-->Ã-lpreise wetten? (Keine Ironie)

Danke für Hinweise!

-->>Guten Morgen
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>10. März 2004, 02:12, Neue Zürcher Zeitung
>Die flexiblen Grenzen des Wachstums
>Kein gravierender Erdölmangel in Sicht
Heute liegen die Preise wieder im Bereich der frühen siebziger Jahre. Und sie dürften laut einer kürzlich publizierten Auswertung der Aussagen von internationalen Experten durch das Bundesamt für Energie bis in die zwanziger Jahre des neuen Jahrtausends zwischen knapp 20 und gut 30 Dollar pro Fass bleiben - auch wenn kurzfristige Spitzen nicht ausgeschlossen werden.

Aber nur wenn die Nachfrage nicht weiter wächst...rechnen die mit einer weltweiten Depression in den nächtsen Jahren, so könnte dieses Szenario durchaus stimmen, da wir uns im Moment noch auf dem Plateau befinden!

>Hubbert sagte damit korrekt das Maximum der Erdölförderung in den USA voraus. Erdölexperten, die weltweit die maximalen Reserven auf etwa 2000 Milliarden Fass ansetzten, erwarteten die Überschreitung des Maximums mit entsprechenden Verknappungsproblemen nun bereits in diesen Jahren; legt man 4000 Milliarden Fass zugrunde, dürfte das erst in 30 Jahren der Fall sein. Umstritten ist aber nicht nur die Grösse der Gesamtreserven, sondern auch, ob die Annahmen, die Hubberts Modell zugrunde liegen, auch für die Abschätzung der weltweiten Vorräte richtig sind.

Genau dasselbe könnte man auch von dem Autor dieses Berichtes sagen:o) aber Hubbert hatte als Einziger Ã-lexperte schon Jahre im Voraus den Verlauf der amer. Förderung vorhergesehen.

>Zudem verschieben der technologische Fortschritt und die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen die Grenze der förderbaren Vorräte.

Ja, ja, der Fortschritt wirds schon richten, auch wenn für jeden neu gefundenen Barrel 4 bis 6 Barrel verbvraucht werden... und dies trotz immer höherem Explorationsaufwand ( um die 160 Mrd Dollar seit 1997!)


>Die Autoren der erwähnten Auswertung, die Ende Februar an einem Workshop in Bern diskutiert wurde, sind nun zum Schluss gekommen, dass das Fördermaximum bei konventionellen Erdölnutzungen wahrscheinlich in 15 bis 20 Jahren erreicht sein dürfte.

Wie kamen die denn drauf? Kristallkugel oder (bezahlter?) Optimismus?

>Eine Explosion der Preise sei aber mindestens für die nächsten drei Jahrzehnte nicht zu erwarten.


Einen Krügerrand, daß der Barrel bis 2010 ÜBER 100 Dollar kostet (wenns den Dollar bis dahin überhaupt noch gibt). Wer wettet dagegen?

>Bestimmende Parameter für die zukünftige Entwicklung seien unter anderem die Substitution von Erdöl durch Erdgas und Kohle, aber auch die schwer prognostizierbaren technischen Entwicklungen bei der Exploration und Ausbeutung unkonventioneller fossiler Energieträger wie Gashydraten und nichtfossiler Energiequellen. Wenn der Nutzung von Erdöl und anderen fossilen Energien in naher Zukunft Grenzen erwachsen sollten, dann sei dies höchstens aus Umweltschutzgründen - wie Naturerhaltung und Klimaerwärmung - zu erwarten.






Da kommt <a href ="http://www.energiekrise.de/news/docs/TAB_Studie_komplett.pdf">eine Studie, die im Auftrag des Bundestages angefertigt wurde, aber zu einem ganz anderen Ergebnis:</a>

Das mit 100 Mrd. Barrel weltgrößte Feld, Ghawhar, befindet sich in Saudi Arabien. Es erstreckt sich über ein Gebiet von 100 x 200 km und besteht aus mehreren Substrukturen. Bis Ende 1994 waren etwa 44 Gb Ã-l gefördert, heute ist das Feld trotz Anwendung modernster Methoden (u.a. „horizontal drilling“) jenseits des Produktionsmaximums. Das mit 60 Gb Inhalt zweitgrößte Feld, Burgan, liegt in Kuwait. Bis Ende 1994 waren etwa 22 Gb gefördert. Heute dürfte sich dieses Feld nahe dem Produktionsmaximum befinden [22].

Auch wenn die zentralen OPEC-Staaten noch große Ã-lreserven besitzen, so beginnt von den in Produktion befindlichen Anlagen der Output nachzulassen. Dies bedeutet, daß die OPEC-Staaten ihre Produktion zwar noch ausweiten können, daß hierzu jedoch große Investitionen [Vor allem auch grosse Energie-Investitionen, daß heisst es muss immer mehr Energie augewendet werden, um einen Barrel zu fördern, irgendwann wird das eben ein energetisches Nullsummenspiel]getätigt werden müssen. Nicht zufällig öffnete Saudi Arabien den Ã-lsektor für ausländische Firmen [60]. Heute ist unklar, ob die OPEC Staaten mit bestehenden Förderkapazitäten die Produktion noch im erforderlichen Umfang ausweiten können.
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Neben den in Kapitel 2 dargestellten fossilen Energiereserven gibt es noch sogenannte nichtkonventionelle Energieressourcen. Oft wird angeführt, daß diese ein sehr großes Potential besitzen. Daher bräuchte man sich um die Endlichkeit von Erdöl und Erdgas keine ernsthaften Gedanken zu machen. Es ist aber sehr viel wahrscheinlicher, daß die konventionellen Energievorräte weitgehend die maximale Verfügbarkeit von Erdöl und Erdgas bestimmen, als daß dem nicht so ist.
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Unseres Erachtens dient die Betonung der großen nichtkonventionellen
Energiereserven vor allem dazu, um den Eindruck eines für lange Zeit gesicherten
Energiepfades zu erwecken. Viele dieser Angaben sind äußerst spekulativ.
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4 Zusammenfassung und Ausblick
In Abbildung 4.1 ist die Summe der möglichen Beiträge konventioneller und nichtkonventioneller Erdgas- und Erdölproduktion bis 2050 aufgetragen. Diese Skizze beruht auf den als möglich erachteten Förderprofilen. Die konventionelle Ã-lförderung ebenso wie die konventionelle Gasförderung wurden der Studie von Petroconsultants „The World´s Oil Supply 1930 - 2050“ entnommen [12]. Der Anteil an polarem Ã-l (im wesentlichen ist das die Produktion in Alaska) sowie die Prognose für Tiefseeöl entstammt einer Szenariorechnung von C. Campbell in anderem Zusammenhang [22]. Hierbei wurde unterstellt, daß man heute noch in einer frühen Phase der Exploration von Tiefseeöl steht. Zu den bisher gefundenen 28 Gb wird nach dieser Prognose noch mehr als das doppelte gefunden. Nach Campbell dürfte dies ein sehr optimistisches Szenario sein. Wie man erkennt, könnte Tiefseeöl einen kurzzeitig sehr wichtigen, mittel- und langfristig jedoch unbedeutenden Beitrag liefern. Vor allem da die Tiefseeexploration mit seismischen Methoden billiger als onshore ist und klarere Informationen liefert, dürfte die Tiefseeerkundung sehr schnell voranschreiten, so daß man bald eine genauere Vorstellung von den tatsächlichen Reserven haben wird.

Für die Szenariobetrachtung wurde unterstellt, daß Erdgas kurz nach 2000 das zunehmend ausfallende Erdöl ersetzen muß. Hierbei wurde vorausgesetzt, daß dies auch reibungslos möglich ist. Daher verdoppelt sich der jährliche Produktionsanstieg gegenüber der Vergangenheit. Hieraus wird deutlich, daß einer Substitution von Erdöl durch Erdgas sehr schnell Grenzen gesetzt sind. Bereits Mitte des zweiten Jahrzehntes würde die Gasproduktion wieder aufgrund der begrenzten Reserven zurückgehen. In diesem Szenario, das ebenfalls der Studie „The World´s Oil Supply 1930 - 2050“ entnommen ist, wurde eine EUR von 283 Tcm zugrunde gelegt. Selbst wenn dieser Wert deutlich zu niedrig wäre, so würde der große Bedarf diesen Zuwachs sehr schnell auffressen, so daß das Maximum der Gasproduktion davon nur wenig beeinflußt wäre. Unterstellt man z.B., daß der Verbrauchszuwachs nicht ganz so schnell erfolgt, so dürfte das Maximum der Gasproduktion vermutlich um das Jahr 2020 oder (bei größeren Reserven) zwischen 2020 und 2030 erfolgen.

Die künftig möglichen Produktionsprofile bei unkonventionellen Ã-l- und Gasvorräten laufen sehr langsam an und können das Maximum der Produktion kaum hinausschieben. Die Daten für nichtkonventionelles Ã-l wurden der Abschätzung von Hiller [8] entnommen. Diese sind geringfügig optimistischer als die Angaben von Campbell, Laherrere und Perrodon [78]. Deren Abschätzung wurde für den Beitrag von unkonventionellem Erdgas benutzt. Dieses setzt sich im wesentlichen aus Beiträgen für Methan aus Kohleflözen, Methan aus dichten Lagerstätten und Tiefseegas zusammen. Da diese Angaben jedoch nur bis zum Jahr 2025 reichen, wurde bis 2050 der Maximalwert fortgeschrieben.

TAB - Ã-l und Gasreserven Seite 92 22.09.00
Die Darstellung soll ein Gefühl von der Größenordnung der Aufgabe vermitteln, wenn es darum geht, ausfallendes Erdöl durch andere Energieträger zu ersetzen. Selbst wenn der Produktionsanstieg bis 2010 nicht so drastisch verläuft wie hier dargestellt, und die Erdgasvorräte deutlich größer wären als von Campbell angenommen, so würde dies den Peak der maximalen Verfügbarkeit nur um 10 bis maximal 20 Jahre hinausschieben.