Das Schiefergaspotential in Deutschland, deckt bestenfalls sieben (7) 13 Jahre den Eigenverbrauch des Landes. Im aktuellen Jahresbericht “Erdöl und Erdgas in Deutschland” des LBEG wurden bereits jetzt die aktuellen Einschätzungen der Bundesanstalt für Geowissenschafften und Rohstoffe (BGR) genannt.

“Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe hat die ersten Ergebnisse ihrer Studie zur Abschätzung des Erdgaspotenzials aus dichten Tonsteinen in Deutschland anlässlich der Frühjahrstagung der DGMK im April 2012 vorgestellt. Die ermittelten Ressourcen liegen danach zwischen 0,7 und 2,3 Billionen m³.”

Alleine die Spannweite von 07, bis 2,3 Billionen zeigt die Unsicherheit, mit der solche Schätzungen verbunden sind. Weitere Unsicherheiten entstehen bei der Unterscheidung von vorhandenen und technisch und wirtschaftlich förderbaren Mengen.

Schiefergas ist bislang – auch mit Fracking - nur zu einem kleinen Teil  technisch förderbar. In Wasserschutzgebieten, in Siedlungsgebieten und in geologisch empfindlichen Regionen wird gar nicht gefördert werden können. Nach den Erfahrungen aus den USA ist bestenfalls mit einem förderbaren Anteil von 10 bis 30 Prozent zu rechnen,

2,3 Billionen m³ ist absolut gesehen eine gewaltige Zahl. Der Jahresverbrauch von Gas in Deutschland liegt aber auch bei 0,1 Billionen m³. Unter Berücksichtigung des technisch förderbaren Anteils von 30 Prozent könnte sich Deutschland bestenfalls 7 Jahre lang 13 Jahre selber mit Schiefergas versorgen.

Die Voraussetzung dafür wären tausende Bohrungen von Bremen bis zum Chiemsee und von Köln bis nach Thüringen. Der LBEG schreibt dazu:

Ob, in welchen Regionen, wann und in welchem Umfang diese vermuteten Ressourcen wirtschaftlich gefördert werden können, hängt von einer Reihe von technischen und wirtschaftlichen Faktoren sowie politischen Entscheidungen ab.

Für Deutschland als ganzes sind die Vorkommen nahezu bedeutungslos. Selbst unter Einsatz aller Bohrkapazitäten könnte jedes Jahr nur ein kleiner Teil der importierten Gasmennge ersetzt werden. Die Studie “Impacts of Shalegas and shale oil extraction on the environment and on human health” der europäischen Union spricht von 2 bis 3 Prozent.

Wo ist der Nutzen für die Industrie? Die Fördermenge in Deutschland lag im letzten Jahr bei 13 Milliarden m³. 133 Milliarden m³ sind in konventionellen Vorkommen noch vorhanden. Bei gleichbleibender Fördermenge wäre die Branche in 10 Jahren am Ende.

Mit Schiefergas könnte die Restlaufzeit für die deutsche Gasindustrie rechnerisch um weitere 50 Jahre verlängert werden. Nicht zum Nutzen der Volkswirtschaft – 7 13 Jahre Gas sind dafür nicht relevant – sondern um den Preis eines beständigen gesellschaftlichen Konfliktes, der schon jetzt um jeden neuen Claim in Deutschland entbrennt.

Niedersachsen fördert die Gasbranche mit bis zu 2 Millionen Euro Subventionen pro Schiefergas Bohrung. Der Chef von ExxonMobil – William Colton – sagte dazu erst kürzlich in der Welt:

 ”Es wäre leicht für ExxonMobil, Windparks zu bauen und dafür die gewaltigen Subventionen der Regierungen einzustreichen”, sagt Colton: Doch ein Geschäftsmodell, das nur auf Subventionen basiert, komme für das Unternehmen nicht in Frage. “Solche Geschäfte liegen uns nicht, und deshalb lassen wir sie sein”, sagt Colton.

Quelle: http://www.welt.de/wirtschaft/article106362137/Der-Energiebedarf-der-Welt-wird-unterschaetzt.html

Quellen:

• http://www.lbeg.niedersachsen.de/portal/live.php?navigation_id=655&_psmand=4
• http://www.dradio.de/dlf/sendungen/forschak/1635148/

Nur bis zu 10 Prozent der Unfälle konnten direkt mit Fracking in Verbindung gebracht werden. Bei bis zu 58 Prozent der Unfälle konnte nicht mehr genau unterschieden werden, ob Fracking oder die Bohrung ursächlich war. Bei der Vorstellung betonten die Wissenschaftler, dass Fracking keine zusätzlichen Probleme schafft, die nicht schon der konventionellen Gasförderung vorhanden wären.

Die Studie wirft damit neue Fragen für die Erdgassuche in Niedersachsen auf. Laut der Auswertung der texanischen Wissenschaftler treten Unfälle und Probleme in jeder Phase von der Erschließung bis zur Stilllegung auf eines Bohrfeldes auf. Aus den untersuchten Veröffentlichungen der Industrie, ist aber zu schließen, dass diese eigene Fehler kategorisch ausschließt oder hinter Phrasen verbirgt.

“In general the response from the gas industry and its supporters has been total denial not only that any such problems exist but also that such issues are real risks.

[...] The gas industry and the supporters of hydraulic fracturing tend to see hydraulic fracturing as a particular technology that is applied to the deeper extremity of gas (or oil) wells, typically at depths of a thousand meters or more below fresh water aquifer. The gas industries assertion that no “definitive evidence” has been found of “direct” water contamination from “deep” hydraulic fracturing is undoubtedly true if the sentence is parsed pedantically. However the use of nuanced denials is unlikely to increase public confidence in the shale gas industry.

In Niedersachsen müssten Zwischenfälle bei der Erdgassuche vom verursachenden Unternehmen an das Landesbergamt gemeldet werden. Dort sollten also alle Vorfälle registriert sein. Automatisch öffentlich sind sie damit nicht. Öffentlich sind bisher vor allem die Benzolkontaminierungen durch ungeeignete Lagerstättenabwasserleitungen geworden. Zum Teil durch anonyme Hinweise aus der Bevölkerung. In der Studie der Universität Texas wird der Umgang mit Lagerstättenabwasser als nur eines der vielen Risiken bei der Gasförderung beschrieben.

Da von Seiten der deutschen Industrie trotzdem immer noch behauptet wird, in Niedersachsen würde seit Jahrzehnten störungsfrei Gas gefördert, liegt die Vermutung nahe, dass auch in Deutschland erst ein kleiner Teil der mit der Gasförderung verbundenen Unfälle überhaupt bekannt geworden ist. Das LBEG Niedersachsen könnte hier Transparenz schaffen.

Die Studie zeigt auf, dass in der Öffentlichkeit die Schiefergasförderung und vor allem Fracking sehr negativ gesehen wird. Unterstützt wird diese Meinung durch Presseartikel, Fernsehberichte und Aussagen von Wissenschaftlern. Auch die Auswertung von Internet-Suchen bestätigt das negative Image. Berichte über Unfälle, Vorfälle und Kontaminierungen dominieren hier.

Näher betrachtet werden Berichte über Blowouts und Kontaminierungen durch auslaufende Flüssigkeiten, undichte Verrohrungen, Hausexplosionen durch Methan, Zusammensetzung von Frack-Flüssigkeit, Rückflusswasser und Lagerstättenwasser.

Heftig umstritten ist, welche Rolle Methan im Grundwasser für brennende Wasserhähne und explodierende Häuser spielt. Für einen Teil der untersuchten Fälle konnte nachgewiesen werden, dass bereits vor der Gasförderung Methan im Grundwasser vorhanden war. In anderen Fällen wurde Methan aus der Gasförderung nachgewiesen.

Mehrere Kapitel beschäftigt sich mit Frackflüssigkeiten und dem Rückflusswasser.

Zur Frackflüssigkeit ist zu lesen, dass selbst bei einem Chemikalienanteil von nur 0,44 Prozent – Frackflüssigkeit enthält bis zu 15 Prozent Chemikalien – der Anteil von Säuren und Bioziden noch hoch genug ist, um eine Kuh zu töten “um ein echtes Beispiel zu zitieren”.

Three million gallons of hydraulic fracturing fluid “with 0.44% additives, will contain over 13,000 gallons of chemicals (including 3,300 gal of acid and 30 gal of biocide)” (Soeder, 2009). This mixture, if spilt and drunk by cattle (to quote a real example) is deadly.

Die gewaltigen Mengen an Frackflüssigkeit müssen vor der Verwendung gemischt werden. Zu diesem Zeitpunkt liegen die Chemikalien noch in Reinform vor und stellen ein noch größeres Risiko für die Umwelt dar. Generell sieht die Studie die größten Risiken, wenn Frack- und Rückflusswasser oberhalb des Bodens sind. Reine Worst-Case Analysen greifen hier zu kurz, denn gerade die täglichen Probleme mit undichten Ventilen, Fehler beim Verladen und Verschütten können bereits erhebliche Folgen haben. Ob sie sofort gemeldet oder überhaupt bemerkt werden, darf nach den bisherigen Erfahrungen in Deutschland bezweifelt werden.

Hydraulic fracturing chemicals and flowback water present a more significant risk above ground than they do in the deep sub-surface. This is particularly the case if the fracturing chemicals are in their concentrated form.

Nach dem Fracking kommen zwischen 20 und 80 Prozent der eingesetzten Menge an Frackflüssigkeit als Rückflusswasser wieder an die Oberfläche. Das bedeutet nicht, dass auch 20 bis 80 der Frackflüssigkeit wieder austreten. Was genau nach oben kommt, kann bislang niemand genau sagen, so die Studie. Neben einer Mischung aus Frackflüssigkeit und Lagerstättenwasser wurden neue Verbindungen aus geochemischen Reaktionen gefunden.

Der Anteil des Rückflusses variert stark in Abhängigkeit von der geologischen Situation. Auch dazu können im Vorfeld keine Prognosen getroffen werden.

Currently the factors controlling the chemistry of flowback waters appear to be only partially understood. Although many researchers appear to either explicitly or implicitly assume that flow back water are simply mixtures of injected water with water from the formation itself, a number of industry experts have pointed to evidence of geochemical interactions in the reservoirs playing a role in the chemistry of water returning to the surface.

[...]The point in time when flowback effectively ceases and produced water from the formation
dominates has been the subject of controversy.

Kritisch sind die fehlende Kenntnisse aus mehreren Gründen. Die eingesetzten Chemikalien reagieren mit den im Boden vorhandenen Chemikalien teilweise zu neuen Verbindungen mit unbekannten Eigenschaften. Mit Beginn der regulären Förderung wird aus dem Rückflusswasser per Definition Lagerstättenwasser. In Deutschland musste RWE DEA einräumen, dass entgegen der Genehmigung seit Jahren auch faktisch Frackwasser in einer für ausschließlich für Lagerstättenwasser zugelassenen Versenkbohrstelle entsorgt wurde.

Frackwasser, dass im Boden verbleibt, kann auch nicht für weitere Fracks recycelt werden. Beim “Green Fracking” ist das ein wichtiger Baustein, um den Verbrauch an Trinkwasser zu reduzieren.

Der eigentlichen Frackvorgang ist nach der Studie noch am wenigsten problematisch. Auch wenn hier der Fokus der Öffentlichkeit liegt. Doch als Beispiel werden gleich mehrere Vorfälle genannt, bei der Fracking bei einer Bohrung zu unkontrollierten Druckveränderungen bei einer benachbarten Bohrung führte. Im schlimmsten Fall folgt der Blowout. Bei Bohrplätzen im Abstand von 2 bis 4 km, wie beispielsweise auch für das Münsterland angekündigt, ist die Wahrscheinlichkeit dafür recht hoch. Die Industrie spricht von “kommunizierenden Bohrungen”.

Also unexpected and unpredictable pressures changes can be caused by nearby fracturing activity. The B.C. Oil and Gas Commission recently put out a safety warning following a series of incidents where evidence suggested that the hydraulic fracturing a well had resulted in establishing a connection with existing open fractures of an adjacent wells or in which during the drilling itself, the well intersected an existing open fracture.

Die Studie führt auch Beispiele von unterirdischen Blowouts an. Übermäßiger Druck wird in diesen Fällen an der Oberfläche zwar von einem Blowout-Preventer (BOP) abgefangen, doch Verrohrung und Zementierung werden im tiefen Untergrund beschädigt. Nicht immer werden diese Fälle bemerkt.

So for example when blowout preventers are activated when a pressure “kick” is experienced during drilling or well completion, the pressure surge though prevented from creating a surface blowout by the BOP could exploit weaknesses in the casing and cement resulting in an underground blowout that may or may not be recognized by the well operator in post-mortem examination of pressure and other records.

Zur Studie muss gesagt werden, dass sie von Wissenschaftlern der Universität Texas durchgeführt wurde, die für diese Art von Studien 7,5 Millionen Dollar von Shell bekommen hat.

Shell, University of Texas sign $7.5 million research deal

Shell Oil Co. has signed a five-year contract with the University of Texas at Austin to conduct a broad range of research on the challenges facing the energy industry as it unlocks natural gas from “tight” geologic formations such as shale.
Quelle: http://www.statesman.com/business/shell-university-of-texas-sign-7-5-million-1849560.html

Die Wissenschaftler bezeichnen sich selber als neutral. Es wären nur allgemeine Mittel der Hochschule verwendet worden. Weltweit wurde die Studie merkwürdigerweise als “Entwarnung für Fracking” beworben, obwohl keine objektiven Gründe für eine Entwarnung aufgeführt werden. Vielmehr werden die Risiken von Fracking im Verhältnis zu den “normalen” Risiken der Gasförderung relativiert.

Auch Scientific America kam im Artikel “The Truth about Fracking” zum Schluss, dass wahrscheinlich nicht Fracking das Problem ist, sondern die mit der Erschließung unkonventioneller Gasvorkommen verbundene Vervielfachung der Schwierigkeiten, die es bereits bei der konventionellen Gasförderung gibt.

Quellen:
http://energy.utexas.edu/images/ei_shale_gas_regulation120215.pdf (PDF)

Vielmehr stellen sich die Schätzungen der Internationalen Energieagentur IEA für Europa, auf deren Basis momentan viele Entscheidungen getroffen werden, immer mehr als Blase heraus.

Die New York Times berichtete bereits mehrfach über ähnliche Erfahrungen aus den USA. Momentan funktioniert das als “Ponzi-Schema” (Schneeball-System) bezeichnete Verfahren vor allem, weil extrem viele Bohrungen durchgeführt werden, die im Gegensatz zur konventionellen Gasförderung aber meist schon nach zwei Jahren den Tiefpunkt der Förderung erreicht haben.

Die Deutsche Bank UK sieht im Spezialreport “A first look as EU shale gas prospects” vom 20 Oktober 2011, der leider nicht öffentlich zugänglich ist, besonders Risiken bei den tatsächlich förderbaren Mengen, der Produktionsrate und den Bedenken in der Bevölkerung.

“First among these [uncertainties] are the size of the recoverable resource, production rates and the extent to which residents’ and environmentalists’ concerns can be accommodated. Accordingly while shale-gas resource development is expected to proceed in the EU, North Africa and China there are limiting factors and higher cost than in the US. The impact of shale-gas production on EU gas prices is not expected to be anywhere near as great as in the US.

Quelle: http://www.longfinance.org/programmes/london-accord/499.html

Auch eine Studie vom Dezember 2011 der Unternehmensberatung Ernst & Young  mit dem Titel “Shale Gas in Europe – Revolution or Evolution?” sieht keine revolutionären Änderungen durch die Erschließung von Schiefergas in Europa.

John Avaldsnes, Ernst & Young’s EMEIA Oil & Gas Sector Leader says “While exploration is underway in several countries such as Austria, Germany, Hungary, Ireland, Poland, Sweden and the UK, no shale gas play has yet been brought into production in Europe, and only a fraction of this resource base is likely to ever prove commercial and be produced. In addition, over half of all estimated European shale gas reserves, which accounts for almost 10% of the global total, are concentrated in just two countries, Poland and France.

Quelle: http://www.ey.com/GL/en/Newsroom/News-releases/Shale-gas-in-Europe–revolution-or-evolution

In Großbritannien hat der Britische Geologische Dienst die angeblich vorhandenen Mengen an Gas überprüft, die das Unternehmen Cuadrilla Resources für den Bowland Shale gemeldet hat. Der geologische Dienst kommt auf 4,7 tfc (Milliarden Kubikfuß) statt der von Cuadrilla stets angegebenen 200 tfc.

Speaking at this week’s Shale Gas Environmental Summit in London, Stephenson [Head of Energy, British Geological Survey] stated: “We worked out our old resource figure for the Bowland shale, somewhat crudely, by comparing the recovery rate for Barnett shale in Texas, which is the same geological age, and multiplying it by the land area of Bowland. Cuadrilla’s estimate of 200 tcf is about 40 times higher.

Quelle: http://millicentmedia.com/2011/11/02/british-geological-survey-cuadrilla%E2%80%99s-shale-gas-estimate-unreliable-to-release-new-figure/

In Polen gibt es momentan erhebliche Anstrengungen, die Schiefergasförderung auszubauen. Trotz einiger Widerstände in der Bevölkerung und einem gescheiterten Versuch eine Schiefergas-freundliche europäische Gesetzgebung durchzuführen, sind in keinem Land in Europa so viele Probebohrungen durchgeführt und auch gefrackt worden, wie in Polen.

Bisher sind das 14 Bohrungen, von denen 8 zum Teil horizontal gebohrt und in mehreren Stufen gefrackt wurden (Multi-Stage-Fracking). 100 bis 200 weitere Probebohrungen sind noch geplant.

Die gefundenen Gasmengen haben sich bisher allerdings nicht als wirtschaftlich förderbar herausgestellt. Auch hier sieht es so aus, als ob die versprochenen 5,3 TCM Gas nicht haltbar sind. Konservativere Schätzungen gehen momentan von etwa 80 Prozent geringen Mengen aus, die technisch und wirtschaftlich förderbar sind.

Das Polnische Geologische Institut arbeitet an neuen Zahlen, die Anfang 2012 verfügbar sein sollen.

ExxonMobil bestätigt diese Erfahrungen. Zwei Bohrungen, die Ende 2011 in Polen durchgeführt wurden, liefern kein Gas in wirtschaftlich relevanten Mengen.

Quellen:
http://www.naturalgaseurope.com/polish-shale-gas-estimates-likely-to-drop
http://www.bloomberg.com/news/2012-01-31/exxon-says-two-polish-shale-wells-were-not-commercially-viable.html

“However, this is no reason for complacency, since this assessment explicitly refers to the current level of experience and scale of operations as can be expected during the exploration phase. As the US example indicates, commercial scale shale gas exploitation would involve operations on much larger scale. Especially, related potential cumulative impacts need to be further investigated to provide a basis for a more thorough assessment of the appropriateness of the regulatory framework(s) – both on EU as well as on Member State and/or regional level.”

Neun europäische Abgeordnete, darunter auch Rebecca Harms und Reinhard Bütikofer (Grüne) aus Deutschland, fordern deshalb Günther Oettinger in einem offenen Brief auf, die europäische Gesetzgebung anzupassen, bevor mit einer kommerziellen Erschließung von Schiefergas in Europa begonnen wird.

“We call on you to learn from the experience in the United States  and improve European legislation in this field before, not after, any further  development of Europe’s shale gas resources in order to give citizens the best  possible guarantee of preventing or minimising possible adverse effects.”

Außerdem haben sie Günther Oettinger daran erinnert, dass sie ihm bereits im April 2010 darum gebeten haben, eine offenes Diskussionsforum unter Beteiligung der Bürgerinitiativen in Europa einzurichten. Die Bitte blieb bisher unbeantwortet.

Quelle:
Brief an Commissioner Oettinger zum unzureichenden rechtlichen Rahmen der Schiefergasförderung in Europa

Als Beispiel wird der Konflikt um die Erschließung unkonventioneller Gasvorkommen in NRW angeführt:

“Völlig unbemerkt von der Öffentlichkeit teilten sich unter Moderation der Bergbehörde verschiedene Gasunternehmen das halbe Land in „Claims“ zur Aufsuchung und damit ggf. zur späteren Förderung von sog. unkonventionellem Erdgas auf. Eine gesellschaftliche Diskussion, ob diese Gasförderung mit ihrer umstrittenen Fördermethode („Fracking“) überhaupt akzeptabel ist, konnte nicht stattfinden. Das BBergG schuf Fakten zugunsten der Gasunternehmen.”

Am 26. Januar 2012 wurde der Antrag im Bundestag vorgestellt. Die Vorsitzende des Umweltausschusses und Bundestagsabgeordnete Eva Bulling-Schröter unterstützt ebenfalls eine Änderung des Bergrechtes. Die Fraktion “Die Linke” will dazu in Kürze einen eigenen Antrag vorstellen. Einen wesentlichen Aspekt – die Umstellung des bisher in Einzelanträge aufgeteilten Genehmigungsverfahrens in ein Planfeststellungsverfahren – soll auch der Antrag der Linken enthalten.

“Dies und weiter Aspekte, insbesondere die Umweltauswirkungen des Abbaus und mögliche Varianten, müssen künftig in einem Planfeststellungsverfahren für das gesamte Vorhaben geprüft werden. Damit wäre Schluss mit dem scheibchenweise Zulassen und Abarbeiten von unterschiedlichen Betriebsplänen, Schluss mit dem Verwirrspiel für Kommunen und Anwohner. “

Momentan sind Aufsuchungserlaubnis, Probebohrung, Probefracking und Förderung einzelne Anträge, die auch einzeln betrachtet und genehmigt werden. Von Seiten der Industrie wird das ausgenutzt, in dem Fakten durch die Einrichtung von Bohrplätzen geschaffen werden können und der anschließende Übergang zu Förderung nur noch aus nicht öffentlichen und noch nie abgelehnten weiteren Anträgen besteht.

Im Antrag der Grünen sieht die Forderung nach einem umfassenden Planfeststellungsverfahren so aus:

“Die bisherige Genehmigung von einzelnen, zeitlich über Jahre und Jahrzehnte gestaffelten Betriebsplänen wird ersetzt durch ein Verfahren zur Planfeststellung betreffend ein im Zeitraum von 10, in begründeten Ausnahmefällen bis zu 15 Jahren, durchzuführendes Vorhaben, um so die Rechtssicherheit für Bergbaubetroffene und Bergbautreibende zu erhöhen. Dabei ist immer eine Interessensabwägung zwischen allen Beteiligten vorzunehmen.”

“Der Vorhabensträger hat es regelmäßig in der Hand, durch ein gestuftes Vorgehen bei der Stellung seiner Zulassungsanträge eine effektive Rechtsschutzmöglichkeit der betroffenen Menschen wesentlich zu erschweren oder sogar de facto zu verhindern. Die derzeitigen gesetzlichen Anforderungen an die Grundeigentümer, sich gegen einen geplanten Abbau mit Erfolg zur Wehr zu setzen, sind fast unerfüllbar hoch.

Ein weiteres Manko im aktuellen Bergrecht sind Umweltverträglichkeitsprüfungen. Bei der Gasförderung sind diese erst ab 500.0000 Kubikmeter Förderung pro Tag erforderlich. Bei unkonventionellen Gasvorkommen wird dieser Wert kaum erreicht. Bei der konventionellen Gasförderung kann er leicht umgangen werden. Für das konventionelle Gasvorkommen “Bötersen Z11″, bei dem Fracking vorgesehen ist, hat ExxonMobil beispielsweise die zu erwartende Fördermenge mit 480.000 Kubikmeter pro Tag angegeben. Sollte die Fördermenge später dann doch höher sein, wäre es für eine UVP zu spät.

Die Grünen fordern daher in ihrem Antrag:

“Die Förderung von unkonventionellen Erdgas mittels des Frackingverfahrens, die Errichtung von Untergrundspeichern sowie die zu deren Betrieb errichteten Industrieanlagen und Leitungen sollen grundsätzlich UVP-pflichtig werden.”

Unter Leitungen würden auch die Leitungen für Lagerstättenwasser fallen. In Niedersachsen ist seit 2007 bekannt, dass Leitungen vom Typ PE 80 Benzol-durchlässig sind. Eine Überprüfung der Leitungen wurde aber erst 2011 angeordnet. Bei einer UVP wäre vielleicht bemerkt worden, dass PE Leitungen generell nicht dicht gegenüber Benzol sind und die schweren Schäden – wie jetzt in Völkersen – wären frühzeitig bemerkt worden.

Seit dem letzten Jahr häufen sich die Berichte über Schäden an Häusern im Raum Rotenburg und Verden. Zeitliche und räumliche Zusammenhänge zur Gasförderung sind vorhanden, doch war es bislang nicht möglich, das vor Gericht auch nachzuweisen. Ein Zivilprozess scheiterte kürzlich am Gutachten. Aus bergbaulichen Aktivitäten ist die Nachweis-Problematik schon lange bekannt. Im Saarland und in Nordrhein-Westfalen gibt es Schlichtungsstellen für Bergschäden, sowie eine Beweislastumkehr bei “üblichen” Schäden aus dem Tiefbergbau.

Da die Klagemöglichkeiten zwischen Privatpersonen und großen Unternehmen generell ungleich sind – alleine Gutachten kosten tausende von Euro – soll nach dem Antrag der Grünen eine generelle Bergschadensvermutung eingeführt werden. Dafür müßten die Unternehmen dann auch entsprechende Rückstellungen bilden und alle Informationen öffentlich machen.

“Es wird eine generelle Bergschadensvermutung mit Beweislastumkehr eingeführt. Das heißt, im gesamten potentiellen Einwirkungsbereich bergbaulicher Tätigkeiten (z. B. Gebiet mit nachweisbaren Grundwasserabsenkungen im Braunkohlebergbau, Salzabbau, Gesteinsabbau) ist bei typischen Schadensmerkmalen von Bergschäden auszugehen. Gegebenenfalls muss der Bergbautreibende nachweisen, dass es sich nicht um einen Bergschaden handelt.”

“Bergbautreibende werden grundsätzlich verpflichtet, alle relevanten Geo-, Umwelt- und Monitoringdaten (z. B. Risswerke, Grubenbilder, Grundwasserentnahme, Emissionen, Höhenmessungen) mindestens alle drei Jahre aktualisiert zu veröffentlichen.”

Die Umstellung auf beklagbare Planfeststellungsverfahren, obligatorische Umweltverträglichkeitsprüfungen und eine generelle Bergschadensvermutung würde für die Betroffenen eine deutliche Verbesserung der Situation darstellen, ohne die Erschließung der Bodenschätze zu stark einzuschränken. Von Seiten der Unternehmen werden Gefärdungen und Risiken als unerheblich dargestellt. Sollte das stimmen, wären die zusätzlichen Anforderungen kaum eine Belastung für die Unternehmen.

Quellen:
Antrag zur Novellierung des Bergrecht – Bündnis 90 / Die Grünen - Drucksache 17/8133
Rede von MdB Eva Bulling-Schröter zur Bergrechtsnovelle

Umweltminister Norbert Röttgen wird ein Moratorium für Fracking zugeschrieben, ohne das es dafür Anzeichen oder eine rechtliche Grundlage gäbe. Eine ausgeschriebene Studie zu den Risiken von Fracking des Umweltministeriums bleibt im Umfang weit hinter dem zurück, was das Umweltbundesamt bereits als potentielle Gefahren aufgezeigt hat.

Ihre Position hat die CDU NRW jetzt in einem Beschluss vom Januar 2012 verdeutlicht.

Zentrale Botschaft des Beschlusses ist, dass Gas und Kohle noch langfristig eine wichtige Rolle bei der Energieversorgung in NRW spielen sollen. Eine heimische Förderung von Gas wird generell begrüßt. Genehmigungen dürften aber nur erteilt werden, wenn “unverantwortliche Risiken für Mensch und Natur vollständig ausgeschlossen werden können” und die Zustimmung der Bürger vorhanden ist.

Die wichtigsten Aussagen in Kürze:

• Solange keine ausreichend fundierten wissenschaftlichen Kenntnisse zu den möglichen Auswirkungen von „Fracking“ vorliegen, dürfen keine Fakten geschaffen werden.
• Die Genehmigungsverfahren müssen den spezifischen Erfordernissen der unkonventionellen Erdgasförderung angepasst werden. Insbesondere halten wir eine Änderung des Bergrechts für notwendig.
• Umweltrisiken bestehen vor allem dann, wenn unter Einsatz wassergefährdender Stoffe gefrackt wird. Deshalb soll für diese Fälle sowohl bei der Erdgasgewinnung als auch bei der Geothermie eine zwingende UVP eingeführt werden.
• Zudem sind die Wasserbehörden verpflichtend zu beteiligen, ebenso die betroffenen Landkreise und Kommunen.
• ist es geboten, entsprechend hohe Regeln in den Mitgliedstaaten der Europäischen Union zu haben. Wir unterstützen daher die Bemühung im Europäischen Parlament um vergleichbar hohe Sicherheitsstandards.
• Eine Erdgasförderung in Nordrhein-Westfalen kommt nur in Frage, wenn sie von der Bevölkerung in der Region akzeptiert wird.

Die Formulierung der Pflicht auf Umweltverträglichkeitsprüfungen und die Beteiligung der Wasserbehörden taucht in praktisch allen Anträgen und Beschlüssen aller Parteien und Ebenen auf, aber entscheidend sind die Details.

Nach diesem Beschluss sollen Umweltverträglichkeitsprüfungen bei der unkonventionellen Gasförderung nur durchgeführt werden, wenn “wassergefährdende Stoffe” beim Fracking eingesetzt werden. Das entspricht dem Vorschlag der CDU auf Bundesebene. Die Bezirksregierung Arnsberg fordert beispielsweise statt dessen eine allgemeine und obligatorische Umweltverträglichkeitsprüfung, die nicht an weitere Vorbedingungen geknüpft ist.

Für die angekündigte Probebohrung in Nordwalde wäre nach diesem Vorschlag weiterhin keine Umweltverträglichkeitsprüfung notwendig. Auch die verpflichtende Beteiligung der Wasserbehörden scheint hier nur bei Fracking und wassergefährdenden Chemikalien gefordert zu werden, was bestimmt nicht ausreichend ist, wie die fortlaufenden Kontaminierungen in Niedersachsen momentan demonstrieren.

Erklärungsbedürftig ist der Aspekt eines Moratoriums, der im Beschluss angesprochen wird:

Wir begrüßen, dass die Bundesregierung die Studie „Umweltauswirkungen von
Fracking bei der Aufsuchung und Gewinnung von Erdgas aus unkonventionellen La-
gerstätten“ in Auftrag gegeben hat und erst dann über die Erdgasförderung entschei-
den will, wenn die von Bundes- und Landesregierung in Auftrag gegebenen Studien
vorliegen.

Was genau will die Bundesregierung entscheiden? Das FDP geführte Wirtschaftsministerium von Phillip Rösler hat sich noch mit keinem Wort zur unkonventionellen Gasförderung geäußert, obwohl hier die Verantwortung für das Bundesbergrecht liegt.

Umweltminister Röttgen hat zwar die “Auffassung”, dass keine Genehmigungen erteilt werden dürften, aber das hat in Niedersachsen die Behörden bisher auch noch nicht gehindert, Fracking weiter zu genehmigen.

Bisher wurde auch noch kein Zusammenhang zwischen der Studie des Bundes und der Studie des Landes NRW hergestellt. Ziel der Studie des Umweltbundesamtes schien es eher zu sein, noch vor der Studie aus NRW fertig zu sein. Diese wurde zwischenzeitlich ohne große Ankündigung begonnen und soll im Sommer 2012 fertig sein.

Die betroffenen Bürger werden sich vor allem auf zwei Aspekte des CDU NRW Beschlusses berufen können. Das keine Fakten geschaffen werden sollen, wenn es unverantwortliche Risiken gibt und das keine Erdgasförderung gegen den Willen der Bevölkerung durchgesetzt werden darf. Für beides gibt es momentan noch keine gesetzlichen Ansprüche.

Begleitet wurde die Vorstellung des Beschlusses mit der Information, dass sich Umweltminister Röttgen und die CDU NRW gegen den bisherigen Kurs der Bundes-CDU stellen wollen. Ursache könnte unter anderem ein Umkippen der Stimmung in Niedersachsen sein. Hier gibt es zunehmend Zweifel an den Behauptungen über eine angeblich störungsfreie Erdgassuche in Deutschland.

In Norwegen sind es immer noch 13 bis 19 Prozent der Bohrungen, die undicht sind. Diese Zahlen wurden jetzt bei einer Konferenz zur Sicherheit der Schiefergasförderung genannt. Geochemikerin Karlis Muehlenbach von der Universität Alberta warnte davor, dass mit zunehmendem Ausbau der Schiefergasindustrie und Hydraulic “Fracking” Fracturing, Kontaminierungen von Grund- und Trinkwasser zunehmen werden. “Das Problem wird schlimmer, nicht besser.”, so Muehlenbach.

“The shale gas boom combined with hydraulic fracking will cause wellbores to leak more often than run-of-the-mill conventional wells,” says Karlis Muehlenbachs, a geochemist at the University of Alberta. “The problem is going to get worse, not better.”

Muehlenbach hat kein Verständnis dafür, dass die Industrie nicht zugeben will, dass Bohrungen undicht werden. Auf der Konferenz wies sie darauf hin, dass zwar immer gesagt wird, dass bei einer dichten Zementierung nichts passieren könnte, aber nicht, wie sie Undichtigkeiten im Laufe der Zeit gefunden und behoben werden können.

“They’ll frack each well up to 20 times. Each time the pressure will shudder and bang the pipes in the wellbore. The cement is hard and the steel is soft. If you do it all the time you are going to break bonds and cause leaks. It’s a real major issue. “

Durch multiples Fracking werden Rohre und Zementierung enormen Belastungen ausgesetzt. Während der Bohrungen finden zwar noch laufend Messungen statt. Doch was passiert nach 10 Jahren, 15 Jahren oder 20 Jahren?

Das Bohrungen unterirdisch mit einander in Kontakt kommen und so Druck und Frack-Chemikalien von einer Bohrung zur anderen wandern können (“Kommnizierende Bohrungen”), ist inzwischen gut untersucht und wird auch von der Industrie offen behandelt. Laut Muehlenbach weigert sich aber die gleiche Industrie, auch nur in Betracht zu ziehen, dass durch die selben Prozesse auch Methan ins Grundwasser gelangen könnte.

“Whenever methane leaks from one well into a neighboring wellsite, “industry says let’s fix the leaks,” says Muehlenbachs. “But as soon as the leaks enter groundwater, everyone abandons the same logic and technology and says it can’t happen and the denials come out. In Alberta, it’s almost a religious belief that gas leaks can’t contaminate groundwater.”

Muehlenbach empfiehlt strenge Kontrollen und regelmäßige Überprüfungen nach Methan, Ethan und Propan. Isotop-Fingerabdrücke, über die eindeutig nachgewiesen werden kann, ob das Gas aus großer Tiefe stammt oder oberflächennah ist, besitzt die Industrie üblicherweise bereits aus den Probebohrungen.

Wie dicht die Zementierungen deutscher Gasquellen auf Dauer sind, ob darüber schon Zahlen vorliegen und wer diese Zahl ansonsten ermitteln könnte, wird auch ein Thema für die Studie zur “Sicherheit der Erschließung unkonventioneller Gasvorkommen” des Landes NRW werden.

Quelle:
http://thetyee.ca/News/2011/12/19/Fracking-Contamination/

11 Erdbeben wurden seit dem letzten Frühling gemessen. Das bislang stärkste am Neujahrswochenende mi einer Stärke von  4,0 bis 4,3 auf der Richterskala. Zuvor wurden in der betroffenen Gegend keine Erdbeben gemessen. Die Aufzeichnungen darüber gehen bis in das Jahr 1980 zurück.

“Earthquakes are not common in Youngstown, and seismic records going back to 1980 show no reports of earthquakes prior to the series of quakes last year. A 2.1 magnitude quake, the first of 11 in 2011, was reported on March 17. More were reported in August, September, October, November and December.”

Quelle: Reuters, Umwelt

Die Erfahrungen decken sich mit denen von Versenkbohrstellen in Arkansas. Auch dort wurden die Disposalbohrungen großflächig verboten, nach dem es zu Häufungen von Erdbeben kam.

Experten gehen davon aus, dass die Erbeben bei Youngstown, auch nach der Schließung der Disposalbohrungen, noch ein weiteres Jahr andauern werden.

“The earthquakes will trickle on as a kind of a cascading process once you’ve caused them to occur,” he said. “This one year of pumping is a pulse that has been pushed into the ground, and it’s going to be spreading out for at least a year.”

Quelle: http://www.huffingtonpost.com/2012/01/02/ohio-earthquakes-caused-by-wastewater-well-drilling_n_1180094.html

Ursache ist voraussichtlich, dass in eine vorhandene Störungszone, eine Art unterirdische Riss der in Öl- und Gasformationen häufig vorkommt, Frackflüssigkeiten eindrangen. Sowohl ansteigender Druck als auch die Schmierwirkung der Flüssigkeit könnte dann die Erdbeben auslösen. Eine direkte Verbindung zum Hydraulic “Fracking” Fracturing,  wie kürzlich in Großbritannien und den USA für Erdbeben festgestellt, wird in diesem Fall nicht vermutet.

In Verden / Aller in Niedersachsen, auch dort gibt es Versenkbohrstellen, wurde für den 2. Mai 2011 und den 3. April 2008 über leichte Erdbeben berichtet. Das letzte Erdbeben lag in 900 Meter Tiefe. Die Gasförderung findet in 4000 bis 5000 Meter Tiefe statt. Die Disposalbohrungen liegen aber gerade einmal bei 1000 Meter Tiefe. In der Region melden sich immer mehr Menschen, die Risse in ihren Häusern mit den Folgen der Gasförderung in Verbindung bringen.

3. April 2008
“Ein leichtes Erdbeben der Stärke 2,8 hat sich in der Nacht zum Donnerstag im Raum Langwedel bei Verden ereignet. [...] Es könnte durch die Erdgasförderung in dieser Region ausgelöst worden sein.”

Quelle: http://www.welt.de/welt_print/article1869204/Leichtes_Erdbeben_der_Staerke_2_8_erschuettert_Verden.html

2. Mai 2011
“In der Nacht zu Montag hat in Verden die Erde gebebt. Die Erdbebenstation Bensbergen in Nordrhein-Westfalen hat um 4.57 Uhr Erdstöße der Stärke 2,6 auf der Richterskala registriert. “Das hat nur wenige Sekunden gedauert, aber es hat sich ziemlich heftig angefühlt”, berichtet Katja Thies aus Verden-Borstel. [...] Da sich das Verdener Beben in 900 Meter Tiefe vergleichsweise nah an der Oberfläche abgespielt habe, sei es aber deutlich spürbar gewesen.”

Quelle: http://www.weser-kurier.de/Artikel/Region/VERDENER-NACHRICHTEN/371193/In-Verden-hat-die-Erde-gebebt.html##

Mögliche Schäden durch die Gasförderung müssen immer noch vom Bürger nachgewiesen werden. Häufig basierend auf Informationen, die nur dem gasfördernden Unternehmen vorliegen.

Quellen:
Reuters, Umwelt
http://www.huffingtonpost.com/2012/01/02/ohio-earthquakes-caused-by-wastewater-well-drilling_n_1180094.html

Jetzt soll eventuell schon ab 2013 mit Hilfe von “Clean Fracking” das Gas aus dem Gestein in 6000 Meter gebrochen werden. Angeblich eine Entwicklung der OMV in Zusammenarbeit mit der Montanuni Leoben. Doch das amerikanische Unternehmen Halliburton bewirbt ein sehr ähnliches Verfahren schon seit 2009.

“Gerhard Thonhauser, Tiefbohr-Professor von der Montanuniversität Leoben, erklärte indes, es würden Methoden ohne Gefahr für Mensch und Umwelt entwickelt. “Wir wollen bei der Förderung des Shale Gases einen neuen, einen europäisch/österreichischen Weg gehen. Wir werden eine Methode entwickeln, die jede Gefahr für Mensch und Umwelt ausschließt”, sagte der 42-Jährige. Er geht davon aus, dass es eine solche Methode bis 2013 geben wird.”
Quelle: http://kurier.at/wirtschaft/4318076-absage-fuer-schiefergasfoerderung.php

Der “europäisch/österreichische” Weg setzt auf drei Änderungen am Fracking Verfahren:

1. Einsatz von wasserlöslichen Zusatzstoffen statt Petroleum basierender Fluide
2. Abtötung von Algen und Bakterien durch UV-Licht statt Bioziden
3. Geschlossener Kreislauf und Recycling von Frack- und Lagerstättenwasser

1. CleanStim(TM) Formulation
2. CleanStream(TM) Service
3. CleanWave(TM) Water Treatment System

Quelle: http://www.halliburton.com/public/projects/pubsdata/Hydraulic_Fracturing/CleanSuite_Technologies.html

Seit 2009 wird es von Halliburton jedes Jahr aufs neue mit großen Pressemitteilungen vorgestellt. Zur Anwendung kam es im vollen Umfang im Mai 2011 erstmals bei El Paso in Texas.

“Nearly 4.8 million gallons of water were treated through Halliburton’s CleanStream® process, which uses UV light instead of additives to control bacteria in water. In addition, the CleanStream process prevents the addition of more than 2,400 gallons of biocide per well.

Another one million gallons of produced water was prepared for recycling in the well through the CleanWave™ system, significantly reducing the need for freshwater.”

18 Millonen Liter Wasser wurden für das Fracking verwendet. 3,8 Millonen Liter Wasser wurden zusätzlich durch Recycling und erneute Verwendung als Frackflüssigkeit eingespart. 9000 Liter Biozide pro Bohrloch konnten eingespart werden.

Ein Fortschritt beim Fracking, aber immer noch keine Lösung für die weiteren mit der unkonventionellen Gasförderung verbundenen Risiken und Probleme. Zum Einsatz kommt das System bis heute wegen der hohen Kosten und der schlechteren Ausbeute im Vergleich zu Petroleum basierten Frackflüssigkeiten kaum.

Beginnen möchte die OMV mit 20 Bohrungen im Abstand von 3 bis 4 Kilometern. Das entspricht dem heutigen Stand der Technik durch Bohrplattformen mit bis zu acht abgelenkten Bohrungen und mehrfachen Frackings auf Strecken von bis zu 2 km. Für das Gebiet um Poysdorf könnte das so aussehen:

Die roten Punkte entsprächen den Bohrungen. Die gelben Felder würden unterirdisch fast vollständig aufgebrochen und mit der Frackflüssigkeit durchspült, um Fließwege für das Gas zu schaffen. Mit weniger Aufwand lassen sich unkonventionelle Gasvorkommen nicht erschließen.

Durch das Vielfache an Bohrungen und Fracks von einer Bohrplattform aus, reduziert sich deren absolute Anzahl zwar, doch dafür sind die einzelnen Plattformen deutlich größer. Vergleicht man die bisher in Europa vorhandenen Bohrplattformen mit den modernen Multi-Frack Plattformen der USA, sind diese um das vier bis fünffache größer.

Entsprechend umfangreicher ist auch der LKW Verkehr, denn wenn auch weniger Punkte angefahren werden müssen, sinkt die absolute Anzahl an LKW fahrten kaum. Zusätzlich muss das ganze zum Recycling anstehende kontaminierte Wasser natürlich auch noch von einer Bohrung zur nächsten gefahren werden, wenn nicht umfangreiche Leitungsnetze gebaut werden sollen.

Statt sauberen Grundwassers, möchte die OMV direkt mit Lagerstättenwasser aus anderen Bohrungen starten. Dieses fällt bei der Gasförderung mit steigendem Alter der Bohrung in zunehmenden Maße an und ist üblicherweise mit Schwermetallen, Kohlenwasserstoffen, radioaktiven Isotopen und großen Mengen an Salz kontaminiert.

Die Wiederverwendung als Frack-Wasser ist in den USA bereits seit längerem üblich. Vor allem, um strengere Gesetze bei der Entsorung von Lagerstättenwasser zu umgehen und um in wasserarmen Regionen überhaupt noch den Bedarf nach Frack-Wasser decken zu können.

Letztendlich muss ein großer Teil des Wasser – egal ob Frackwasser oder Lagerstättenwasser – aber wieder an die Oberfläche, damit das Gas überhaupt gefördert werden kann. Spätestens dann stellt sich erneut die Frage nach der Entsorgung.

Übrig bleiben in jedem Fall die bei jeder Filterung anfallenden Stoffe wie Quecksilber, Arsen, Blei, Radium-226 und die teils krebserregenden Kohlenwasserstoffe wie Benzol. In den Angaben deutscher Unternehmen verschwinden sie gerne unter dem Begriff “ordnungsgemäße Entsorgung”.

Im österreichischen Weinviertel hat sich eine Bürgerinitiative gegründet, um über die Risiken des Verfahrens zu informieren. Sie ist unter www.weinviertelstattgasviertel.at und http://www.gegen-gasbohren.de/initiativen/ig-schiefesgas-oesterreich/ zu finden.

Schlussfolgerung:

Berichte weisen auf erhebliche Beeinträchtigungen der Grundwasservorkommen hin, die amerikanische Umweltbehörde (Environmental Protection Agency – EPA) hat hierzu Untersuchungen aufgenommen. Eine direkte Übertragung der amerikanischen auf deutsche Gegebenheiten ist aufgrund  unterschiedlicher gesetzlicher Regelungen, ungleicher geografischer (z.B. Besiedlungsdichte) und geologischer Verhältnisse nur bedingt möglich. Dessen ungeachtet sollten die
in den USA erlangten Erkenntnisse bei der Schiefergasgewinnung in eine kritische Überprüfung der Explorationsverfahren in Deutschland fließen.

Zum Schutz von Mensch und Umwelt, insbesondere zum Schutz des Grundwassers sind an jede Aufsuchung und Gewinnung von Erdgas aus unkonventionellen Lagerstätten folgende Mindestanforderungen zu stellen 29:

• Kein Fracking zur Gewinnung von Erdgas in sensiblen Gebieten (z.B. Trinkwassergewinnungsgebiete, Heilquellen, Mineralwasservorkommen)
• Obligatorische Umweltverträglichkeitsprüfung (für jeden einzelnen Frack sowie das gesamte Gasgewinnungsfeld)
• Grundsätzlich Beteiligung der zuständigen Wasserbehörden zur Bewertung der Auswirkungen auf das Grundwasser
• Vollständige Offenlegung der verwendeten Additive und der exakten Zusammensetzung der Fracturing Fluide für jeden einzelnen Frac
• Registrierung der Fracking-Chemikalien für diese Verwendung gemäß REACH-Verordnung
• Überwachung der Frack-Flüssigkeiten und des Flowbacks (zurückgefördertes Frack- und Lagerstättenwasser) sowie Nachweis über die ordnungsgemäße Entsorgung in einem Kataster
• Erstellung eines Notfallplans und Störfallvorsorge
• Gefährdungsanalyse und begleitendes Monitoring durch die Förderunternehmen

Um all diese Aspekte im Rahmen eines umfassenden Verfahrens seriös prüfen und eine breite Behörden- und Bürgerbeteiligung sicherstellen zu können, ist als erster Schritt eine Änderung/Anpassung der „UVP-Verordnung Bergbau“ aus Sicht des Umweltschutzes dringend erforderlich, was zur Folge hätte, dass für künftige Gasschieferexplorationen ein Planfeststellungsverfahren mit Öffentlichkeitsbeteiligung durchgeführt werden müsste.

Quelle:
http://www.umweltbundesamt.de/chemikalien/publikationen/stellungnahme_fracking.pdf