"Zu den Starrheiten, die sich den Ölproduzenten stellen, zählt der Förderrückgang der aktuell ausgebeuteten Felder (wobei als generelle Größenordnung 3% [pro Jahr] angenommen wird) ... Ab 2005 wird es ein Defizit von 3,9 Millionen Fass pro Tag zwischen Nachfrage und Angebot geben ... 2030 werden die aktuell ausgebeuteten Felder nur noch 35 Millionen Fass pro Tag produzieren ... Um dieses Defizit auszugleichen, werden die Ölproduzenten jedes Jahr neue Förderkapazitäten installieren müssen, welche ebenfalls ab ihrer Inbetriebnahme zurückgehen werden ... Sollte man nicht auf Felder zurückgreifen, welche zwischen 2005 bis 2013 gefunden werden, wird die Produktion ab 2013 unweigerlich abnehmen und das Defizit zur Nachfrage steigen ... Man sieht also, dass die im Jahr 2005 verfügbaren Reserven in Höhe von 1080 Gigabarrel ... aufgrund technischer Einschränkungen ab 2013 nicht mehr ausreichen werden, den Bedarf zu decken ... Ab 2013 würde die Versorgungssicherheit von den Reserven abhängen, die ab 2005 entdeckt wurden ... Bei einer jährlichen Auffindungsrate von 20 Gigabarrel und einem globalen Nachfragewachstum von 2% wäre der Peak Oil im Jahr 2023 mit 113 Millionen Fass/Tag erreicht, um danach wieder abzufallen ... Ein stärkerer Abfall der ausgebeuteten Felder würde den Zeitpunkt des Peak Oils näher rücken lassen."
Ein Paper von Gérard Llorca aus dem Jahr 2005 über das Zusammenspiel von Förderabfallraten, Reservezuwächse und Neufunden von Erdöl für die Berechnung des Peak Oils. Erschienen auf französisch als 2. Kapitel "L’exploration et la production pétrolières dans le monde" in "L’industrie pétrolière en 2004" bei der inzwischen reformierten Direction générale de l'énergie et des matières premières [DGEMP - heute: Direction générale de l'énergie et du climat (DGEC)], Ministère de l'Industrie (Mai 2005).
Anmerkung: in dieser in Peak Oil-Kreisen offenbar weitestgehend unbekannten Studie wird bei - hypothetischen und sehr optimistischen - 20 Gigabarrel Neufunden pro Jahr ab 2005 der Peak Oil für das Jahr 2023 sowie der Peak Gas für das Jahr 2045 berechnet. Der Autor gibt aber zugleich an, dass ein Ausbleiben signifikanter Neufunde den Peak näherrücken lässt. Von besonderem Augenmerk ist die Aussage über die Entkopplung von Angebot und Nachfrage ab 2005 (angesichts des in der Tat eingetretenen Förderplateaus, darauffolgender Preissteigerung und Finanzkrise) sowie der erwartete Förderabfall ab 2013 bei Ausbleiben signifikanter, konventioneller Neufunde. Als Hauptgrund für den Förderabfall wird im Paper von technischen "Starrheiten" gesprochen, mit welchen der natürliche Druckabfall im Reservoir gemeint ist, welcher sich ohne Gegenmaßnahmen wie Waterflooding oder Enhanced Oil Recovery-Methoden direkt auf den Förderratenabfall auswirkt.
Ein Paper von Gérard Llorca aus dem Jahr 2005 über das Zusammenspiel von Förderabfallraten, Reservezuwächse und Neufunden von Erdöl für die Berechnung des Peak Oils. Erschienen auf französisch als 2. Kapitel "L’exploration et la production pétrolières dans le monde" in "L’industrie pétrolière en 2004" bei der inzwischen reformierten Direction générale de l'énergie et des matières premières [DGEMP - heute: Direction générale de l'énergie et du climat (DGEC)], Ministère de l'Industrie (Mai 2005).
Anmerkung: in dieser in Peak Oil-Kreisen offenbar weitestgehend unbekannten Studie wird bei - hypothetischen und sehr optimistischen - 20 Gigabarrel Neufunden pro Jahr ab 2005 der Peak Oil für das Jahr 2023 sowie der Peak Gas für das Jahr 2045 berechnet. Der Autor gibt aber zugleich an, dass ein Ausbleiben signifikanter Neufunde den Peak näherrücken lässt. Von besonderem Augenmerk ist die Aussage über die Entkopplung von Angebot und Nachfrage ab 2005 (angesichts des in der Tat eingetretenen Förderplateaus, darauffolgender Preissteigerung und Finanzkrise) sowie der erwartete Förderabfall ab 2013 bei Ausbleiben signifikanter, konventioneller Neufunde. Als Hauptgrund für den Förderabfall wird im Paper von technischen "Starrheiten" gesprochen, mit welchen der natürliche Druckabfall im Reservoir gemeint ist, welcher sich ohne Gegenmaßnahmen wie Waterflooding oder Enhanced Oil Recovery-Methoden direkt auf den Förderratenabfall auswirkt.
