Wie schnell sinkt die Ölnachfrage wirklich? Die IEA-Zahlen zu Elektrifizierung, Peak Oil und dem Zeithorizont bis 2050

Die Wirkungsgradfalle: Warum 8 Prozent mehr bedeuten, als es aussieht

Der Trick steckt in der Art, wie Energiestatistiken rechnen. Fossile Energieträger werden mit ihrem gesamten Energieinhalt als Primärenergie verbucht — obwohl ein Verbrennungsmotor oder ein Kohlekraftwerk 60 bis 65 Prozent davon als reine Abwärme an die Umwelt abgibt. Wind- und Solarstrom hingegen werden nach der international üblichen Wirkungsgradmethode mit nahezu 100 Prozent angesetzt: 1 kWh Windstrom zählt als 1 kWh Primärenergie, weil hier schlicht keine Verbrennung und damit auch kein Abwärmeverlust anfällt.

Die Folge: Je weiter die Elektrifizierung voranschreitet, desto kleiner wird der gesamte Energiebedarf — nicht weil weniger Leistung erbracht wird, sondern weil weniger Energie sinnlos verpufft. Zwei Beispiele, die das greifbar machen:

• ▸Elektroauto vs. Verbrenner: Ein Benziner bringt nur rund 20 bis 25 Prozent der Tank-Energie tatsächlich auf die Straße — der Rest heizt Motorblock und Auspuff. Ein Elektroauto setzt 70 bis 80 Prozent der Akku-Energie in Bewegung um, inklusive Rekuperation beim Bremsen. Bezieht man die Vorkette mit ein (Förderung, Raffinerie, Tankertransport beim Öl; Netzverluste beim Strom), sinkt die Well-to-Wheel-Ausbeute des Verbrenners sogar auf etwa 16 bis 20 Prozent, während das E-Auto mit Ökostrom bei 70 bis 75 Prozent bleibt.
• ▸Wärmepumpe vs. Gasheizung: Eine Gasheizung macht aus 1 kWh Gas maximal 1 kWh Wärme. Eine Wärmepumpe nutzt 1 kWh Strom, um 3 bis 4 kWh Umweltwärme aus Luft oder Erdreich zu fördern — ein Wirkungsgrad von 300 bis 400 Prozent.

Wichtig für die Einordnung der eingangs zitierten 8-Prozent-Zahl: Sie bezieht sich ausschließlich auf Wind- und Solarstrom, nicht auf Erneuerbare insgesamt. Zählt man Biomasse, Wasserkraft und Umweltwärme (Wärmepumpen) hinzu, liegt der Erneuerbaren-Anteil am Primärenergiebedarf in Deutschland bereits bei rund 20 Prozent — am tatsächlich beim Verbraucher ankommenden Endenergiebedarf sogar bei knapp 24 Prozent (Zahlen für 2025, Größenordnungen nach AGEE-Stat/Umweltbundesamt). Wer also mit „nur 8 Prozent" argumentiert, blendet nicht nur die Wirkungsgradfalle aus, sondern zusätzlich zwei Drittel der bereits erzeugten grünen Energie — schlicht, weil er sich auf Wind und Solar beschränkt.

Der Unterschied zwischen Primär- und Endenergie wirkt heute noch klein, weil Verkehr und Wärme erst am Anfang der Elektrifizierung stehen. Er wird sich aber mit jedem zusätzlichen E-Auto und jeder zusätzlichen Wärmepumpe vergrößern — schlicht, weil der Nenner der Rechnung (der Gesamtenergiebedarf) mitschrumpft, während die grüne Erzeugung weiter wächst.

Vom deutschen Einzelfall zur globalen Ölnachfrage

Dieser Mechanismus ist kein deutsches Kuriosum, sondern reine Physik — und er wirkt überall dort, wo Verbrennungsmotoren durch Elektromotoren und Gasheizungen durch Wärmepumpen ersetzt werden. Genau dieser Effekt ist der zentrale Treiber hinter den Nachfrage-Szenarien, die die IEA jedes Jahr im World Energy Outlook modelliert. Wenn weltweit mehr Kilometer elektrisch statt mit Benzin gefahren werden, sinkt der Ölbedarf nicht deshalb, weil weniger gefahren wird, sondern weil pro Kilometer erheblich weniger Primärenergie gebraucht wird.

Die entscheidende Frage für Sie als Investor ist deshalb nicht ob dieser Effekt real ist — das ist er, unbestritten, in jeder Ingenieurs-Lehrbuch-Rechnung. Die entscheidende Frage ist: Wie schnell skaliert die Elektrifizierung weltweit, und was bedeutet das für die Ölnachfrage in Barrel pro Tag — nicht in Prozentpunkten einer abstrakten Statistik, sondern in Zahlen, die den Ölpreis und damit Ihre Aktien bewegen.

Der World Energy Outlook 2025: drei Szenarien, ein Trend, unterschiedliches Tempo

Die IEA rechnet nicht mit einer einzigen Prognose, sondern mit drei Szenarien, die unterschiedliche politische Annahmen unterstellen:

• ▸Current Policies Scenario (CPS): Es wird nur das fortgeschrieben, was heute bereits verbindlich beschlossene Politik ist — keine neuen Klimaziele, keine zusätzlichen Maßnahmen. Das „Weiter so"-Szenario.
• ▸Stated Policies Scenario (STEPS): Das zentrale Szenario der IEA. Es berücksichtigt zusätzlich angekündigte, aber noch nicht vollständig umgesetzte Politik — gilt als der „realistischste" Pfad.
• ▸Net Zero Emissions Scenario (NZE): Das Zielbild für eine Welt, die das 1,5-Grad-Ziel noch einhält — mit massiv beschleunigtem Zubau von Elektrifizierung, Effizienz und emissionsarmen Technologien. Ein Ambitionsszenario, keine Prognose.

Die konkreten Zahlen für die globale Ölnachfrage (in Millionen Barrel pro Tag, mb/d) zeigen, wie weit diese drei Pfade auseinanderlaufen:

Zur Einordnung: Die globale Ölnachfrage lag 2024 bei rund 103 mb/d, 2025 bei knapp 104 mb/d. Die Spannbreite der drei Szenarien für 2050 reicht damit von 24 bis 113 mb/d — ein Faktor von fast fünf. Das ist keine Unschärfe der Modellierung, sondern zeigt schlicht, wie stark das Ergebnis von politischen Entscheidungen abhängt, die heute noch nicht getroffen sind.

Bemerkenswert ist der Treiber hinter dem STEPS-Szenario: Laut IEA sind bis 2035 weltweit über 840 Millionen Elektrofahrzeuge unterwegs und verdrängen dadurch rund 10 mb/d an Ölnachfrage — nahezu exakt die Wirkungsgradfalle aus dem ersten Abschnitt, jetzt auf globaler Flottenebene. Der Anteil von E-Autos an den weltweiten Neuzulassungen liegt laut IEA bereits heute bei über 20 Prozent und soll im STEPS-Szenario bis 2035 auf über 50 Prozent steigen. Selbst im „Weiter so"-Szenario CPS erreicht dieser Anteil noch rund 40 Prozent, bevor er dort abflacht.

Auch bei Kohle und Strom zeigt sich derselbe Trend, nur schneller: Im STEPS-Szenario hat die Kohlenachfrage ihren Höhepunkt bereits vor 2030 erreicht und sinkt bis 2035 um rund 20 Prozent. Selbst im kohlefreundlicheren CPS-Szenario sinkt sie bis 2050 noch um rund 20 Prozent. Der Anteil Erneuerbarer an der weltweiten Stromerzeugung liegt laut IEA heute bei etwa einem Drittel und soll im STEPS-Szenario bis 2035 auf über die Hälfte und bis 2050 auf rund zwei Drittel steigen — während die Stromnachfrage selbst bis 2035 in CPS wie STEPS um rund 40 Prozent zulegt, im NZE-Szenario sogar um mehr als 50 Prozent.

Ist der Ausbau ein Selbstläufer — oder muss Politik weiter nachhelfen?

Die Zahlen oben werfen eine Anschlussfrage auf: Wie viel davon ist reine Marktökonomie, die auch ohne weitere Förderung passieren würde — und wie viel bleibt von politischen Anreizen abhängig? Die Antwort hat zwei Komponenten, die man sauber trennen sollte: den Kostenvorteil und die Versorgungssicherheit.

Beim Kostenvorteil rechnet die IEA mit Lernkurven — fallenden Kosten für Solar, Wind und Batterien, je mehr Kapazität weltweit installiert wird. Bemerkenswert dabei: Die IEA hat diesen Effekt in praktisch jeder Ausgabe des World Energy Outlook seit über einem Jahrzehnt unterschätzt. 2010 prognostizierte sie 294 Gigawatt globale Solarkapazität für das Jahr 2030 — dieser Wert war schon 2016 überschritten. Mehrere Analysen (u. a. Carbon Brief, pv magazine) zeigen dasselbe Muster für jede seit damals veröffentlichte Ausgabe. Das heißt für die Zahlen aus diesem Beitrag: Selbst die im WEO 2025 genannten Wachstumsraten (etwa Solar +344 % bis 2035 im STEPS-Szenario) sind mit einiger Wahrscheinlichkeit eher konservativ als übertrieben.

Die Versorgungssicherheit nennt die IEA im WEO 2025 explizit als Treiber: Elektrifizierung, gestützt auf Erneuerbare, sei „der kosteneffizienteste und sicherste Pfad" zu Netto-Null. Konkretes Beispiel aus dem Bericht: 2023 stammte rund ein Viertel der EU-Stromversorgung aus importierten fossilen Energieträgern — ohne Wind, Solar und Bioenergie wären es fast 50 Prozent gewesen. Hohe Importabhängigkeit wirkt damit selbst als Anreiz für Diversifizierung, unabhängig von Klimazielen (sichtbar etwa am europäischen REPowerEU-Schub nach 2022). Wichtig für die Einordnung: Das fließt nicht als eigener, quantifizierter „Sicherheitswert pro Kilowattstunde" in die Modellrechnung ein, sondern indirekt über die Politik-Annahmen jedes Szenarios — dort, wo Regierungen als Reaktion auf reale Versorgungsrisiken bereits Gesetze oder Förderprogramme beschlossen haben.

Für die Frage „Selbstläufer oder Politik" lohnt sich eine Trennung nach Angebots- und Nachfrageseite:

• ▸Stromerzeugung (Wind/Solar): weitgehend Selbstläufer. Unsubventionierte Gestehungskosten liegen in den meisten Märkten bereits unter Kohle und Gas, Merit-Order-Effekt und Corporate-PPAs treiben den Zubau unabhängig von neuer Förderpolitik. Beleg: Selbst das „Weiter so"-Szenario CPS — das ausdrücklich keine neue Klimapolitik unterstellt — zeigt eine fast dreifache Steigerung der Erneuerbaren-Stromproduktion bis 2050. Das ist im Kern reine Ökonomie, keine Subvention.
• ▸Nachfrageseite (E-Autos, Wärmepumpen, Industriewärme): klar politikabhängig. Der ökonomische Vorteil liegt zwar über die Lebensdauer vor (niedrigere Betriebskosten), aber höhere Anschaffungskosten schrecken Käufer trotzdem ab, bestehende Infrastruktur (Tankstellen, Gasnetze) wirkt als Lock-in zugunsten des Status quo, und die negative Externalität fossiler Energieträger (CO₂, Versorgungsrisiko) ist ohne CO₂-Bepreisung, Kaufanreize oder Verbote/Mandate nicht ausreichend eingepreist.

Genau diese Trennung erklärt, warum CPS, STEPS und NZE bei der Ölnachfrage so stark auseinanderlaufen (113 gegenüber rund 102-sinkend gegenüber 24 mb/d), während sie sich beim Erneuerbaren-Anteil an der Stromerzeugung viel ähnlicher sind (alle Richtung zwei Drittel bis 2050). Der politische Hebel wirkt fast ausschließlich dort, wo Öl und Gas auf der Nachfrageseite verdrängt werden sollen — nicht dort, wo im Stromsektor Kohle verdrängt wird. Das ist im Grunde die eigene Antwort der IEA-Modellierung auf die Frage: Erzeugungsseite läuft von selbst, die Verdrängung fossiler Nachfrage braucht weiterhin aktive Politik.

Werden die leichten Früchte knapp? Die Gegenthese der sinkenden Grenzerträge

Ein naheliegender Einwand gegen die bisherige Erzählung: Nach einer klassischen 80/20-Logik werden zuerst die einfachen, billigsten Fortschritte gehoben — die besten Windstandorte, die sonnigsten Dachflächen, die Autofahrer mit der kürzesten Pendelstrecke. Der Rest wird pro zusätzlicher Einheit tendenziell teurer und schwieriger. Ist die gesamte bisherige Argumentation also zu optimistisch? Die ehrliche Antwort: An manchen Stellen ja, an anderen ausdrücklich nein — und die Unterscheidung ist für die Zeithorizont-Frage im nächsten Abschnitt entscheidend.

Wo die Gegenthese empirisch trägt:

• ▸Netzintegration und Kannibalisierungseffekt: Der Energieökonom Lion Hirth hat gezeigt, dass die Integrationskosten von Wind- und Solarstrom (Netzausbau, Regelenergie, Backup-Kapazität) mit steigendem Marktanteil überproportional wachsen — bei rund 30 Prozent Windanteil erreichen sie eine Größenordnung, die mit den reinen Erzeugungskosten vergleichbar ist. Hinzu kommt der Kannibalisierungseffekt: Viel Solarstrom drückt genau in den sonnenreichen Stunden die Preise (Stichwort Duck Curve, negative Strompreise in Deutschland) — jede zusätzliche Kilowattstunde ist weniger wert als die vorherige, und Curtailment (abgeregelte, ungenutzte Erzeugung) nimmt zu.
• ▸Netzanschluss als Nadelöhr: In den USA warten aktuell rund 2.000 Gigawatt an Solar-, Wind- und Speicherprojekten auf einen Netzanschluss. Das ist kein Kostenproblem der Module mehr, sondern ein administratives Nadelöhr aus Genehmigungsverfahren, Interconnection-Studien und Leitungsbau — hier hilft die fallende Kostenkurve der Technik selbst nicht weiter.
• ▸Kritische Rohstoffe: Laut IEA (Global Critical Minerals Outlook 2025) drohen bis 2035 Angebotslücken von rund 30 Prozent bei Kupfer und 40 Prozent bei Lithium — Minenprojekte mit Vorlaufzeiten von oft über zehn Jahren kommen mit der Nachfrage nicht mit. Ein physisches Durchsatz-Limit, das unabhängig vom Preis pro Solarpanel oder Batteriezelle wirkt.
• ▸Hard-to-abate-Sektoren: Schwerlastverkehr, Schifffahrt, Luftfahrt sowie Stahl-, Zement- und Chemieproduktion sind nicht einfach „noch nicht dran", sondern strukturell schwer zu elektrifizieren — Batterien sind für Flugzeuge und Schiffe zu schwer (ein Energiedichte-Problem, keine reine Kostenfrage), und die Prozesswärme in der Stahlproduktion erreicht Temperaturen, die elektrisch kaum wirtschaftlich darstellbar sind. Genau diese Sektoren nennt die IEA als Treiber hinter der wachsenden CPS-Ölnachfrage aus Petrochemie, Luftfahrt und Lkw-Verkehr (siehe Tabelle oben).

Wo die Gegenthese nicht (oder nur eingeschränkt) trägt:

• ▸Keine einzelne Pareto-Kurve, sondern viele überlappende S-Kurven: Personenwagen-Elektromobilität ist in Vorreitermärkten wie Norwegen oder China schon in der schwereren Spätphase — aber Netzspeicher, Offshore-Wind oder grüner Wasserstoff stehen an ganz unterschiedlichen, oft noch frühen Punkten ihrer eigenen Kurve. Batteriespeicher etwa haben ihre Kosten in 15 Jahren um rund 90 Prozent gesenkt und lösen damit zunehmend genau das Kannibalisierungs- und Duck-Curve-Problem, das oben beschrieben wurde. Wo eine Technologie an ihre Grenzen stößt, beschleunigt eine andere gerade erst.
• ▸Globaler Maßstab: Die leichte Frucht ist bestenfalls in Vorreitermärkten gepflückt. Der Großteil der Welt — der Globale Süden, weite Teile der USA außerhalb Kaliforniens, Schwellenländer, die den größten Teil des künftigen Nachfragewachstums stellen — steht noch relativ am Anfang der Adoptionskurve, wo typischerweise Netzwerk- und Skaleneffekte die Ausbreitung eher beschleunigen als bremsen.
• ▸Lernkurven zeigen bislang keine Abflachung: Solar- und Batteriekosten folgen seit über 40 Jahren dem sogenannten Wright's Law (rund 20 bis 28 Prozent Kostenrückgang je Verdopplung der kumulierten Kapazität) — ohne erkennbare Sättigung. Der Kontrast zu Öl selbst ist aufschlussreich: Bei fossilen Rohstoffen greift die klassische Erschöpfungslogik tatsächlich, die billigsten Felder werden zuerst gefördert, der Rest (Schiefer, Tiefsee, Ölsande) wird strukturell teurer. Die „die leichte Frucht ist weg"-These trifft historisch eher auf die Förderung von Öl selbst zu als auf die Fertigung von Solarmodulen oder Batterien, die mit Skalierung tendenziell billiger statt teurer werden.

Beide Effekte laufen also gleichzeitig, nur an unterschiedlichen Stellen: Der Selbstläufer-Charakter dominiert bei niedriger bis mittlerer Durchdringung auf der Erzeugungsseite. Die 80/20-Härte schlägt vor allem bei Netzintegration jenseits von etwa 40 bis 50 Prozent Durchdringung, bei Rohstoff-Engpässen und in den hard-to-abate-Sektoren zu — und das sind, wenig überraschend, fast genau die Bereiche, in denen sich CPS, STEPS und NZE am stärksten unterscheiden. Die riesige Szenario-Spreizung von 24 bis 113 mb/d ist damit im Kern eine Quantifizierung der Frage, wie viel von dieser wirklich harten, verbleibenden Nachfrage sich mit zusätzlicher Politik und neuer Technologie (Langzeitspeicher, grüner Wasserstoff, nachhaltiger Flugkraftstoff) bis 2050 noch verdrängen lässt — und wie viel strukturell übrig bleibt. Für die Ölnachfrage-These heißt das: Die hard-to-abate-Reste aus Petrochemie, Luftfahrt und Schwerlastverkehr sind ein reales Argument für eine robustere Sockelnachfrage, als die reine E-Auto-Erzählung suggeriert.

Eine Randnotiz, die zur Fairness dazugehört: Die IEA hat 2025 ihre eigene Methode korrigiert

Wer der IEA vorwirft, sie rechne die Energiewende systematisch schön, sollte einen Blick auf die jüngste Entwicklung werfen — sie relativiert diesen Vorwurf erheblich. Bis 2020 führte die IEA ein „Current Policies"-Szenario. Danach ersetzte sie es durch das „Announced Pledges"-Szenario (APS), das unterstellte, alle Staaten würden ihre Klimazusagen aus dem Pariser Abkommen tatsächlich einhalten — mit der Folge, dass frühere Ausgaben des World Energy Outlook einen Höhepunkt der Ölnachfrage bereits vor 2030 auswiesen, was andere Prognostiker als zu optimistisch kritisierten.

Im Vorfeld des WEO 2025 setzte der damalige US-Energieminister Chris Wright die IEA politisch unter Druck und drohte damit, den US-Finanzierungsanteil von rund 18 Prozent auszusetzen, sollte die Agentur nicht zu einer nüchterneren, weniger auf Klimazusagen basierenden Methodik zurückkehren. Die IEA reagierte: Das APS-Szenario wurde für 2025 gestrichen, das Current-Policies-Szenario (CPS) zusammen mit STEPS als zentrale Vergleichsgrundlage reaktiviert.

Für Sie als Leser ist das aus zwei Gründen relevant. Erstens: Die aktuellen WEO-2025-Zahlen sind, wenn überhaupt, konservativer in Richtung fossiler Energieträger ausgefallen als frühere Ausgaben — nicht optimistischer für die Energiewende. Zweitens, und das ist der eigentliche Punkt: Selbst unter diesem politisch nüchterneren Blickwinkel bleibt der Trend zur Elektrifizierung intakt — nur eben langsamer und mit offenerem Enddatum. Auch im „Weiter so"-Szenario CPS peakt die Kohle, wachsen E-Auto-Anteile auf rund 40 Prozent, und wächst die Ölnachfrage nur noch um 11 Prozent bis 2050 statt in einer klassischen linearen Fortschreibung der letzten Jahrzehnte.

Der Sonderfall Erdgas

Für Erdgas fällt das Bild in jedem Szenario außer NZE deutlich freundlicher aus als für Öl — ein Punkt, der für die Aktienauswahl relevant ist. Die weltweite Gasnachfrage lag 2024 bei rund 4.300 Milliarden Kubikmetern (Mrd. m³) und erreichte damit einen neuen Rekordwert. Im STEPS-Szenario wächst sie noch bis in die 2030er-Jahre hinein (rund 1 % pro Jahr) weiter, mit einem Nachfragehöhepunkt um 2035 — später als bei Öl. Im CPS-Szenario steigt die Nachfrage bis 2050 sogar um 31 Prozent auf 5.600 Mrd. m³. Nur im NZE-Szenario sinkt sie drastisch auf 920 Mrd. m³ bis 2050.

Der Grund: Erdgas verdrängt in vielen Regionen noch Kohle in der Stromerzeugung, dient als Backup für den wachsenden Anteil volatiler Erneuerbarer und wird als Rohstoff für Petrochemie und LNG-Exporte (vor allem nach Asien) weiterhin stark nachgefragt. Für Erdöl fehlt dieses Rückenwind-Argument — dort ist der Verkehrssektor, der am direktesten von der Elektrifizierung getroffen wird, mit Abstand der größte Nachfrageblock.

Der Zeithorizont konkret: Wann und wie stark?

Fasst man die Szenarien zu einem Zeitstrahl zusammen, ergibt sich ein differenziertes Bild statt einer einzelnen Schlagzeile:

• ▸Bis ca. 2030: In praktisch allen Szenarien außer NZE bleibt die Ölnachfrage auf oder nahe ihrem historischen Rekordniveau von rund 102 bis 104 mb/d. Selbst das „realistische" STEPS-Szenario der IEA sieht hier keinen Einbruch, sondern lediglich ein Abflachen des Wachstums. Für bestehende Förderprojekte und die nächsten fünf bis acht Jahre ändert die Elektrifizierung an der physischen Nachfrage kaum etwas.
• ▸2030er-Jahre: Hier gehen die Szenarien deutlich auseinander. STEPS beginnt einen langsamen, mehrjährigen Rückgang. CPS wächst weiter. Gas erreicht in STEPS erst hier — rund fünf Jahre nach Öl — seinen eigenen Höhepunkt.
• ▸Bis 2050: Die Bandbreite reicht von 24 mb/d (NZE, ambitioniertes Zielszenario) bis 113 mb/d (CPS, „Weiter so"). Welches Ende dieser Bandbreite eintritt, hängt fast ausschließlich von politischen Entscheidungen der nächsten zehn bis fünfzehn Jahre ab — nicht von der Physik der Elektromotoren, die in jedem Szenario gleich funktioniert.

Der entscheidende Unterschied zur eingangs zitierten 8-Prozent-Debatte: Bei der deutschen Primärenergie-Kennzahl zeigt sich der Effekt der schrumpfenden Vergleichsbasis schon heute in den Statistiken. Bei der globalen Ölnachfrage zeigt er sich noch kaum in den tatsächlichen Barrel-Zahlen — er steckt bislang vor allem in den Projektionen. Genau das ist der Punkt, an dem Meinungen heute noch auseinandergehen und an dem sich in den kommenden Jahren zeigen wird, welches Szenario der Realität am nächsten kommt.

Was das für den fundamental orientierten Investor bedeutet

Zwei Dinge sind gleichzeitig wahr, und beide sollten in Ihre Anlageentscheidung einfließen. Erstens: Das Argument „Wind und Solar liefern erst 8 Prozent, die Energiewende hat kaum begonnen" ist statistisch irreführend — der reale Fortschritt der Elektrifizierung ist größer, als die Primärenergie-Zahl suggeriert, weil Abwärmeverluste mit jedem E-Auto und jeder Wärmepumpe schlicht wegfallen. Zweitens, und das ist die für Ihr Depot wichtigere Erkenntnis: Diese Erkenntnis bedeutet nicht, dass die physische Ölnachfrage kurzfristig kollabiert. Selbst die IEA in ihrem eigenen Zielszenario für Klimaneutralität modelliert bis 2030 kein Nachfrage-Desaster, sondern ein Abflachen auf hohem Niveau — und in ihrem „Weiter so"-Szenario wächst die Nachfrage bis 2050 sogar noch.

Für die praktische Aktienauswahl leiten sich daraus drei Konsequenzen ab:

• ▸Kurz- bis mittelfristig (bis ~2030): Die fundamentale These für heutige Öl-Investments — knappes Angebot bei robuster Nachfrage — bleibt intakt. Kein Szenario der IEA sieht hier einen Nachfrageeinbruch.
• ▸Langfristig (2035 und darüber hinaus): Wächst das Risiko für Projekte mit sehr langen Amortisationszeiten (15 bis 25 Jahre, etwa Tiefsee- oder arktische Megaprojekte). Kurzzyklische Förderung mit niedrigem Breakeven — US-Schieferöl, Brownfield-Erweiterungen bestehender Felder — ist gegen ein Abflachen der Nachfrage deutlich besser abgesichert als kapitalintensive Neuprojekte mit Amortisation erst in den 2040er-Jahren.
• ▸Gas als struktureller Diversifikator: Da Erdgas in fast jedem Szenario länger und stärker wächst als Öl, bieten integrierte Konzerne mit signifikantem Gas- und LNG-Anteil (etwa Shell, ExxonMobil, TotalEnergies) ein natürliches Gegengewicht zu reinen Öl-Produzenten.
• ▸Hard-to-abate als Sockel, nicht als Randnotiz: Petrochemie, Luftfahrt und Schwerlastverkehr lassen sich aus physikalischen Gründen (Energiedichte, Prozesswärme) nur langsam elektrifizieren. Wer diese Sockelnachfrage in seine Bewertung einpreist, sollte bei reinen Nachfrage-Kollaps-Szenarien skeptisch bleiben — genau dort liegt der strukturelle Unterschied zwischen den 24 mb/d im NZE- und den 113 mb/d im CPS-Szenario.

Die eigentliche Lehre aus dem Wirkungsgradeffekt ist deshalb keine Alarmnachricht, sondern eine Einladung zur Präzision: „Peak Oil Demand" ist kein fixes Datum, sondern ein bewegliches Ziel, das mit jedem politischen Kurswechsel zwischen 2030 und 2050 hin- und herspringt. Wer das versteht, liest die nächste Schlagzeile — egal ob „Energiewende gescheitert" oder „Peak Oil ist da" — mit dem nötigen gesunden Abstand. 🛢️

Quellen

• ▸IEA — World Energy Outlook 2025, Executive Summary: iea.org
• ▸IEA — World Energy Outlook 2025, Stated Policies Scenario: iea.org
• ▸IEA — World Energy Outlook 2025, Current Policies Scenario: iea.org
• ▸IEA — World Energy Outlook 2025, Net Zero Emissions by 2050: iea.org
• ▸IEA — Global Energy Review 2025, Natural Gas: iea.org
• ▸Carbon Brief — „IEA: Fossil-fuel use will peak before 2030 – unless 'stated policies' are abandoned": carbonbrief.org
• ▸Institute for Energy Research (IER) — „The IEA Makes a Major Change to Its World Energy Outlook": instituteforenergyresearch.org
• ▸IISD — „Five Lessons From the IEA's 2025 World Energy Outlook for the Transition Away from Fossil Fuels": iisd.org
• ▸AGEE-Stat / Umweltbundesamt — Anteil Erneuerbarer am Brutto-Endenergieverbrauch Deutschland: umweltbundesamt.de
• ▸Lion Hirth — „Integration Costs and the Value of Wind Power" (SSRN): doi.org
• ▸Lawrence Berkeley National Laboratory (LBNL) — Backlog of power plants seeking transmission grid connection: emp.lbl.gov
• ▸IEA — Global Critical Minerals Outlook 2025, Executive Summary: iea.org
• ▸pv magazine — „IEA's World Energy Outlook systemically underestimates solar PV development": pv-magazine.com