Mecklenburg-Vorpommern bricht den Fracking-Bann

Techniker der Firma Halliburton pumpten am Vormittag in drei Durchgängen 450 Kubikmeter Flüssigkeit unter hohem Druck in die 2.700 Meter tiefe Lagerstätte, um die Zuflussbedingungen des Erdöls zu verbessern.

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   Damit endet ein seit drei Jahren andauerndes informelles Moratorium, auf das sich Behörden und Rohstoffunternehmen unter dem Druck der öffentlichen Meinung geeinigt hatten.

   An der Bohrstelle versammelten sich am Nachmittag etwa 30 Demonstranten der Bürgerinitiative Erdöl Barth, die gegen den Einsatz der umstrittenen Technologie demonstrierten.

   Das Bundesumweltministerium will Fracking in Schiefergaslagerstätten verbieten lassen. Eine Bundesratsinitiative Niedersachsens sieht vor, das Fracking in konventionellen Lagerstätten auch künftig zu erlauben. Ein Sprecher des Bundeswirtschaftsministeriums sagte: "Das konventionelle Fracking wird seit vielen Jahren praktiziert. Die Genehmigung für solche Vorhaben liegt in den Händen der zuständigen Landesbehörden."

   Das Kabinett will sich angeblich noch vor der Sommerpause mit einem Gesetzentwurf beschäftigen, der konventionelles Fracking der Aufsicht der Wasserbehörden unterstellen würde. Zudem soll eine Umweltverträglichkeitsprüfung obligatorisch werden. Was hier im östlichen Mecklenburg-Vorpommern unter den kritischen Augen von Bergbehörde und Umweltministerium vor sich geht, basiert noch auf dem derzeit bestehenden Recht.

   Hannes Luck, der Sprecher der Bürgerinitiative, sagte: "Wir kritisieren, dass die Behörden hier alleine auf Basis wirtschaftlicher Erwägungen entschieden haben und dass die unteren Umweltbehörden nicht von Anfang an einbezogen waren." Problematisch sei auch die Nähe zum Saaler Bodden.

   Erschlossen wird die Lagerstätte durch das deutsch-kanadische Unternehmen Central European Petroleum, kurz CEP. CEP hat Erkundungslizenzen für einige Gebiete in den neuen Bundesländern erhalten, in denen schon zu DDR-Zeiten Öl und Gas erkundet oder gefördert wurde. Auch am Saaler Bodden hatte man es vor rund 40 Jahren schon mal versucht - auf der anderen Seite, bei Wustrow auf dem Fischland. Aber nach anfänglichen Erfolgen - die Pipeline zum Rostocker Seehafen war schon geplant - versiegte das Öl.

   Damit es dieses Mal besser klappt, hat man einiges anders gemacht: Zum einen standen den Ölsuchern sehr viel bessere geophysikalische Messergebnisse zur Verfügung. Sie wussten also genauer, wo sie suchen mussten. Zum anderen wurde nicht einfach ein vertikales Loch gebohrt. Vielmehr wurde die Bohrung kurz vor dem Speicher in die Horizontale abgelenkt.

   Dann geschah folgendes: Techniker von Halliburton dichteten jeweils 100 Meter lange Abschnitte des Horizontalbereichs ab und pumpten mit rund 450 Bar mit Zellulose und Keramikkügelchen versetztes Wasser nach unten. Dort bildeten sich bis zu 50 Meter lange, ebenfalls horizontale Risse im Gebirge, durch die Öl zum Loch fließen kann.

   Das nennt man - tja: Fracken. Auch wenn bei CEP niemand das böse F-Wort hören will. "Das ist so ein schlimmes Wort, das da aus Amerika zu uns herüber geschwappt ist", sagt Jacobus Bouwmann, einer der Gründerväter von CEP. Für das, was die Firma Halliburton hier in Saal tut, bevorzugt er den Begriff Kluft-Optimierung.

   Und CEP-Geschäftsführer Thomas Schröter sagt: "Das, was wir hier tun, ist ein erprobtes Verfahren, das in Deutschland seit Jahrzehnten eingesetzt wird. Das hat mit dem Schiefergasfracking in Amerika nichts zu tun. Alle Kritik, wie der Einsatz hoher Wassermengen, die Grundwassergefährdung, der Rückfluss giftiger Substanzen, die Notwendigkeit, den Vorgang mehrfach zu wiederholen und anderes - all das trifft hier nicht zu."

   Tatsächlich wird diese Technik der hydraulischen Stimulierung - dieses Wort mag Schröter lieber - seit den 1960er Jahren erfolgreich und unfallfrei angewendet. Auf der Insel Usedom zum Beispiel fördern heute noch Ölsonden, die in den 1970er Jahren gebohrt und ... gefrackt wurden.

   Wenn Bohrtechniker von Fracking sprechen, dann meinen sie damit zwar ganz allgemein das Aufbrechen und Offenhalten eines Speichergesteins in der Tiefe. Aber wie genau dieses Fracken abläuft, wie viel Flüssigkeit mit welchen Zusätzen unter welchem Druck eingepresst werden muss, das ist stark von den jeweiligen Umständen abhängig - zum Beispiel dem Speichergestein.

   In die meisten konventionellen Lagerstätten ist das Öl oder das Gas aus einem tieferliegenden Muttergestein "gewandert" - und zwar so weit, bis es oben auf eine dichte Schicht stieß. In Deutschland sind das oft Salze des Zechstein. Öl oder Gas oder beides sammelten sich in Hochlagen, die in das darüber liegende, dichte Gebirge hineinragen.

   Konventionelle Speicher sind Sand- und Kalksteine mit Klüften oder Poren, die miteinander verbunden sind. Das bedeutet, dass Öl aus entfernteren Bereichen zum Loch fließen und von dort nach oben gefördert werden kann. So eine klassische Lagerstätte im so genanntem Staßfurt-Karbonat erschließt die Bohrung Barth II bei Saal.

   Ebenfalls schon länger erprobt ist das Fracken in so genannten Tight-Gas-Lagerstätten. Auch sie verfügen über Porenräume. Allerdings stehen diese Poren nicht ausreichend miteinander in Verbindung, das Gestein ist nicht permeabel, wie der Geologe sagt. Hier reicht in der Regel einmaliges Fracken, um diese Verbindungen herzustellen, so dass das Gas zum Bohrloch fließen kann.

   "Tight Gas machen wir seit 30 Jahren", sagte Stefan Leuning, Sprecher der Firma Wintershall aus Kassel. Doch seit 2011 wird auch in diesen Lagerstätten nicht mehr gefrackt. Das Projekt Düste Z10 im niedersächsischen Landkreis Diepholz liegt seitdem auf Eis. Wintershall will hier aus einem rund 4.000 Meter tief liegenden karbonischen Sandstein Erdgas fördern.

   Noch nie ist dagegen in Deutschland das getan worden, was in den USA in den vergangenen Jahren zur neuen Normalität geworden ist: Die Förderung von Gas aus Schiefergestein, auf Englisch shale gas, Schiefergas.

   Diese Schiefergaslagerstätten haben überhaupt keine sichtbaren Poren, aber trotzdem ist Gas drin. Es ist dort geblieben, wo es entstanden ist, im so genannten Muttergestein. Das Gas befindet sich in den mikroskopisch kleinen Räumen zwischen den Tonmineralien und ist an die Oberfläche der Partikel gebunden.

   Wer hier etwas fördern will, muss ganze Serien von Bohrungen abteufen. Er sollte die Lagerstätte - möglicherweise in mehreren Etagen - horizontal erschließen und anschließend mehrfach fracken. In der Regel wird er dazu eine größere Menge Flüssigkeit benötigen als bei den oben genannten Beispielen.

   In den scheinbar endlosen Weiten der USA ist dieses Verfahren besonders in den Anfangsjahren sehr intensiv angewendet worden. Amerikas schwer zu stillender Energiehunger traf auf einen nicht minder hohen Kapitalanlagehunger, der im Verein mit dem Recht des amerikanischen Grundstücksbesitzers auf die Ausbeutung "seiner" Bodenschätze und laschen Umweltschutzvorschriften zum berühmten Schiefergas-Boom führte.

   Wirtschaftlich gesehen profitiert davon heute nicht nur Amerika, sondern die ganze Welt. Denn Erdgas verdrängte in bestimmten Anwendungen Ölprodukte, wodurch die USA weniger Öl einführen mussten. Das wiederum begrenzt das Aufwärtspotenzial der Ölpreise weltweit.

   In den USA ist die Wild-West-Phase des Schiefergas-Booms inzwischen vorbei. Die Bevölkerung ist kritischer geworden, die Umweltvorschriften sind vielerorts strenger, die Investitionen in Schiefergas machten im vergangenen Jahr nur noch ein Bruchteil der vor drei oder vier Jahren erreichten Werte aus.

   Zudem haben sich manche Lagerstätten als nicht besonders ergiebig erwiesen - es ist schwer, die Höffigkeit, also das Potenzial von Schiefergasvorkommen im Vorherein richtig abzuschätzen. Vor diesem Hintergrund ist nur schwer vorstellbar, dass Schiefergas im dicht besiedelten Mitteleuropa eine ähnliche Rolle wie in Amerika spielen könnte.

   Gleichwohl sieht die Industrie in Schiefergas einen Energieträger, dessen Potenzial sie zumindest erkunden will. So hat sich Wintershall Forschungskonzessionen mit den Namen "Ruhr" und "Rheinland" gesichert, um die Gashöffigkeit des rheinischen Schiefergebirges zu erkunden. Nach Angaben eines Sprechers geht es dabei zunächst nur darum, Gesteinsproben aus circa 300 Metern Tiefe zu untersuchen. Mögliche Förderhorizonte lägen dann zwischen 1.000 und 2.000 Metern.

   In Saal am Bodden werden Testarbeiten in den nächsten Wochen erste Aufschlüsse darüber geben, wie viel Öl gefördert werden kann. Die Geldgeber des Projekts hoffen, dass hier rund 40 Millionen Barrel förderbar sind. "Das ist eine Lagerstätte von europäischem Maßstab", sagte Geschäftsführer Schröter. Erfüllen sich diese Hoffnungen, dann wird CEP auf der 130 Quadratkilometer großen Konzessionsfläche um Barth rund 20 Bohrungen abteufen, wozu aber dank moderner Technik nur drei Bohransatzpunkte notwendig wären.

   Bei einem Ölpreis von 100 US-Dollar würde die Lagerstätte also 4 Milliarden Dollar Öleinnahmen bringen. Allerdings liegen die Kosten bei etwa 2,6 Milliarden, darunter über 1 Milliarde Euro an Umsatzsteuer, Förderabgabe, Körperschaftssteuer und Gewerbesteuer - Geld, das zumindest teilweise im ärmsten deutschen Bundesland bleiben würde.

   Kontakt zum Autor: hans.bentzien@wsj.com

   (Mitarbeit: Andreas Kißler)

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