journal die Reserven Äquatorialguineas auf einige unwichtige Lagerstätten mit einem Gesamtwert von 12 Mrd. Fass. Daraufhin wurden zwei Riesenlagerstätten („Giants“) von mittlerer Größe entdeckt, aber der Wert änderte sich dem Blatt zufolge bis 2003 nicht. 2002 hatte der Staat immer noch eine angegebene Reserve von 12 Mrd. Fass, obwohl er jährlich 85 Mio. Fass förderte! Des weiteren wurden die Reserven Angolas zwischen 1994 und 2003 mit 5,421 Mrd. Fass angegeben, obwohl in diesem Zeitraum 38 neue Lagerstätten mit jeweils mehr als 100 Mio. Fass entdeckt wurden. Genaue Angaben über die jeweiligen Ölreserven befinden sich im Hauptartikel .

Datei:Ölfunde.png

Ehe aus einer Ölquelle gefördert werden kann, muss sie entdeckt werden. Je nach Größe einer Ölquelle dauert es unter Umständen Jahrzehnte, bis die Förderraten sinken, im Schnitt sind es jedoch in etwa 40 Jahre. Um den beständig steigenden Erdölbedarf zu befriedigen muss demnach entsprechend mehr Öl entdeckt werden. Abb.6 zeigt die Ölfunde von 1930 bis 2050 nach Campbell unter Zuhilfenahme der Methode der „Rückdatierung von Ölfunden“ ^[28][29], wobei die weißen Balken Schätzungen sind. Mit eingefügt ist die jährliche Fördermenge. Man erkennt die großen Ölfunde Ende der 1940er Jahre im persischen Golf und die großen Funde Anfang der 1980er Jahre in der Nordsee. Das meiste Öl wurde allerdings in den sechziger Jahren gefunden. Seitdem nehmen die Funde, von einigen Ausnahmen abgesehen, beständig ab, seit 2003 liegen sie sogar kontinuierlich unter den prognostizierten Werten. Große Ölfelder sind generell leichter zu entdecken als kleine, und so kommt hinzu, dass die neu entdeckten Ölfelder tendenziell kleiner werden und schwieriger auszubeuten sind als die Entdeckungen vergangener Zeiten. Daraus folgt, dass sich die kontinuierlich zunehmende Produktion mehr und mehr aus alten Ölfeldern speist. Seit Anfang der 1980er Jahre wird mehr Öl produziert als neues gefunden und die Lücke öffnet sich beständig.

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

Des Weiteren rentiert sich durch den steigenden Ölpreis die Erforschung neuer Fördertechniken. So sieht beispielsweise BP-Chef Lord Browne durch ausgefeiltere Fördermethoden mögliche Ausbeutungen von bis zu 60 % (2006: ~40 %) ^[27]. Andere sehen die zukünftige Technologieentwicklung skeptischer. Da durch bessere Fördertechniken die Ausbeute schon während der vergangenen 85 Jahre (Stand 2005) verdoppelt wurde, sehen sie kaum noch Spielraum für zukünftige Steigerungen. Insgesamt scheint es sehr zweifelhaft, ob technische Neuerungen die galoppierende Nachfrage langfristig befriedigen können. Hinzu kommt, dass eine übertriebene, von den Industrienationen oft geforderte Steigerung der Fördermenge letztendlich schädlich ist, da hohe Extraktionsraten ein Ölfeld irreversibel beschädigen oder dazu führen können, dass ein gesteigerter Prozentsatz an schlecht oder gar nicht förderbarem Öl im Feld zurückbleibt. Bei kleineren Ölfeldern in Syrien wurde dieser Effekt bereits beobachtet. Dies könnte bestehende und einkalkulierte Prognosen über Ölreserven nachträglich negativ beeinflussen. Ein solcher Umstand bei einem großen Feld wie beispielsweise Ghawar (Saudi-Arabien) würde vermutlich Panikreaktionen hervorrufen. Dort wurden wegen der nachlassenden Ergiebigkeit bereits sog. „Flaschenbürstenbohrungen“ mit Wasserinjektionen durchgeführt (Stand 2005).

Gemäß marktwirtschaftlichen Mechanismen muss der Preis für ein Gut steigen, solange die Nachfrage größer ist als das Angebot. Die weltweite Nachfrage nach Öl schwankt mit der Konjunktur, nimmt aber über die Konjunkturzyklen betrachtet tendenziell zu. In der Vergangenheit konnte die Ölförderung mit der steigenden Nachfrage Schritt halten. Nach dem Erreichen des Ölfördermaximums ist die Befriedigung einer steigenden Nachfrage durch Erhöhung der Produktion definitionsgemäß nicht mehr möglich.

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

Seit 2004 kommt es zu Preissteigerungen, da die Förderrate allmählich abnimmt ^[30] (vgl. Abb.2). Der Preis steigt im Falle sinkender Förderraten solange, bis genügend Marktteilnehmer ihre Nachfrage zurückziehen, weil sie den Marktpreis nicht mehr bezahlen können oder wollen. Abb.7 zeigt, dass in der kurzfristigen Betrachtung ab ca. 1999 der Ölpreis tendenziell zunimmt; das Platzen der Spekulationsblase am Neuen Markt mit der wirtschaftlichen Rezession Anfang 2001 sowie die Geschehnisse rund um den 11. September 2001, die eine sinkende Nachfrage nach Flugbenzin zur Folge hatten, senkten die Nachfrage nach Öl und damit den Ölpreis.

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

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

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

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

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

Die Problematik um das Ölfördermaximum ist sehr komplex und selbst von Fachleuten schwer zu durchschauen, da viele Variablen eine Rolle spielen. Ein allgemeiner Konsens besteht darin, dass im Falle eines bald einsetzenden Ölfördermaximums sich die heutige Energieverwendungsweise in den industrialisierten Ländern mit seinem hohen Energieverbrauch - gestützt auf fossile Energieträger wie Erdöl, Erdgas, Braun- und Steinkohle - nicht wird aufrechterhalten lassen.^[31] Die zwei großen Ungewissheiten sind die Energieeinsparungspotenziale und die Möglichkeiten alternativer Quellen. Da Erdöl außer seiner hohen Energiekonzentration noch weitere Vorteile mit sich bringt, sind seiner Ersetzung Grenzen gesetzt. Denn fraglich ist, ob Alternativen a) finanziell ähnlich günstig wie Öl sein können, b) ähnliche qualitative Eigenschaften aufweisen (Transportfähigkeit) sowie c) quantitativ ausreichend und zeitnah bereitgestellt werden können. Dabei wird häufig nicht genügend beachtet, dass Erdöl – was die Energiefrage betrifft – in der Hauptsache als leicht transportabler, mitführbarer Treibstoff dient und in der (standortgebundenen) Elektrizitätsgewinnung nur eine sehr untergeordnete Rolle spielt.

Des Weiteren ist fraglich, inwieweit sich die Gesellschaft rechtzeitig auf einen möglichen Wechsel wird einstellen können und ob bei einer Abnahme des Verbrauchs von Erdöl noch die Ernährung der Weltbevölkerung gesichert werden und die Wirtschaft fortbestehen kann. Selbst wenn die Stromversorgung mit Kernenergie oder alternativen Energiequellen aufrechterhalten werden kann, so wird ein Mangel von Erdöl große Auswirkungen auf praktisch alle Bereiche des Lebens haben. Man nimmt allerdings an, dass sich ein großer Teil des Bedarfs vorerst von dem dann teuren Erdöl auf billigeres Erdgas u. ä. verlagern wird, was natürlich die Problematik nur verzögert und rasch - im Sinne einer Kreuzpreis-Substitution (steigende Nachfrage nach einem Produkt y auf eine Preisänderung des Gutes x, wodurch Produkt y sich ebenfalls verteuert) - zur nachfragebedingten Preisanhebung auch der Alternativen führen dürfte.

Die enge Verknüpfung zwischen Ölverbrauch und Wirtschaftswachstum der letzten Jahrzehnte lässt derzeitige Wachstumsraten bei sinkendem Erdölangebot fraglich erscheinen. Ist eine bedingte Abkopplung zwischen beiden Werten lokal zwar möglich (siehe Abb. 8a am Beispiel Deutschlands), so zeigt ein weltweiter Vergleich (Abb. 8b), wie eng verflochten beide Kurven miteinander sind. Deutschland ist heute (2006) fünftgrößter Erdölverbraucher der Welt (in absoluten Zahlen). Am Beispiel Deutschlands sieht man, dass der Bedarf an zusätzlichem Erdöl während des gewählten Beobachtungszeitraums tendenziell abnimmt, von zunehmendem Verbrauch von über 10 % Ende der 1960er Jahre bis zu eher abnehmendem Verbrauch seit Mitte der 1990er Jahre, während die BIP-Zuwächse nur geringfügig abnehmen. Vor allem Mitte der 1980er Jahre (1987-89) konnte das BIP um 1,5-3,9 % gesteigert werden, während der Erdölverbrauch um 2,2-5,5 % abnahm. Ähnliches sieht man Ende der 1990er Jahre während des Informatikbooms (BIP-Zuwächse um 2-3 % mit um 2-3 % sinkendem Erdölbedarf). Um einer dauerhaften Rezession zu entgehen, müsste der notwendige Bedarf an Rohöl für zusätzliches Wachstum jährlich um mehrere Prozentpunkte abnehmen, was der prognostizierten Abnahme der weltweiten Ölförderung entspräche. Da die deutsche Wirtschaft stark vom Export abhängt, müsste diese Entwicklung auch im Rest der Welt bzw. bei den Abnehmern deutscher Produkte stattfinden.

Auch weltweit erkennt man einen engen Zusammenhang zwischen Erdölverbrauch und Wirtschaftswachstum (siehe Abb. 8b). Die Grafik zeigt die zwei Erdölkrisen in den siebziger und achtziger Jahren sowie den verringerten Erdölbedarf nach dem Zusammenbruch der UdSSR, die jeweils von geringerem Wirtschaftswachstum begleitet waren. Der in Deutschland zu beobachtende Trend hin zu geringerem Verbrauch bei gleichzeitigem Wachstum ist weltweit nicht zu sehen. Dies kommt daher, dass sich die „alten“ Industrieländer mehr und mehr von ihrer Industrieproduktion verabschieden, sie in Billiglohnländer der Dritten Welt auslagern und sich auf Dienstleistungen konzentrieren, welche im eigenen Land weniger energieaufwändig sind. Weltweit erkennt man trotz gesteigerter Anstrengungen in vielen Teilen der Welt in den letzten Jahren kaum eine Entwicklung, die auf ein mögliches erdölfreies Wirtschaftswachstum hindeutet.

Gemäß einer Studie der Investmentbank Goldman Sachs ^[32] gilt der Ölpreis inzwischen als unangefochten größtes Risiko für die Weltwirtschaft (37 % langfristig und 27 % mittelfristig).

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

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

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

Globalisierung beruht prinzipiell auf zwei Säulen: weltweiter Kommunikation und weltweitem, billigem Transport. Bedingt durch die unausweichliche ölpreisbedingte Steigerung der Transportkosten wird angenommen, dass der weltweite Handel in dem derzeitigen Ausmaß nicht mehr möglich sein und sich die Globalisierung einschränken werde^[30].

Hierdurch kann sich die Art des Wirtschaftens verändern, beispielsweise hin zu einem mehr regionalen Wirtschaften, das durch kürzere Transportwege und ein höheres Maß an regionaler Selbstversorgung die Abhängigkeit von Mineralöl verringert ^[33][34].

Der eintretende Ölmangel provoziert gravierende Probleme in der Nahrungsmittelproduktion und -verteilung. Seit Beginn der Industrialisierung, vor allem seit der Grünen Revolution in den 1960er Jahren, stieg beispielsweise die weltweite Getreideproduktion um 250 %, ohne dass sich die Anbaufläche änderte (vgl. Abb. 10). Dies ist ausschließlich auf den Einsatz fossiler Energieträger in Form von Düngemitteln, Pestiziden, dieselbetriebener Bewässerung und motorisierter Landwirtschaft und Verteilung zurückzuführen. Synthetische Düngemittel (Verbrauch in Deutschland 1999: 3 Mio. Tonnen (~244 kg/ha landwirtschaftlicher Nutzfläche), Quelle: FAO ) werden seit Beginn des 20. Jahrhunderts zur Produktionssteigerung eingesetzt, deren Herstellung im Haber-Bosch-Verfahren große Mengen an Energie verbraucht. So verbrauchen die USA jährlich alleine für die Düngemittelherstellung 100 Mio. Fass Öl, mehr als die weltweite Tagesproduktion. Deutschland verbraucht jährlich fast 30 Mio. Fass, da ein Liter Düngemittel im günstigsten Fall 1,4 Liter an Öl zur Herstellung braucht ^[35]. Ähnliches gilt für Pflanzenschutzmittel und Biozide, ohne deren Einsatz die landwirtschaftlichen Erträge erheblich geschmälert würden. Des weiteren werden Systeme zur Lebensmittelaufbewahrung und -lagerung, wie beispielsweise Kühlschränke, in ölbetriebenen Fabriken hergestellt und unter Benutzung von Öl verteilt. Durch anhaltend billiges Öl entstand so ein System der Nahrungsmittelverteilung über weite Strecken, das in der Zeit teuren Öls (Nach-Fördermaximum) nicht mehr funktionieren wird. So ergab eine Studie des Wuppertal Instituts 1993, dass die verschiedenen Zutaten eines Erdbeerjoghurts im Schnitt 3500 km zurücklegen, bevor sie vermengt werden ^[36]. Hervorgerufen durch eine bis dahin beispiellose Produktionssteigerung auf der Basis von billigem Öl war die erste Hälfte des Erdölzeitalters (Vor-Fördermaximum) von kontinuierlicher Landflucht und Bauernsterben begleitet. Um 1800 lebten 75 % der deutschen Bevölkerung von der Landwirtschaft, bis 2006 nahm deren Prozentsatz, dank der erdölbasierten und damit hochproduktiven Landwirtschaft, auf 2-3 % ab ^[37]. Diese Zahlen sind einigermaßen repräsentativ für alle Industrienationen. Es konnte bislang nicht gezeigt werden, dass dieser kleine Bevölkerungsanteil weiterhin in der Lage sein wird, ohne den Einsatz billigen Öls für ausreichend Nahrung zu sorgen.

Aus der Grafik erkennt man auch, dass die Produktion bis 1985 linear zunimmt, um anschließend leicht abzuflachen. In den Jahren 1995-2003 nahm sie trotz gesteigerten Düngemitteleinsatzes nicht mehr zu, was mit zunehmender Auslaugung der Böden und immer energieaufwändigeren Bewässerung zusammenhängt. Der Trend zeigt deutlich, dass die Erträge aus der Landwirtschaft bei einer Abnahme des zur Verfügung stehenden Öls ebenfalls zurückgehen müssen. Da dies vor allem die nordamerikanischen Staaten mit ihrer hochindustriellen Nahrungsmittelproduktion betreffen wird und die Bevölkerung dort wächst, werden diese Staaten in einigen Jahren nicht mehr exportieren. Millionen Menschen auf der Welt, die noch immer abhängig sind von nordamerikanischem Getreide, werden diesen Mangel nicht überleben. Durch die Abhängigkeit der Landwirtschaft vom Öl wird dank des Ölfördermaximums eine Situation erzeugt, in der nicht nur wirtschaftliche Probleme auftreten, sondern sich auch die Hungerproblematik drastisch verschärfen wird. Die weltweite Nahrungsproduktion und, nach Colin Campbell, die Weltbevölkerungsentwicklung werden etwa gleichzeitig ihren zahlenmäßigen Höhepunkt erreichen (siehe auch Bevölkerungsfalle). Aufgrund der entstehenden gesellschaftlich notwendigen Umstrukturierungen wird diese Entwicklung auch die reichen Industriestaaten nicht verschonen, wenngleich weniger ausgeprägt. Im Hinblick auf diese Problematik gilt das weltweite Fördermaximum als Wendepunkt in der Geschichte der industrialisierten Welt, verbunden mit einer Wiederbelebung der vorindustriellen arbeitsintensiven Landwirtschaft (Reagrarisierung), in der zunehmend mehr Menschen ihr Auskommen finden werden.

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

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

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

Der ERoEI-Faktor verschiedener Energieformen

Energieform	Sustainability Journal
Wasserkraft	10:1
Naturgas	5:1 - 10:1
Wind	3:1 - 10:1
Kohle	1:1 - 10:1
Solaranlagen	1:1 - 10:1
Kernkraft	4:1
Biodiesel	3:1
Ethanol	1,2:1
Wasserstoff	0,5:1

Der entstehende Mangel an Erdöl bedeutet einen Mangel an (i) einer Energiequelle und (ii) einem Rohstoff, wobei der Verlust an Energie sehr viel schwerwiegender ist als der Mangel des Rohstoffs. Beispielsweise beruhen etwa 40 % des Gesamtenergieverbrauchs in Deutschland auf Erdöl. Die bisher aus Öl gewonnene Energie kann zu einem gewissen Teil eingespart und zu einem gewissen Teil durch andere Energiequellen ersetzt werden. Eine Möglichkeit, alternative Energiequellen abzuschätzen, bietet der ERoEI (Energy Returned on Energy Invested etwa: Erzeugte Energie aus aufgewandter Energie) Index, der beschreibt, wie viel Energie aufgewendet werden muss (EI), um eine bestimmte Menge Energie zu erzeugen (ER). ERoEI ist also ER/EI. Je größer dieser Wert, desto 'billiger' ist die Energiequelle. Eine etwas andere Darstellung desselben Sachverhalts ist die so genannte Nettoenergie, die den Teil der Energie bezeichnet, den man beim Prozess herausbekommt, wenn man von der erzeugten Energie (ER) die eingesetzte (EI) abzieht. Also ER-EI. Ein ERoEI von eins (1:1) bedeutet eine Nettoenergie von null, und es wird irrelevant, wie hoch der Ölpreis liegt.

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

Hauptartikel: Fossile Energie

• Kohle ist de facto der verbreitetste und in der größten Menge vorhandene fossile Energieträger, sie hat die größte statische Reichweite unter den fossilen Energieträgern. Kohle dient gegenwärtig vor allem der Stromproduktion. Mit Kohleverflüssigung könnte Kohle Erdöl sogar direkt ersetzen. Dies würde allerdings verschiedene Probleme mit sich bringen: Erstens würde bei der Verflüssigung ein Teil der Energie verloren gehen. Zweitens wäre der CO₂-Ausstoß der verflüssigten Kohle erheblich höher als der von Erdöl und – mit der Verflüssigung – auch höher als der der direkten Nutzung von Kohle. Drittens wären diese Prozesse finanziell aufwendig. Viertens würde dies die bisher große statische Reichweite von Kohle erheblich reduzieren, da sie hauptsächlich zur Stromerzeugung genutzt wird, die nur etwa 17 % des Primärenergieverbrauchs ausmacht.
• Erdgas ist der umweltfreundlichste fossile Energieträger. Zudem kann Erdgas prinzipiell Öl in einigen Bereichen (ohne Umwandlung) direkt ersetzen, etwa zum Antrieb für Kraftfahrzeuge. Allerdings ist Erdgas nicht in ausreichenden Mengen vorhanden, um Öl zu ersetzen – Peak-Gas wird schon 2025 erwartet. Darüber hinaus nehmen einige Geologen an, dass Russlands Reserven nicht so groß sind wie angegeben.

Hauptartikel: Kernenergie

Die Kernenergie stellt eine Möglichkeit dar, die Stromversorgung mittelfristig zu stützen. Für die Nutzung in konventionellen Atomkraftwerken (AKW) gelten die weltweiten Uranvorkommen allerdings als begrenzt, was sich auch im seit 2005 steigenden Weltmarktpreis ausdrückt. Bei einem Umstieg auf die unter anderem wegen Sicherheitsbedenken umstrittene Brütertechnologie, die derzeit nur in wenigen Kraftwerken verwendet wird, könnte vielleicht die Reichweite auf mehrere tausend Jahre^[38] gesteigert werden, da auch nur noch 1/60 der ursprünglichen geförderten Menge für die gleiche Leistung von heute nötig wäre. China hat 2004 angekündigt, bis 2020 insgesamt 30 neue Reaktoren zu bauen, und auch in Finnland wird ein AKW gebaut. Die Gründe dafür liegen aber vermutlich weniger in der Angst der Regierungen vor einer nahenden Ölspitze als in den vergleichsweise geringen Treibhausgas-Emissionen durch Kernkraftwerke. Des Weiteren bemühen sich Energiekonzerne, den teilweise beschlossenen Ausstieg aus der Atomkraft rückgängig zu machen. Ein weiteres grundlegendes Problem neben der langfristigen Rohstoffsicherung und der Sicherheit der Kernkraftwerke ist die Endlagerung des radioaktiven Abfalls.

Hauptartikel: Kernfusion und Wasserstoffwirtschaft

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

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

Hauptartikel: Erneuerbare Energien

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

• Wasserkraft wird seit mehr als 100 Jahren zur Elektrizitätsgewinnung verwendet. Die Mehrzahl geeigneter Stauseen ist schon angelegt, so dass nur noch wenige zusätzliche Ausbaukapazitäten bestehen. Das gesamte Wasserkraftpotential in Deutschland beträgt etwa 26 TWh/a, was derzeit ca. 5 % des deutschen Stromverbrauchs entspricht. Derzeit werden etwa 20 TWh Wasserkraftstrom pro Jahr erzeugt.

• Windenergie erzeugte bereits im Jahre 2004 ca. 5,8 Prozent des deutschen Stroms. Geplante Offshore-Windparks in Nord- und Ostsee stellen ein weiteres Ausbaupotenzial dar. Hinzu kommt, dass die an Land gebauten Anlagen in der Leistungsklasse von 0,5 bis 1,8 Megawatt (MW) liegen. Die für den Offshore-Einsatz vorgesehenen Anlagen der „neuen“ Generation (z.B. Enercon, Repower) hingegen erzeugen 5 - 6 MW je Windkraftanlage. So könnten bereits zwei bis drei große Offshore-Parks (mehr als 200 Anlagen) mehr und konstanteren Strom produzieren als alle Onshore-Anlagen Deutschlands zusammen.

• Photovoltaik gewinnt weltweit stark an Bedeutung, da sie die Schwelle zur Wirtschaftlichkeit durchbricht. Solarmodule können mittlerweile für 2000 €/Wp|kW_p in Massen hergestellt werden. Das durch den Siliziummangel gebremste Wachstum gewinnt wieder an Fahrt. Das Potential ist aufgrund der Solarstrahlung regional sehr unterschiedlich. Theoretisch ließe sich bei einem Wirkungsgrad von 16 % der Weltenergiebedarf (nicht Weltstrombedarf, der nur etwa 17 % davon ausmacht) mit einer Fläche von 650 km x 650 km in der Sahara bzw. 1100 km x 1100 km in unseren Breiten decken. Um den Primärenergiebedarf Deutschlands zu decken, würde dort eine Fläche von 213 km x 213 km gebraucht. Dies entspricht 12,7 % der Landesfläche oder 26 % der Agrarflächen. Der Strombedarf Deutschlands könnte mit 76 km x 76 km Solarzellen alleine gedeckt werden. Dies entspricht 1,6 % der Landesfläche bzw. weniger als alle verfügbaren Dachflächen. Auf Hawaii und anderen sonnenreichen Inseln ist die Photovoltaik bereits heute günstiger als Netzstrom, da zur Stromerzeugung mangels eigener Ressourcen importiertes Dieselöl verwendet wird, dessen Preis in den letzten Jahren auf aktuell 42 Cent/Liter angestiegen ist. Solarzellen eignen sich außerdem gut für Kleinstkraftwerke und Insellösungen. Der Rohstoff Silicium zur Solarzellenherstellung ist grundsätzlich praktisch unbegrenzt vorhanden, da gewöhnlicher Quarzsand lediglich oxidiertes Silicium darstellt (Siliciumdioxid).

• Meeresenergie in Form der Gezeiten lassen sich durch Gezeitenkraftwerke nur an wenigen Orten nutzen. Meereswärmekraftwerke wurden bislang nur als kleine Versuchsanlagen realisiert; die Nutzleistung ist im Vergleich zu den Konstruktionskosten erheblich. Die ersten Wellenkraftwerke sind in der Probephase. Hier wird die Wellenenergie in mechanische Energie umgewandelt, welche dann einen Generator zur Stromerzeugung antreibt.

• Geothermie nutzende Heizkraftwerke könnten theoretisch in Deutschland mittelfristig etwa die Hälfte des nationalen Energiebedarfes abdecken.

• Unter Biomasse fallen alle diejenigen Energieformen, die unmittelbar aus überwiegend pflanzlichen , aber auch tierischen Stoffen gewonnen werden: Hierzu gehören u. a. Ethanol (gewonnen aus Getreide, Zuckerpflanzen oder Holz), Pflanzenöle und synthetische Kraftstoffe wie Sunfuel aus Biomasse. Beim Anbau von Biomasse zur Energieerzeugung gilt es zu beachten, dass die industrielle Landwirtschaft, welche den Anbau in ausreichenden Mengen (zusätzlich zur Nahrungsproduktion) leisten muss, bislang zu großen Teilen auf Erdöl als Energiequelle beruht. Besonders kritisch ist auch, dass für den Bau von Plantagen vielerorts Urwald brandgerodet wird, wobei das im Wald gespeicherte Kohlendioxid freigesetzt wird. Die Gesamtenergiebilanz von Pflanzenölen als Alternative wird unterschiedlich bewertet: Sowohl Düngung als auch großflächiger Anbau sind energieaufwändig und mit allen Problemen von Monokulturen behaftet. Andererseits entfällt der Energieaufwand für lange Transportwege und für die Verarbeitung in Raffinerien, da Pflanzenöle ohne weitere Verarbeitung genutzt werden können. Die Herstellung von BtL-Kraftstoffen (Biomass to Liquid) wie Sunfuel ist auf externe Energiequellen angewiesen. Dabei muss die meiste Energie für den Umformprozess (Dampf und elektrische Energie) aufgewendet werden (siehe Bio-Ethanol). Der genaue Energieaufwand zur Erzeugung von BtL wird nicht veröffentlicht. Energieeinsparungen werden durch lokale, den Pflanzensorten der Region angepasste Raffinerien erwartet, da Transportwege verringert werden.

• Wasserstoff kann per Elektrolyse, via Biomasse-Vergasung und auf anderen Wegen hergestellt werden. Der Wirkungsgrad bei der Elektrolyse beträgt ca. 75 %. Eine Verflüssigung von Wasserstoff ist mit weiteren 20 % an Verlusten behaftet. Die Energiedichte des flüssigen Wasserstoffs beträgt im Vergleich zu Benzin nur etwa 1/4, wodurch die Tanks ein sehr großes Volumen aufweisen müssten. Ein Kubikmeter flüssiger Wasserstoff wiegt gerade einmal 70 kg. Der Wirkungsgrad vom Strom bis zur Bewegungsenergie liegt bei etwa 25 %. Wasserstoff ist ähnlich wie Öl ein Energieträger, keine Energiequelle. Möchte man das Energieäquivalent eines Fasses Erdöl mit Windstrom (9 Cent/kWh) als flüssigen Wasserstoff herstellen, so entspräche dies einem Preis pro Fass von 304 $. In Deutschland kostet allerdings ein Fass Benzin mit Steuern auch 277 $. Die wirtschaftlich interessantere Möglichkeit zur Wasserstoffherstellung ist die Vergasung von Biomasse (es existieren verschiedene Verfahren). (Siehe auch Wasserstoffwirtschaft)

Hauptartikel: Energieeinsparung

• Eine Möglichkeit, das Ende des Ölzeitalters nach hinten zu verschieben, ist, den Verbrauch einzuschränken. Es gibt schon viele Ansätze dazu. Ein Beispiel ist die Förderung des privaten Einsatzes von Solarenergie. Mit geförderten Solar-Kollektoren zur Warmwassererzeugung in privaten Haushalten können große Mengen Heizöl eingespart werden.

• „Was jetzt ganz schnell zusammenstürzen kann, ist das industrielle Entwicklungsmodell, das über 200 Jahre lang prägend war, sich immer mehr ausgeweitet hat und das getrieben worden ist von der überwiegend fossilen Energieversorgung. Dieses steht zur Disposition, das ist ganz eindeutig.“ Hermann Scheer, SPD-MdB, Anfang 2006 im Gespräch mit einem freien Journalisten des Deutschlandfunks .
• „Viele Berufe wird es nicht mehr geben: Werbefachleute, Vertriebsdirektoren etc. Ich glaube, Arbeit wird wieder sehr praktisch werden, und vieles wird sich um die Nahrungsmittelproduktion drehen.“ James Howard Kunstler, 2003.
• „Das Erdölfördermaximum wird uns Krieg bringen, Hunger und wirtschaftliche Rezession. Vielleicht wird es die menschliche Rasse auslöschen.“ Colin J. Campbell, 2002.
• „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; im Winter 2005/2006 in der von ihm herausgegebenen US-Zeitschrift The National Interest.
• „Wir müssen in den kommenden Jahren mit einem Ölpreis von 200 bis 250 Dollar je Fass rechnen.“ Matthew Simmons, in einem Interview mit der Zeitschrift Capital in der Ausgabe 2/2006
• „Öl wird beginnen, weniger zu werden, allerdings nicht abrupt. Sein Preis freilich wird rapide steigen. … Es ist wahrscheinlich, dass dies gewalttätige Störungen und massive Flüchtlingsbewegungen in nie gekanntem Ausmaße nach sich ziehen wird.“ Michael Meacher, britischer Ex-Umweltminister unter Tony Blair; The Guardian, 21.10.05
• „Wir müssen uns keine Sorgen machen. Es sind noch genug Reserven da. [...] Saudi Arabien fördert heute rund 10 Mio Fass am Tag und in einigen Jahren schafft es sicher 12,5 Mio Fass. [...] Es ist sehr wahrscheinlich, dass mittelfristig die [Öl]preise ungefähr bei 40$ im Schnitt liegen. Auf ganz lange Sicht sind sogar 25-30$ vorstellbar.“ BP-Chef Lord Browne im Gespräch mit dem SPIEGEL ^[27] Juni 2006.

• Kenneth S. Deffeyes (en): Hubbert's Peak: The Impending World Oil Shortage.
• Colin J. Campbell, Frauke Liesenborghs, Jörg Schindler: Ölwechsel! Das Ende des Erdölzeitalters und die Weichenstellung für die Zukunft. Dt. Taschenbuch-Verl., München 2002, ISBN 342324321X
• Richard Heinberg (en): The Party's Over; Oil, War, and the Fate of Industrial Societies; dt. Ausgabe im Riemann-Verlag, 2004. (Engl. Zusammenfassung)
• Matthew R. Simmons: Twilight in the Desert: The Coming Saudi Oil Shock and the World Economy. 2005, ISBN 047173876X
• peakofoil.de Übersicht über Bücher zum Thema auf PeakofOil.de Infoseite
• Energy from fossil fuels Originalartikel von M. King Hubbert, Science 109(2823):103-109, 1949

Themenseiten zum Ölfördermaximum

• www.peakoil.de – Informationsportal mit Einführung, Grafiken und Verweisen
• www.peak-oil-forum.de – Portal mit Fachbeiträgen, Forum und Verweisen
• energiekrise.de Seite der deutschen ASPO – betrieben von L-B-Systemtechnik: wissenschaftl.
• kommentierte Linksammlung
• Energy bulletin Mehrmals täglich aktualisierte Nachrichten (englisch)
• The Oildrum Technische Analysen und Nachrichten (englisch)
• Peak-Oil-Zitatsammlung der Uni Basel

Wissenschaftliche Vorträge

• Colin J. Campbell: „Die Erschöpfung der Welterdölreserven“ – als Video (engl.) als pdf (de) (einführend und grundlegend, lesenswert))
• Maugeri: „Öl: Falscher Alarm – Warum das Zeitalter des Öls noch längst nicht vorüber ist“ Science, 21. Mai 2004

Nachrichten

• „Australia’s future oil supply and alternative transport fuels“ Protokoll einer Anhörung des australischen Senats, 11. Juli 2006 (englisch)
• „Peak-Oil – die Ölproduktion hat den Höhepunkt erreicht.“ (FAZ, 25. Januar 2006)
• „Der Öl-Fördergipfel ist überschritten.“ (Handelsblatt, 3. Dezember 2005)
• Interview mit Kenneth Deffeyes:„Nach Öl bohren bringt keinen Profit mehr.“ (taz, 24. November 2005)
• „The myth of peak oil“ (Prisonplanet, 12. Oktober 2005, englisch)
• „Peak Oil“ (Telepolis, 8. Oktober 2005)
• Interview mit Matthew Simmons: „Ölpreis von 250 $.“ (Tagesanzeiger, 23. Juli 2005)

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

1. ↑ ILEA 1998
2. ↑ American Chemical Society 2002
3. ↑ UN News Centre 1. März 2004
4. ↑ Environmental Literacy Council
5. ↑ G. W. Bush: State of the Union 2006, in: Office of the Press Secretary 31. Januar 2006 [18.02.2006]
6. ↑ Hardball with Chris Matthews' for Feb. 2nd - Transscript, in MSNBC.com 3. Februar 2006 [18. Februar 2006]
7. ↑ http://en.wikipedia.org/wiki/Hubbert_curve
8. ↑ Die drei Phasen der Ölgewinnung, Berliner Zeitung, 13. Juli 2006
9. ↑ Produktionsprofil der Ölförderung LBST
10. ↑ ^{a b} Maugeri, Leonardo (2004) Öl - Falscher Alarm. in: Science
11. ↑ ASPO (2007) Newsletter No.76, April 2007
12. ↑ World Energy Outlook 2004 - German Summary IEA
13. ↑ Handelsblatt (24.5.2006)
14. ↑ Im Wettlauf um Energiequellen, in: Deutschlandfunk, 13. März 2006
15. ↑ CNN Money
16. ↑ Kuwait's biggest field starts to run out of oil in: AME 12. November 2005 [18. Februar 2006]
17. ↑ Canales: Output will drop at Cantarell field, in: El Universal Online, 10. Februar 2006 [18. Februar 2006] (vgl. auch: Analysis: Mexico faces production decline in: UPI 15.02. 2006)
18. ↑ M. Simons, „Wenn der Wüste das Öl ausgeht. Der kommende Ölschock in Saudi-Arabien - Chancen und Risiken“, Finanzbuch-Verlag, 2006, ISBN 3-89879-227-7.
19. ↑ TCRP-News - „Possible Saudi oil decline“
20. ↑ ^{a b} The Worlds Giant Oil Fields (PDF) Simmons&Company International
21. ↑ Word Oil Balance Charts, in: IEA: Oil Market Report [18.02. 2006]
22. ↑ Non-OPEC Oil Supply (PDF), in: IEA Monthly Oil Market Report 14. März 2006 [28. März 2006]
23. ↑ Erneuerbare Energien haben volkswirtschaftlichen Nutzen in Milliardenhöhe, in: Informationskampagne für Erneuerbare Energien, 15. Februar 2006 [18. Februar 2006]
24. ↑ Monatlicher Ölbericht der IEA (12. Mai 2006)
25. ↑ OPEC Oil Supply (PDF), in: IEA Monthly Oil Market Report 14. März 2006 [28. März 2006]
26. ↑ Angst vor der zweiten Halbzeit Die Zeit, Nr.17, 2006
27. ↑ ^{a b c} SPIEGEL-GESPRÄCH: „Ein Teil des Gewinns ist unverdient“, DER SPIEGEL (24/2006), siehe dazu auch Kommentar der ASPO in Infobrief Juni 2006, Element 729
28. ↑ Das Problem der Neubewertung und der Rückdatierung
29. ↑ Reserven, Ressourcen, Reichweiten - wie lange gibt es noch Öl und Gas?
30. ↑ ^{a b} Jean-Luc Wingert, Jean Laherrere: La vie après le pétrole : De la pénurie aux énergies nouvelles, Verlag Autrement, 2005 ISBN: 2 7467 0605 9
31. ↑ spiegel.de: PREISWUT: Sprit-Schock wird zum Dauerzustand
32. ↑ Die zehn größten Risiken für die Weltwirtschaft Manager Magazin 16.03.2006
33. ↑ Norbert Rost: Regionales Wirtschaften mit Regionalwährungen kontra „Peak Oil“ 04.06. 2005 [18.02. 2006]
34. ↑ „Spurwechsel - Vor dem Übergang in die Nach-Erdölzeit“; Radio-Feature von Paul Nellen, DLF/SR 2006
35. ↑ D.A. Pfeiffer: Eating Fossil Fuels, From the Wilderness Publications
36. ↑ „Les ravages du mouvement perpétuel“ in Le Monde Diplomatique, 01/2005
37. ↑ SPIEGEL ONLINE Jahrbuch
38. ↑ http://www.kernenergie.net/r2/documentpool/de/Unsere_Position/Argumente/pospap_framatome_uran.pdf

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