mini|300px|Prognose des Fördermaximums der Ölförderung nach dem Modell von M. King Hubbert 1956 Dem Konzept eines Ölfördermaximums () liegt die Beobachtung zugrunde, dass die Förderung von Erdöl aus bestimmten Lagerstätten bereits lange vor der endgültigen Erschöpfung der Reserven aufgrund von mehreren Faktoren (u. a. geologisch, energetisch, technologisch und ökonomisch) ein historisches Maximum erreicht und die Produktion danach unumkehrbar abfällt. Das globale Ölfördermaximum ist das zeitliche Maximum der weltweiten Förderrate von Rohöl.

Es geht auf Arbeiten des Geologen Marion King Hubbert ab dem Jahr 1949 zurück. Hubbert prognostizierte im Jahr 1956 das weltweite Maximum der (konventionellen) Ölförderung um das Jahr 2000. Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe stellte fest (Stand 2019), dass bei konventionellem Öl bereits 2005 ein Plateau erreicht wurde und seitdem die Förderung stagniere. Das Fördermaximum für unkonventionelle Ölförderung, wie etwa durch Hydraulic Fracturing, wird dagegen Schätzungen zufolge in der zweiten Hälfte des 21. Jahrhunderts erreicht.

Anfang und Mitte der 2000er Jahre erhielt das Konzept durch eine Reihe von Veröffentlichungen und populärwissenschaftlichen Büchern weltweite Aufmerksamkeit. Der Zeitpunkt und die Höhe des Maximums der gesamten Erdölförderung wurde durch die Einbindung von bislang nichtkonventionellen Vorkommen wie Tiefseevorkommen, Ölsande und Tight Oil, sowie sekundärer und tertiärer Methoden bei konventionellen Lagerstätten zeitlich erheblich verzögert. Die Beobachtung, dass sich die statische Reichweite von Erdöl in den letzten Jahrzehnten kaum verändert hat, führte zur ironischen Beschreibung als Erdölkonstante.

Entwicklung des Konzepts mini|hochkant=1.6|Abb. 1: Oben: Die Förderung einer Ölquelle in mehreren Phasen. Unten: Die Gesamtförderung mehrerer Quellen kann durch die sog. Hubbert-Kurve beschrieben werden. Diese Kurve ist die erste Ableitung einer als „logistische Funktion“ bezeichneten Sättigungsfunktion und keine Gaußsche Normalverteilung. mini|hochkant=1.6|Abb. 2: Kumulativer Verlauf und Projektion der Weltproduktion nach Studien der ASPO, CERA und weiteren Forschern und Verbänden

Marion King Hubbert, damals leitender Ölexperte bei Shell und ein bekanntes Mitglied der Technokratischen Bewegung, prägte den Begriff 1956. Hubbert kannte den Verlauf der Ölförderung bei einzelnen Quellen und kleineren Ölfeldern, der sich grob einer logistischen Verteilung angleicht, und übertrug dies auf die nordamerikanische wie globale Förderung. Mit der so erhaltenen bislang richtigen Prognose des Ölfördermaximums für die Vereinigten Staaten erregte Hubbert Aufsehen; nach neueren Vorhersagen, beispielsweise von Seiten der Internationalen Energieagentur, sehen sich die USA allerdings in der Lage, in den kommenden Jahren ihr bisheriges Ölfördermaximum von Anfang der 1970er Jahre durch unkonventionelle Ölförderung wieder zu übertreffen. Das globale Ölfördermaximum prognostizierte Hubbert (1974) für das Jahr 1995. Die tatsächliche Entwicklung hat diese Prognose widerlegt.

2001 schlossen sich Geologen, Physiker, Energieberater und Publizisten, die sich mit dem Fördermaximum beschäftigen, in der vom Geologen Colin J. Campbell (†2022) gegründeten Association for the Study of Peak Oil and Gas (ASPO) zusammen. Im ersten Jahrzehnt seit der Jahrtausendwende wurde ein weltweites Ölfördermaximum und eine danach drohende Verringerung der Ölförderung und deren Folgen in der Öffentlichkeit diskutiert. Die großen Erdölproduzenten könnten ihre Produktion kaum weltweit ausweiten. Auch seien die offiziellen Zahlen der OPEC-Reserven höchstwahrscheinlich stark übertrieben. In den 1960er Jahren sei der Gipfel der Neufunde von billigem, konventionellem Öl gewesen und seit den 1980er Jahren werde mehr Öl verbraucht als neues gefunden werde. Einige dieser Fachleute prognostizierten unter großer öffentlicher Aufmerksamkeit etwa zwischen 2010 und 2020 wegen abfallender Produktionsmöglichkeiten eine drohende globale Ölverknappung sowie erhebliche Preissteigerungen. In anderen, optimistischeren Szenarien wurde zunächst ein Plateau mit einem engen, aber nicht abrupt fallenden Ölangebot angenommen. Das prognostizierte stagnierende oder fallende Ölangebot wurde und wird teilweise mit der Forderung nach einer Energiewende verbunden.

Seit 2008 thematisierte auch die Internationale Energieagentur das globale Ölfördermaximum. Sie sah das Fördermaximum von konventionellem Erdöl bereits 2006 eingetreten und betrachtet das Fördermaximum als möglichen Treiber für Ölpreissteigerungen. mini|hochkant=1.6|Abb. 3: Ein erstes Fördermaximum für kanadisches Rohöl (1973) wurde durch die Förderung aus unkonventionellen Vorkommen nach einigen Jahren übertroffen

Kritik Andere Fachleute und führende Vertreter von Mineralölunternehmen halten das Konzept des globalen Ölfördermaximums und davon abgeleitete zeitliche Prognosen für unbrauchbar. Die komplexen Verläufe der Förderung einzelner Länder seien nicht durch eine einzige Summenkurve mit einem einzelnen Peak zu beschreiben. Es ergebe sich ein Plateau beziehungsweise komplexere Kurvenverläufe. Damit sei ausreichend Zeit vorhanden, um andere Energieträger aufzubauen und technische Innovationen einzuführen. Ebenso wird von einigen Wirtschaftswissenschaftlern mit Hinweis auf technologische Neuentwicklungen wie auch die Historie der Rohstoffwirtschaft insgesamt in Frage gestellt, inwieweit endliche Ressourcen generell ein dauerhaftes Problem darstellten.

In den OPEC-Ländern wird das Thema gänzlich ausgeblendet und behauptet, es wäre auch bei den derzeitigen Förderraten noch genug Öl für etliche Jahrzehnte vorhanden. Clive Mather, CEO von Shell Canada, sah die Kohlenwasserstoffvorräte der Erde als „annähernd unendlich“ an. Der frühere Enron-Manager Robert L. Bradley Jr. beruft sich auf die subjektivistische Österreichische Schule der Wirtschaftswissenschaften bei seiner Kritik am Ölfördermaximum, indem er betont, dass es auf den Nutzer ankommt, ob eine Ressource als nutzbar angesehen wird (Reserve). Eine sehr ähnliche These vertrat der emeritierte Ölgeologe Heinz Beckmann †1999,Heinz Beckmann: Erdöl hat die Erde im Überfluss, Geo 2/80, Interview. als er darauf hinwies, dass Vorräte an unkonventionellen Reserven die seinerzeit wirtschaftlich förderbaren Mengen weit überschreiten, das Maximum der Ölförderung vielmehr aufgrund steigender Förderkosten eintreten werde.

Allgemeine Probleme, den Zeitpunkt zu bestimmen Die Prognose des Zeitpunktes und der Höhe eines globalen Ölproduktionsmaximums ist aus mehreren Gründen mit großen Unsicherheiten behaftet. Schon die Erstellung einer Förderkurve nach der Methode Hubberts, die lediglich geologische Faktoren einbezieht und sich auf die Analyse der Förderung von Rohöl beschränkt,zur Analysemethode Hubberts siehe z. B. Brent Fisher: Review and Analysis of the Peak Oil Debate. Abschnitt III.A ist problematisch, da hierzu eine genaue Kenntnis der weltweiten Förder- und Reservedaten erforderlich ist. In einer Reihe von Ländern, insbesondere wichtigen Ölförderländern des Nahen Ostens, können diese Daten nicht von unabhängiger Seite überprüft werden, da die nationalen Ölgesellschaften feldspezifische Detailangaben unter Verschluss halten.

In neueren Analysen werden häufig neben konventionellem Öl (Rohöl + Kondensat, d. h. Flüssiggas) auch „unkonventionelles Öl“ wie Schwerstöl (nicht von selbst fließfähiges Öl) und Öl aus Teersanden sowie sonstige flüssige Kohlenwasserstoffe (synthetisches Öl aus Gas und Kohle, Biokraftstoffe) einbezogen.zur Einteilung siehe z. B. Je nachdem, welche Flüssigkeiten betrachtet werden, gelangt man zu unterschiedlichen Ergebnissen bezüglich eines Förder- oder Produktionsmaximums.

Eine Reihe von Faktoren sind überhaupt nicht modellierbar. Hierzu gehören z. B. die Auswirkungen von Krieg, Unruhen oder Sanktionen in wichtigen Ölförderländern. Ebenso schwierig ist die Vorhersage der Auswirkungen von technischem Fortschritt und eines steigenden Ölpreises auf die Förderung.

Entsprechend weit auseinander gehen die Zahlen zu einem Ölproduktionsmaximum. Die Tabelle weiter unten gibt einen Überblick über die verschiedenen Prognosen.

Weltweite Ölförderung mini|hochkant=2.4|Abb. 4a: Weltweite Erdölförderung seit 1945 bis 2005Brent Fisher; Review and Analysis of the Peak Oil Debate; Institute for Defense Analyses; August 2008 (PDF) Die weltweite Ölförderung stieg (nach ersten Krisen und Zweifeln am unbegrenzten Fortgang der Förderung um 1920) zwischen 1930 und 1972 ungefähr exponentiell an. Abb. 4a zeigt diese Entwicklung. Mit den politisch begründeten Ölkrisen 1973 und 1979/83 setzte das exponentielle Wachstum aus, die Ölförderung ging etwas zurück und stieg im Weiteren langsamer und nur noch linear an. Deutliche Nachfragerückgänge gab es auch nach der Asienkrise und nach dem Platzen der Dotcom-Blase. Die Terroranschläge am 11. September 2001 in den USA drückten hingegen nur kurzfristig die Nachfrage nach Flugtreibstoff.

Mit der Erholung der Weltwirtschaft nach der Dotcom-Blase stieg die globale Förderung bis Mitte 2004 an, um dann trotz anhaltend starken Wirtschaftswachstums vor allem in der Volksrepublik China und Indien zu stagnieren, was zu einem starken Preisanstieg führte. Nach 2009 stieg die Förderung jährlich um etwa 2 %, stärker als das globale BIP, was zu fallenden Preisen und vollen Lagern führte.

In Weiterführung von Abbildung 4a gibt die folgende Tabelle einen Überblick über die Entwicklung des Angebotes an flüssigen Brennstoffen seit 2000 (in 1000 Barrel/Tag, gerundete Werte), aufgeschlüsselt nach Typ. Die Tabelle zeigt, dass sowohl die Rohölförderung als auch das Gesamtangebot bis zum Jahr 2009 stagnierten. Von 2010 bis 2015 stieg die Förderung bzw. Produktion wieder an. Wesentlichen Anteil an diesem Anstieg haben Produktionsausweitungen im Nahen Osten (Irak, Saudi-Arabien, Vereinigte Emirate), das Wachstum der kanadischen Förderung aufgrund der Ölsanderschließung, sowie der Wiederanstieg der US-amerikanischen Erdölförderung seit 2009.

+ Förderung in je 1000 Barrel pro Tag Jahr Rohöl einschl.Kondensat Erdgas-kondensat(NGL) sonstigeFlüssigkeiten Summe 2000 68526 6376 982 75885 2001 68131 6693 1009 75834 2002 67290 6809 1095 75194 2003 69460 7058 1118 77636 2004 72597 7596 1187 81380 2005 73870 7900 1275 83046 2006 73627 8050 1446 83123 2007 73323 8244 1609 83177 2008 74302 8211 1976 84491 2009 73118 8349 2125 83592 2010 74881 8656 2696 86233 2011 74907 8844 2868 86620 2012 76416 9225 3041 88683 2013 76463 9401 3314 89180 2014 78350 9848 3515 91714 2015 80703 10162 3600 94466 2016 80772 10344 3810 94927 2017 81058 10658 3779 95496 2018 82868 11211 4011 98091 2019 82341 11599 4073 98014 Die Quelle wurde nachträglich korrigiert, bis 2019 sind die alten, ab 2020 die neuen Zahlen. 2020 76036 11933 3781 93857 Daten 2021 bis 2025 abgerufen am 20.07.2026 2021 76990 12479 396495695 2022 80942 13018 4159100429 2023 82058 13585 4484102456 2024 81918 14271 4616103081 2025 84357 14805 46751061292026

Erläuterungen zur Tabelle:

mini|Abb. 4b: Weltweite Erdölförderungvon 2005 bis 2015 (vgl. Tabelle) Als Rohöl bezeichnet man das geförderte, von Wasser und Gasen bereits getrennte, jedoch noch nicht weiterverarbeitete Erdöl.energycomment.de Das aus den Teersanden Kanadas gewonnene synthetische Öl wird hier ebenfalls zum Rohöl gezählt. Rohöl besitzt von den in der Tabelle genannten Flüssigkeiten die höchste Energiedichte und die größte Flexibilität bezüglich Weiterverarbeitung.Zu den Energiedichten