Fracking als Brückentechnologie für Deutschland. Risikofaktoren und Potentiale

Inhaltsverzeichnis:

1) Einleitung

2) Schiefergasförderung durch Fracking
2.1 Begriffsbestimmung des Fracking
2.2 Einblick in die Technologie des Fracking
2.3 Situation in Deutschland

3) Risikofaktoren im Zusammenhang mit Fracking
3.1 Wasserverunreinigung und erhöhter Wasserverbrauch
3.2 Erdbebengefahr – Induzierte Seismizität
3.3 Flächenverbrauch
3.4 Treibhausgasemission
3.5 Lärmemission

4) Potentiale im Zusammenhang mit Fracking
4.1 Energiewende
4.2 Druck auf Gaspreise
4.3 Vermehrt autonome Energieversorgung

5) Fazit

6) Literaturverzeichnis
7.1 Monographien
7.2 Internetquellen

7) Abkürzungsverzeichnis

1. Einleitung

Global betrachtet, führen die stetig wachsenden Bevölkerungszahlen, sowie tendenziell steigende Lebensstandards zu einem vermehrten Energiebedarf.¹ Insbesondere durch den ansteigenden Energiebedarf der Schwellenländer gewinnt der bewusste Umgang mit Energie umso mehr an Bedeutung.² Aktuell wird die weltweit verbrauchte Energie nach wie vor größtenteils durch fossile Energieträger (Kohle, Erdgas, Erdöl) gedeckt. Dabei spielen Erdöl und Erdgas mit einem Anteil von ca. 56% des globalen Primärenergieverbrauchs die zentrale Rolle für die weltweite Energieversorgung. In Anbetracht der Begrenztheit der Erdöl – und Erdgasreserven einerseits und des steigenden Energiebedarfs andererseits wird schließlich nach alternativen Fördermethoden gesucht.³ Eine alternative Möglichkeit zur Erschließung von bisher größtenteils ungenutzten unkonventionellen Erdgas- und Erdölvorkommen stellt die Methode des sog. Frackings dar.⁴ Fracking trägt mittlerweile in erheblichem Maß zur weltweiten Verfügbarkeit von Erdöl und Erdgas bei.⁵ Insbesondere in den USA hat sich die Technologie des Frackings in den letzten 10 Jahren rasant entwickelt.⁶ Infolge dieser innovativen Methode zur Erdöl- und Erdgasförderung aus tiefen Gesteinsschichten vervielfachte sich die Erdgasförderung des Landes im Zuge der sog. „Schiefergasrevolution“.⁷ Dabei sind die USA zum weltweit größten Erdölproduzenten aufgestiegen und sind dabei, vom Erdgasimporteur zum dauerhaften Erdgasexporteur zu werden. Darüber hinaus konnten im Zusammenhang mit der neuartigen Fördermethode neue Arbeitsplätze geschaffen, die privaten und öffentlichen Einnahmen gesteigert und die Energiekosten deutlich reduziert werden.⁸ Gleichzeitig ist Fracking trotz aller positiven Auswirkungen für die Wirtschaft und den Energiemarkt nicht unumstritten und führt immer wieder zu zahlreichen umweltpolitischen und energiepolitischen Debatten.⁹ Dabei stehen insbesondere der hohe Wasser- und Flächenverbrauch, das Entweichen großer Mengen an Methan und die allgemeine Gefahr der Verunreinigung des Grundwassers durch Fracking im Zentrum der Kritik.¹⁰ Zudem besteht ein weiterer Risikofaktor von Fracking darin, dass in der Folge Erdbeben ausgelöst werden können.¹¹

Schließlich gilt es angesichts der steigenden Energienachfrage trotz allem derartige Technologiealternativen in Betracht zu ziehen und einerseits ihre Chancen und andererseits ihre Risikofaktoren gegeneinander abzuwägen. Insofern bezieht sich die vorliegende Arbeit auf die unkonventionelle Fördertechnologie des Frackings und geht dabei der Frage nach möglichen Auswirkungen speziell auf den deutschen Erdgasmarkt und der Frage nach der Eignung der Anwendbarkeit auf das Raumbeispiel Deutschland auf den Grund.

Dabei erfolgt zunächst ein kurzer Einblick in die Begriffsdefinition und die Technologie des Fracking. Anschließend wird im speziellen auf die Situation in Deutschland eingegangen. Schließlich folgt eine nähere Betrachtung der Risikofaktoren und Potentiale des Frackings um die jeweiligen Vor- und Nachteile der Technologie gegenüberzustellen. Am Ende der Ausarbeitung findet sich letztlich ein Fazit.

2. Schiefergasförderung durch Fracking

2.1 Begriffsbestimmung des Fracking

Fracking ist die allgemeinhin umgangssprachliche Kurzform des Hydraulic Fracturing und meint eine Technik zur Förderung von Rohöl- und Erdgasvorkommen aus tiefliegenden Untergrundgesteinen.¹² Mit dem Ziel, in tiefliegenden Gesteinsschichten Risse zu erzeugen, wird eine Flüssigkeit unter hohem Druck in ein zuvor geschaffenes Bohrloch gepresst, wodurch sich im Gestein eingeschlossene Kohlenwasserstoffblasen miteinander und dem Bohrloch verbinden.¹³ Hierdurch lassen sich auch solche Vorräte erschließen, welche mit herkömmlichen Verfahren aufgrund der geringen Materialdurchlässigkeit entsprechender Gesteine (Schiefer, Tonstein) nicht förderbar sind. Im Vergleich zu konventionellen Fördermethoden, bei denen meist eine einzelne Bohrung genügt, damit die Vorräte selbständig an die Erdoberfläche gelangen, setzt die unkonventionelle Fördertechnik des Fracking mehrere Bohrungen auf eine bestimmte Fläche verteilt voraus.¹⁴

2.2 Einblick in die Technologie des Fracking

Im Folgenden erfolgt ein kurzer Einblick in die Technologie des Fracking, um zu verstehen, was Fracking eigentlich ist und wie Fracking funktioniert.

Beim Hydraulic Fracking handelt es sich um eine seit Jahrzehnten angewandte Technik zur Steigerung der Durchlässigkeit von Gesteinen, in deren Folge eine Förderung von Erdgas, Erdöl und geothermischer Energie erleichtert bzw. ermöglicht werden kann.¹⁵ Entwickelt wurde die Technik bereits in den 1940er Jahren von Halliburton in den US-Bundesstaaten Oklahoma und Texas.¹⁶ Mit dem Ziel, die rückläufigen Erdöl- und Erdgasförderraten wieder zu erhöhen, wurde die Technik anfangs ausschließlich für die konventionelle Erdöl- und Erdgasförderung eingesetzt. In den darauffolgenden Jahren entwickelte sich die Fracking-Technologie stetig weiter und wird seit den 1990er Jahren für die Erschließung unkonventioneller Erdöl- und Erdgaslagerstätten angewandt.¹⁷ Um den inhaltlichen Rahmen nicht zu sprengen, wird im Vorliegenden die Differenzierung zwischen konventioneller und unkonventioneller Förderung nicht näher beschrieben. Im Zentrum der unkonventionellen Förderung stehen insbesondere die großflächig im Untergrund verteilten und im Tongestein (shale) gespeicherten Schieferöl-und Schiefergasvorkommen (shale oil bzw. shale gas).¹⁸

Bei der unkonventionellen Schieferöl- und Schiefergasförderung kann schließlich in verschiedene Betriebsphasen differenziert werden. Dabei erfolgt in einem ersten Schritt zunächst eine geologische Untersuchung des Untergrunds, um potentielle Lagerstätten zur Förderung ausfindig zu machen.¹⁹ Anschließend erfolgt die Vorbereitung des Bohrplatzes, der aufgrund der großen Anzahl an benötigten Bohrungen pro Bohrplatz im Vergleich zur konventionellen Fördertechnik eine große Fläche beansprucht.²⁰ Dabei werden durchschnittlich bis zu acht Bohrungen pro Bohrplatz durchgeführt.²¹ Gleich wie bei der konventionellen Fördertechnik wird dabei zunächst vertikal in die Tiefe gebohrt.²² Zum Schutz des Trinkwassers ist der Bohrplatz hermetisch abgedichtet und mit einem umlaufenden Rinnensystem versehen. Dabei werden bei Bohrungen durch trinkwasserführende Schichten mehrere Ummantelungen aus Zement und Stahl genutzt um eine Barriere zwischen Bohrloch und Trinkwasserhorizont zu schaffen.²³ Nach Erreichen der Zielformation wird der Bohrkopf um 90° gedreht und die Bohrung horizontal weiter vorangetrieben. Dabei erreichen sowohl die vertikalen als auch horizontalen Bohrlinien im Durchschnitt eine Länge von ca. 3,3 Kilometer.²⁴ Schließlich erfolgt mit dem Aufbrechen der Gesteinsformation das eigentliche Fracking. Dabei wird eine größtenteils aus Wasser bestehende Flüssigkeitsmischung mit Hilfe von Hochleistungspumpen unter hohem Druck durch das Bohrloch in das sehr tief liegende Speichergestein gepresst, um das Gestein, welches Erdgas bzw. Erdöl enthält, aufzubrechen.²⁵ Im Zuge dieses Einpressens des Fracking-Fluides, welches aus dem Trägermedium Wasser, aus Chemikalien und einem Stützmittel (in der Regel Quarzsand) besteht²⁶, entstehen künstliche Risse (Fractures), welche als Wegsamkeiten für den Zustrom zum Bohrloch dienen.²⁷ Dabei soll der beigemischte Quarzsand die Risse offen halten und verhindern, dass das Gewicht des überlagernden Gesteinspakets dafür sorgt, dass sich die geschaffenen Risse wieder schließen.²⁸ Pro Bohrplatz können bis zu 16 Mio. l Wasser, 1300-2030 t Stützmittel und 5 t Chemikalien eingesetzt werden.²⁹

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Umweltbundesamt: Fracking

Abb. 1: Technisches Vorgehen beim Fracking

Bei den eingesetzten Chemikalien handelt es sich z.T. um hochgiftige Substanzen, die einen Volumenanteil von ca. ein bis zwei Prozent an der Gesamtflüssigkeit ausmachen.³⁰ Die verwendeten Substanzen sollen dabei die Tragkraft des Wassers und des Sandes erhöhen, sowie eine Vermehrung von Bakterien im Untergrund verhindern und letztlich das Herauslösen der Kohlenwasserstoffe aus dem Gestein und deren Transport zur Oberfläche unterstützen.³¹

Schließlich können, wie in der Abbildung dargestellt, das im Gestein eingeschlossene Erdgas bzw. Erdöl über horizontal im Tiefengestein verlaufende und anschließend vertikal zur Oberfläche verlaufende Bohrleitungen ausströmen.³² Während dieser eigentlichen Produktionsphase, werden neben Erdöl und Erdgas auch große Mengen an Abwasser zurückgefördert³³, welches als sog. Flowback bezeichnet wird. Dabei handelt es sich um ein Gemisch aus dem eingepressten Frack-Fluid und Lagerstättenwasser.³⁴ Nachdem der Einpressdruck schließlich zurückgenommen wird und die eingepresste Flüssigkeit jedoch noch unter dem Druck der Gesteinsschicht steht³⁵, kommen in einigen Förderregionen nicht unbeträchtliche Mengen an Flowback-Flüssigkeit zusammen³⁶, die es in einer letzten Betriebsphase zu entsorgen gilt.³⁷ Bis heute existiert laut dem Umweltbundesamt kein allgemeiner Stand der Technik für die Wiederaufbereitung des Flowback.³⁸ Die vorwiegenden Entsorgungswege stellen schließlich Oberflächenbassins mit hohen Verdunstungsraten dar.³⁹ Darüber hinaus werden Großteile des Flowbacks jedoch über Versenkbohrungen in den Untergrund gepresst.⁴⁰ Dabei wird das Flowback in zuvor bereits ausgeförderten Erdöl- und Erdgaslagerstätten oder anderen aufnahmefähigen Gesteinsformationen gelagert.⁴¹

2.3 Situation in Deutschland

Nach wie vor stellt Erdgas in Deutschland unmittelbar nach Erdöl den Primärenergieträger dar. Derzeit werden ca. 87% des Erdgasverbrauchs durch Importe gedeckt, welche wiederum vorwiegend (ca. 40%) aus Russland und anderen ehem. Sowjetunionsländern entstammen. Weitere Anteile des Erdgasimports stammen aus Norwegen und den Niederlanden. Bzgl. des in Deutschland selbst geförderten Erdgases entspringen wiederum ca. 95% aus den rund 50 Erdgasfeldern zweier Fördergebiete zwischen Weser und Ems und zwischen Weser und Elbe.⁴²

Innerhalb Deutschlands liegen insbesondere in den Regionen der geologischen Becken Norddeutschlands und im Bereich des Oberrheingrabens ungenutzte Schieferöl- und Gasvorkommen.⁴³ Die technisch förderbaren Öl- bzw. Gasressourcen Deutschlands aus dichten Tongesteinen in 1000m bis 5000m Tiefe belaufen sich im Durchschnitt auf rund 50 Mio. t bzw. 800 Mrd. m³.⁴⁴

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Quelle: Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR)

Abb. 2: Wo sich Fracking lohnen könnte

Laut Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) könnten diese Vorkommen den Erdgasbedarf Deutschlands für zehn bis 25 Jahre lang decken.⁴⁵ Ohne die Fracking-Technologie werden die deutschen Erdgasreserven ca. bis zum Jahr 2025 aufgebraucht sein. In der Folge würde Deutschland vollkommen von ausländischen Erdgasimporten abhängig sein. Insofern stellt die Schiefergasförderung eine ernsthafte Alternative dar, die es zu prüfen gilt.⁴⁶ Obgleich im Tongestein Deutschlands ein gewisses Potential an Schiefergas und u.a. auch an Schieferöl vorhanden ist, lässt die BGR verlauten, dass es jedoch keinen Anlass zu großartigen Erwartungen und einem möglichen Schiefergasboom, ähnlich wie in den USA, gebe. Im Vergleich zu den nordamerikanischen Gegebenheiten, würden in Deutschland aufgrund der hohen Besiedelungsdichte die Voraussetzungen fehlen, ein großflächiges Fracking umzusetzen. Darüber hinaus seien die Vorkommen u.a. durch seismische Gegebenheiten oftmals nicht förderbar. In der Folge kann davon ausgegangen werden, dass Deutschland auch in Zukunft seinen Erdgasbedarf hauptsächlich durch Importe decken muss. Das Potential einer Nutzung der eigenen Schiefergasvorkommen besteht v.a. darin, eine zunehmende Abhängigkeit an Gasimporten zu verkleinern.⁴⁷ Schlussendlich kann gesagt werden, dass Deutschland generell erst am Anfang der Erkundung seiner Schieferöl- und Gasressourcen steht und es nach aktuellem Stand noch offen ist, welcher Anteil der Schiefergasressourcen in Reserven überführt werden könnte. Eine Erschließung der Erdgasvorkommen in Deutschland wäre sowohl aufgrund offener politischer und gesellschaftlicher Fragen auch aus technischer Sicht nicht kurzfristig möglich und könnte sich nur schrittweise über Jahrzehnte vollziehen.⁴⁸

3. Risikofaktoren im Zusammenhang mit Fracking

Im Folgenden sollen mögliche Risikofaktoren aufgeführt werden, die sich in der Folge von Fracking- Maßnahmen ergeben können und welche immer wieder zu kontrovers diskutierten Debatten führen. Dazu wird in der vorliegenden Arbeit aufgrund der fehlenden Erfahrungen Deutschlands, hauptsächlich Bezug zu Berichten über entsprechende Umweltauswirkungen in den USA genommen.

3.1 Wasserverunreinigung und erhöhter Wasserverbrauch

Anlass zur Besorgnis bzgl. möglicher Wasserverunreinigungen im Zusammenhang mit dem Frack-Prozess geben insbesondere die beigemischten Chemikalien.⁴⁹ Dabei ist bisher noch weitgehend unbekannt, welche Stoffe in welchem Umfang in Deutschland eingesetzt werden. Die US-Umweltbehörde spricht jedoch von rund 600 verschiedenen Chemikalien, die dem Wasser beigemischt werden. Darüber hinaus gehen neben den Gefahren im Zusammenhang mit den Chemikalien mögliche Risiken auch mit dem Quarzsandgebrauch einher. Obgleich dessen generelle Auswirkungen auf Natur, Landschaft und Biodiversität bislang schwer zu prognostizieren ist, gilt der Feinstaub des Quarzsandes als mögliche Ursache einer Vielzahl von Krankheiten. Auf diese Thematik kann im Vorliegenden jedoch nicht näher eingegangen werden, um den inhaltlichen Rahmen nicht zu sprengen. Die potentiellen Gefahren für die Grund- und Oberflächengewässer bestehen oberirdisch v.a. durch die Lagerung wassergefährdender Chemikalien.⁵⁰ Weitere Risiken ergeben sich im Zusammenhang mit der Bohrung selbst, der Entsorgung der Frack-Fluide und des geförderten Lagerstättenwasser.⁵¹ Dabei kann u.U. Methan, Radioaktivität oder bspw. Quecksilber aus den Lagerstättenwässern freigesetzt werden. Ungeachtet der Tatsache, dass das Bohrloch mit einzementierten Stahlrohren gesichert ist, besteht dennoch das Risiko einer schadhaften Bohrlochummantelung und dadurch die Möglichkeit des Eindringens von Frackflüssigkeit in obere Grundwasserschichten. Des Weiteren geht oberirdisch eine Gefahr von der Frackingflüssigkeit und dem Rückflusswasser aus. Es gilt, die Chemikalien sicher zum Bohrloch zu transportieren und nach dem Fracking die zurückgepumpte Frackingflüssigkeit und das Lagerstättenwasser sorgfältig zu entsorgen.⁵² Die Abwässer werden dabei in Verdunstungsbecken zwischengelagert mit dem Ziel, die übrig bleibenden Schlämme aus Sand, Chemikalien und Ölresten fachgerecht zu entsorgen. Dies gelingt jedoch nur in Ausnahmefällen. Meist werden die Schlämme lediglich mit einer Erdschicht bedeckt, in dessen Folge die Substanzen mit dem Regen bzw. dem Sickerwasser ins Grund- und Trinkwasser gelangen können.⁵³ Die unterirdischen Gefahren im Zusammenhang mit der Bohrung selbst ergeben sich wiederum durch die unkontrollierte Erzeugung von Klüften, in dessen Folge es zum Kontakt mit Wasser führenden Schichten kommen kann. Die Bohrungen führen dabei meist durch Grundwasser leitende Schichten. Beim Aufbrechen des Gesteins können schließlich unerwünschte über die Zielformation hinausreichende weiterführende Klüfte entstehen, wodurch unkontrollierte Wege für Gase und eingepresste Flüssigkeiten in die darüber liegende Grundwasserleiter entstehen können.⁵⁴ Hinsichtlich einer Gefährdung für das oberflächennahe nutzbare Grundwasser durch Fracking- Maßnahmen kann für Deutschland jedoch schließlich gesagt werden, dass mögliche Kontaminationspfade infolge von Fracking im tieferen Untergrund sehr unwahrscheinlich sind. Darüber hinaus kann ein unkontrolliertes Entweichen der Fluide in genutzte Grundwasserleiter durch entsprechend detaillierte standortbezogene Stimulationsmaßnahmen ebenfalls mit hoher Wahrscheinlichkeit ausgeschlossen werden. Laut BGR geht wie bereits an anderer Stelle angedeutet auch für den deutschen Raum das Hauptrisiko für eine Kontamination des nutzbaren Grundwassers von oberirdischen Aktivitäten, sowie einer mangelnden Bohrlochintegrität aus.⁵⁵

Darüber hinaus steht auch der hohe Wasserverbrauch im Zentrum der Kritik. Dabei können allein bei der Bohrung zwischen ca. 2,3 und 4 Mio. Liter Wasser anfallen. Weitere ca. 8 bis 14 Mio. Liter können bei der folgenden Gasförderung verbraucht werden.⁵⁶

[...]

¹ Vgl. BGR, 2015, S. 11

² Vgl. Berenberg, HWWI, 2013, S. 11 f.

³ Vgl. BGR, 2015, S. 10 ff.

⁴ Vgl. BGR, 2016, S. 38 ff.

⁵ Vgl. BGR, 2015, S. 11

⁶ Vgl. Hoppe, 2014, S. 34

⁷ Vgl. Berenberg, HWWI, 2013, S. 24 und 29

⁸ Vgl. Habrich-Böckert, u.a. 2014, S. 1; Hulverscheidt 2016

⁹ Vgl. SRU, 2013, S. 5

¹⁰ Vgl. Kirschbaum, 2015, S. 208 f.

¹¹ Vgl. Hoppe, 2014, S. 35

¹² Vgl. Europäisches Parlament, 2011, S. 19

¹³ Vgl. Hoppe, 2014, S. 34

¹⁴ Vgl. Neunkirchen & Ries, 2014, S. 305

¹⁵ Vgl. BGR, 2013, S. 1

¹⁶ Vgl. Miller, 2015, S. 1

¹⁷ Vgl. BGR, 2016, S. 96

¹⁸ 18 Vgl. BGR, 2016, S. 18

¹⁹ Vgl. Habrich-Bröcker u.a., 2014, S. 11

²⁰ Vgl. UBA, 2012, S. 9

²¹ Vgl. Miller, 2015, S. 40

²² Vgl. Habrich-Böcker u.a., 2014, S. 11

²³ Vgl. ExxonMobil – Erdgas aus Deutschland

²⁴ Vgl. Miller, 2015, S. 40

²⁵ Vgl. Hoppe, 2014, S. 34

²⁶ Vgl. Kirschbaum, 2015, S. 203

²⁷ Vgl. BGR, 2016, S. 96

²⁸ Vgl. Hoppe, 2014, S. 34

²⁹ Vgl. Ewin u.a., 2012, S. 36; vgl. Miller, 2015, S. 40

³⁰ Vgl. Hoppe, 2014, S. 34

³¹ Vgl. Synwoldt, 2013, S. 30

³² Vgl. Hoppe, 2014, S. 34

³³ Vgl. Kirschbaum, 2015, S. 203

³⁴ Vgl. UBA, 2012, S. 15

³⁵ Vgl. Ewin u.a, 2012, S. 14 und 46ff.

³⁶ Vgl. Miller, 2015, S. 40

³⁷ Vgl. Kirschbaum, 2015, S. 209

³⁸ Vgl. UBA, 2012, S. 16

³⁹ Vgl. Miller, 2015, S. 40

⁴⁰ Vgl. UBA, 2012, S. 16

⁴¹ Vg. Kirschbaum, 2015, S. 208

⁴² Vgl. Hoppe, 2014, S. 34

⁴³ Vgl. BGR, 2012, S. 25

⁴⁴ Vgl. BGR, 2016, S. 92

⁴⁵ Vgl. BGR, 2012, S. 25

⁴⁶ Vgl. BGR, 2015, S. 3

⁴⁷ Vgl. BGR, 2016, S. 89 ff.

⁴⁸ Vgl. BGR, 2016, S. 94

⁴⁹ Vgl. Bundesumweltamt, 2012

⁵⁰ Vgl. ET – Energiewirtschaftliche Tagesfragen, 2018

⁵¹ Vgl. Umweltbundesamt, 2011, S. 8

⁵² Vgl. Schneble, 2012, S. 8

⁵³ Vgl. Synwoldt, 2013, S. 30

⁵⁴ Vgl. ET – Energiewirtschaftliche Tagesfragen, 2018

⁵⁵ Vgl. BGR, 2016, S. 174 f.

⁵⁶ Vgl. Europäisches Parlament, 2013