"Peak Oil" wird meist mit geologischen Begrenzungen begründet: Die physikalisch-geologischen Rahmenbedingungen begrenzen die Geschwindigkeit, mit der Öl aus dem Boden zu holen ist. Gail Tverberg und die taz thematisieren derzeit ein weiteres bedenkenswertes Limit: ökonomische Grenzen.
Tverberg argumentiert von der Preis-Seite her und knüpft dabei an den derzeit vergleichsweise entspannten Ölpreisen von 100 US$ an. Dieses Ölpreis-Niveau läßt das Interesse an Peak-Oil-Auswirkungen derzeit schwinden. Sinken die Preise jedoch weiter, so nähern sie sich der Kostengrenze der Ölförderung und begegnen dort den geologischen Limits. Seitdem die leicht zu fördernden Ölreservoirs sich zunehmend erschöpfen, wird der Aufwand für die Erschließung neuer Ölreserven immer teurer und mit ihm steigen die Kosten pro Barrel. Sinkt der Ölpreis an oder unter diese Grenze, lohnt es sich für die Explorateure nicht mehr, weitere Ölvorkommen zu suchen und zu erschließen. Die Investitionen der Ölförderbranche werden dann nachlassen und mit ihnen die Chance auf künftige Funde und künftige Förderung. Der Ölpreis der Zukunft wird dann wieder steigen. Je nachdem, welches Niveau er erreicht, schlagen dann wieder jene ökonomischen Befürchtungen zu, die allgemein mit dem Begriff "Peak Oil" verknüpft sind. Tverberg spricht daher von einem "ökonomischen Peak Oil".
Die Argumentation in der taz bezieht sich auf ein Wechselspiel zwischen Politik und Ökonomie und zwar an der Schnittstelle zur Treibhausgasregulierung. Auch wenn die Wirksamkeit von Kohlendioxid in der Atmosphäre auf Klima- und Wetterphänomene umstritten ist, können nur naive Geister annehmen, dass eine Erhöhung der CO2-Konzentration keinerlei Auswirkungen auf das komplexe Ökosystem Erde hat. Fakt ist, dass die chemische Zusammensetzung der Erdatmosphäre auf jenen Zustand hinstrebt, der zu der Zeit existierte, als sich die Öl-, Gas- und Kohlereserven in der Erdkruste gebildet haben. Politisch schwanken wir zwischen Streit und Konsens darüber, ob die Nutzung der Atmosphäre als Abgasmüllhalde reguliert werden sollte. Geht man jedoch von den Absichtserklärungen aus, die sich auch in den Szenarien der Internationalen Energieagentur widerspiegeln, so ist eine Deckelung der CO2-Emissionen politisches Ziel - auch wenn derzeit vergleichsweise wenige Maßnahmen zur Realisierung dieses Ziel erkennbar sind. Fakt ist: Eine Deckelung der CO2-Gesamtemission funktioniert nur, wenn Kohlenstoff-Reservoirs unter der Erde verbleiben, also ungenutzt bleiben. Für das laut Simulationen maximale 2-Grad-Ziel dürfen laut taz "nur" noch 560 Milliarden Tonnen CO2 "verklappt" werden, jedoch sitzen allein die 100 größten Fossil-Konzerne auf 745 Milliarden Tonnen. Diese Rohstoffe tauchen natürlich in den Bilanzen der Unternehmen auf und bestimmen zu großen Teilen ihren Marktwert und ihren Zugang zu Finanzmitteln mit. Würde eine CO2-Beschränkung konsequent umgesetzt, müßten die Konzerne ihre Bilanzen korrigieren. In der Konsequenz könnte dies zu einer verstärkten Finanzkrise führen, da Anleger, Versicherungen, Banken und Pensionsfonds einen Teil ihrer Investitionen verlieren würden. Die taz schlußfolgert aus diesen Überlegungen eine (sich aus den Klimaschutzpolitiken ergebende) "Kohlenstoffblase" an den Märkten, da in den Konzernbilanzen "unverbrennbarer Kohlenstoff" enthalten ist.
Wie es scheint sind weder Peak-Oil-Auswirkungen noch klare Treibhausgas-Limits in den Unternehmensstrategien und ihren Bilanzen verankert und damit an den Märkten eingepreist. Auf Ölpreis-Schocks, wie sie sich durch ein einzelnes störendes Ereignis ergeben könnten (wie beispielsweise einen erfolgreichen Cyber-Angriff auf einen großen Ölkonzern), sind weiterhin ganze Volkswirtschaften nicht vorbereitet.
Weitere News:
- Telepolis: 16 der 100 weltgrößten Unternehmen sind Energieförderer oder -versorger
- Debatte in der Wirtschaftswoche: "Konsumverweigerung bringt uns nicht weiter"
- Handelsblatt: "Weniger Autofahren bringt am meisten"
- SPON: Motortechnik: Rückkehr des Zweitakters? Sparsam aber dreckig?
- WiWO Green: "Der aufwendige Weg zum BMW-Elektroauto i3"
- Die WELT und Die PRESSE über russische Überlegungen, welche Auswirkungen ein weltweiter Fracking-Boom auf Russlands Wirtschaft hätte
- NZZ: "Der Traum vom Erdgas im Tank"
- RIANovosti: EU hebt Ölembargo gegen Syrien teilweise auf: Zugunsten der "Rebellen". Moskau übt Kritik.
- NABU Wetterau lädt zu Veranstaltungsreihe über postfossile Wege ein
- Die Presse: 600 Milliarden Euro gaben Europäer von 2004 bis 2012 für Erneuerbare Energien aus. "Massenhysterie"?
- Übrigens: Seit der Frühling gestartet ist, füllen sich die deutschen Erdgaslager wieder (siehe auch: Deutsche Gasspeicher nur noch zu 20% voll)
Meines Wissens sind die Zahlen noch viel gravierender. So sei angeblich bereits das 5!! fache der für das 2 Grad-Ziel maximal zulässigen Co2 mengen in Form von Ressourcen Aufgefunden..
wie immer , stellt sich da die Frage, ob die auch eines Tages in REserven überführt werden können…
Wer weis.. vielleicht ist die Treibhausgefahr letztlich noch viel gravierender als der Peak of Oil, und ein frühzeitig einsetzender PO demnach letzlich die bessere Alternative.
Es ist auch Jeff Rubins Argumentation, daß eine durch einen öknomisch nicht mehr vertretbaren Ölpreis in Gang gesetzte Deglobalisierung zu einer westentlich stärkeren Senkung der Co2 Emissionen führen wird.
Inwie weit der Treibhauseffekt dann stark sein wird, wird die Zukunft zeigen.
Tverbergs Überlegungen sind interessant wie immer. Lustig ist übrigens, daß die stark steigenden Erdgaspreise der letzten Wochen irgendwie ignoriert erden. Stattdessen werden Erdgas (und neuerdings wieder die Atomkraft) als “Klimarettertechnologien” angepriesen.
Ich muß mir echt mal am Wochenende die Zeit nehmen dazu endlich was zu schreiben. (Die Tage sind einfach zu kurz…)
Schaut euch übrigens mal die Zahlen von heute an:
Brent: 103,30 USD
WTI: 93,54 USD
Nicht nur, daß der Ölpreis nach den kleinen Einbruch von letzter Woche wieder anzieht, der Gap ist, sofern ich mich nicht täusche, zum ersten Mal seit Monaten unter 10 Us-Dollar gerutscht. (9,76 um genau zu sein.)
Bei der Betrachtung der ökonomischen Grenzen darf man nicht vergessen, dass es sicht hier nicht um ein starres System handelt. Natürlich liegen die Kosten für neue Technologien zu Beginn ihres Lebenszyklus meist deutlich über denen von bereits etablierter Technologie. Davon auszugehen, dass im Laufe der Entwicklung und Reifung dieser Technologien keine Kostenreduktion stattfindet, ist aber statisches und kurzfristiges denken. Nach derselben Logik hätten auch die Erneuerbaren Energien keine Chance, sich jemals zu etablieren. Stattdessen sehen wir nicht nur in diesem Bereich Jahr für Jahr massive Kostensenkungen. Dasselbe Spiel mit anderen Technologien – z.B. IT, Smartphones.
Wer kommt denn auf die Idee, dass das ausgerechnet in der Ölindustrie nicht gelten sollte? Natürlich kosten neue Fördertechnologien erstmal mehr, aber mit zunehmender Anwendung, Erfahrung und Ausweitung der Nutzung sinken auch diese Kosten im Laufe der Zeit. Nur aus diesem Grund haben wir heute überhaupt noch Öl auf den Weltmärkten.
In Folge dessen liegen wir inflationsbereinigt, d.h. angepasst an Steigerung der Kaufkraft und Produktivität in etwa auf dem Preisniveau der frühen 80er-Jahre:
http://static.seekingalpha.com/uploads/2008/10/19/saupload_temp.png
Seit 2008 ist die Ölproduktion laut EIA von 86,7 Mio bbl auf 88 Mio gestiegen – nicht gesunken, trotz ähnlichem Preisniveau:
Nominal notierte Brent laut EIA zum Jahresdurchschnittspreis von 96.94$ [2008]vs. 111$ [2012] – Die kumulierte Inflation des Dollars lag in diesem Zeitraum bei 6,6%, sodass der reale Preisvergleich bei 96,94 zu 104 liegt.
Bei 1,3 Mio bbl/d mehr Produktion.
Übrigens ist der Brent-Preis im April wieder unter 100 gerutscht – in 2008er Preisen ausgedrückt: 92$/bbl.
Lange Rede, kurzer Sinn: Offenbar sinken auch die Produktionskosten für neue Technologien im Zeitverlauf, sodass die Ölkonzerne mehr Öl mit gleichbleibenden oder sinkenden Kosten fördern können(Produktivitätsfortschritt & Lernkurveneffekte).
Zum zweiten Teil kann und will ich nichts kommentieren, da ich mich damit bisher nicht beschäftigt habe.
@Robert: Ja, da sieht man sehr schön, dass wir uns noch in relativ akzeptablen Preis-Gewässern befinden.
Ich denke auch, dass die Ölindustrie wie die meisten anderen Industrien lernfähig ist und daher gewisse Kostenvorteile erzielbar sein werden. Aber: Solche Kostenentwicklungen müssen immer im Kontext betrachtet werden. Wie weit kann man die Herstellung von Motorenteilen vergleichen mit der Förderung von Erdöl? In beiden Fällen lassen sich Prozessketten optimieren, lassen Erfahrungswerte Zeitaufwände schrumpfen. Und dennoch ist etwas bei der Rohstoffförderung signifikant anders: Dem best-first-Prinzip nach fördern wir immer jene Rohstoffquellen zuerst, die am einfachsten erreichbar und am leichtesten ausbeutbar sind. In jedem Folgefördervorhaben steigt dann der Aufwand im Vergleich zum Output, auch wenn die Lernkurve gewisse Aufwandssteigerungen neutralisieren mag. So wie in der Physik Effizienz-Grenzen existieren, die schlicht aus physikalischen Gesetzmäßigkeiten her nicht überschreitbar sind, existieren auch in ökonomischen Prozessen Grenzwerte (z.B. dass der Tag nie mehr als 24 Stunden hat). Wenn die Kostenreduktion durch Lernkurven langsamer voran kommt als der Aufwand für das nächstschwerste Ölreservoir steigt, ist nicht mehr mit absoluten Preissenkungen zu rechnen – sondern nur noch mit Preissteigerungen.
“Dem best-first-Prinzip nach fördern wir immer jene Rohstoffquellen zuerst, die am einfachsten erreichbar und am leichtesten ausbeutbar sind.”
Unter derzeitigen technologischen Bedingungen, wohlgemerkt. Mit neuen Technologien lassen sich Vorkommen fördern, die bisher nicht erreichbar waren – sowohl in neuen Feldern, als auch in alten. Natürlich gibt es auch hier physikalishe Grenzen, aber da ist die Ölindustrie eben gerade nicht anders aufgestellt als jedes andere produzierende Gewerbe. Auch normale Maschinen haben ein physikalisches Limit an möglicher Effizienzsteigerung, das man nicht überschreiten kann. Und auch beim normalen Gewerbe gilt das best-first-Prinzip, wenn es marktwirtschaftlich organisiert ist – Ressourcenquellen/Produktionsmittel, die unter gegebenen Rahmenbedingungen am günstigsten sind, werden üblicherweise zuerst genutzt. Das gilt in jedem Industriezweig, nicht nur in der Ölwirtschaft. Und so wie der Motorenbauer mit neuen Maschinen / Technologien / Prozessen eine Steigerung seines Outputs und/oder Senkung seiner Kosten erreichen kann, sofern dieses physikalische Limit noch nicht erreicht ist, so kann es auch die Ölindustrie.
“Wenn die Kostenreduktion durch Lernkurven langsamer voran kommt als der Aufwand für das nächstschwerste Ölreservoir steigt, ist nicht mehr mit absoluten Preissenkungen zu rechnen – sondern nur noch mit Preissteigerungen.”
Korrekt, aber (wie immer) annahmegemäß vordefiniert. Wenn die Kostenreduktion durch technologischen Fortschritt jedoch mindestens gleich schnell voranschreitet, impliziert dieselbe Denkweise, dass die Ölpreise real gleich bleiben oder gar sinken könnten.
Ich stimme dir insofern zu, als dass deine Aussage langfristig stimmt. Die Ressourcen unserer Erde sind endlich und es existieren echte physikalische Grenzen (z.B. Energie Return on Energy invested, wie wir es schonmal diskutiert hatten) – aber was heißt langfristig und wie nah sind wir den physikalischen Effizienzgrenzen?
Zu Zeiten der hölzernen Ölbohrtürme hätte dir niemand geglaubt, wenn du prophezeit hättest, dass wir eines Tages in 5000m Tiefe bohren können und exakte seismische Darstellungen (in 3D) vornehmen können. Auch Horizonal bohren konnte und musste niemand, Öl war ja genug da wenn man einfach gerade nach unten 50m in die Tiefe ging. Fracking war noch vor 15 Jahren eine Technologie, die als unumsetzbar angesehen wurde.
All diese Technologien haben Zugang zu Vorkommen geschaffen, die vorher nicht erreichbar waren. Über Risiken & Nachteile diese Technologien will ich hier nicht diskutieren, das ist ein anderes Thema.
Und so wie Smartphones und Maschinenteile und Elektronik und Solarzellen günstiger werden, wenn man in großen Mengen produziert, so wird auch Equipment für Ölförderung günstiger. Genauso wie Projektmanager mit mehr Erfahrungen in einem speziellen Gebiet lernen können, wie sie in Zukunft mit den speziellen Herausforderungen umgehen können – z.B. bei Tiefseebohrungen oder Arktikprojekten, wo nicht nur Spezialequipment, sondern auch die Logistik eine eigene Herausforderung ist.
Von daher Teile ich die Annahme nicht, dass die Kosten für die Ölförderung statisch sind. Kurzfristig, ja. Langfristig aber nicht, wenn auch Fördertechnologien günstiger werden – Wüstenprojekte in Saudi-Arabien zählen heute als “konventionell” und günstigste Ölquellen überhaupt. Vor dem 2. Weltkrieg war Saudi-Arabien teures Terrain, Neuland und definitiv unkonventionell, als Wüstenprojekt mit großer logistischer Herausforderung – eben so, wie heute Arktikprojekte oder wie Nordseeöl in den 80ern (heute auch “konventionell”).
Kurzfristig stimmt die Analyse daher, aber langfristig nur unter bestimmten Annahmen, die man genauer Überprüfen muss.
Außerdem ist es wichtig, auch auf die Nachfrageseite zu schauen. Was können wir heute mit einem barrel Öl alles anfangen, verglichen zu den 70ern? Ein neues US-Auto zum Beispiel kommt heute ~1,7 mal so weit wie 1978. Statt 20€ würde mich eine Tankladung mit dem alten Auto also 34€ kosten – für dieselbe Strecke. Oder andersherum: Wenn die Ölpreis heute (real) 70% über denen von 1978 lägen, könnten wir immernoch dieselbe Strecke fahren…
Wir fahren nur dummerweise viel mehr Auto als damals!
Und damit bin ich am Schluss: Preise bilden sich aus Angebot und Nachfrage. Wenn wir hohe Preise fürchten, sollten wir uns fragen, ob das Angebot tatsächlich das Problem ist, wie es die Artikel üblicherweise tun – oder doch eher die Nachfrage?
@Robert: Viele Fragen wirfst du durchaus zurecht auf, die sich kaum passend in einer Antwort formulieren lassen.
Ich will mich mal auf den Kostenfaktor konzentrieren, auch wenn es letztlich HAUPTSÄCHLICH UM DIE NACHFRAGE gehen muss.
Ich bezweifle, dass bei den Ölausrüstern noch viel Skaleneffekte zu holen sind. Gebohrt und gefördert wird weltweit, es sind zehntausende Leute im der Branche beschäftigt, sie ist 150 Jahre alt und gehört zu denen mit den weltgrößten Umsätzen. Und ja, die Technologie entwickelt sich weiter, wie Fracking eindrücklich zeigt und sicherlich ist da noch das eine oder andere an technischer Effizienz rauszuholen.
Aber dann machst du den üblichen Betriebswirtschaftsfehler:
“Über Risiken & Nachteile diese Technologien will ich hier nicht diskutieren, das ist ein anderes Thema.”
Nein, das ist kein anderes Thema! Volkswirtschaftlich gesehen lassen sich Kosten nämlich nie reduzieren, nur verlagern. Die Risiken der neuen Technologien gehen immer auf Kosten anderer Bereiche. Die Ölförderbranche dürfte gut darin sein, Risiken in den Umweltbereich zu externalisieren. Monetär-Bilanziell sieht es dann so aus, als brächten neue Technologien keine neuen Kosten mit sich, aber de facto kommen doch die Kosten später umso massiver und langfristiger zurück. Schau dir die “braune Spree” an: industrieller Braunkohlebergbau seit den 1950ern, massive Effizienz-Maßnahmen im Kraftwerks- und Förderbereich seit den 1990ern und nun: Ein Jahrhundertproblem mit Eisenoxid-Auswaschungen, was letztlich ganz Berlin bedrohen könnte.
“Kostensenkungen” im Ölbusiness werden mit großer Wahrscheinlichkeit mit Risiken in anderen Bereichen erkauft. Ja, die neuen Technologien erlauben uns in Tiefen zu bohren, die nie ein Mensch mit eigenen Augen sehen wird. Aber wir erkaufen uns damit: Kritische Förderkurven, Einpressen von Stoffen, die da nicht hingehören, Ausspülen von Stoffen, die besser unten blieben, großflächiges Durchbohren der Erdkruste. Man kann sagen: Egal welche Technologie sich die Branche noch einfallen läßt, letztlich geht es immer um neue Tiefen, bessere Zugänge, schnellere Ausbeute. Egal welche Technologie noch kommt, sie wird noch intensivere Wechselwirkungen zwischen Bereichen nach sich ziehen, die vermutlich besser nicht so intensiv miteinander wechselwirken sollten, wenn sie “ihre Natur” behalten sollen. (Über CO2-Konzentrationen in der Atmosphäre haben wir da noch gar nicht gesprochen.) Du kannst Risiken und Nachteile nicht ausblenden, wenn du eine Technologie ordentlich bepreisen willst!
Ja: Letztlich geht es nur um die Nachfrage. Dann lass doch mal hören, wie wir dort an einer angemessen wirksamen Schraube drehen! :-)
@Neue Technologien: Der vErgleich mit der Computerbranche ist interessant, allerdings ist dieser Bereich auch ein Wachstumsmarkt, der sich leicht selbst refinanziert, solange Moores Law weitergilt. :)
Ein Bereich, welcher ebenfalls auf auf Halbleitermaterialien angewiesen ist und ebenfalls gewaltige Innovationsprünge hinter sich hat ist der PV Bereich. Nur leidet dieser derzeit unter einer etweigen Refinanzierungskrise, ausgelöst durch Dumpingpreise aus Billiglohnländern, sowie einem starken Überangebot. (Welcher ironischerweise auch extrem den Dumpingländern schadet.) Diese könnte mögliche technolgische Weiterentwicklungen verzögern.
Im Erdgassektor läiuft es ja derzeit ähnlich. Die Schiefergasförderung in den USA wurde von vielen Ölkonzernen eingefroren, weil der Marktpreis derzeit weit unter dem Förderpreis liegt. (er zieht allerdings langsam wieder an.) Auch dies wird die Finanzierung neuer Fördertechnologien möglicherweise verzögern.
Im Ölsektor ist es schwierig vorherzusehen, wie hier die Entwicklung sein wird, auch weil er teilweise ein Glückspiel ist.
Die Tiefseeförderung, welche 2005 noch viele Hoffnungen weckte, hat ja aufgrund diverser Wetterphänomene starke Rückschläge einstecken müssen und liegt weit hinter den erhofften Zeitplänen zurück.
Hingegen hatten die Amerikaner mit der besonders ergiebigen Brakken Formation wiederum Glück. Allerdings gibt es auch hier wie berichtet innerhalb der ersten 12 Monate starke Förderrückgänge. Ob die Amerikaner nochmal Glück haben und ein neues Brakken finden ist abzuwarten. (Laut aktuellen Berichten stellten sich viele der neuen Hoffnungsträger in Sachen Fördergebieten leider sehr schnell als bittere Enttäuschung heraus.)