Hydraulic Fracturing oder kurz Fracking^[1] (von englisch to fracture ‚aufbrechen‘, ‚aufreißen‘; auch „Hydrofracking“, „Fraccing“,^[2] Fracing^[3] oder Frac Jobs genannt,^[4] deutsch auch hydraulische Frakturierung,^[5] hydraulisches Aufbrechen,^[6] hydraulische Risserzeugung^[7] oder auch hydraulische Stimulation^[1]) ist eine Methode zur Erzeugung, Weitung und Stabilisierung von Rissen im Gestein einer Lagerstätte im tiefen Untergrund, mit dem Ziel, die Permeabilität (Durchlässigkeit) der Lagerstättengesteine zu erhöhen. Dadurch können darin befindliche Gase oder Flüssigkeiten leichter und beständiger zur Bohrung fließen und gewonnen werden.

Beim Fracking wird durch eine Bohrung, unter hohem Druck von typischerweise mehreren hundert Bar eine Flüssigkeit („Fracfluid“) in den geologischen Horizont, aus dem gefördert werden soll, gepresst. Als Fracfluid dient Wasser, das zumeist mit chemischen Zusätzen und Stützmitteln, wie z. B. Quarzsand, versetzt ist. Üblicherweise werden zunächst im Zielhorizont mehrere abgelenkte Bohrungen (Laterale) mittels Richtbohren angelegt, wobei der Bohrmeißel schichtparallel geführt wird. Dadurch ist die zur Verfügung stehende Bohrlochlänge in der Lagerstätte wesentlich größer, was generell die Ausbeute der Förderung erhöht. Zum Einsatz kommen beim Hochvolumen-Hydrofracking große Flüssigkeitsmengen mit mehr als 1000 m³ pro Frackphase bzw. insgesamt mehr als 10.000 m³ pro Bohrloch.^[1]

Seit Ende der 1940er Jahre wird Fracking vor allem bei der Erdöl- und Erdgasförderung sowie bei der Erschließung tiefer Grundwasserleiter für die Wassergewinnung und der Verbesserung des Wärmetransportes bei der tiefen Geothermie eingesetzt. In den letztgenannten Anwendungsfällen werden keine Stützmittel oder chemischen Zusätze benötigt. Seit Anfang der 1990er Jahre und insbesondere in den USA ab etwa dem Jahr 2000 fokussiert sich die Förderung mittels Fracking auf sogenanntes unkonventionelles Erdöl und Erdgas (u. a. „Schiefergas“). Der dortige Fracking-Boom veränderte den US-Energiemarkt erheblich und sorgte für einen Preisverfall. Dies führte zu einer Debatte über die Rentabilität des Verfahrens. Die US-Regierung unterstützt daher seit etwa 2013 Bestrebungen zum verstärkten Export von Flüssigerdgas nach Europa und Japan, unter anderem mit beschleunigten Genehmigungsverfahren.^[8][9]

Während einige Stimmen diese geostrategische Komponente durch die Veränderung der internationalen Abhängigkeiten betonen, führen die Umweltrisiken und mögliche Gesundheitsgefahren des „Fracking-Booms“ vor allem in Europa zu einer kontrovers geführten und noch andauernden fachlichen, politischen und gesellschaftlichen Debatte.^{[1][10][11][12]} Einige Länder und Regionen haben Erdgas-Fracking auf ihrem Gebiet gesetzlich verboten.

Die Fracking-Methode wurde in den ersten Jahren nach ihrer Entwicklung hauptsächlich dazu verwendet, die Förderperiode einer Erdöl- oder Erdgaslagerstätte zu verlängern bzw. um den Abfall der Förderrate in der Spätphase der Ausbeutung einer Lagerstätte zu verringern. Dabei handelte es sich um sogenannte konventionelle Lagerstätten, mit relativ hoher natürlicher Porosität und Permeabilität des Lagerstättengesteins.

Seit den 1990er Jahren wird Fracking jedoch zunehmend zur Förderung fossiler Kohlenwasserstoffe aus sogenannten unkonventionellen Öl- und Gaslagerstätten mit geringporösen und impermeablen Lagerstättengesteinen eingesetzt, wobei Primär- und Sekundärlagerstätten unterschieden werden. Bei Sekundärlagerstätten sind Öl und Gas aus ihrem Muttergestein in ein einst ausreichend poröses und permeables Speichergestein gewandert, dessen Porosität und Permeabilität sich nachträglich deutlich verringert hat, sodass heute beim Einsatz konventioneller Fördermethoden eine zu geringe Förderrate erzielt würde. Man spricht hierbei auch von Tight Oil und Tight Gas.

Bedeutender ist die Anwendung zur Förderung aus Primärlagerstätten, wo Öl und Gas sich noch in ihren Muttergesteinen befinden. Dies können entweder Kohleflöze (CBM, Coal Bed Methane) oder Tonsteine (shale gas, shale oil) sein. Solche Tonsteine werden oft petrographisch inkorrekt als Schiefer bezeichnet, was teilweise tradiert ist und teilweise auf einer ungenauen Übersetzung des englischen Wortes shale („dünnplattiger Tonstein“) beruht. Das aus diesen Tonsteinen gewonnene Gas und Öl wird deshalb Schiefergas bzw. Schieferöl genannt. Beim Schieferöl kann dies zu Unklarheiten führen, ob „reifes“ Öl aus Primärlagerstätten, also „Fracking-Öl“ gemeint ist, oder Öl, dass durch Aufbereitung aus einem „unreifen“ Ölschiefer gewonnen wurde.

„Fracken“ basiert auf mehreren Horizontalbohrungen innerhalb der Lagerstätten. Jedes Bohrloch wird einzeln gefrackt und dabei seismisch überwacht, um die Rissausbreitung über das Druckniveau steuern zu können. Die Technik selbst stammt aus den 1940er Jahren, 1949 wurde sie erstmals kommerziell angewendet.^[14] In anderen Bergbaubereichen wird schon länger gefrackt.^[15] Seit der deutlichen Preissteigerung bei Öl und Gas wird zunehmend, vor allem in den USA (allein 2008 mehr als fünfzigtausendmal), gefrackt. Etwa 90 % aller Gasbohrungen der USA werden gefrackt, wodurch ein temporäres Gasüberangebot entstand, das zum Einbruch der dortigen Gaspreise führte.^[16]

Auch außerhalb der Erdöl- und Erdgasförderung wird gefrackt, um Reservoire zu stimulieren, so zur Stimulation des Wasserflusses in der Tiefen-Geothermie, von Grundwasserbrunnen^[17] zur Trinkwasserversorgung und im Bergbau auf feste mineralische Ressourcen. In einigen Fällen werden Bohrungen zur langfristigen Vorentgasung von Steinkohleflözen gefrackt.

Beim Hydraulic Fracturing wird eine Flüssigkeit (Fracfluid), die auch ein Stützmittel enthalten kann, in eine meist mehrere hundert bis maximal etwa 3000 Meter tiefe Bohrung gepresst. Der hierbei im zu frackenden Bereich erreichte Fluiddruck muss die geringste im Gestein anliegende Spannung und die Zugfestigkeit des Gesteins überschreiten, um das Gestein aufzubrechen. Wenn dies der Fall ist, drückt die Flüssigkeit das Gestein auseinander (Zugriss). Im Normalfall sind die Horizontalkomponenten des Spannungsfeldes kleiner als die Vertikalkomponente, da die Vertikalkomponente – der aus dem Gewicht der auflagernden Gesteinsschichten resultierende lithostatische Druck – mit der Tiefe kontinuierlich anwächst und so unterhalb einer gewissen Tiefe die größte der Hauptspannungs-Komponenten ist. So entstehen durch Fracking Zugrisse vorwiegend als meist nahezu vertikale Rissflächen, die sich in Richtung der kleinsten horizontalen Hauptspannung öffnen und also in Richtung der größten horizontalen Hauptspannung ausbreiten. Kleinräumig kann das Spannungsfeld z. B. durch tektonische Zusatzspannungen deutlich anders orientiert sein.

Nach dem Aufbrechen der Formation wird der Einpressdruck zurückgenommen und die eingepresste Flüssigkeit, die noch unter dem Druck der Gesteinsschicht steht, fließt größtenteils zurück. Dieses Rückflusswasser wird Backflow oder auch Flowback genannt. Das zugesetzte Stützmittel verbleibt in den Rissen und hält diese offen. Auch Additive des Fracfluids verbleiben teilweise durch Adhäsionswirkung an den Fluid-Gesteins-Grenzen im Gestein.

Um das gelöste Gas optimal zu fördern, werden von einem Bohransatzpunkt mehrere, in der Tiefe oft nahezu horizontal, in jedem Fall jedoch innerhalb der Zielformation geführte Bohrungen niedergebracht. Die abgelenkten Bohrungen werden mit Hilfe des sogenannten Richtbohrverfahrens präzise in der Lagerstätte geführt. Der Bohrpfad wird dazu mit Hilfe einer direkt hinter dem Bohrmeißel platzierten MWD-Messeinheit (measurement while drilling) während des Bohrens kontrolliert (Geo-Steering).

Die abgelenkten Bohrungen werden dann einzeln und abschnittsweise, den geologischen und geomechanischen Untergrundbedingungen angepasst, mehrfach (12- bis 16-fach) gefract. Ziel dieses „Multi-Well-Pad“-Verfahrens ist die möglichst räumliche Exploitation des Gases im Zielhorizont aus einem größeren, durch die Fracs erschlossenen, Volumen des Bohrungsumfelds. Erst dieses Verfahren ermöglicht den Durchbruch zu einem groß-industriellen Einsatz der Frac-Technik. Im Gegensatz dazu wurden früher in den Vereinigten Staaten und andernorts einige Schiefergasfelder, zum Beispiel das „Jonah gas field“ in Upper Green Valley/Wyoming, mit einzelnen vertikalen, nicht abgelenkten Bohrungen erschlossen. Dazu waren sechs bis acht Bohrungen pro Quadratmeile (entspricht zwei bis drei Bohrungen pro Quadratkilometer) nötig.^[18] Durch die heutige Technik wird die Anzahl der Bohrungen pro Quadratkilometer und besonders auch die Anzahl der Bohrplätze drastisch reduziert, wobei insbesondere die mögliche Länge der abgelenkten Bohrlochabschnitte das Bohrplatzraster bestimmt. Heute sind durchaus Abstände der Bohrplätze von 10 km denkbar.

Fracfluide sind Flüssigkeiten, die in das Bohrloch eingebracht werden und mit hohem Druck in der gasführenden Zielformation künstliche Risse erzeugen. Mit Hilfe bestimmter, konditionierter Fracfluide werden verschiedene Stützmittel in die durch das Fracking geschaffenen Wegsamkeiten eingebracht, um diese möglichst lange zu stabilisieren und die Gasdurchgängigkeit zu garantieren. Es wird zwischen schaum- und gelbasierten sowie sogenannten Slickwater-Fluiden unterschieden. Der Hauptbestandteil der hochviskosen, gelbasierten Fracfluide ist meist ein mit Additiven vergeltes Wasser, dem zusätzlich vor allem vergüteter Sand und Keramikkügelchen (Proppants) zugegeben werden. Gelbasierte Fracfluide kommen vor allem in klastischen Gesteinen wie Sandsteinen (konventionelle Lagerstätten) zum Einsatz.

Demgegenüber werden in Tonsteinen (unkonventionelle Lagerstätten) vor allem sogenannte extrem niedrigviskose Slickwater-Fluide eingesetzt, die durch Zugabe von Reibungsminderern extrem fließfähig gemacht werden. Slickwater-Fluide bestehen zu 98–99 % aus Wasser sowie 1–1,9 % Stützmitteln und weniger als 1 % Additiven.^[19]

Die Zusammensetzung der Additive wird normalerweise von den Bohr- und Servicefirmen zwar gegenüber den Aufsichtsbehörden benannt, aber gegenüber der Öffentlichkeit geheimgehalten. In Deutschland sind im Rahmen des Genehmigungsverfahrens der Bohrungen die einzelnen Additive nach den Vorgaben des Wasserrechtes zuzulassen.

Beispiele für mögliche Additive und den Zweck ihres Einsatzes sind:^[2][19][20]

Die Zusammensetzung der Fracfluide wird mit Hilfe von Entscheidungsmatrizen und/oder Computerprogrammen für jede Bohrung separat festgelegt und hängt von den mineralogisch-geologischen Eigenschaften des Zielhorizontes und den in der Lagerstätte vorherrschenden Druck- und Temperaturverhältnissen ab.^[21]

Clean Fracking bezeichnet demgegenüber eine neue Methode des Frackings, in dem nur Wasser, Bauxit-Sand und Stärke verwendet werden sollen.

Als Rückflusswasser (Flowback) wird die Spülungsflüssigkeit bezeichnet, die während des Bohrens und Frackens bis ungefähr 30 Tagen danach wieder am Bohrloch oberflächlich austritt.

Das Wasser, das danach gefördert wird, setzt sich aus Spülungsflüssigkeit, Formationswasser (Grundwasser) und darin eventuell gelösten Gasen und mitgeführten Feststoffen zusammen und wird als Produktionswasser bezeichnet. Etwa 20 bis 50 % des in die Tiefe eingebrachten Fracfluids wird als Rückflusswasser oder mit dem Produktionswasser zurückgefördert und bis zur Entsorgung auf der Bohrstelle gelagert. Die in den amerikanischen Gasfeldern stellenweise übliche Lagerung in offenen Becken ist in Deutschland nicht genehmigungsfähig. Die Behälter, in denen der Flowback bzw. das Produktionswasser gelagert wird, unterliegen wasserrechtlichen Anforderungen, so dass verhindert werden soll, dass Flüssigkeiten in den Boden versickern können.

Der Flowback und das Produktionswasser muss vor der Wiederverwendung oder endgültigen Entsorgung mehrstufig behandelt und aufbereitet werden. Dabei werden zunächst auf dem Bohrplatz in Hydrozyklon-Anlagen die Feststoffe (Bohrklein) abgeschieden, der Schlamm entsorgt. Die weitgehend von Feststoffen befreiten, rückgeförderten Flüssigkeiten werden meist mit Tankzügen oder durch Rohrleitungen in eine Aufbereitungsstation verbracht. Dort erfolgt in verschiedenen Tanklagern mit Phasenabtrennungen und Filteranlagen eine Abtrennung der Ölphase, des restlichen Schlamms und Filtrats. Das Restwasser kann entsprechend den hydrochemischen Eigenschaften entweder mit Frischwasser vermischt werden und wieder dem Spülungskreislauf zugesetzt werden oder in zugelassenen Versenksonden im Randbereich bereits erschlossener oder ausgebeuteter Kohlenwasserstofflagerstätten verpresst werden. Die bei diesen Prozessen abgetrennte Leichtphase wird in Raffinerien weiterverarbeitet, das Filtrat wird durch dafür zertifizierte Unternehmen entsorgt.

Darüber hinaus werden unterschiedliche Aufbereitungsmethoden, wie UV-Behandlung, Membran-Filtration, Koagulation und Eindampfung angewandt, um die Fracfluide entweder wiederzuverwenden oder die zu entsorgende Menge zu reduzieren.^[22][23]

Die erste Hydraulic-Fracturing-Maßnahme wurde im Jahr 1947 in einer konventionellen Lagerstätte im Hugoton-Erdgasfeld im Grant County (Kansas) vorgenommen, um die Förderrate zu erhöhen. Sie wurde durch die Firma Stanolind Oil ausgeführt, erbrachte aber noch keine deutliche Steigerung der Förderrate. Im Jahr 1949 erhielt dann die Halliburton Oil Well Cementing Company (Howco) nach der Patentierung des Verfahrens im selben Jahr eine exklusive Lizenz.^[24] Nur drei Jahre später wurde in der Sowjetunion Hydraulic Fracturing angewendet, vor allem um Wasserinjektionsbohrungen, die der Druckerhaltung in Erdöllagerstätten dienen, zu komplettieren. In folgenden Jahren wurden dann auch verstärkt Erdölbohrungen hydraulischen Stimulationsmaßnahmen unterzogen. Als Stützmittel zur Rissoffenhaltung dienten seinerzeit Flusssande.^[25] Auch in Mitteleuropa wurden seit den 1950er Jahren Fracmaßnahmen durchgeführt, so z. B. in Österreich ab 1957 oder in deutschen Erdöllagerstätten, wie z. B. in Lingen-Dalum.^[26][27]

Zunächst diente angedicktes Erdöl oder auch Kerosin als Fracfluid, ab 1953 diente verstärkt Wasser als Basis für die Fracflüssigkeit, dem sogenannte Additive beigemengt wurden, deren vorrangige Aufgabe darin bestand, die Eigenschaften des Wassers so zu verändern, dass die Stützmittel in die erzeugten Risse transportiert werden konnten.^[24][28] Als Stützmittel (Proppants) wurden ursprünglich gesiebter Sand aus Flüssen verwendet. Heute dienen vor allem Quarzsand, Keramikkügelchen oder auch Korund als Proppants.^[24][29]

Bereits Mitte der 1950er Jahre wurden monatlich mehr als 3000 Fracmaßnahmen durchgeführt. Im gesamten Jahr 2008 waren es dann weltweit 50000.^[24]

Seit 1961 wird in Deutschland auch in Erdgaslagerstätten das hydraulische Fracverfahren angewendet. Die erste Bohrung, die einer solchen Maßnahme unterzogen wurde, war die Bohrung „Rehden 15“.^[30] Zunächst wurden bis Ende der 1970er/Anfang der 1980er Jahre nur vereinzelt Fracmaßnahmen in Erdgasbohrungen in Deutschland durchgeführt. Von da an war ein positiver Trend zu verzeichnen, bis 2008 der Höhepunkt mit fast 30 durchgeführten hydraulischen Bohrlochbehandlungen erreicht wurde.^[31] Seit 2011 wurden, trotz laufender Anträge, aufgrund der anhaltenden, kontrovers geführten Debatte keine Fracmaßnahmen mehr genehmigt. Zum bisher letzten Mal wurde in der Bohrung „Buchhorst T12“ gefract.^[32]

Fracking wurde erst vor wenigen Jahren durch neue Techniken wirtschaftlich. Durch Fracking konnte allein in der Bakken-Formation in den US–Bundesstaaten North Dakota und Montana die Tagesproduktion zwischen 2006 und 2012 von 0 auf rund 500.000 Barrel Öl gesteigert werden. Das entspricht etwa einem Drittel der Förderquote Libyens. Damit fördert North Dakota bereits mehr Öl als Alaska, mit steigender Tendenz.^[33]

Vorangetrieben werden die neuen Fracking–Technologien, zusammengefasst unter dem Namen Superfracking, vor allem durch die Branchenführer Baker Hughes, Schlumberger und Halliburton. Schlüssel für den Erfolg waren dabei neue Techniken wie RapidFrac zum horizontalen Bohren in der Tiefe, HIWAY, eine Gesteinskörnung, die verhindert, dass sich die Risse wieder verschließen, und DirectConnect, eine Technik zur kontrollierten Erweiterung von Rissen mit Explosionen bzw. dem schnellen Schmelzen des Gesteins durch eine Strahltechnik anstelle herkömmlicher Bohrköpfe.^[34]

Die optimale Mischung aus Wasser, Sand, Stützmittel und anderen chemischen Schmierstoffen zu kalibrieren, dauerte mehrere Jahrzehnte bis 1998, als Nick Steinsberger und andere Ingenieure bei Mitchell Energy eine Technik namens slickwater fracking entwickelten.^[35]

Anders als bei der konventionellen Förderung, bei der Erdöl- und Erdgas aus durchlässigen (permeablen) Gesteinen gewonnen werden, ist die Förderung aus dichten (impermeablen) Gesteinen mittels Hydraulic Fracturing auf die unmittelbare Umgebung des horizontalen Bohrlochs im Gestein begrenzt. Dadurch sinkt die Förderrate eines Bohrloches schneller als bei konventionellen Lagerstätten. Nach Angaben der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe ist ein Bohrloch nach maximal zwei Jahren zu 90 % ausgefördert.^[36] Um auf vergleichbare Mengen wie bei einer konventionellen Lagerstätte zu kommen, ist daher eine höhere Anzahl von Bohrlöchern pro Fläche und Zeiteinheit notwendig. Hierbei können im Jahr mehrere hundert Bohrungen, mit Kosten von jeweils drei bis zehn Millionen Dollar erforderlich sein.^[36] Daher ist die Förderung von unkonventionellen Kohlenwasserstoffen tendenziell teurer als die von konventionellen Kohlenwasserstoffen, jedoch ist sie zumindest in den USA und zumindest beim Erdgas mit Produktionskosten (einschließlich Exploration und Erschließung) zwischen 2 und 4 US$ pro 1000 Kubikfuß (entspricht 5,19 bis 10,38 Euro pro Megawattstunde, bei einem Dollarkurs von 1,30 Euro) durchaus konkurrenzfähig.^[37] Beim Schieferöl sollen sie bei 15 bis 20 $ pro Barrel liegen.^[38]

Ein 2008 einsetzender Rückgang des Ergaspreises auf dem US-Markt, der 2012 in einem Rekordtief mündete, führte dazu, dass sich zunehmend Investoren aus Fracking-Projekten zurückzogen und das Investitionsvolumen von 35 Mrd. $ (2011) auf 7 Mrd. $ (2012) und zuletzt auf 3,4 Mrd. $ (2013) schrumpfte.^[39] US-Ökonomen warnen zudem vor einer systematischen Überschätzung der Vorräte an unkonventionellen fossilen Kohlenwasserstoffen.^[40] So korrigierte im Mai 2014 die Statistikabteilung des US-Energieministeriums, die Energy Information Administration (EIA), eine 2011 erhobene Schätzung der Ergiebigkeit des wichtigsten Schieferöl-Vorkommens der USA um 96 % nach unten. Dies entspricht einer Reduktion der geschätzten US-Schieferölreserven um zwei Drittel.^[41] Preisverfall und enttäuschte Erwartungen zwangen im Jahr 2013 mehrere Unternehmen dazu, milliardenschwere Investitionen in unkonventionelle Förderprojekte abzuschreiben.^[42] Die niedrigen Gaspreise sowie ein Ende 2014 erneut einsetzender Preissturz beim Erdöl wirken sich vor allem auf die kleineren Unternehmen aus. Können diese ihre Kredite nicht mehr bedienen (die Gesamtschuldenlast der US-„Frackingindustrie“ wuchs von 2010 bis Anfang 2015 um 55 % auf ca. 200 Mrd. $), weil ihre Förderlanlagen nicht wirtschaftlich arbeiten, müssen sie Konkurs anmelden. Auf den Boom im ersten Jahrzehnt des 21. Jahrhunderts folgt nunmehr eine Phase der Marktbereinigung.^[38]

In Europa liegen die Kosten und damit der Schwellwert für eine wirtschaftlich sinnvolle Förderung von unkonventionellem Erdgas höher als in den USA, unter anderem aufgrund komplizierterer geologischer Gegebenheiten, sowie der generell höheren Bohr- und Wasserkosten. Im Jahr 2010 wurden die Produktionskosten für 1000 Kubikfuß unkonventionelles Erdgas im Norddeutsch-Polnischen Tiefland mit 8 bis 16 US$ angegeben (entspricht 20,75 bis 41,50 Euro pro Megawattstunde).^[37] Den Ergebnissen einer im Jahr 2013 vom Zentrum für Europäische Wirtschaftsforschung durchgeführten Expertenbefragung zufolge wird ein deutlicher Anstieg der Förderung unkonventionellen Erdgases in Europa erst bei einem stabilen Großhandelspreis von mindestens 30 Euro pro Megawattstunde erwartet. Knapp ein Fünftel der Befragten sah den Schwellwert sogar erst bei 60 Euro.^[43]

Für die USA ist Fracking von besonderer geostrategischer Bedeutung, da es die Unabhängigkeit von fossilen Kohlenwasserstoffen aus dem arabischen Raum erhöht. Dies könnte dazu führen, dass sich das sicherheitspolitische Engagement der USA im Nahen und Mittleren Osten verringert und andere Staaten, die von Öl und Gas aus dieser Region nach wie vor abhängig sind, insbesondere die Europäische Union und China, sich dahingehend stärker einbringen müssen. Weil die USA aber als Folge der Ölkrise in den 1970er Jahren ohnehin keine strategisch bedeutsamen Mengen mehr aus dem Nahen Osten importieren und die Auswirkungen der „Schieferrevolution“ bislang vor allem auf den Erdgasmarkt beschränkt sind, ist derzeit umstritten, ob ein solches Szenario tatsächlich eintreten wird, zumal die USA keinerlei Interesse an einem Anwachsen des chinesischen Einflusses in der Region haben.^[44]

Im Zuge der Wirtschaftssanktionen gegen Russland wegen der Krise in der Ukraine ab Februar 2014 wurde Flüssigerdgas aus US-amerikanischen Frackinganlagen nachdrücklich von US-Politikern^[45] sowie auch von Bundeskanzlerin Angela Merkel^[46] als Alternative zu russischem Erdgas für die Energieversorgung der Staaten der Europäischen Union ins Spiel gebracht. Zudem wurden im Zuge der Krise Forderungen nach einem verstärkten Fracking-Einsatz in europäischen Ländern geäußert.^[47]

Wie bei allen Bohrtechniken bestehen beim Fracturing Umweltrisiken. Dahingehend besonders problematisch ist das Fracking zur Förderung fossiler Kohlenwasserstoffe, nicht zuletzt weil hierbei dem Fracfluid Chemikalien, u. a. Biozide, zugesetzt werden.^[48][49] Risiken bestehen insbesondere hinsichtlich:

• einer Verunreinigung des oberflächennahen, für die Trinkwassergewinnung genutzten Grundwassers mit Fracfluiden und den darin enthaltenen Chemikalien durch Lecks in der Verrohrung
• einer Verunreinigung von Oberflächengewässern durch die nach dem Frack-Vorgang wieder am oberen Ende der Bohrung austretenden Fracfluide (den sogenannten Backflow) und die darin enthaltenen Chemikalien
• Migration von Stoffen aus der Lagerstätte in andere Schichten
• Unfälle beim Abtransport des Brauchwassers plus der darin enthaltenen Chemikalien^[50]
• Vibrationen beim Bohren und regelmäßigen Fracken

Darüber hinaus befürchten Kritiker, dass neben kleinen und gewollten Mikrobeben auch größere Beben ausgelöst werden. Von spürbaren Beben, die unmittelbar während eines „Frackjobs“ auftraten, wurde bislang in Einzelfällen berichtet, hierdurch verursachte Schäden sind nicht bekannt.^[51] Die Wahrscheinlichkeit stärkerer Erdbeben (Magnitude > 4,0) wird von Experten als sehr gering eingeschätzt, denn es können nur dort solche Erdbeben ausgelöst werden, wo das Gestein bereits (unabhängig vom Fracking) unter erhöhter mechanischer Spannung steht.^[52] Allerdings besitzt aufgrund der großen Wasser-Volumina, die dabei in den Untergrund eingebracht werden, die Verpressung von Fracking-Abwässern (engl. deep injection) dahingehend ein höheres Risikopotenzial als das Fracking selbst. In unmittelbarer Umgebung solcher Verpressungsanlagen sind in den USA bereits einige wenige Beben mit Magnitude > 5,0 registriert worden, die auch geringfügige Schäden angerichtet haben. Angesichts der Anzahl von mehr als 140.000 für Öl- und Gas-Fracking sowie für Fracking-Abwasserverpressung genutzten Bohrungen in den USA^[51] ist die Anzahl der bislang registrierten, nachweislich direkt oder indirekt mit Fracking zusammenhängenden seismischen Ereignisse mit Magnitude > 4,0 (siehe unten) verschwindend gering.

Gasbohrung Söhlingen

Gasbohrung Söhlingen auf der Karte von Niedersachsen

Beim Hydraulic Fracturing werden in die Bohrung, neben üblicherweise rund 10 Millionen Litern Wasser und Quarzsand, pro Bohrung 3 bis 12 verschiedene Chemikalien (u. a. Biozide) eingepresst, deren Gesamtanteil sich auf 0,5 bis 2 Volumenprozent beläuft. Die großen Frac-Flüssigkeits-Volumina führen dabei auch zu einer entsprechend großen Menge an Chemikalien, die eingesetzt werden.^[49] Beispielsweise ergab eine Untersuchung des US-Kongresses, dass zwischen 2005 und 2009 insgesamt 43 Millionen Liter Additive verwendet wurden. Die Auswirkungen der Additive auf die Umwelt werden in der Öffentlichkeit kontrovers diskutiert und von Wasserversorgern in Deutschland kritisiert,^[53] da einige der eingesetzten Additive toxisch beziehungsweise laut der deutschen Gefahrstoffverordnung karzinogen, giftig oder anderweitig gesundheitsschädigend sind.^[54] Eine unmittelbare Umweltbelastung ergibt sich beim Transport der Abwässer. So geben beispielsweise Behörden und ExxonMobil an, dass die 2007 festgestellte Kontamination mit aromatischen Kohlenwasserstoffen im Gasfeld Söhlingen durch undichte Pipelines und nicht durch Fracking entstanden ist.^[55] In den USA wurden zudem teilweise unzureichend gereinigte Abwässer in Oberflächengewässer eingeleitet.^[56]

Als weiteres Problem wird angesehen, dass sich Rückstände der Fracfluide in den Rissen ablagern. Dies ist im Fall einiger Zusätze (Sande) sogar gewollt, da sie die Risse offenhalten. Zwar wird insgesamt etwa die Hälfte der eingesetzten Flüssigkeit, das sogenannte produced water, wieder an die Oberfläche gepumpt, der Einfluss des zurückbleibenden Wassers ist aber nicht abschließend geklärt und wird durch die amerikanischen Umweltschutzbehörde (EPA) derzeit einer Neubewertung unterzogen.^[20][57]

Speziell in den USA ist die mögliche Verunreinigung von Grundwasser durch Methan infolge von Hydraulic Fracturing kontrovers diskutiert worden. Der umstrittene Dokumentarfilm Gasland aus dem Jahr 2010 widmet sich ausführlich dieser Thematik.^[58] Gezeigt wird unter anderem, dass die Konzentration des Gases in Wasserleitungen so hoch sein kann, dass sich das Wasser aus dem Wasserhahn mit einem Feuerzeug entzünden lässt.^[59] Der kausale Zusammenhang ist umstritten, da Erdgas auch auf natürlichem Wege in oberflächennahen Schichten ins Trinkwasser gelangen kann.^[60][61][62] Eine Studie der Duke University hat Hinweise gefunden, dass Trinkwasser in der Nähe von Gasförderbohrungen mit Gasen belastet ist. Manche Brunnen in der Nähe von Frackinganlagen seien mit Methan, Ethan und Propan belastet. Die Wissenschaftler hatten Proben von 141 privaten Brunnen im Marcellus-Becken genommen. Die Methanbelastung ist bei Brunnen im Umkreis von einem Kilometer um Frackingbohrungen sechsmal, die Ethankonzentration sogar dreiundzwanzigmal höher als in anderen Brunnen. Im Wasser von zehn Brunnen wurde zudem Propan nachgewiesen – alle lagen im Umkreis von einem Kilometer um Frackinganlagen. Der Studie zufolge seien wahrscheinlich die Verrohrung einer Fracking-Bohrung oder der Ringraumbeton, die eigentlich den Austritt von Gas verhindern sollen, undicht.^[63][64][65] Eine solche Störung wäre jedoch nicht Fracking-spezifisch, sondern kann auch bei der Förderung von Erdgas aus konventionellen Lagerstätten auftreten.

Soll das Zwei-Grad-Ziel für die globale Erwärmung mit einer Wahrscheinlichkeit von 50 % eingehalten werden, dürfen im Zeitraum 2011 bis 2050 nach Daten des IPCC maximal zwischen 870 und 1.240 Gigatonnen (Mrd. Tonnen) Kohlenstoffdioxid freigesetzt werden. Dies bedeutet eine starke Verminderung der Treibhausgas­emissionen gegenüber dem Status quo, was eine drastische Einschränkung der Nutzung fossiler Energieträger voraussetzt. Umgerechnet auf die weltweiten Reserven bedeutet dies, dass im globalen Kontext etwa ein Drittel der Erdölreserven, die Hälfte der Erdgasreserven und mehr als 80 % der Kohlereserven nicht verbrannt werden dürfen.^[66]

Während Fracking zur Verbesserung der Wegsamkeiten im Gestein bei der tiefen Geothermie dabei hilft, den Verbrauch fossiler Brennstoffe zu reduzieren und damit die Treibhaugasemissionen zu verringern, verursacht die Förderung fossiler Kohlenwasserstoffe sowie deren Verbrennung naturgemäß hohe Netto-Treibhausgasemissionen. Der Großteil des Treibhausgasüberschusses der unkonventionellen Erdgasförderung entsteht teils durch Kohlendioxidemissionen teils allerdings auch durch Methanemissionen. Das Kohlendioxid stammt dabei überwiegend aus der Verbrennung des geförderten Gases durch den Endverbraucher und aus der Verbrennung anderer fossiler Brennstoffe im Zusammenhang mit der Förderung des Gases.^[67] Das Methan hingegen entweicht als Hauptbestandteil des unverbrannten Rohgases aus Förderanlagen (u. a. über Überdruckventile) und Lecks in Transportpipelines.^[68]

Da Methan als ein vielfach effektiveres Treibhausgas gilt als Kohlendioxid,^[69] tragen die Methanemissionen am meisten zum Treibhausgasüberschuss bei.^[68] Während das Ablassen von Gas aus Überdruckventilen und das Entweichen aus Pipelines während der eigentlichen Förderung bei konventionellen (d. h. nicht-gefrackten) und unkonventionellen Erdgaslagerstätten gleichermaßen auftreten, sollen die Methanemissionen bei der Erschließung einer unkonventionellen Lagerstätte, d. h. in jener Phase, in der hauptsächlich gefrackt wird, ca. 20-mal höher sein als bei Erschließung einer konventionellen Lagerstätte.^[68] Das Methan entweicht dabei vor allem während des Austritts des Flowbacks im Anschluss an einen Frackvorgang sowie beim sogenannten Drill Out zu Beginn der eigentlichen Förderung, dem Aufbohren von Verschlüssen im horizontalen Förderrohr, die die einzeln gefrackten Abschnitte bis dahin voneinander abgeriegelt hatten.^[68] Des Weiteren kann Methan beim sogenannten Liquids Unloading entweichen. Dies ist eine Maßnahme, durch die Kondenswasser entfernt wird, das sich im Laufe der Förderung am unteren Ende des Bohrloches infolge nachlassenden Lagerstättendruckes angesammelt hat, was sich negativ auf die Förderrate auswirkt.^[70] Dazu wird die Bohrung eine Zeitlang verschlossen (Shut-in), sodass sich der Lagerstättendruck wieder aufbauen kann. Dann wird die Bohrung zur Atmosphäre hin geöffnet, damit der nun relativ hohe Druck das Wasser nach oben aus der Bohrung austreibt (Well Blowdown).^[71] Bei dieser Methode gelangt auch Gas und damit Methan in die Atmosphäre. Allerdings ist Liquids Unloading bei unkonventioneller Förderung seltener erforderlich als bei konventioneller.^[68] Insgesamt können die Methanemissionen bis zu 10 % der gesamten Förderung einer einzelnen unkonventionellen Bohrung ausmachen.^[68][69]

Die genaue Treibhausgas­-Bilanz der unkonventionellen Kohlenwasserstofförderung mittels Fracking ist bislang relativ wenig erforscht.^[68] und die Beurteilungen der Treibhausgasbilanz unkonventioneller Kohlenwasserstoffe gegenüber anderen fossilen Energieträgern sind widersprüchlich. Umstritten ist insbesondere die Treibhausgasbilanz unkonventionellen Erdgases verglichen mit der von Kohle, dem „klimaschädlichsten“ unter den konventionellen Energieträgern. Ein Teil der Forscher kommt zu dem Ergebnis, dass die Ersetzung von Kohle durch Fracking-Erdgas einen Rückgang der Treibhausgasemissionen bewirke und dieses somit weniger „klimaschädlich“ sei als Kohle. Gestützt auf derartige Berechnungen wird die unkonventionelle Kohlenwasserstoffförderung oft als Brückentechnologie deklariert, die die Kohlenutzung übergangsweise ersetzen soll, bevor Energie in der Zukunft größtenteils aus regenerativen Quellen erzeugt werden wird. Von anderen Forschern wird dahingehend jedoch keine effektive Reduktion der Treibhausgasemissionen prognostizert,^[72] oder dem Energieträger unkonventionelles Erdgas wird eine schlechtere Treibhausgasbilanz attestiert als dem Energieträger Kohle.^[68][67]

Im konkreten Fall der Stromerzeugung aus Schiefergas der Marcellus-Formation in Grundlastkraftwerken wird geschätzt, dass die Treibhausgasemissionen nur um 3 % höher ausfallen als bei konventionellem in den USA gefördertem Erdgas, jedoch um bis zu 50 % niedriger als bei der Stromerzeugung aus Kohle.^[73] Eine andere Studie kommt zu dem Ergebnis, dass aufgrund der hohen Methanemissionen, insbesondere bei der Erschließung der Lagerstätten, unkonventionell gefördertes Erdgas auch bei einer konservativen Schätzung eine schlechtere Treibhausgasbilanz hat als Kohle und erst bei einer unrealistisch langen Förderphase pro Bohrstelle von 100 Jahren weniger „klimaschädlich“ ist. Nach Einschätzung des deutschen Umweltbundesamtes fehlen für eine genaue Beurteilung noch genauere empirische Daten, insbesondere hinsichtlich der Methanemissionen.^[12]

Fracking führt zwangsläufig zu „Erdbeben“, jedoch handelt es sich dabei um Mikrobeben deren Magnitude in der Regel kleiner als 1,0 ist,^[51] denn die durch den Einpressdruck des Fracfluids hervorgerufenen Veränderungen der Spannungsverhältnisse im betroffenen Gestein sind relativ gering und auf wenige Kilometer im Umkreis um die Bohrung beschränkt. Sofern spezielle geologische Voraussetzungen erfüllt sind, können allerdings während eines Frackvorganges seit geologischen Zeiträumen bestehende Spannungen im Gestein gelöst werden, was zu Erdbebenschwärmen mit einzelnen, deutlich stärkeren Erschütterungen führen kann. In solchen Fällen wird auch von anomalen seismischen Ereignissen gesprochen. In vielen Regionen Nordamerikas, in denen fossile Kohlenwasserstoffe gefördert werden, ist die seismische Aktivität im Zuge des Fracking-Booms drastisch angestiegen. Im US-Bundesstaat Oklahoma soll sie aktuell (Stand: 2015) sogar höher sein als in Kalifornien,^[74] jenem US-Bundesstaat, der von der San-Andreas-Verwerfung durchzogen wird. Jedoch sagt dies nichts über die Auftretens­wahr­schein­lichkeit schwerer oder sehr schwerer Erdbeben aus, wie sie in Kalifornien bereits aufgetreten sind. Das bislang stärkste Beben, das vermutlich im Zuge eines Frackvorgangs ausgelöst wurde, ereignete sich am 22. Januar 2015 in Fox Creek in der kanadischen Provinz Alberta mit einer Magnitude von 4,4.^[74] Ebenfalls in Kanada, im Horn River Basin im Nordosten der Provinz British Columbia, wurden zwischen April 2009 und Dezember 2011 zahlreiche seismische Ereignisse mit Lokalmagnituden (M_L) über 2,0 registriert. Jedoch nur das stärkste Beben war mit M_L 3,8 (Momenten-Magnitude M_W 3,6) deutlich spürbar.^[51][75] Die übrigen mehr als 8000 bis zum Jahr 2012 im Nordosten British Columbias vorgenommenen Hochvolumenfracking-Maßnahmen riefen keinerlei anomale seismische Aktivitäten hervor.^[75] Ferner erwähnenswert ist ein Erdbebenschwarm im Poland Township in der Nähe von Youngstown im März 2014, dessen stärkste fünf Beben Magnituden zwischen 2,1 und 3,0 aufwiesen.^[76] Die dahingehend bislang auffälligsten seismischen Ereignisse in Europa bestehen in zwei Erschütterungen mit Magnitude 2,3 und 1,5 am 1. April bzw. 27. Mai 2011 in der Gegend um Blackpool.^[77]

Fracking-Abwässer werden nach mehr oder weniger intensiver Aufbereitung in tief im Untergrund befindlichen Gesteinsschichten entsorgt. Bei dieser sogenannten Verpressung werden teilweise enorme Flüssigkeitsvolumina in den entsprechenden Zielhorizont gepumpt. Auch hierbei besteht unter bestimmten geologischen Voraussetzungen die Gefahr, dass Erdbeben ausgelöst werden. Die stärksten bislang im erweiterten Zusammenhang mit Fracking aufgetretenen Erdbeben gehen, teils mutmaßlich, teils nachweislich, auf die Abwasserverpressung zurück.

Erklärt werden die anomalen seismischen Ereignisse beim Fracking und die im Zuge der Abwasserverpressung auftretenden Erdbeben damit, dass sich der infolge der Einpressung von Fluiden steigende Druck im Porenraum eines wassergesättigten, unter Vorspannung stehenden (seismogenen) Gesteinskörpers bis zu einer nahe gelegenen, passend im regionalen Spannungsfeld orientierten Verwerfung „durchpaust“ (Porendruckdiffusion). Dadurch sinkt die Haftreibung an den Verwerfungsflächen, was dazu führen kann, dass an der Verwerfung Bewegungen stattfinden. Diese äußern sich in Form eines Erdbebenschwarms mit einzelnen Erschütterungen, die bisweilen deutlich stärker ausfallen können als ein Mikrobeben. Dabei besteht ein Zusammenhang zwischen der Stärke derartig ausgelöster Beben und dem Volumen des eingepressten Fluids.^[78][79][80] Bei der Verpressung werden deutlich größere Volumina in den Untergrund eingebracht als beim Fracking. Auch verbleiben diese dauerhaft im Untergrund und der entsprechende Zielhorizont besitzt eine hohe Leitfähigkeit für Fluide (Permeabilität). Beim Fracking besitzt der Zeilhorizont hingegen eine geringe Leitfähigkeit und ein nicht geringer Teil der eingepressten Fluide tritt nach Abschluss einer Frackingmaßnahme wieder am oberen Ende der Bohrung aus (Backflow). Aus diesen Gründen ist die Auftretenswahrscheinlichkeit eines stärkeren Erdbebens sowie dessen maximal erreichbare Magnitude bei der Abwasserverpressung höher als beim eigentlichen Fracking.

Tatsächlich gingen von den fünf östlich der Rocky Mountains im Jahre 2011 registrierten seismischen Ereignissen mit Hauptbeben, deren Momenten-Magnitude 4,0 oder mehr betrug und die nachweislich mit der Kohlenwasserstoffförderung in Zusammenhang standen, zwei relativ sicher und eines wahrscheinlich auf die Verpressung von Abwasser zurück:^[78] So führte eine Reihe stärkerer Beben an der bis Herbst 2010 unbekannten Guy-Greenbrier-Störung im US-Bundesstaat Arkansas, von denen eines (27. Februar) M_W 4,7 erreichte, zu einem Moratorium, das u. a. die Niederbringung neuer Bohrlöcher für die Abwasser-Verpressung im Bereich der Guy-Greenbrier-Störung dauerhaft untersagt.^[81][82] Am 23. August ereignete sich bei Trinidad im Raton-Becken im Süden des US-Bundesstaates Colorado ein Beben mit M_W 5,3. Es handelte sich um das stärkste einer ganzen Reihe spürbarer Erdbeben, die seit 2001 in der bis dahin seismisch eher unauffälligen Region bis hinüber nach New Mexico gehäuft auftraten. Wahrscheinlicher Auslöser ist die seit 2001 dort durchgeführte Verpressung großer Volumina von Abwasser aus der CBM-Förderung.^[83] Die stärkste Erdbebenserie ereignete sich im November bei Prague in den Wilzetta-Ölfeldern im US-Bundesstaat Oklahoma. Drei ihrer Erdbeben erreichten M_W ≥ 5,0 und das stärkste (6. November) sogar M_W 5,7. Es handelte sich um das bislang (Stand: 2015) schwerste jemals in Oklahoma mit Instrumenten aufgezeichnete Erdbeben und das schwerste, das bislang im Gefolge verpresster Abwässer auftrat. Es zerstörte zwei Einfamilienhäuser und beschädigte weitere Gebäude. Zwei Menschen wurden verletzt.^[84] Am 30. Dezember musste die Verpressungsanlage „Northstar I“ nahe Youngstown in Ohio stillgelegt werden, nachdem ein Erdstoß mit M_W 2,7 direkt auf ihren Betrieb zurückgeführt werden konnte. Einen Tag später ereignete sich sogar ein spürbares Beben, das mit 3,9 knapp unterhalb der Momenten-Magnitude von 4,0 lag. Die verpressten Abwässer stammten aus der Kohlenwasserstoffförderung im Marcellus Shale im benachbarten Pennsylvania.^[80]

Gesundheitlichen Risiken durch Fracking erwachsen vor allem im Zusammenhang mit der Förderung fossiler Kohlenwasserstoffe. In verschiedenen Ländern werden mögliche und teilweise bereits bekannte Risiken des Kohlenwasserstoff-Frackings aus medizinischer Sicht diskutiert.^[85][86][87]

Gefährdungen, die eng mit Kohlenwasserstoff-Fracking verknüpft sind, entstehen aus der Kontamination von Grund- und Oberflächenwasser mit Frackfluiden bzw. den darin enthaltenen Additiven. Bei rund 100 der insgesamt 750 eingesetzten Additive handelt es sich um bekannte oder vermutete sogenannte endokrine Disruptoren (engl. endocrine disrupting chemicals, EDC), die den menschlichen Geschlechtshormon­haushalt stören. Östrogenartig wirkende EDC gelten als Verursacher von Unfruchtbarkeit und Krebs. EDC, die die Andockstellen für männliche Geschlechtshormone blockieren (antiandrogenartig wirkende EDC) können Missbildungen der männlichen Genitalien und Unfruchtbarkeit verursachen. Untersuchungen der Universität von Missouri in Columbia in einer Region mit einer hohen Dichte von Anlagen zur Förderung von unkonventionellem Erdgas in Garfield County im US-Bundesstaat Colorado ergaben, dass EDC aus Frackfluiden im Grund- und Oberflächenwasser dieser Region nachweisbar waren.^[88]

Daneben existieren Gesundheitgefahren, die nicht oder nur teilweise frackingspezifisch sind, beispielsweise die ungewollte Mitförderung von radioaktivem Material aus den Lagerstätten^[89] (siehe dazu auch → Radioaktive Abfälle der Erdölförderung). Frackingspezifisch scheint hingegen die mögliche Freisetzung von lungenkrebserregendem Radon aus unkonventionellen Lagerstätten zu sein, das anschließend durch die Deckschichten hindurch in die Keller und unteren Geschosse von Häusern migriert. So wurde im Rahmen einer im US-Bundesstaat Pennsylvania durchgeführten Studie, die Messwerte aus 763.000 Gebäuden im Zeitraum von 1987 bis 2013 statistisch auswertete, die Schiefergasförderung im Marcellus Shale als einer von mehreren Faktoren für eine erhöhte Raumluft-Radonkonzentration ermittelt: Ab dem Jahr 2004, zusammenfallend mit einem kontinuierlichen Anstieg der Schiefergasförderung im Bundesstaat, waren die Radonkonzentrationen in Countys mit einer hohen Anzahl an Förderanlagen bzw. einer hohen Schiefergas-Förderrate statistisch eindeutig höher als die Konzentrationen in Countys mit geringer Schiefergasförderung. In Pennsylvania ist die Raumluft jedoch aufgrund der regionalen geologischen Gegebenheiten allgemein bedeutend höher mit Radon belastet als in anderen US-Bundesstaaten. Hierbei gibt es deutliche Unterschiede zwischen Großstädten und ländlichen Regionen. In Philadelphia, der größten Stadt Pennsylvanias, wurden die mit Abstand geringsten Radonkonzentrationen gemessen. Sie lagen noch deutlich unterhalb der in Countys mit geringer oder ganz ohne Schiefergasförderung gemessenen Konzentrationen. In Countys, durch die der sogenannte Reading Prong verläuft, eine an Gneisen reiche geologische Provinz der Appalachen, waren die Konzentrationen im gesamten Messzeitraum mit Abstand am höchsten, noch wesentlich höher als in Countys mit hoher Schiefergasförderung. Die Differenzen zwischen Philadelphia und Countys mit geringer Schiefergasförderung bzw. Reading-Prong-Countys und Countys mit hoher Schiefergasförderung waren im gesamten Messzeitraum stets größer als die Differenzen zwischen Countys mit geringer und Countys mit hoher Schiefergasförderung.^[90]

Ebenfalls nicht rein frackingspezifisch ist die Kontamination von Luft und Grundwasser mit sogenannten BTEX-Aromaten, speziell mit dem als blut- und knochenmarkkrebserregend geltenden Benzol. Sie sind in geringen Mengen in konventionellem wie unkonventionellem Erdgas und Lagerstättenwasser enthalten. Beim Fracking kommt durch den Backflow jedoch zusätzlich kontaminiertes Wasser hinzu. Werden diese Wässer in offenen Tanks gelagert (in Deutschland verboten), können daraus verstärkt BTEX-Aromate und andere gesundheitsschädliche Kohlenwasserstoffverbindungen in die Luft entweichen. Basierend auf Luftschadstoffkonzentrationen (einschließlich Emissionen aus Verbrennungsmotoren von LKW und Dieselgeneratoren), die in der Umgebung von Tight-Gas-Förderanlagen in Garfield County, Colorado, gemessen wurden, berechnete eine Forschungsgruppe der Colorado School of Public Health der University of Colorado in Aurora, dass Anwohner in weniger als einer halben Meile (rund 800 m) Entfernung zur Förderanlage einem deutlich höheren Risiko ausgesetzt seien, an Krebs und chronischen Nichtkrebsleiden zu erkranken, als Anwohner in mehr als einer halben Meile Entfernung.^[91] Das Gemeinnützige Netzwerk für Umweltkranke (GENUK) vermutet aufgrund der karzinogenen Wirkung von Benzol, dass dieser Stoff die Ursache für eine statistisch signifikante Erhöhung der Fälle von „Krebsneuerkrankungen des lymphatischen, blutbildenden und verwandten Gewebes“ bei älteren Männern im Landkreis Rotenburg/Wümme in Niedersachsen im Zeitraum 2003 bis 2012 ist.^{[92][93][94][95]} Der Landkreis gilt als eines der Zentren der Onshore-Erdgasförderung in Deutschland, einschließlich der Förderung von Tight Gas, und dort erfolgte Kontaminationen mit BTEX-haltigem Lagerstättenwasser aus leckgeschlagenen Pipelines sind zumindest für das Jahr 2012 dokumentiert.^[96]

Wenn sich infolge des verstärkten Einsatzes von Fracking die Förderung fossiler Kohlenwasserstoffe in relativ dicht besiedelten Regionen stark ausbreitet, steigt damit zwangsläufig die damit verbundene (potenzielle) Schadstoffbelastung und folglich die Gesundheitsgefährdung der ansässigen Bevölkerung. Dabei spielt es letztlich keine Rolle, ob die Schadstoffemissionen spezifisch für die unkonventionelle Förderung fossiler Kohlenwasserstoffe mittels Fracking sind, oder ob sie auch bei konventioneller Förderung auftreten. Entscheidend ist letztlich, dass sie auftreten und dass sie ohne den Einsatz von Fracking nicht auftreten würden, sofern in den betroffenen Regionen ausschließlich unkonventionelle Förderung möglich ist.

Eine epidemiologische Untersuchung mit knapp 11 000 Neugeborenen kommt zum Schluss, dass die Nähe gefrackten Bohrungen einen Einfluss auf das Auftreten von Frühgeburten hat.^[97] In einer weiteren epidemiologischen Studie mit gut 15 000 Lebendgeburten wurde ein Zusammenhang zwischen Nähe und Dichte von Bohrungen zu niedrigerem Geburtsgewicht und geringerer -größe gefunden.^[98]

Gemessen an den Fördermengen ist der Einfluss des Frackings in Nordamerika stärker ausgeprägt als in Südamerika.

Die USA gelten als Vorreiter beim Einsatz der Fracking-Technologie bei der Förderung unkonventioneller fossiler Kohlenwasserstoffe (Schiefergas u. ä.). Dort wurden im Lauf des ersten Jahrzehnts des 21. Jahrhunderts in einem regelrechten Boom zahlreiche unkonventionelle Öl- und Gasfelder erschlossen. Zu den wichtigsten Zielformationen der Förderung gehören der Marcellus Shale (Mitteldevon) in Pennsylvania, der Niobrara Shale in Colorado und Wyoming, der Barnett Shale (Unterkarbon) in Texas, der New Albany Shale (überwiegend Oberdevon) in Illinois, der Bakken Shale (Oberdevon-Unterkarbon) in Montana und North Dakota sowie der Monterey Shale (Miozän) in Kalifornien. Die Versorgung des US-Marktes mit insbesondere unkonventionellem Erdgas führte zu nachgebenden Preisen und einer Verringerung der Importe. Mit der Weltwirtschaftskrise ab dem Jahr 2007 sank jedoch die Nachfrage, die Preise fielen weiter und der Boom ebbte deutlich ab. Zwischen Juni und September 2015 war die Förderung in allen bedeutenden Schiefergasprovinzen erstmals in mehreren aufeinander folgenden Monaten deutlich rückläufig.^[99]

Im Zuge der massiven Ausweitung der Förderung von unkonventionellem Erdöl und Erdgas mittels Fracking wurden zunehmend Stimmen laut, die auf die Risiken dieser Technologie für Umwelt und Gesundheit hinwiesen. Dies führte zu einer heftig geführten Kontroverse, die auch auf andere Industriestaaten übergriff. So gilt im Bundesstaat New York seit dem 12. Dezember 2014 ein offizielles Verbot des Frackings zur Kohlenwasserstoffförderung, wie schon seit 2012 in Vermont.^[100]

Die Förderung mittels Fracking wird in Kanada mindestens seit den 60er Jahren aktiv betrieben.^[101] Ein Hotspot war hier insbesondere die Region Alberta, wo Ende der 70er Jahre Gas aus der Spirit River Formation gefördert wurde.^[102] Die gesellschaftliche Debatte setzte verstärkt im Juli 2011 ein, als das Executive Council of British Columbia dem Unternehmen Talisman Energy eine zwanzigjährige Lizenz zur Wasserentnahme aus dem Williston-See erteilte.^[103] Seit 2014 gilt in der Provinz Québec ein Fracking-Moratorium.^[104]

Auch in Kolumbien wird seit mehreren Jahrzehnten Fracking zur Ausbeutung von Vorkommen verwendet. Der Einsatz der Technologie ist umstritten, und der weitere Einsatz der Technik wird in den Medien diskutiert.^[105][106]

Fracking wird in Südafrika bereits seit Jahrzehnten zur Steigerung des Ertrags von Bohrlöchern, einschließlich Trinkwasserbrunnen,^[107] gebraucht. Als Folge einer breiten öffentlichen Diskussion wurde 2011 ein Moratorium gegen Fracking zur Gewinnung von Schiefergas verhängt.^[108] 2012 wurde das Moratorium wieder aufgehoben. Begründet wurde dies zum einen mit der Schaffung von neuen Arbeitsplätzen, zum anderen wird Schiefergas von der südafrikanischen Regierung als Brückentechnologie für den Übergang von der Kohle zu anderen Energieträgern angeführt.^[109] Drei Firmen erhielten Lizenzen zur Ausbeutung der Schiefergasvorkommen auf zirka 20 % der Fläche Südafrikas.^[110] Schätzungen gehen davon aus, dass die Vorräte in der Karoo ausreichend sind, um Südafrika für 400 Jahre zu versorgen.^[111]

In China wurde erstmals im Jahr 2011 eine Schiefergasquelle mittels Fracking erschlossen. Gemäß einer Studie des EIA wird erwartet, dass China weltweit die größten Schiefergasreserven aufweist und jene der USA um die Hälfte übertrifft.^[112]

Im Oktober 2013 hat das Europäische Parlament für eine verbindliche Umweltverträglichkeitsprüfung bei Schiefergasbohrungen gestimmt.^[113] Die EU-Kommission legte im Januar 2014 unverbindliche Empfehlungen vor, wonach Umweltauswirkungen geprüft und vermieden werden sollen. Die Umsetzung bleibt den einzelnen Mitgliedsstaaten überlassen.^[114]

Am 27. Februar 2015 veröffentlichte die EU-Kommission das Ergebnis ihrer Befragung der Unionsländer zu ihren Plänen und Vorhaben, die Hochvolumen-Hydrofracking betreffen.^[115]

Hydraulic Fracturing wird in Deutschland seit 1961, insbesondere zur Verbesserung der Produktivität von Kohlenwasserstoffbohrungen, zur Trinkwassergewinnung, für Altlastensanierung und bei Geothermiebohrungen („Stimulation“) angewendet. Bundesweit wurden bislang ungefähr 300 Fracs durchgeführt, die meisten davon in Niedersachsen.^[116] Anfangs wurde ausschließlich bei vertikalen Bohrungen gefrackt; erstmals bei einer horizontalen Bohrung in Deutschland kam Fracking bei der Bohrung Söhlingen Z10 im Jahre 1994 zum Einsatz.^[117] Laut Schätzungen der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe belaufen sich die Gesamtvorkommen von Schiefergas („gas in place“) auf mindestens 7 Billionen Kubikmeter (maximal 23 Billionen), von denen sich mindestens etwa 10 % (maximal 35%) mittels Fracking technisch fördern ließen, das heißt, die Schiefergasressourcen betragen mindestens 700 Milliarden Kubikmeter (entspricht ca. dem 7-fachen Jahresverbrauch der BRD im Jahr 2010). Dies übertrifft die konventionellen Erdgasressourcen (150 Milliarden Kubikmeter) und wirtschaftlichen Reserven (146 Milliarden Kubikmeter) um mehr als das Doppelte.^[118]

Für die Schiefergasförderung kommen zahlreiche geologische Horizonte in Frage, insbesondere Alaunschiefer und Gesteine der Kulm- und Kohlenkalk-Fazies des norddeutschen Unterkarbon (Tiefenlage 1050 bis 5000 Meter), der Posidonienschiefer des nord- und süddeutschen Unterjura (Tiefenlage 1550 bis 2150 Meter) sowie organikreiche Tonsteine der norddeutschen Unterkreide (Tiefenlage Wealden 1300 bis 1660 Meter).^[118]

Hydraulic Fracturing wird sowohl in Deutschland als auch auf europäischer Ebene seit einigen Jahren kontrovers diskutiert^[119][120] Dabei stützt sich die Kritik hauptsächlich auf Erfahrungen aus den USA oder Filme wie Gasland. In Deutschland formiert sich der Widerstand oft in Bürgerinitiativen.^[121] Verschiedene Förderfirmen, wie beispielsweise ExxonMobil, versuchten proaktiv die Diskussion zu beeinflussen, Bedenken in einem Informations- und Dialogprozesses zu sammeln und durch einen Expertenkreis^[122][123] unabhängiger Wissenschaftler klären zu lassen. Vertreter der Wirtschaft sind abhängig vom Industriezweig eher für oder gegen Fracking.^[124][125]

Insbesondere die Umweltrisiken des Frackings werden kontrovers diskutiert. Zur besseren Einordnung fertigten das Deutsche Geoforschungszentrum (GFZ), das Umweltbundesamt, der Sachverständigenrat für Umweltfragen sowie die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) zwischen 2010 und 2015 vieldiskutierte Expertisen zu den Auswirkungen an. Alle Gutachten kamen mit verschiedener Betonung zu dem Schluss, dass zum einen die aktuelle Datenlage ungenügend für eine abschließende Bewertung der Möglichkeiten und Risiken ist und zum anderen, dass der gesetzliche Rahmen sowohl im Genehmigungsprozess als auch im späteren Überwachungsprozess nicht klar genug festgelegt ist. Zur Klärung wird angeregt mittels kontrollierten, transparenten und schrittweisen Pilotbohrungen und anderen Untersuchungen die Datenlage zu verbessern und den gesetzlichen Rahmen, insbesondere für den Aspekt der Umweltauflagen, zu verbessern. Ebenfalls kritisch diskutiert wird in den Gutachten die volkswirtschaftliche Rentabilität der Erschließung der Schiefergasbestände in Deutschland.^{[1][126][127][128][129]}

Im Frühjahr 2013 legte die CDU/CSU/FDP-geführte Bundesregierung Entwürfe für Änderungen am Wasserhaushaltsgesetz und Änderungen der Regularien für Umweltverträglichkeitsprüfungen vor, in denen unter anderem „das Aufbrechen von Gestein unter hydraulischem Druck“ Berücksichtigung findet.^[130][131] Im Wahlkampf für den 18. Deutschen Bundestag wurde das kontroverse Thema aber wieder leiser behandelt, nachdem vorher Bedenken aus der CDU vermeldet worden waren, dass es sonst zu Stimmverlusten kommen könnte.^[132] Nach Veröffentlichung eines Eckpunktepapiers des Bundesumweltministeriums und des Bundeswirtschaftsministeriums vom Juli 2014, das kommerzielle Förderung von Schiefergas und Kohleflözgas „auf absehbare Zeit in Deutschland nicht“ für realistisch hält und die „strengsten Regeln, die es in diesem Bereich jemals gab“ ankündigt,^[133] wurde am 20. November 2014 ein Gesetzentwurf vorgelegt. In diesem Artikelgesetz (allgemein „Fracking-Gesetz“ genannt), das Änderungen insbesondere des Wasserhaushaltsgesetzes und des Bundesberggesetzes vorsieht, soll Fracking zwar nicht generell verboten, jedoch „in allen sensiblen Gebieten zur Trinkwassergewinnung und des Naturschutzes“ ausgeschlossen werden. Auch außerhalb sensibler Gebiete sollen oberhalb von 3000 Metern Fracking-Vorhaben in „Schiefer- und Kohleflözgestein“ grundsätzlich verboten werden.^[134]

Am 1. April 2015 entließ die seit Ende 2013 amtierende CDU/CSU/SPD-geführte Bundesregierung ihren Entwurf des „Fracking-Gesetzes“ in die Abstimmung im Bundestag. Der Entwurf stößt jedoch sowohl bei Oppositionspolitikern als auch in der Regierungskoalition auf Widerstand. Beide Lager fordern weitergehende Umwelt- und Sicherheitsauflagen.^{[135][136][137]} Zuvor hatten bereits verschiedene Verbände ihre offizielle Haltung zum Entwurf des „Fracking-Gesetzes“ ausgedrückt. Während Umweltverbänden und Bürgerinitiativen die Einschränkungen beim Fracking unkonventioneller Lagerstätten nicht weit genug gingen, betrachteten Energie- und Bergbauverbände den Entwurf als zu restriktiv.^[138] Die niedersächsische Landesregierung bekundete in ihrer Stellungnahme, „in unkonventionellen Lagerstätten […] überhaupt keine Erdgasförderung und somit auch kein Fracking“ zu „wollen“.^[139]

Die Montanuniversität Leoben entwickelte gemeinsam mit dem Öl- und Gaskonzern OMV im österreichischen Weinviertel ein Pilotprojekt, bei dem das sogenannte Clean-Fracking angewandt werden sollte. Beim Clean-Fracking wird nur Wasser, Bauxit-Sand und Stärke als Stützmittel eingesetzt. Durch Probebohrungen sollten Bohrkerne gewonnen werden, um anhand der geomechanischen Eigenschaften der Kerne die Machbarkeit des Clean-Frackings zu bestätigen. Es wurde vermutet, dass die Methode zwar umweltverträglicher, aber wirtschaftlich weniger effizient ist.^[140] 2012 wurde das Projekt wegen Unwirtschaftlichkeit eingestellt.^[141]

Die Probebohrungen im Weinviertel waren in den Regionen um die Stadt Poysdorf und das Dorf Herrnbaumgarten geplant. Aufgrund von Bürgerprotesten haben die politischen Entscheidungsträger über die Medien der OMV die Probebohrungen auf deren Grund verwehrt. Es folgte eine Verankerung einer verpflichtenden Umweltverträglichkeitsprüfung für Schiefergasbohrungen. In Österreich bildete sich eine Bürgerinitiative, um auf die Gefahren des Schiefergas-Frackings hinzuweisen.^[142]

Die Nutzung des Untergrunds ist in der Schweiz der Kantonshoheit unterstellt. Die entsprechenden gesetzlichen Grundlagen stammen teilweise aus dem 19. Jahrhundert. Der Kanton Aargau hat kürzlich eine Bewilligungspflicht für die Erkundung oder Nutzung des tiefen Untergrundes eingeführt. Der Kanton Luzern plant die Einführung einer ähnlichen Regelung. Die Ost- und Zentralschweizer Kantone Appenzell Innerrhoden, Appenzell Ausserrhoden, Glarus, St. Gallen, Schaffhausen, Schwyz, Thurgau, Zug und Zürich erarbeiten gemeinsam eine gesetzliche Grundlage. Die Westschweizer Kantone Freiburg und Waadt haben ein Moratorium in Bezug auf die Gaserkundung und -förderung festgelegt. Im Kanton Bern wurden Gaserkundungen zwischen Aarberg und Biel bewilligt.^[143]

Nach der im März 2010 erfolgten Erteilung von vier Bohrgenehmigungen zur Schiefergasgewinnung auf einer Gesamtfläche von 9.672 km² führte die aufflammende öffentliche Debatte im Juli 2013 zu einem Verbot der Aufsuchung und Gewinnung von Schiefergas mit Hilfe von Hydraulic Fracturing auf dem französischen Festland zu nicht wissenschaftlichen Zwecken.^[144] Unternehmen, die Fracking zur Gewinnung des Schiefergases einsetzen wollten, wurde kurz darauf die Konzession wieder entzogen. Dies wurde im Oktober 2013 auch vom französischen Verfassungsgericht bestätigt.^[145] Kurz zuvor hatte Präsident Francois Hollande noch einmal bekräftigt, dass während seiner Amtszeit nicht mit einer Genehmigung eines Schiefergasabbaus in Frankreich zu rechnen sei.^[146]

Französische Mineralölunternehmen weichen aufgrund der Haltung ihrer Regierung ins Ausland aus. Total erhielt eine staatliche Lizenz für Probebohrungen in Dänemark, die 2015 bei Dybvad durchgeführt wurden.^[147] Schiefergasvorkommen sind hier auf den Norden Jütlands begrenzt und ihre Ausbeutung derzeit wenig profitabel.

Innerhalb der EU plant vor allem Polen, die Förderung unkonventionellen Gases zu intensivieren, und hat bereits etwa 100 Fracking-Konzessionen vergeben (Stand Juli 2013).^[148][149] Bulgarien hingegen hat die Schiefergas-Förderung mittels Fracking 2012 verboten und zog eine bereits an Chevron vergebene Lizenz wieder zurück.^[150]

In Australien wurden bis Mitte der 2000er Jahre hydraulische Stimulation vor allem bei der Förderung aus konventionellen Vorkommen eingesetzt. Besonders stark verbreitet war dieses Vorgehen im Cooper Basin. Schiefergas kommt insbesondere in Western Australia im Canning Basin vor. Diese Vorkommen befinden sich zurzeit in der Explorationsphase. Der Beginn der kommerziellen Förderung in größerem Umfang wird für die Jahre 2020 bis 2025 erwartet.^[151]

Wie in den USA obliegt die Regulierung des Einsatzes von Fracking zur Förderung unkonventioneller Kohlenwasserstoffe den Bundesstaaten, und auch in Australien existiert eine gesellschaftliche Debatte um die Risiken und Chancen, die mit dieser Technologie verbunden sind. Hierbei konnten die Fracking-Gegner einige Erfolge verbuchen. So wurde im Bundesstaat Victoria 2012 ein Moratorium verhängt, dass noch 2014 in Kraft war.^[152] Im Bundesstaat New South Wales wurden im gleichen Jahr BTEX-Aromate als Additive bei der Kohleflözgas-Förderung verboten.^[153]

In der Region Taranaki in Neuseeland wird seit 1993 mittels Fracking Gas gefördert.^[154] Reguliert ist die Technik derzeit hauptsächlich durch den Ressource Management Act aus dem Jahre 1991. Proteste von Umweltschützern führten dazu, dass 2012 vier lokale Regierungen ein Moratorium ausriefen,^[155][156] ein landesweites Moratorium wurde aber von der Regierung abgelehnt.^[157] Eine daraufhin vom Parliamentary Commissioner for the Environment beauftragte Studie kam in einem Zwischenbericht zu dem Schluss, dass die Regulierung verschärft werden muss.^[158]

• Charles G. Groat, Thomas W. Grimshaw: Fact-Based Regulation for Environmental Protection in Shale Gas Development (PDF; 3,1 MB). Energy Institute, University of Texas at Austin, Februar 2012.
• Anna Alexandra Seuser: Unkonventionelles Erdgas: Begehrte Ressource mit Unwägbarkeiten. In: Natur und Recht. Bd. 34, 2012, S. 8–18, doi:10.1007/s10357-011-2191-y.
• Christian Tenbrock, Fritz Vorholz: Amerika im Gasrausch. Fracking könnte die Welt verändert – doch Zweifel wachsen, wie groß die Vorräte wirklich sind. In: Die Zeit. 7. Februar 2013, S. 21.
• Christiane Habrich-Böcker, Beate Charlotte Kirchner, Peter Weißenberg: Fracking – Die neue Produktionsgeografie. Springer Fachmedien, Wiesbaden 2014, ISBN 978-3-658-02178-8.
• William Stringfellow, Jeremy K. Domen, Mary Kay Camarillo, Whitney L. Sandelin, Sharon E. Borglin: Physical, chemical, and biological characteristics of compounds used in hydraulic fracturing. In: Journal of Hazardous Materials. Bd. 275, 2014, S. 37–54, doi:10.1016/j.jhazmat.2014.04.040 (alternativer Volltextzugriff: ResearchGate).

Wiktionary: Fracking – Bedeutungserklärungen, Wortherkunft, Synonyme, Übersetzungen

Commons: Hydraulic Fracturing – Sammlung von Bildern, Videos und Audiodateien

Dokumente

• Radiologische Betrachtungen zu unkonventioneller Förderung von Erdgas (Hydraulic Fracturing – Fracking), Empfehlung der Strahlenschutzkommission (BAnz AT 10.12.2014 B2)
• Stellungnahme zu den geowissenschaftlichen Aussagen des UBA-Gutachtens, der Studie NRW und der Risikostudie des ExxonMobil InfoDialogprozesses zum Thema Fracking (März 2013) (PDF; 542 kB) Website der Staatlichen Geologischen Dienste Deutschlands
• Newsletter des Wirtschaftsverbandes Erdöl- und Erdgasgewinnung
• Gutachten zum Gesetzentwurf der Bundesregierung
• Eine Technik im Fokus: Fracking – Potenziale, Chancen und Risiken (Publikation der Akademien der Wissenschaften Schweiz)
• Fracking. Die Angst vor den tiefen Löchern.
• Pressemitteilung des europäischen Psrlaments: MEPs back beefed-up environmental impact assessment directive

Hintergrundberichte

• Die nächste Blase: Fracking löst das Energieproblem nicht von Nafeez Mosaddeq Ahmed, in Le Monde Diplomatique vom 12. April 2013

Videos und Reportagen

• Gasland, US-amerikanischer Dokumentarfilm über Schiefergas-Fracking in den USA von 2010 (Offizielle Website)
• Gasrausch – Wie hoch ist der Preis für die Ausbeute von Schiefergas? Reportage von Hitec bei 3sat.de, abgerufen am 7. Februar 2012 und Begleittext
• Gefährliche Gier – die riskante Suche nach Erdgas in Deutschland, 30-minütige Reportage von ZDFzoom, abgerufen am 4. Oktober 2012 auf youtube.com
• Animation der Fa. Chevron über die Fracking-Technik, abgerufen bei Chevron.com am 28. Oktober 2012
• Panorama – die Reporter – Angst vor Fracking, 30-minütige Reportage von Panorama bei ndr.de, abgerufen am 16. September 2014
• Barbara Schmidt-Mattern, Alexander Budde: Geplantes Fracking-Gesetz – Zukunftstechnologie oder Risiko? Deutschlandfunk-„Hintergrund“ vom 1. April 2015.

1. ↑ ^{a b c d e} Umweltauswirkungen von Fracking bei der Aufsuchung und Gewinnung von Erdgas aus unkonventionellen Lagerstätten. (PDF) Umweltbundesamt, 6. September 2012, abgerufen am 12. Februar 2013 (Mediendatenbank, Übersicht Lang- und Kurzfassung, englische Version).  Presse-Information
2. ↑ ^{a b} Chemicals that may be used in Australian CSG fraccing fluid. (PDF, 100 kB) Australian Petroleum Production & Exploration Association Ltd, abgerufen am 6. Oktober 2012 (englisch). 
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137. ↑ Vor der Erdgaslobby eingeknickt. Artikel auf der Website der Bundestagsfraktion der Partei Die Grünen vom 2. April 2015
138. ↑ Stellungnahmen zu den Gesetzesentwürfen zum Regelungspaket Fracking. Linksammlung zu PDF-Dokumenten mit den Anfang 2015 beim BMWi eingegangenen Stellungnahmen zum Entwurf des „Fracking-Gesetzes“ auf der Website des BMWi
139. ↑ Lies und Wenzel: Fortsetzung der Erdgasförderung mit strengen Auflagen für den Umweltschutz. Beitrag auf der Website des Niedersächsischen Ministeriums für Umwelt, Energie und Klimaschutz vom 10. Februar 2015
140. ↑ Michael Pfabigan: Nur Wasser, Stärke, Sand und sonst nix. In: Niederösterreichische Nachrichten. Niederösterreichisches Pressehaus, 24. Januar 2012 (online). 
141. ↑ Projekt Schiefergas. OMV, abgerufen am 20. März 2013. 
142. ↑ Website der Initiative „Weinviertel statt Gasviertel“
143. ↑ Eine Technik im Fokus: Fracking. Potenziale, Chancen und Risiken. Akademien der Wissenschaften Schweiz, 2013, abgerufen am 26. März 2014. 
144. ↑ Gesetz Nr. 2011-835 vom 13. Juli 2011 zum Verbot der Exploration und Gewinnung von flüssigen Kohlenwasserstoffen und Gasen durch Hydraulic Fraturing und Aufhebung der Lizenzen für Projekte, die sich dieser Technik bedienen. In: JORF. Nr. 0162 vom 14. Juli 2011, S. 12217.
145. ↑ Französische Verfassungsrichter billigen Fracking-Verbot auf: http://www.sueddeutsche.de,/ 11. Oktobel 2013.
146. ↑ François Hollande et le gaz de schiste. In: Le Monde. vom 15. Juli 2013.
147. ↑ Mette Richardt: Schiefergas-Bohrung in Nordjütland wird eingestellt (dän.) Danmarks Radio, 17. August 2015.
148. ↑ Ulrich Krökel: Polens riskanter Traum vom Gas-Reichtum. In: ZEIT ONLINE. 5. August 2011 (online). 
149. ↑ www.euractiv.de: Rückschlag für Polens Schiefergas-Industrie
150. ↑ Mirel Bran: Bulgaria becomes second state to impose ban on shale-gas exploration. The Guardian, 14. Februar 2012
151. ↑ Shale Gas Extraction in WA. Yamati Marpla Aboriginal Corporation, 2015 (PDF 2,1 MB)
152. ↑ Kate Galbraith: Australia Divided on Fracking. New York Times, 22. Januar 2014
153. ↑ Ban on use of BTEX compounds in CSG activities. New South Wales Department of Industry, Policy Number TI-O-120, 6. März 2012
154. ↑ Taranaki Regional Council: Hydrogeologic Risk Assessment of Hydraulic Fracturing for Gas Recovery in the Taranaki Region. 28. Mai 2012 (Volltext [PDF]). 
155. ↑ Neil Reid: Fracking the new 'nuke-free'. In: Stuff.co.nz. 19. Februar 2012, abgerufen am 14. September 2014. 
156. ↑ Vicki Anderson: Community boards urge moratorium on fracking. In: The Press. 12. März 2012, abgerufen am 14. September 2014. 
157. ↑ Vicki Anderson: Energy minister rejects moratorium on fracking. In: The Press. 14. September 2014, abgerufen am 9. Oktober 2014. 
158. ↑ Opposition doubts fracking assurances. In: 3 News NZ. 28. November 2012, abgerufen am 9. Oktober 2014.