Globaler Erdölpreis vs. Erneuerbare Energienausbau (2019)
/ Extraktivismus - Ecuador & global (Erdöl und Bergbau)
# Diagramm III.2.5.2
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Für die Projektion des EEA-Leistungsausbaus aus Diagramm III.2.4.2 – „Szenario 3“ und den Annahmen über Peak-Oil lässt sich energetisch bestimmen, welcher Erzeugungsanteil durch EEA im Elektrizitäts- und Primärenergiesektor den Energieeinsatz von miteinander verkoppelten fossilen Energieträgern und Verbrauch entspricht. Elektrisch kann man hierfür 1,7 TWh/a pro M.b/a Erdöleinheiten primärenergetisch annehmen. Berücksichtigt man den jeweiligen Prozesswirkungsgrad, je nach Endenergieeinsatz, so halbiert sich mindestens dieser Wert durch die Tansformation. Mit zunehmender Substitution von Verbrennungsprozessen durch elektrische Maschinen verändert sich damit das Verhältnis von Endenergieeinsatz zu Primärenergieeinsatz deutlich – es gleicht sich an.. So wird letztendlich weniger als eine TWh elektrisch für den Ersatz von einem M.b Erdöl benötigt. Dieser Anteil ist in der Berechnung mit berücksichtigt. Die lila Kurve beschreibt diesen ersetzenden Anteil bezogen auf das Referenzjahr 2015, zu dem die Erdölförderung von ca. 96 M.b/d bekannt ist. Mit dem Ausbau von EEA nach „Szenario 3“ werden fossilen Kraftwerken mit Nuklear-, Kohle, Öl- und Dieselkraftstoffen dem Erdölequivalentbedarf (dunkelgrün) von 23 % im Jahr 2015 fast vollständig im Jahr 2035 zurückgedrängt. Dabei wächst die jährliche Zurückdrängung exponentiell, die mit jedem Zubau einen weiteren Teil des fossilen Bedarfs neu abschneidet (Cutoff, hellblau gestrichelt). Bezieht man diesen Cutoff auf die geförderte Rohölmenge, so ergibt sich ein Teilerverhältnis (orange gestrichelt, rechts auf „1“) zum Erdölbedarf. Dieses beschreibt einen stabilen Rohölpreis bei dem Wert „1“ (Normierung). Sinkt dieser Wert nur leicht unter „Eins“, so gibt es einen höheren Energiebedarf, der kurzfristig durch fossile Energieträger gedeckt werden muss und so die Rohstoffenergiepreise explodieren lässt – wie es im Zeitraum 2006 - 2015 beobachtet wurde, obwohl das Teilerverhältnis nur einen maximalen Unterschied von - 2 % hatte. Umgekehrt wurde im Zeitraum 2015 - 2016 der Wert nur um + 2 % größer als die Normierung, was zum Einbruch des Ölpreises bis zu den Grenzkosten zu Folge hatte. Dies zeigt, wie sensibel der Rohstoffmarkt und Preis gegenüber Spekulationen ist. Wenn die Erneuerbaren nun weiter ausgebaut werden, wie im „Szenario 3“, so wird sich dieses Teilerverhältnis noch dramatischer vergrößern. Die politische Marktregulierung wird es nicht leicht haben, die immer weiter schrumpfenden und damit anfälligeren Markt zu regulieren, was zu immer stärkeren und schnelleren Preisschwankungen führen wird. In dieser Modellrechnung ist mit einem Cutoff von 3 %/a bereits 2025 zu rechnen. Sowohl Amplitude als auch Frequenz des Ölpreise werden sich bis 2030 deutlich erhöhen, bis der Markt dann soweit gegenüber alternativen Treibstoffen, z.B. Elektrizität und PtG geschrumpft ist, das er als Nieschenprodukt auf geringem Wert verbleibt. Der Sprung der orange gestrichelten Verhältnis-Kurve von maximal auf minimal in 2030 bedeutet nichts anderes als eine mathematische Singularität als Meilenstein der Bedeutungslosigkeit des Rohstoffs im Markt, in dem die bisherigen Marktmechanismen nicht mehr ansetzen.Ein chaotisches Prinzip beendet fast schlagartig das fossile Energiezeitalter. Neu in dieser Auflage ist, dass mithilfe der neue gefundenen Abhängigkeit in Diagramm III.2.3.1 und den Investitionskostenentwicklung für EEA die gepunkteten Linien (dunkel lila und hellblau) einen äquivalenten Preis-Korridor beschreiben, indem sich der Erdölpreis durchschnittlich bewegen wird. Dabei ist ein Über- und Unterschwingen als natürliche Autokorrektur zu verstehen, die jedoch zunehmend kleiner wird. Damit ist es gelungen einen Preiskorridor für den zukünftigen Rohölpreis anzugeben. Dieser wird im Mittel in 2025 40 USD/b betragen, was im Umkehrschluss zum Diagramm III.2.3.1 dann einer wirtschaftliche Ölreserve von knapp 450 G.b aus heutiger Sicht entspricht. Von 2016 bis zum End of Oil werden somit noch etwa 550 G.b Rohöl gefördert. Fallen die Investitionskosten in EEA in weiteren 10 Jahren, bis 2030, pro 0,8 MWh unter 20 USD/b schlägt dies jede Erdölförder-Grenzkosten. Erdölförderung ist dann nur noch mit massiven Subventionen, also wirtschaftlich rasch endlich, möglich. Es wird betont, das dies eine Simulation ist, welche die Abhängigkeiten, Wirkweisen und Entwicklungen offenlegt; der zeitliche Horizont ist jedoch auch von der Entwicklung der anderen fossilen Energieträgern abhängig, die hier nicht einbezogen wurde, und kann sich somit auch noch deutlich verschieben. CC-BY-NC-SA 4.0, TEOO.de; Stefan Golla (2019)