Globale Ölsubstitution: Warum wir weniger Strom brauchen, als alle denken

1. Die Dimension des Problems

103 Millionen Barrel Öl pro Tag — das ist die Zahl, die Energieökonomen regelmäßig den Atem verschlägt. Bei einem Energiegehalt von rund 1,7 MWh thermisch pro Barrel ergibt sich ein globaler Ölenergiestrom von etwa 63.600 TWh pro Jahr. Zum Vergleich: Die gesamte globale Stromerzeugung liegt bei ~30.000 TWh/Jahr.^[1]

Die naive Schlussfolgerung lautet: Um Öl vollständig zu ersetzen, müssen wir unsere Stromerzeugung mehr als verdoppeln. Diese Rechnung ist nicht falsch — aber sie ist unvollständig. Sie ignoriert systematisch, dass Öl auf dem Weg von der Bohrstelle zur nützlichen Arbeit erhebliche Verluste produziert, während Strom diese Verluste ganz anders verteilt.

Ein Benziner wandelt gerade einmal 20–25 % der im Kraftstoff gespeicherten Energie in Bewegung um. Der Rest verpufft als Abwärme aus dem Auspuff. Ein Elektroauto mit erneuerbarem Strom erreicht 72 % Well-to-Wheel-Effizienz. Das ist kein marginaler Unterschied — es ist Faktor 3,5.^[2]

Doch bevor wir in die Sektoranalyse einsteigen, ein Blick auf die Aufteilung: Wohin fließt das Öl überhaupt?

2. Wo geht das Öl hin? — Sektorale Aufschlüsselung

Die globale Ölnachfrage ist alles andere als homogen. Acht Hauptsektoren teilen sich den Verbrauch — mit sehr unterschiedlichen Elektrifizierungsperspektiven.^[1][3]

Besonders bemerkenswert: Die Petrochemie ist seit 2024 der am schnellsten wachsende Sektor — mit über 12 % Wachstum in fünf Jahren. Ab 2026 wird sie voraussichtlich der wichtigste Treiber des globalen Ölnachfragezuwachses. Während Benzin- und Dieselverbrauch durch die EV-Revolution sinken, steigt der Bedarf an Naphtha für Kunststoffe und Chemikalien weiter — das ist die strukturelle Herausforderung, die kaum diskutiert wird.

3. Die versteckten Verluste der Öl-Kette

Das zentrale Argument dieses Beitrags liegt in der Effizienz-Kette. Öl verliert auf dem Weg vom Bohrloch zum nützlichen Endprodukt in mehreren Stufen Energie — Verluste, die bei einer direkten Elektrifizierung vollständig entfallen oder deutlich geringer ausfallen.

3a. Upstream-Verluste: Was geht vor dem Verbrauch verloren?

Bevor ein Liter Benzin im Tank landet, hat die Lieferkette bereits merklich gezehrt:

• Förderung: 3–5 % Verlust — Pumpen, Gas-Flaring, Enhanced Oil Recovery (EOR)

• Transport: 1–2 % Verlust — Tankschiffe, Pipelines — Energieverbrauch der Infrastruktur

• Raffinerie: 7–10 % Verlust — Raffinerieöfen (74–78 %), Dampf (18–20 %), Strom (4–6 %)

• Distribution: ~1 % Verlust — Tankfahrzeuge, Tankstellen-Betrieb

In der Summe gehen 12–17 % der im Rohöl gespeicherten Energie verloren, bevor der Kraftstoff überhaupt beim Verbraucher ankommt.^[4] Der Unterschied zu Strom ist strukturell: Strom verliert im Übertragungsnetz ~7 % — aber es gibt keine Raffinerie. Erneuerbare Energie hat praktisch keine Upstream-Verluste (abgesehen von Infrastruktur-Herstellung).

3b. Straßenverkehr — 47 mb/d, der größte Hebel

Der Straßenverkehr verschlingt knapp die Hälfte des globalen Öls und bietet gleichzeitig das größte Effizienzpotenzial. Der Well-to-Wheel-Vergleich (von der Energiequelle bis zum Rad) ist ernüchternd für den Verbrenner:

Selbst mit einem heute noch fossil geprägten Strommix (Deutschland: ~55 % fossiler Anteil) ist ein BEV effizienter als ein Dieselfahrzeug. Mit erneuerbarem Strom steigt die Effizienz auf Faktor 3,5. In konkreten Zahlen für den Straßenverkehr:

47 mb/d × 617,5 TWh je mb/d = ~29.000 TWh thermisch — ÷ Effizienzfaktor 3,4× = ~8.500 TWh elektrisch → 20.500 TWh Verluste vermieden.

Diese 20.500 TWh müssen nicht erzeugt werden — sie existieren im heutigen System als Abwärme aus Auspuffrohren. Das ist der Kern des Effizienz-Arguments.

3c. Gebäudewärme — 6 mb/d, der größte spezifische Hebel

Gemessen am eingesetzten Energieaufwand ist die Wärmepumpe der effizienteste Substituent im gesamten System. Ein Ölkessel wandelt ~85 % seiner Brennstoffenergie in nutzbare Wärme um. Eine Wärmepumpe mit COP 3,5 liefert für denselben Wärmebedarf nur ein Viertel der Strommenge im Vergleich zum Öl-Einsatz.^[5]

Bezogen auf den globalen Gebäude-Ölverbrauch von 6 mb/d (~3.700 TWh thermisch/Jahr):

• Ölkessel (85 % Wirkungsgrad): erzeugt 3.150 TWh Nutzwärme aus 3.700 TWh Öl

• Wärmepumpe (COP 3,5): erzeugt 3.150 TWh Nutzwärme aus nur 900 TWh Strom

• Einsparpotenzial: 2.800 TWh — knapp 10 % der heutigen globalen Stromerzeugung

Hinzu kommen strukturelle Vorteile: kein Öltank, keine Lieferlogistik, kein Kamin. Mit erneuerbarem Strom entfallen CO₂-Emissionen praktisch vollständig. Wärmepumpen sind heute vollständig ausgereift und in Millionenstückzahlen verfügbar.

3d. Stromerzeugung aus Öl — 4 mb/d, die einfachste Substitution

Ölkraftwerke sind thermodynamisch die ineffizienteste Art, Strom zu erzeugen: Im Schnitt ~35 % Wirkungsgrad. Photovoltaik und Windkraft erreichen bezogen auf die Primärenergie (Sonnenstrahlung, Windkinetik) Wirkungsgrade von 18–25 %, aber mit annähernd null Brennstoffkosten und ohne Verluste in der Brennstoffkette. Effektiv ergibt sich ein Effizienzfaktor von 2,7× gegenüber Ölkraftwerken.

Dieser Sektor befindet sich bereits im Rückzug. Saudi-Arabien beispielsweise hat in den letzten Jahren systematisch Ölkraftwerke durch Erdgas und Solar ersetzt, um mehr Öl exportieren zu können. Die Logik ist ökonomisch eindeutig: Eigenes Öl verstromen kostet das dreifache gegenüber Solar.

4. Die schwierigen Sektoren

Nicht alle Sektoren lassen sich mit direkter Elektrifizierung erschließen. Drei Bereiche erfordern andere Lösungswege — und verteuern die Gesamtrechnung erheblich.

4a. Luftfahrt — 7 mb/d

Batterieelektrische Flugzeuge sind nur für Kurzstrecken unter ~500 km mit maximal 19 Passagieren wirtschaftlich umsetzbar. Für den Langstreckenbetrieb — der den Löwenanteil des Kerosins verbraucht — bleibt Power-to-Liquid (PtL) Kerosin der vielversprechendste Pfad.

Die Effizienz-Kette von PtL ist ernüchternd: Elektrolyse (~70 %) × Fischer-Tropsch-Synthese (~50 %) = ~35 % Gesamteffizienz. Der Effizienzfaktor ist hier inversen Charakters (0,5): Für die gleiche Energiemenge benötigt PtL-Kerosin das Doppelte bis Dreifache an Strom gegenüber der direkten Ölverfeuerung. Der Luftfahrtsektor wird Strom verbrauchen — nur deutlich mehr davon. Geschätzter Strombedarf: ~8.650 TWh.

4b. Schifffahrt — 5 mb/d

Für die Hochsee-Schifffahrt, die auf Schweröl läuft, gelten ähnliche Einschränkungen. Die Hauptkandidaten für die Substitution sind grünes Ammoniak oder Methanol — beide synthetische Brennstoffe, die Strom als Grundlage haben.

Die Ammoniak-Synthesekette: Elektrolyse + Haber-Bosch-Prozess ergibt ~45 % Gesamteffizienz. Effizienzfaktor ~0,45 — ähnlich wie Luftfahrt. Die direkte Elektrifizierung küstennaher Schifffahrt (Fähren, Hafenschlepper) ist hingegen unkompliziert machbar und befindet sich bereits im Hochlauf. Gesamter Strombedarf für Schifffahrt: ~6.870 TWh.

4c. Petrochemie — 15 mb/d, der Sonderfall

Die Petrochemie ist strukturell verschieden von allen anderen Sektoren. Öl wird hier nicht als Energieträger verbrannt, sondern als chemisches Feedstock verwendet: Naphtha wird zu Ethylen, Propylen und Aromaten — den Grundbausteinen für Kunststoffe, Düngemittel, Pharmazeutika und Textilien.

Die Substitutionspfade sind komplex und in verschiedenen Reifegraden:

• Mechanisches Recycling: 20–30 % Bedarfsreduktion möglich — bereits skalierbar

• Chemisches Recycling (Pyrolyse): Hochwertigeres Recycling, technologisch in der Skalierung

• Bio-basierte Feedstocks: Lignocellulose → Ethanol → Ethylen; konkurrierende Flächennutzung

• CO₂ + grüner Wasserstoff → Olefine: Power-to-Chemicals: hohe Energiekosten, technologisch verfügbar

• Nachfragereduktion: Leichtbau, Wiederverwendung, Substitution durch nachwachsende Rohstoffe

Der gewichtete Effizienzfaktor für Petrochemie liegt bei ~0,7 — d. h., die Substitution erfordert mehr Strom als heute für die chemische Energie in Naphtha aufgewendet wird. Das macht Petrochemie zum langfristig härtesten Residual-Problem. Mit einem gewichteten Strombedarf von ~13.200 TWh ist sie der größte Einzelposten in der Gesamtrechnung.

5. Die Gesamtrechnung

Alle Sektoren zusammengeführt — mit ihren jeweiligen Effizienzfaktoren:

Das Ergebnis: Statt 63.600 TWh Öl-Wärmeenergie benötigt die Welt bei vollständiger Substitution nur etwa 37.000 TWh Strom — eine Reduktion um 42 %.

Allerdings: Dieser Wert liegt noch immer über der heutigen globalen Stromerzeugung von ~30.000 TWh. Der Mehrbedarf von ~7.000 TWh entspricht dem gesamten heutigen Strombedarf der EU plus Japan zusammen. Das ist machbar — aber kein Selbstläufer.

Wichtige Einschränkung: Die ~37.000 TWh sind der Netto-Strombedarf für die Öl-Substitution. Dazu kommt die weitere wirtschaftliche Entwicklung: Industrie, Digitalisierung, Klimaanlagen und neue Bedarfe weltweit. Das IEA Net-Zero-Szenario rechnet mit einem Anstieg der globalen Stromerzeugung auf ~67.000 TWh bis 2050 — mehr als eine Verdoppelung des heutigen Stands.^[6]

6. Die Anstrengung: Was es konkret braucht

Um die globale Stromerzeugung von ~30.000 auf ~67.000 TWh zu steigern — das Ziel, das Öl-Substitution plus allgemeines Wachstum erfordert — müssen rund 12.000 GW zusätzliche PV- und Windkapazität installiert werden (bei ~3.000 Volllaststunden). Das sind vier Mal die gesamte heutige Kraftwerkskapazität der USA.

Die konkreten Anforderungen:

• Investition: ~15–25 Billionen USD über 20–30 Jahre — vergleichbar mit dem Gesamtwert der fossilen Infrastruktur

• Netzausbau: Verdoppelung der globalen Übertragungskapazität — Grid als kritischer Engpass

• Speicher: Massiver Ausbau von Batterien, Pumpspeicher, Wasserstoff für Saisonalität

• Rohstoffe: Lithium, Kobalt, Nickel, Kupfer — Lieferketten-Engpässe erfordern Recycling-Kreisläufe

• Arbeitskräfte: Millionen neue Fachkräfte in Elektrotechnik, Wärmepumpeninstallation, Grid-Betrieb

Die Roadmap folgt einer Priorität: Was heute machbar ist und den größten Effizienzgewinn bringt, sollte sofort angegangen werden. Die drei Phasen:

Phase 1 (2025–2035): Straßenverkehr, Wärmepumpen, Ölkraftwerke — ~55 % des Öls, höchste Effizienzgewinne, ausgereifte Technologie. EVs, Wärmepumpen und Solarparks sind heute günstiger als ihre fossilen Alternativen in den meisten Märkten.

Phase 2 (2030–2040): Industrielle Prozesswärme, Küstenschifffahrt — Elektrische Industrieöfen, Wärmepumpen für Niedrig- und Mitteltemperaturprozesse, Fähren und Hafenlogistik. Technologien verfügbar, aber Investitionszyklen länger.

Phase 3 (2035–2050+): PtL-Kerosin, Grün-Ammoniak, CO₂-Petrochemie — Die technologisch und wirtschaftlich schwierigsten Pfade. Erfordern Grünen Wasserstoff in großen Mengen und günstige erneuerbare Energie unter ~2 ct/kWh. Noch im Forschungs- und Demonstrationsstadium bei industrieller Skalierung.

7. Der Elefant im Raum

Die IEA prognostiziert, dass EVs bis Ende des Jahrzehnts bereits ~5,4 mb/d aus dem Ölmarkt verdrängen werden.^[1] China baut den weltweit größten EV-Markt auf, Europa und die USA folgen mit Regulierung und Investition. Das ist beeindruckend — aber es ist erst der Anfang.

Gleichzeitig steigt die Ölnachfrage in Entwicklungsländern, die gerade erst motorisiert werden. Die Ersatz-Logik — "China kauft weniger Benzin, Indonesien kauft mehr" — könnte die EV-induzierten Einsparungen im ersten Jahrzehnt teilweise kompensieren.

Der eigentliche Elefant ist die Petrochemie. Während Benzin und Diesel einen Peak und Rückgang sehen werden, wächst der Naphtha-Verbrauch mit dem globalen Wohlstand weiter. Kunststoffe, Pharmazeutika, Dünger — die moderne Zivilisation basiert auf petrochemischen Grundstoffen, und kein anderes einzelnes Material hat bislang das Substitutionspotenzial auf dieser Skala bewiesen.

Der Peak der Ölnachfrage für Verbrennungsmotoren wird nach IEA-Prognose möglicherweise bereits 2027 erreicht. Der Peak der Gesamtnachfrage — einschließlich Petrochemie — könnte noch ein Jahrzehnt später kommen oder gar nicht, wenn keine politischen und technologischen Durchbrüche im Feedstock-Bereich gelingen.

Die gute Nachricht: Die ~37.000 TWh-Zahl zeigt, dass Elektrifizierung grundsätzlich machbar ist — ohne dass Energie "knapper" werden muss. Sonne und Wind strahlen mehr auf die Erde ein, als die Menschheit je verbrauchen wird. Die Frage ist keine Ressourcenfrage, sondern eine Frage von Kapital, Zeit, politischem Willen und systemischer Transformation.

Für Ladesäulenbetreiber, EV-Infrastrukturplaner und Energiewende-Akteure bedeutet diese Analyse: Die Strommengen, die benötigt werden, sind beherrschbar — wenn die richtigen Prioritäten gesetzt werden. Phase-1-Maßnahmen — also genau der Bereich, in dem Unternehmen wie KLING Charging Solutions tätig sind — haben den größten Hebel, die kürzeste Amortisationszeit und die beste verfügbare Technologie.