„Hydraulic Fracturing“ – Versionsunterschied

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, nach Erstellung einer bis zu mehreren tausend Meter tiefen Bohrung, unter einem Druck von typischerweise mehreren hundert Bar eine Flüssigkeit („Fracfluid“) durch das Bohrloch in den Zielhorizont, also den geologischen Horizont, aus dem gefördert werden soll, gepumpt. Als Fracfluid dient Wasser, das in der Regel mit chemischen Zusätzen und Stützmitteln, wie z. B. Quarzsand, versetzt ist. Typischerweise werden vorher im Zielhorizont mehrere zusätzliche abgelenkte Bohrungen (Laterale) mittels Richtbohren angelegt, wobei der Bohrkopf schichtparallel geführt wird, sodass die insgesamt zur Verfügung stehende Bohrlochlänge in der Lagerstätte wesentlich größer ist, was sowohl den Effekt des Frackings als auch die Ausbeute erhöht. Bei Einsatz besonders großer Flüssigkeitsmengen, d. h. mehr als 1000 m³ pro Frackphase oder insgesamt mehr als 10.000 m³ pro Bohrloch, wird von Hochvolumen-Hydrofracking gesprochen.^[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 und/oder chemische Zusätze benötigt.

In den USA wird seit etwa Anfang der 2000er Jahre verstärkt Erdgas mittels Fracking gefördert, was einen Boom zur Folge hatte. Dies hat den dortigen Energiemarkt erheblich verändert und mündete in einem aktuellen Erdgas-Überangebot mit Preisverfall auf dem US-Markt, so dass die Rentabilität des Verfahrens bereits in Frage gestellt wurde. Die US-Regierung fördert daher seit etwa 2013 Anstrengungen zum verstärkten Export von Flüssig-Erdgas 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 vor allen in Europa zu einer kontrovers geführten und noch andauernden fachlichen, politischen und gesellschaftlichen Debatte.^{[10][1][11][12]} Einige Länder und Regionen haben Erdgas-Fracking auf ihrem Gebiet gesetzlich verboten.

Fracking wird allgemein bei sogenannten unkonventionellen Öl- und Gaslagerstätten 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 Stützmittelflüssigkeit in eine meist mehrere hundert Meter tiefe Bohrung gepresst. Der hierbei im zu frackenden Bereich erreichte Druck muss die geringste im Gestein anliegende Spannung überschreiten. Wenn dies der Fall ist, drückt die Flüssigkeit das Gestein auseinander. Im Normalfall liegen die niedrigeren Spannungsrichtungen in der Horizontalen, da der senkrechte lithostatische Druck (aus der Schwerkraft der auflagernden Gesteinsschichten) ohne weitere Einflüsse die Hauptspannung darstellt. So orientieren sich durch Fracking entstehende Sprünge vorwiegend in etwa senkrecht stehenden Flächen – und folgende in wiederum zu diesen senkrecht stehenden Flächen. Im Fall von tektonischer Fernwirkung kann die Hauptspannungsrichtung jedoch deutlich von der Senkrechten abweichen.

Nach dem Aufbrechen der Formation wird die eingepresste Flüssigkeit, die unter dem Druck der Gesteinsschicht steht, so weit wie möglich zurückgepumpt. Das zugesetzte Stützmittel verbleibt in den Rissen und hat die Aufgabe, diese gegen den anstehenden Gesteinsdruck offenzuhalten. Auch Additive des Fracfluids verbleiben teilweise durch Adhäsionswirkung an den Flüssig-Fest-Phasengrenzen eher im Gestein.

Um das gelöste Gas optimal zu fördern, werden von einem Bohransatzpunkt mehrere, in der Tiefe horizontal in der Zielformation abgelenkte Bohrungen niedergebracht. Die abgelenkten Bohrungen werden mit Hilfe des sogenannten Richtbohrverfahrens präzise in der Lagerstätte platziert. Der Bohrvorgang wird mit Hilfe einer direkt hinter dem Bohrkopf platzierten MWD-Messeinheit (measurement while drilling) während des Bohrens kontrolliert. Die Richtung der Bohrlochabweichung und die Bohrlochneigung wird dabei über einen Pulser an die Oberfläche übertragen.

Die abgelenkten Bohrungen werden dann einzeln, den geologischen und geomechanischen Untergrundbedingungen angepasst, gefract. Ziel dieses „Multi-Well-Pad“- Verfahrens ist die möglichst dreidimensionale Exploration des Gases im Zielhorizont („spacing unit“) bei gleichzeitiger Reduzierung der Bohrdichte. Erst dieses Verfahren ermöglicht den industriellen Einsatz der Frac-Technik. Im Gegensatz dazu wurden in den Vereinigten Staaten 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]

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:^[20][2][19]

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 und Gas 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 Fracingfluide 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][32] 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.^[33]

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.^[34]

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.^[35]

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.^[36]

Im Vergleich zur herkömmlichen Fördermethode, die das Erdgas aus durchlässigen Gesteinen fördert, ist die Förderung mittels Hydraulic Fracturing auf die nähere Umgebung des horizontalen Bohrlochs im Gestein begrenzt. Dadurch sinken die Förderraten eines Bohrloches schneller, als bei herkömmlichen Bohrungen. Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe schätzt, dass nach zwei Jahren 90 % des Volumens eines Bohrlochs gefördert sind. Deshalb ist eine höhere Zahl von Bohrlöchern pro Fläche und Zeit notwendig. Pro Fördergebiet und Jahr sind dies teilweise mehrere hundert Bohrungen, mit Kosten von jeweils drei bis zehn Millionen Dollar. Dies erhöht den Aufwand und somit die Förderkosten für derart gefördertes Erdgas.^[37]

Nur wenn die Förderkosten deutlich unter den Verkaufspreisen liegen, ist die Förderung aus wirtschaftlicher Sicht sinnvoll. Die spezifischen Förderkosten beim Fracking betragen ca. 1,90 $ pro 1000 Kubikfuß (Mcf); das sind ca. 70 % mehr als bei herkömmlich gefördertem Erdgas.^[38] Im Jahr 2008 lag der Gaspreis zwischen 7 $ und 13 $ pro 1000 Kubikfuß. In den USA fielen die Energiepreise im Jahr 2012 zunächst stark erholten sich dann aber wieder. Im Jahr 2013 waren sie zwischen 4 $ und 5 $, so niedrig wie zuletzt 2002.^[39] Ende 2013 stiegen die Gaspreise und infolgedessen auch die Strompreise wieder deutlich an.^[40]

Auf Grund der gesunkenen Gaspreise in den USA stand die Wirtschaftlichkeit des Frackings wiederholt infrage. Da die Kosten für die Erschließung der Gasfelder häufig die Verkaufserlöse übersteigt, zogen sich einige Investoren zurück und die Investitionen sanken stark von 35 Mrd. $ (2011) auf 7 Mrd. $ (2012) und zuletzt auf 3,4 Mrd. $ (2013).^[41] US-Ökonomen warnen zudem vor einer systematisch Überschätzung der Gasvorräte.^[42] So korrigierte im Mai 2014 die Statistikabteilung des US-Energieministerium, die Energy Information Administration (EIA), ihre Schätzungen der Ergiebigkeit für das wichtigste Tight-Oil-Vorkommen in den USA, um 96 % nach unten. Dies entspricht circa einer Reduktion der geschätzten Reserven um zwei Drittel.^[43] Beide Effekte zusammen führten bereits zu größeren Abschreibungen, wie etwa im Fall des Energiekonzerns Royal Dutch Shell in Höhe von rund zwei Milliarden Dollar.^[44]

Die Wirtschaftlichkeit für Fracking in Europa ist auf dem aktuellen Preisniveau umstritten und gilt als sehr fragwürdig.^[37][45]

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.^[46]

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^[47] sowie auch von Bundeskanzlerin Angela Merkel^[48] 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.^[49]

Wie bei allen Bohrtechniken bestehen beim Fracturing Umweltrisiken. Sie entstehen in erhöhtem Maße durch das Einpumpen des mit Additiven (Chemikalien, u. a. Biozide) versetzten Bohrwassers zum Aufbrechen des Lagergesteins;^[50] insbesondere:

• Verunreinigung des Grundwassers durch das Bohrwasser und die darin enthaltenen Chemikalien
• Verunreinigung des Oberflächenwassers durch das zurückgepumpte Bohrwasser und die darin enthaltenen Chemikalien
• Migration von Stoffen aus der Lagerstätte in anderen Schichten
• Unfälle beim Abtransport des Brauchwassers plus der darin enthaltenen Chemikalien^[51]
• Vibrationen beim Bohren und regelmäßigen Fracken

Darüber hinaus befürchten Kritiker, dass neben den kleinen und gewollten Mikrobeben auch größere Erdbeben ausgelöst werden, was aber von Experten ausgeschlossen wird.^[52]

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.^[50] 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.^[57][20]

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 ist jedoch nicht Fracking-spezifisch, sondern kann auch bei der Förderung von Erdgas aus konventionellen Lagerstätten auftreten.

Die Treibhausgasbilanz der Schiefergasförderung ist noch nicht abschließend geklärt. Verglichen mit herkömmlich geförderten Gas, entstehen die größten Beiträge durch entweichendes Methan bei der Zwischenlagerung des Fracking-Wassers in offenen Tanks sowie durch Pipeline-Lecks.^[66][67] Im konkreten Fall des Schiefergases Marcellus-Formation wird geschätzt, dass die Treibhausgasemissionen bei der Stromerzeugung aus Marcellus-Schiefergas um 3 % höher ausfallen als bei konventionellem Erdgas und 3 % niedriger sind als bei importiertem Flüssiggas.^[68][67] Jedoch sei Strom aus Schiefergas damit immer noch etwa 20 bis 50 % weniger klimaschädlich als Strom aus Kohlekraftwerken.^[68] Nach Einschätzung des Umweltbundesamt fehlen für eine genaue Einschätzung, insbesondere für Methan, noch genauere empirische Daten.^[12]

Das Auslösen von Mikrobeben ist das Prinzip des Hydraulic Fracturing. Es wird eine Überspannung aufgebaut, die das Gestein lokal aufreißt. Durch das Erzeugen neuer Wegsamkeiten und kleinen Mikrobeben können bereits seit Jahrmillionen bestehende Spannungen im Gestein gelöst werden, so dass es zu schwachen lokalen Erdbeben kommen kann. Die Gefahr zerstörerischer Erdbeben ist jedoch nicht gegeben, da das Fracken selbst dazu viel zu kleinräumig und zu energiearm ist.

Nachdem im Frühling 2012 in der Gegend von Blackpool zwei kleine Erschütterungen der Stärke 2,3 und 1,5 registriert wurden, hat die Londoner Regierung weitere Fracking-Maßnahmen nur mit der Auflage genehmigt, dass die Betreiber seismische Aktivitäten sehr genau beobachten. Die nachfolgende Untersuchung zeigte, dass diese Erschütterungen auf die beginnenden Fracking-Aktivitäten in der Gegend zurückzuführen sein könnten.^[69] Die Ereignisse von Blackpool blieben bisher ein Einzelfall. Ein Erdbeben ist erst ab Stärke 3 auf der Richterskala vom Menschen sicher wahrnehmbar, verursacht jedoch noch keinerlei Schäden.

Ein Beben mit einer Magnitude 3,0 ereignete sich am 13. Februar 2012 in der Nähe eines Erdgasfeldes bei Neuenkirchen-Tewel.^[70] Allerdings halten Experten des Landesamtes für Bergbau, Energie und Geologie Fracking nicht für den Verursacher des Erdbebens, da das letzte Fracking dort zwei Jahre zurücklag. Da 2004 im gleichen Gasfeld bereits ein Beben der Stärke 4,5 stattfand, könnte konventionelle Erdgasförderung das Erdbeben ausgelöst haben.^[11][71]

In Ohio wurden Erdbeben mit Fracking in Zusammenhang gebracht. Experten sind sich fast sicher, dass die Erdbeben auf die Verpressung von Fracking-Abwässern und nicht auf den Frack-Vorgang an sich zurückzuführen seien.^[72]

In verschiedenen Ländern werden aus medizinischer Sicht die möglichen und teilweise bereits bekannten gesundheitlichen Risiken des Frackings diskutiert.^[73][74][75]

So ergaben Untersuchungen der Universität von Missouri in Columbia, dass beim Fracking eingesetzte Spülflüssigkeiten in das Grundwasser benachbarter Brunnen gelangten. „Von den eingesetzten Chemikalien waren mehr als 100 bekannte oder vermutete endokrine Disruptoren,“ die das sensible hormonelle Gleichgewicht stören können. Östrogenartig wirkende Substanzen fördern Unfruchtbarkeit und Krebs. An Andockstellen für das männliche Geschlechtshormon Testosteron anlagernde Stoffe können Missbildungen im männlichen Genitaltrakt und Unfruchtbarkeit verursachen.^[76]

Besondere Herausforderungen an die Technik des Fracking sind dann gegeben, wenn durch die Bohrungen Radionuklide aus den Lagerstätten freigesetzt werden.^[77]

Die Internationale Energieagentur (IEA) sah 2011 in einem Sonderbericht ein „goldenes Zeitalter für Gas“.^[78]

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

Insbesondere die USA haben enorme unkonventionelle Gasreserven erschlossen, die zu fallenden Gaspreisen und verringerten Importen führten. Der Bundesstaat New York hat Fracking dagegen verboten. Aufgrund des Überangebots führte der Gasboom jedoch dazu, dass die Preise fielen und dadurch die Fracking-Projekte wirtschaftlich nicht mehr so attraktiv waren.

Die Förderung mittels Fracking wird in Kanada mindestens seit den 60er Jahren aktiv betrieben.^[79] Ein Hotspot war hier insbesondere die Region Alberta, wo Ende der 70er Jahre Gas aus der Spirit River Formation gefördert wurde.^[80] 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.^[81]

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.^[82][83]

Fracking wird in Südafrika bereits seit Jahrzehnten zur Steigerung des Ertrags von Bohrlöchern, einschließlich Trinkwasserbrunnen,^[84] gebraucht. Als Folge einer breiten öffentlichen Diskussion wurde 2011 ein Moratorium gegen Fracking zur Gewinnung von Schiefergas verhängt.^[85] 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.^[86] Dass Erdgas im Vergleich zu Kohle eine bessere Klimabilanz habe, was es als Übergangsenergieträger besonders geeignet machen soll, wird jedoch stark angezweifelt.^[87] Drei Firmen erhielten Lizenzen zur Ausbeutung der Schiefergasvorkommen auf zirka 20% der Fläche Südafrikas.^[88] Schätzungen gehen davon aus, dass die Vorräte in der Karoo ausreichend sind, um Südafrika für 400 Jahre zu versorgen.^[89]

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.^[90]

Innerhalb der EU plant vor allem Polen, die Förderung unkonventionellen Gases zu intensivieren, und hat bereits etwa 100 Fracking-Konzessionen vergeben (Stand Juli 2013).^[91][92] In Frankreich ist Fracking dagegen verboten.^[93]

Im Oktober 2013 hat das Europäische Parlament für eine verbindliche Umweltverträglichkeitsprüfung bei Schiefergasbohrungen gestimmt.^[94] Die EU-Kommission legte im Januar 2014 unverbindliche Empfehlungen vor, wonach Umweltauswirkungen geprüft und vermieden werden sollen. Die Umsetzung bleibt den einzelnen Mitgliedsstaaten überlassen.^[95]

Hydraulic Fracturing wird in Deutschland zum Zwecke der Verbesserung der Produktivität von Kohlenwasserstoffbohrungen, zur Trinkwassergewinnung, Altlastensanierung und bei Geothermiebohrungen („Stimulation“) angewendet.^[96] Seit dem ersten Hydraulic Fracturing in Deutschland 1961 sind bundesweit ungefähr 300 Fracs durchgeführt worden,^[94] die meisten davon in Niedersachsen.

Zu Beginn wurde diese Technik ausschließlich in vertikalen Bohrungen angewendet. Die Bohrung Söhlingen Z10 von 1994 war die erste Bohrung in Deutschland, bei der mehrere Fracs in einer horizontalen Bohrung vorgenommen wurden.^[97] Diese Kombination von Horizontalbohrungen und Hydraulic Fracturing ermöglichte es, die Produktion pro Bohrung drastisch zu erhöhen, und wird seitdem häufiger verwendet.

Laut Schätzungen der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe belaufen sich die Reserven auf 7 bis 23 Billionen Kubikmeter Schiefergas, von denen sich etwa 10% mittels Fracking fördern ließen.^[98] ExxonMobil startete 2008 in einigen Gebieten Niedersachsens und Nordrhein-Westfalens Aufsuchungsprojekte, hat aber inzwischen die Arbeiten in Deutschland eingestellt und wartet auf weitere Untersuchungsberichte.

Hydraulic Fracturing wird in Deutschland seit einigen Jahren kontrovers diskutiert.^[99] Verschiedene Förderfirmen, wie beispielsweise ExxonMobil, versuchten proaktiv die Diskussion zu beeinflussen, Bedenken in einem Informations- und Dialogprozesses zu sammeln und durch einen Expertenkreis^[100][101] unabhängiger Wissenschaftler klären zu lassen. Dabei stützt sich die Kritik in Deutschland hauptsächlich auf journalistische Berichte aus den USA oder den Dokumentarfilm Gasland. Der Widerstand formiert sich oft in Bürgerinitiativen.^[102] Auch Interessenvertreter der Industrie, wie beispielsweise die deutschen Brauer, wenden sich gegen die umstrittene Gasförderung aus Schiefern, da die Brauereien notwendigerweise auf die sichere Versorgung mit qualitativ einwandfreiem Trinkwasser angewiesen sind.^[103]

Insbesondere die Umweltrisiken des Frackings werden kontrovers diskutiert. Das Deutsche Geoforschungszentrum (GFZ) gab 2010 an, die Folgen der Technik für die Umwelt, die sie bisher nicht untersucht hatten, ab dem Jahr 2011 zu untersuchen zu wollen.^[104] Im Jahre 2012 veröffentlichte das Umweltbundesamt ein Gutachten, in dem die allgemein unsichere Datenlage betont und genehmigungsrechtlich auf das Chemikaliengesetz und das Wasserrecht verwiesen wird. Weiterhin wird eine standortspezifische Risikoanalyse vor Bohrbeginn und ein Verbot von Bohrungen in Trinkwasserschutzgebieten empfohlen.^[1] Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) kritisierte das Gutachten des Umweltbundesamts. Beispielsweise seien „bisher durchgeführte Frackoperationen […] im Gutachten keiner substantiellen Analyse unterzogen“ und die „[…] mechanischen Prozesse beim Frackvorgang […] nicht korrekt dargestellt“ worden. Das Gutachten wird als „subjektiv“, auf veralteten Thesen beruhend, stellenweise beleglos, grundlegende Informationen, die Stand von Wissenschaft und Technik sind, nicht berücksichtigend bezeichnet.^[105] Das BGR-Gutachten hält den umweltverträglichen Einsatz von Fracking zur Gewinnung von unkonventionellen Erdgasvorkommen für „grundsätzlich möglich“, „sofern die gesetzlichen Regelungen eingehalten, die erforderlichen technischen Maßnahmen getroffen und standortbezogene Voruntersuchungen durchgeführt werden“.^[105] Das Umweltbundesamt hat wiederum mit einer Erwiderung auf die Kritik reagiert.^[106]

Da es momentan noch keine auf das Fracking zugeschnittene Gesetzgebung auf Bundesebene gibt, wird weiterhin der geringe Kenntnisstand der Bundesregierung über die in Deutschland vorgenommenen oder geplanten Probebohrungen kritisiert.^[107] Im Frühjahr 2013 legte die CDU/CSU/FDP-geführte Bundesregierung zwei Entwürfe für entsprechende Regulierungen zum Wasserhaushaltsgesetz und zur Umweltverträglichkeitsprüfung vor.^[108][109] Kritiker monierten, die Entwürfe würden Fracking weitgehend erlauben und zu geringe Schutzauflagen vorsehen.^[110] Kritisiert wird zudem das deutsche Bergrecht, das es Bergämtern ermöglicht, ohne Beteiligung etwa der Umweltministerien Genehmigungen zu erteilen.^[111] Bereits 2012 forderten niedersächsische Landespolitiker aller Lager die obligatorische Durchführung einer Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) vor dem Fracken. Bisher war diese nur für Bohrungen mit einer Förderrate von über 500.000 m³/Jahr zwingend vorgeschrieben, obwohl die zuständigen Bergbehörden UVP im Rahmen des Genehmigungsverfahrens auch für Bohrungen mit einer geringeren Förderrate anordnen konnten. Zudem soll Fracking in Trinkwasserschutzgebieten künftig grundsätzlich verboten sein.^[11]

Im Mai 2013 sprach sich der Sachverständigenrat für Umweltfragen gegen Fracking in Deutschland aus. Fracking senke weder die Gaspreise in Deutschland, noch erhöhe es die Versorgungssicherheit. Es sei deshalb aus energiepolitischen Gründen nicht förderungswürdig, weshalb auch kein besonderes übergeordnetes öffentliches Interesse an der Erschließung dieses Energieträgers bestehe, wenn auch möglicherweise ein betriebswirtschaftliches Interesse der Industrie. Zudem bestünde noch großer Forschungsbedarf hinsichtlich der ökologischen Auswirkungen, weshalb Fracking im kommerziellen Umfang derzeit wegen gravierender Wissenslücken nicht zugelassen werden solle. Erst auf Basis positiver Erkenntnisse aus systematisch zu entwickelnden Pilotprojekten sei der Einsatz von Fracking verantwortbar.^[112]

In einem Brief eines CDU-Abgeordneten aus Niedersachsen vom 13. Mai 2013 an den Vorsitzenden der CDU/CSU-Bundestagsfraktion Volker Kauder wird die Befürchtung vor erheblichen Stimmenverlusten für die CDU bei den anstehenden Wahlen zum Ausdruck gebracht. Der CDU-Abgeordnete befürchtet, dass das Thema Fracking für viele Wähler wahlentscheidend sein könnte und die CDU massiv Stimmen an Parteien verlieren würde, die sich deutlich gegen diese umstrittene Fördermethode aussprechen.^[113]

Das Institut für Weltwirtschaft der Universität Kiel kommt in einer Studie zu den Auswirkungen der Fracking-Technologie auf die globalen Energiemärkte und die zukünftige Klimapolitik zu dem Ergebnis, dass eine Verbesserung der Unabhängigkeit der europäischen Energieversorgung und direkt sinkende Energiepreise aufgrund eines Ausbaus der Schiefergasförderung in Europa nicht zu erwarten sei, da der Rückgang der konventionellen Förderung wesentlich größere Versorgungslücken reiße, als dies durch die eigenen Reserven aufgefangen werden könnte. Gleichzeitig bringe die Fracking-Technologie für den internationalen Klimaschutz neue Herausforderungen: „Carbon Leakage“ werde verstärkt, und damit vermehrten sich die Anreize für viele Länder, sich keinem Klimaschutzabkommen anzuschließen.^[114]

Das Wirtschaftsmagazin Capital gab 2014 beim Institut für Demoskopie Allensbach eine Umfrage bei Top-Entscheidern aus der deutschen Wirtschaft, Politik und Verwaltung in Auftrag. 290 von 508 Befragten äußerten, im Fracking kein maßgebliches Versorgungspotenzial zu sehen.^[115]

Im Juli 2014 legten das Bundesumweltministerium und das Bundeswirtschaftsministerium ein Eckpunktepapier vor, das Fracking zu ganz bestimmten Zwecken unter Einhaltung der „strengsten Regeln, die es in diesem Bereich jemals gab“, zwar grundsätzlich ermöglichen soll, das jedoch betont, dass es kommerzielle Förderung von Schiefergas und Kohleflözgas „auf absehbare Zeit in Deutschland nicht geben“ wird.^[116]

Am 1. März 2010 sind in Frankreich vier Bohrgenehmigungen an das texanische Unternehmen Schuepach Energy, LLC. sowie die Konzerne Total E&P France und Devon Energy Montélimar SA zur Schiefergasgewinnung auf einer Gesamtfläche von 9.672 km² vorwiegend in Südfrankreich erteilt worden. Aufgrund der kontrovers geführten öffentlichen Debatte um die Folgen der Schiefergasgewinnung wurde in Frankreich am 13. Juli 2011 die Aufsuchung und Gewinnung von Schiefergas mit Hilfe von Hydraulic Fracturing auf dem französischen Festland per Gesetz verboten.^[117]

Die Aufsuchungs- und Explorationsgebiete befinden sich hauptsächlich in den Départements Ardèche, Drôme, Vaucluse, Gard, Hérault, Aveyron und Lozère. Alle Bohrunternehmen, die bereits eine Bohr- und Erschließungsgenehmigung erhalten hatten, wurden aufgefordert, innerhalb von zwei Monaten den staatlichen Behörden mitzuteilen, welche Verfahren sie zur Gewinnung von Schiefergas anwenden. Bereits einen Monat danach ist von behördlicher Seite eine Liste mit den aberkannten Konzessionen veröffentlicht worden. Frankreich war damit weltweit das erste Land, das Hydraulic Fracturing landesweit untersagt hat. Bohrunternehmen, denen die Bohrgenehmigung entzogen wurden, klagen gegenwärtig ihre Rechte vor dem französischen Verfassungsgericht ein.^[118][119] Bohrungen zu wissenschaftlichen Zwecken, in denen Fracking angewandt werden soll, sind mit staatlicher Erlaubnis und Kontrolle weiterhin zulässig.^[120]

Die französische Regierung erstattet einen jährlichen Bericht an das Parlament über die Technikentwicklung sowie über die Untergrundverhältnisse Frankreichs, über Trends auf europäischer und internationaler Ebene im Hinblick auf die Gewinnung flüssiger oder gasförmigen Kohlenwasserstoffe. Gleichfalls soll jährlich über die Ergebnisse der genehmigten Bohrungen zu wissenschaftlichen Zwecken berichtet werden und Vorschläge zur gesetzgeberischen und regulatorischen Veränderungen vorgelegt werden.

Zwei Jahre nach Inkraftretung des Gesetzes kündigte Präsident Francois Hollande am 14. Juli 2013 an, dass während seiner Amtszeit nicht mit einer Genehmigung eines Schiefergasabbaus in Frankreich zu rechnen ist.^[121] Im Oktober 2013 bestätigt das Französische Verfassungsgericht das gesetzliche Verbot in Frankreich.^[122]

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.^[123] 2012 wurde das Projekt wegen Unwirtschaftlichkeit eingestellt.^[124]

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.^[125]

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.^[126]

In Australien wurden bis Mitte der 2000er Jahre vor allem konventielle Vorkommen mit hydraulischer Frakturierung gefördert. Besonders stark verbreitet war dieses Vorgehen im Cooper Basin. Im Bundesstaat New South Wales wurden BTEX-Chemikalien als Additive verboten.^[127]

In der Region Taranaki in Neuseeland wird seit 1993 mittels Fracking Gas gefördert.^[128] Reguliert ist die Technik derzeit hauptsächlich durch den Resource Management Act aus dem Jahre 1991. Proteste von Umweltschützern führten dazu, dass 2012 vier lokale Regierungen ein Moratorium ausriefen,^[129][130] ein landesweites Moratorium wurde aber von der Regierung abgelehnt.^[131] Eine daraufhin vom Parliamentary Commissioner for the Environment beauftragte Studie kam in einem Zwischenbericht zu dem Schluss, dass die Regulierung verschärft werden muss.^[132]

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• 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.

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

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• 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.

• Die nächste Blase: Fracking löst das Energieproblem nicht von Nafeez Mosaddeq Ahmed, in Le Monde Diplomatique vom 12.4.2013

• Gasland, US-amerikanischer Dokumentarfilm über 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

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