Fossile Energie - Die Welt der Rohstoffe - page 306

sunken, auf rund 4 $ je einer Million British Thermal Units (eine
British Thermal Unit ist die Wärmeenergie, die benötigt wird,
um ein britisches Pfund Wasser um ein Grad Fahrenheit zu er-
wärmen). Bei den anfallenden Förderkosten wäre ein Gewinn
aber oft erst bei rund 8 $ möglich (Gärtner 2013, Tenbrock &
Vorholz 2013). Vermutlich erklärt diese Diskrepanz auch die
schwankenden Angaben über die förderbaren Reserven.
Die Schiefergasquellen erschöpfen sich sehr schnell. Typi-
scherweise produzieren sie bereits nach drei Jahren 80-95 %
weniger als zu Beginn. Oft fällt die Fördermenge innerhalb eines
Jahres um 30-50 %. Daher müssen sehr viele Bohrungen nieder-
gebracht werden, um die Fördermenge insgesamt konstant zu
halten. Im Haynesville-Gasfeld (Arkansas, Louisiana und Texas)
sind das gut 800 Bohrungen pro Jahr, jede zu Kosten von gut
neun Millionen US-Dollar, nur um die Fördermenge auf dem
Niveau von 2012 zu halten (Hughes 2013). In den USA stehen so
rund 42 Milliarden US-Dollar für 7200 Bohrungen pro Jahr nur
33 Milliarden US-Dollar an Erlösen durch den Gasverkauf ge-
genüber (Hughes 2013). Dies und die fraglichen Vorräte setzen
die Förderfirmen unter starken Druck, manche vergleichen den
Boom beim Fracking bereits mit der Immobilienblase von 2008
(Gärtner 2013, Tenbrock & Vorholz 2013). Die IEA glaubt zu-
mindest für Europa im Hinblick auf die unkonventionelle Gas-
und Ölförderung nicht an einen größeren Boom (Uken 2013).
Das Thema Fracking wird uns mit großer Sicherheit noch
eine Weile beschäftigen. Die Versuchung, auch die bislang unge-
nutzten Ressourcen zu erschließen, wird sicher in dem Maße
zunehmen, wie die konventionellen zur Neige gehen. Und jede
Preisrunde bei den Energierohstoffen wird die Frage dringlicher
stellen. Die vermuteten Mengen sind beträchtlich. Weltweit geht
die US Energy Information Administration von rund 207 Bil-
lionen Kubikmetern förderbarem Schiefergas aus (EIA 2013).
Die BGR sieht dagegen 173,7 Billionen Kubikmeter an unkon-
ventionellen Gasressourcen weltweit (Andruleit et al. 2012).
Einige Länder wie die USA, aber auch China, Argentinien, Alge-
rien, Südafrika, Mexiko, Australien und Russland besitzen die
größten Ressourcen. Die Reihenfolge variiert nach verschiede-
nen Autoren aufgrund der nach wie vor lückenhaften Datenlage
in vielen Bereichen der Welt. Deutschland mit seinen gut
1,3 Billionen Kubikmetern steht in den Ranglisten ungefähr auf
Platz 20, Polen und Frankreich mit jeweils gut fünf Billionen
Kubikmetern haben hier mehr Potenzial, ebenso die Ukraine.
Diese Zahlen sollte man in Bezug auf den Verbrauch sowie die
gesamten Gasressourcen und Gasreserven sehen. Der Verbrauch
lag 2010 weltweit bei rund 3,2 Billionen Kubikmetern. Die welt-
weiten Gasressourcen (einschließlich Schiefergas und tight gas )
lagen bei etwa 531 Billionen Kubikmetern, die Reserven bei 192
Billionen Kubikmetern (Andruleit et al. 2011).
Was die Risiken angeht, darf man nicht vergessen, dass auch
die konventionelle Förderung von Energiequellen Risiken bein-
haltet. Das fängt bei Erdbeben durch Kohleabbau an, die durch-
aus auch die Magnitude 4 erreichen können. Das Erdbeben von
Saarwellingen im Jahr 2008 ist hierfür ein sehr gutes Beispiel
(Anonymus 2008). Der Kohleabbau greift auch sehr weitrei-
chend in den Grundwasserhaushalt der Region ein. Das Leer-
pumpen der Gruben senkt den Grundwasserspiegel. Die Ver-
witterung von Pyrit führt zur Bildung von Schwefelsäure und

Freisetzung von Schwermetallen. Diese Stoffe können bei dem
Wiederanstieg des Grundwassers eine deutliche Belastung er-
geben. Ganz zu schweigen von dem Landschaftsverbrauch des
Kohleabbaus durch Gruben, Tagebaue und Abraumhalden. Auch
die konventionelle Öl- und Gasförderung sind nicht problemlos
zu bewerkstelligen. Die Umweltgefahren durch die Förderung
von Erdöl liegen auf der Hand, aber auch kleinere Erdbeben kön-
nen durch die konventionelle Förderung von Erdöl und Erdgas
ausgelöst werden. Besonders in den Niederlanden, jedoch auch
in Niedersachsen sind mögliche Folgebeben von Erdgasförde-
rungen bereits registriert worden, und das schon vor der Einfüh-
rung der Frackingtechnologie beziehungsweise in Gebieten, wo
diese nicht eingesetzt wird (Müller 2013, Mix 2012). Das liegt
einfach daran, dass sich Spannungen aufbauen und entladen
können, wenn man etwas aus der Erde entnimmt. Es kann dabei
zu Setzungen kommen. Dafür reicht sogar schon die Entnahme
von Grundwasser in tektonisch ohnehin unter Spannung stehen-
den Regionen aus, wie ein Ereignis in Südspanien gezeigt hat
(dapd 2012).
Viele der Gefahren beim Einsatz von Fracking sind also im
Bergbau und bei der Förderung von Rohstoffen nicht so neu und
schon gar nicht ein Alleinstellungsmerkmal der Frackingtechno-
logie. Wenn man sich nach den Empfehlungen der Bundesanstalt
für Geowissenschaften und Rohstoffe richtet und die in Deutsch-
land ohnehin sehr hohen Umweltstandards einhält und über-
wacht, sollte das Risiko dieser Fördertechnologie beherrschbar
sein (Ewen et al. 2011). Tektonisch aktive Regionen sollten eben-
so ausgeschlossen sein wie Trinkwasser- und Heilquellenschutz-
gebiete sowie Gebiete mit durchlässigen Transportwegen, seien
diese nun natürlich oder, etwa durch Bergbauaktivitäten, künst-
lich erzeugt. Auf jeden Fall erscheint es sinnvoller, die Technik
vernünftig und unter Einhaltung aller Sicherheitsvorkehrungen
einzusetzen, anstatt unter fragwürdigen Bedingungen geförder-
tes Gas zu importieren, was nur einen Export von Umweltver-
schmutzung und Gefahren bedeutet. Ob das Fracking dann kon-
kurrenzfähig gegenüber konventionellem Gas ist, steht auf einem
anderen Blatt.

6.8 Öl schiefer

Noch schwieriger ist die Nutzung von Muttergesteinen, die noch
nicht das Ölfenster erreicht haben und deren organische Subs-
tanz noch als Kerogen vorliegt. Obwohl sie kein Öl enthalten und
nicht unbedingt ein Schiefer sind, werden sie »Ölschiefer« ge-
nannt. Sie geben aber »synthetisches Öl« und Gas ab, wenn sie
auf etwa 500 °C erhitzt werden (Pyrolyse). Es ist auch möglich,
sie direkt zu verbrennen.
Es handelt sich um tonig-mergelige Sedimente oder minder-
wertige Sapropelkohlen mit einem Kerogengehalt zwischen
4 und 50 %, relativ häufig von Typ 1. Daraus können theoretisch
40-600 l Öl pro Tonne Gestein gewonnen werden - ohne den
hohen Energiebedarf des Erhitzens zu berücksichtigen. Tatsäch-
lich ist nur ein Bruchteil gewinnbar. Wirtschaftlich ist das nur
selten, was sich natürlich bei einem weiter steigenden Ölpreis
ändern könnte. Abgelagert wurde das Gestein in großen Seen