Fragen und den Antworten des Neutralen Expertenkreises

1 Fragen aus dem Bereich „Chemikalien und Wasser“
1.1 Beurteilung der beim Fracking eingesetzten Stoffe
1.1.1 Wie gefährlich sind die chemischen Zusätze, die dem Wasser beim Fracken zugefügt
werden? und
1.1.2 Welche dieser Stoffe sind giftig, (grund-)wassergefährdend, gesundheitsschädigend oder
anderweitig umweltrelevant?
Antwort für den Bereich Humantoxikologie:
In reiner Form oder in Form konzentrierter Gemische oder Lösungen sind die chemischen Zusätze
nach der EU-Verordnung 1272/2008 großenteils als gefährliche Stoffe einzustufen. In der Frack-
Flüssigkeit, die in den Untergrund eingepresst wird, liegen die Stoffe jedoch in so starker Verdünnung
vor, dass diese Flüssigkeiten nach den gesetzlichen Vorgaben nicht als gefährlich einzustufen sind.
Ein detaillierte Auflistung der Gefährlichkeitsmerkmale der Bestandteile von Frack-Flüssigkeiten, die in
neuerer Zeit eingesetzt wurden, findet sich in dem Gutachten „Humantoxikologische Bewertung der
beim Fracking eingesetzten Chemikalien im Hinblick auf das Grundwasser, das für die
Trinkwassergewinnung genutzt wird“. Die Gefährlichkeitsmerkmale beziehen sich auf die reinen Stoffe
und auf Gemische und Lösungen, in denen die Stoffe in konzentrierter Form vorliegen.
Antwort für den Bereich Ökotoxikologie:
Im Dialogprozess wurden 149 Chemikalien betrachtet, die in den letzten Jahren von EXXONMOBIL
eingesetzt wurden. Darunter befinden sich 4 Stoffe, die als giftig und Umwelt gefährdend
gekennzeichnet sind. 18 Stoffe sind in der Wassergefährdungsklasse (WGK) 2 bzw. 5 Stoffe in der
WGK 3 eingestuft.
In neueren Frac-Fluiden ist durch Substitution gefährlicher Stoffe, z.B. dem Ausschluss von T Stoffen
und Stoffen der WGK 2 und 3 und einer deutlichen Reduktion der Anzahl an eingesetzten
Chemikalien die Gefährdung allerdings deutlich gesenkt worden.
1.1.3 Was sind mögliche toxische Effekte?
Antwort für den Bereich Humantoxikologie:
Die toxischen Effekte der reinen Stoffe sind hier nicht von Bedeutung, da niemand direkt mit diesen
Stoffen in Kontakt kommt.
Antwort für den Bereich Ökotoxikologie:
Die im Dialogprozess betrachteten 149 Stoffe haben eine höchst unterschiedliche intrinsische
Toxizität. Sie spannt sich insgesamt über 6 Größenordnungen. So liegen die halbmaximalen Effekte
beispielsweise der Chemikalie 2,2-Dibrom-2-cyanacetamid im µg Bereich, wohingegen andere Stoffe
noch im Grammbereich keine Wirkung zeigen. Des Weiteren können Stoffe je nach Zielorganismus
eine sehr unterschiedliche Toxizität aufweisen. So liegt beispielsweise der halbmaximale Effekt der
akuten Toxizität von Methanol bei einer exponierten Alge bei 0,02 mg/L und beim Fisch bei 290 mg /L.
Um eine möglichst breite Palette ökotoxikologischer Wirkungen abdecken zu können, werden bei der
Bewertung von Chemikalien üblicherweise drei Stellvertreterorganismen ausgewählt (Alge,
Wasserfloh und Fisch). Dennoch bleibt bei der Bewertung mit 3 aquatischen Organismen eine
gewisse Restunsicherheit, da nicht alle Organismen eines Ökosystems berücksichtigt werden können.
Außerdem können indirekte Effekte auftreten, z.B. eine Anreicherung von Stoffen über die
Nahrungskette. Diese Unsicherheiten werden bei der Bewertung in sog. Sicherheitsfaktoren
berücksichtigt.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 1

1.1.4 Welche der bisher in den Bohrspülungen eingesetzten Zusatzmittel/-stoffe dürfen unter
Umweltverträglichkeitsgesichtspunkten weiter verwendet werden und welche nicht?
Antwort für den Bereich Humantoxikologie:
Für die in den Bohrspülungen eingesetzten Stoffe bestehen keine Verwendungsverbote.
Antwort für den Bereich Ökotoxikologie:
Bei einer potentiellen Gefährdung, die von Chemikalien in der Umwelt ausgeht, ist nicht nur die
intrinsische Stofftoxizität entscheidend, sondern auch die Konzentration, in der der Stoff in der Umwelt
auftritt. Des Weiteren ist entscheidend, in welcher Mischung er mit anderen Stoffen eingesetzt wird.
Unter konservativen Annahmen geht man von einer additiven Wirkung der Chemikalien im Gemisch
aus.
Bei der Risikobewertung von Umweltgefährdungen wird berücksichtigt, ob ein Stoff bei einer
vorhergesagten Umweltkonzentration (predicted environmental concentration) eine Effektschwelle in
Organismen (predicted no effect concentration) übersteigt. Ist diese Konzentration höher als die
Effektschwelle, geht eine potentielle Gefährdung von diesem Stoff aus.
1.1.5 Welche möglichen Auswirkungen des Chemikalieneinsatzes bestehen für Süßwasser
führende Grundwasserleiter sowie Heil- und Mineralwässer?
Antwort für den Bereich Humantoxikologie:
Das Risiko einer Kontamination von Grundwasser und Heil- und Mineralkwasserquellen durch aus
tiefen Bodenschichten aufsteigende Frack-Flüssigkeit ist nach Einschätzung des Expertenkreises als
gering einzustufen. Das größere Risiko geht von obertägigen Aktivitäten und technischen
Vorrichtungen aus. Die Funktionsfähigkeit und Sicherheit der obertägigen Anlagen ist daher von
entscheidender Bedeutung. Wenn diese gegeben sind, erfolgt die Einpressung der Frack-
Flüssigkeiten in den Untergrund und ebenso die Entsorgung des Flow-backs und der
Lagerstättenwässer in geschlossenen Systemen ohne Freisetzung von gefährlichen Stoffen in
Umweltkompartimente. Eine Kontamination von Grundwässern kann entsprechend nur bei Störungen
des bestimmungsgemäßen Ablaufs einer Fracking-Maßnahme und bei Unfällen, z.B. von
Transportfahrzeugen, erfolgen. Ein Störfall muss jedoch nicht zwingend zu einer Kontamination von
Umweltkompartimenten führen, da zahlreiche Sicherheitsvorkehrungen getroffen werden, um die
Auswirkungen eines Störfalls so gering wie möglich zu halten.
Für den Fall, dass es beim Fracking trotz aller Sicherheitsvorkehrungen zur Kontamination eines
Grundwasserleiters kommen sollte, der zur Trinkwassergewinnung oder zur Gewinnung von Heil- und
Mineralwasser genutzt wird, lassen sich keine verallgemeinerbare Voraussagen über die im Wasser
auftretenden Konzentrationen treffen, da die Umstände und Randbedingungen im Einzelfall sehr
unterschiedlich sein können. Um dennoch zu einer verallgemeinerbaren Bewertung zu kommen,
werden in dem Gutachten „Humantoxikologische Bewertung der beim Fracking eingesetzten
Chemikalien im Hinblick auf das Grundwasser, das für die Trinkwassergewinnung genutzt wird“
Stoffkonzentrationen berechnet, die sich bei unterschiedlichen Verdünnungen der Frack-Flüssigkeiten
in einem Grundwasserkörper ergeben. Die toxikologische Bewertung der anhand der Rezepturen von
drei ausgewählten Frack-Flüssigkeiten berechneten Konzentrationen erfolgte anhand der Grenzwerte
der Trinkwasserverordnung, der Trinkwasser-Leitwerte der Weltgesundheitsorganisation (WHO) sowie
humantoxikologisch begründeter gesundheitlicher Leitwerte. Bei Stoffen, für die eine toxikologische
Bewertung nicht vorgenommen werden kann, wurde entsprechend den Empfehlungen des
Umweltbundesamtes und der Trinkwasserkommission ein gesundheitlicher Orientierungswert (GOW)
von 0,3 µg/l als Beurteilungsmaßstab verwendet.
Für die meisten Frack-Additive würden bei etwa 10.000-facher Verdünnung der Frack-Flüssigkeiten in
einem Grundwasserkörper Konzentrationen erreicht, die unterhalb der o.g. Grenzwerte bzw.
unterhalb toxikologisch begründeter Leitwerte liegen. Bei einzelnen Stoffen (z.B. Biozide, Bromat)
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 2

wären Verdünnungen von etwa 1 : 100.000 erforderlich. Die Salzgehalte liegen bereits bei etwa 1000-
facher Verdünnung im Trink-wasser-üblichen Bereich. Der gesundheitliche Orientierungswert für
toxikologisch nicht ausreichend bewert-bare Stoffe ist so niedrig angesetzt, dass er auch bei 1 :
100.000-facher Verdünnung der Frack-Flüssigkeit nicht unterschritten wird. Eine gesundheitliche
Gefährdung ist dadurch jedoch nicht zu erwarten, da es sich um einen Vorsorgewert handelt und ein
toxikologisch begründeter Beurteilungswert deutlich höher liegen würde.
Antwort für den Bereich Ökotoxikologie:
Das Süßwasser führende Grundwasser ist ein Lebensraum, der von einer spezifischen
Grundwasserfauna besiedelt wird. Neben Mikroorganismen leben hier u.a. Kleinkrebse. Der
Lebensraum ist durch besondere Bedingungen charakterisiert wie einer konstanten Temperatur und
einem geringen Nahrungsangebot. Deshalb laufen hier viele Prozesse langsam ab und es ist ein
niedriges Erholungspotential des Lebensraums zu erwarten. Aus diesem Grund ist das Grundwasser
als ein mindestens ebenso empfindlicher Lebensraum zu betrachten wie ein Oberflächengewässer
und ist deshalb vor Kontamination zu schützen.
1.1.6 Gibt es Langzeitfolgen durch die Frac-Flüssigkeit im Untergrund? und
1.1.7 Welche Langzeitwirkungen haben die in der Lagerstätte/Bohrung verbleibenden Chemikalien?
Antwort für den Bereich Humantoxikologie:
Hierüber ist bisher nichts bekannt.
Antwort für den Bereich Ökotoxikologie:
Bei störungsfreiem Betrieb sollte das Süßwasser führende Grundwasser nicht kontaminiert werden.
Sollte es dennoch zu einer Kontamination kommen, sollte die Gefährdungsbeurteilung immer auf
chronischen Effektdaten beruhen, d.h. auf einer Bewertungsgrundlage, bei der Organismen über ihre
gesamte Lebensspanne mit dem Stoff in Kontakt gekommen sind.
Über den Lebensraum „Tiefes Grundwasser“ gibt es relativ wenig Information und die
Langzeitauswirkungen von Chemikalien in Lagerstätten sind bis jetzt noch nicht untersucht worden, da
dieser Raum experimentell sehr schwer „zugänglich“ ist. Über sehr lange Zeiträume ist davon
auszugehen, dass die Chemikalien durch eine sich dort natürlicher weise bildende Mikrofauna
abgebaut werden (natural attenuation). Biologische wie auch physiko-chemische Umwandlungen von
Chemikalien können in Abbauprodukten resultieren, die prinzipiell weniger toxische als auch
toxischere Stoffe beinhalten.
1.1.8 Welche Auswirkungen hat eine unbeabsichtigte Freisetzung von zurückweichenden
Fracturing-Fluiden und Lagerstättenwasser (flowback)?
Antwort für den Bereich Humantoxikologie:
Bei bestimmungsgemäßem Ablauf des Fracking und der Entsorgung von Flow-back- und
Lagerstättenwässern werden diese Flüssigkeiten in geschlossenen Systemen gehandhabt. Es besteht
daher für den Menschen kein Gesundheitsrisiko durch kontaminiertes Trinkwasser. Ein Null-Risiko ist
bei allen technischen Systemen jedoch nicht erreichbar.
Antwort für den Bereich Ökotoxikologie:
Die Untersuchungen des neutralen Expertenkreises ergaben, dass eine potentielle Gefährdung durch
Frac-Fluide eher von oberirdischen Prozessen im Störfall ausgeht als von den unterirdischen Risiken.
Bei einer unbeabsichtigten Freisetzung, z.B. einem Tanklastunfall oder der Leckage einer Rohrleitung
hängen die Auswirkungen von der Konzentration der Chemikalien im Fluid ab. Von allen
unverdünnten Fluiden, die im Dialogprozess betrachtet wurden, geht eine potentielle
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 3

Umweltgefährdung aus. Bei einer Verdünnung von 1:100 bis 1:100.000 (je nach Fluid) ist eine
Gefährdung unwahrscheinlich. Die Auswirkungen können je nach Unfallszenario entsprechend der
Verdünnung kalkuliert werden.
1.2 Aufbereitung des Grundwassers
1.2.1 Mit welchen Aufbereitungsverfahren kann die Wasserversorgung auf betreiberverursachte
Beschaffenheitsänderungen in den Trinkwasserressourcen reagieren?
Das Wasser kann off-site behandelt werden, ähnlich wie bei der Abwasserbehandlung (siehe z. B.
Gutachten „Stand der Technik und fortschrittliche Ansätze in der Entsorgung des Flowback“) oder
nach den bekannten Verfahrenskombinationen der Trinkwasseraufbereitung aus der Positivliste der
AG „Aufbereitung“ der Trinkwasserkommission, die auf die Einhaltung der Trinkwasserverordnung
ausgerichtet sind. Dabei sind die Grenzwerte der Trinkwasserverordnung nicht nach dem Prinzip der
„Auffüllung“ zu behandeln, sondern die angestrebte Beschaffenheit des Trinkwassers soll nach DIN
2000 so naturnah wie möglich sein.
Die klassischen Verfahren der Trinkwasseraufbereitung umfassen:
I) physikalisch-chemische Trennmethoden
1. Adsorptionsvorgänge, die sich besonders zur Entfernung von unpolaren organischen
Substanzen eignen
2. Ionenaustausch, der vor allem für die Entfernung von Kationen und Anionen eingesetzt wird
3. Flockungs-/Fällungsverfahren (mit Eisen(III)- oder Aluminiumsalzen), die sich vor allem für die
Entfernung von Trübstoffen eignen
4. Bettfiltrationsverfahren für die Entfernung von Flocken und Mikropartikeln
5. Membranverfahren, die sich für die Entsalzung eignen
II) Chemische und biochemische Reaktionen
Die meisten Reaktionen beruhen auf der chemischen Oxidation. Sie dienen dem stufenweisen Abbau
organischer Stoffe bis hin zum CO2. Metallionen lassen sich in höhere Oxidationsstufen überführen
und damit besonders leicht durch Ausfällung entfernen. Durch biochemischen Abbau lassen sich
organische Verbindungen entfernen. Durch die Verwendung eines Desinfektionsmittels (z. B. Chlor,
Chlordioxid) wird der Verkeimung des verteilten Wassers entgegengewirkt.
Die Aufbereitung unterschiedlicher Wässer wird durch die Kombination geeigneter
Aufbereitungsschritte optimiert.
Literatur:
Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches: DVGW-Regelwerk Wasser.
DIN 2000:2000-10, Zentrale Trinkwasserversorgung - Leitsätze für Anforderungen an Trinkwasser,
Planung, Bau, Betrieb und Instandhaltung der Versorgungsanlagen - Technische Regel des DVGW
Edzwald, J. K. (Ed.) (2011): Water Quality & Treatment. A Handbook on Drinking Water. Mc Graw-Hill,
New York.
Frimmel, F. H. (Hrsg.) (1999): Wasser und Gewässer. Ein Handbuch. Spektrum Akademischer Verlag,
Heidelberg.
Grohmann, A. N., Jekel, M., Grohmann. A., Szewzyk, R., Szewzyk, U. (2011): Wasser. Chemie,
Mikrobiologie und nachhaltige Nutzung. de Gruyter, Berlin
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 4

1.2.2 Welche Maßnahmen werden bei einer Kontamination des Grundwassers ergriffen?
Die Maßnahmen richten sich nach der Schwere der Kontamination. Wichtig bei der Abstufung der
Maßnahmen ist, inwieweit eine Schädigung der menschlichen Gesundheit durch die Kontamination zu
besorgen ist und ob die Kontamination bereits ins Trinkwasser vorgedrungen ist.
Sofortmaßnahme bei ernster Katastrophe: Einstellen der Versorgung und Ausweichen auf anderen
Trinkwasserressourcen
Mittelfristig: Sanierung; technische Maßnahmen zur Schadensbeseitigung in-situ oder off-site,
Betrieb von Abwehrbrunnen, um Schadstofffahnen im Untergrund umzulenken oder zu entfernen
Langfristig: Bewirtschaftung des Wassereinzugsgebietes nach der Wasserrahmenrichtlinie. Regelung
von Interessenskonflikten (Wasserhaushaltsgesetz)
In ungünstigen Fällen ist die Bereitstellung entsprechender Wasserbehandlungsmaßnahmen zu
empfehlen, deren Finanzierung nach dem Verursacherprinzip erfolgen sollte.
(siehe auch Antwort zu Frage 1.2.1)
Nach der Trinkwasserverordnung ist jeder Inhaber einer Wasserversorgungsanlage verpflichtet, für
den Fall einer Kontamination vorsorglich einen Maßnahmeplan vorzuhalten.
Literatur:
Trinkwasserverordnung in der Fassung der Bekanntmachung vom 28. November 2011 (BGBl. I S.
2370), die durch Artikel 2 Absatz 19 des Gesetzes vom 22. Dezember 2011 (BGBl. I S. 3044)
geändert worden ist.
Ließfeld, R., Such, W.: Maßnahmen des Wasserversorgungsunternehmens bei Grenzwertüberschreitungen.
In: In: Grohmann, A., Hässelbarth, U., Schwerdtfeger, W.: Die
Trinkwasserverordnung. Erich Schmidt Verlag, Berlin, 2003, S. 483-486.
1.2.3 Welche Arten der Vorsorge werden getroffen, um einen Eintritt der Chemikalien in das
Grundwasser zu vermeiden?
Ein Eintritt von Chemikalien ins Grundwasser wird beim Fracken durch die Integrität der Bohrung mit
mehrfacher Verrohrung und Zementierung verhindert. Des weiteren erfolgt die Handhabung der
Chemikalien über Tage möglichst in geschlossenen Systemen. Zur Sicherheit ist der Bohrplatz
asphaltiert und mit einer Aufkantung versehen, so dass im Falle eines Verspritzens (z. B. durch
Platzen einer Schlauchverbindung) eine zusätzliche Auffangmöglichkeit besteht. Unter den Tanks, aus
denen die Hilfsstoffe für den Frack dosiert werden, befindet sich zusätzlich eine Wanne aus Edelstahl,
mit der eventuell auslaufende Flüssigkeit aufgefangen werden kann.
Der Eintritt von unten in das nutzbare Grundwasser soll nach Ansicht des Expertenkreises dadurch
ausgeschlossen werden, dass Fracking-Aktivitäten nur in Gebieten stattfinden, in denen aufgrund der
geologischen Gegebenheiten ein Aufsteigen der Frack-Flüssigkeit aus der Tiefe in den oberen
Grundwasserleiter nicht in Betracht gezogen werden muss.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 5

1.2.4 Festlegung von Gebieten, die nicht für die Förderung von unkonventionellen
Erdgasvorkommen zur Verfügung stehen. Grundlage hierfür sind neben den ausgewiesenen
Trinkwasserschutzgebieten und Wasservorranggebieten insbesondere die Einzugsgebiete der
Wassergewinnungsanlagen. Eine alleinige Beschränkung auf ausgewiesene Schutz- und
Vorranggebiete ist nicht ausreichend.
Der Expertenkreis empfiehlt, dass in Trinkwasserschutzgebieten wegen der oberirdischen Risiken auf
das Einrichten von Bohrplätzen, das Niederbringen von Bohrungen und den Transport von Frack-
Flüssigkeiten verzichtet werden soll.
Aus der Sicht des Trinkwasserschutzes ist auf einen angemessenen Abstand zwischen den
wasserspezifischen Schutzgebieten und den Bohrplätzen zu achten.
Auf jeden Fall sind die Fracking-Aktivitäten zur Sicherheit durch ein Frack-spezifisches
Grundwassermonitoring im Umfeld der Bohrung zu begleiten, um sich zu vergewissern, dass keine
nachteilige Veränderung der Beschaffenheit des Grundwassers eingetreten ist.
1.2.5 Wie kann man die Überwachung der Trinkwasserressourcen in der Erkundungs- und
Förderphase sicherstellen?
• Hydrogeologische Kartierung der einzelnen Aquifere mit Stoffbilanzen, die
Wassermächtigkeiten und Wasserinhaltsstoffe beinhalten (Beobachtungsbrunnen,
Pumpversuche)
• Langzeitbeobachtungen und Trendermittlung
Die Überwachung soll durch regelmäßiges Monitoring sowie kontinuierliche Datenerhebung und –
aufzeichnung einschließlich –beurteilung erfolgen. Für die Bestimmung schwierig zu messender
Parameter muss die Verfügbarkeit einer leistungsfähigen Analytik im Hinblick auf Identifizierung und
Quantifizierung sichergestellt sein. Die Repräsentativität der Probenahme muss durch geeignete
Standorte und den Ausbau der Messpegel gegeben sein.
Literatur:
Deutsche Einheitsverfahren zur Wasser-, Abwasser- und Schlammuntersuchung. Herausgegeben von
der Wasserchemischen Gesellschaft – Fachgruppe in der Gesellschaft Deutscher Chemiker mit dem
Normenausschuss Wasserwesen (NAW) im DIN Deutsches Institut für Normung e.V. WILEY-VCH,
Weinheim und Beuth, Berlin.
1.2.6 Welche Gegenmaßnahmen werden zur Verhinderung einer langfristigen Beeinträchtigung der
Trinkwasserressourcen ergriffen?
siehe Fragen 1.2.3 und 1.2.5
1.2.7 Ist vor der Aufnahme jeglicher Bohraktivität eine umfassende und flächendeckende
Bestandsaufnahme geplant, z.B. Grundwasserstand, Wasserschüttung der Privatbrunnen,
spontane Methanaustritte, Qualität der tiefen Sole etc.?
Von Seiten der Gruppe „Toxikologie und Grundwasserschutz“ im Expertenkreis wird empfohlen, dass
ein stoffspezifisches Monitoring im Hinblick auf einen möglichen stofflichen Einfluss des Frackings auf
die Grundwasserbeschaffenheit etabliert werden sollte. Wichtig ist sowohl die Erhebung einer „Null-
Linie“ vor Beginn der Fracking-Aktivitäten, die der Bereitstellung von Basiswerten für die
Wasserqualitätsbeurteilung und der Beweissicherung dient, als auch die Beobachtung von
Langzeitfolgen. Die für das Monitoring einzusetzenden Analyseverfahren sollten es erlauben,
Konzentrationen bis in den Spurenbereich zu quantifizieren.
Weitere Untersuchungen zur Bestandsaufnahme anderer Basisgrößen sind mit den zuständigen
Behörden und Fachleuten vor Ort abzustimmen.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 6

1.2.8 Gefördertes Grundwasser, Oberflächengewässer, Grundwassermessstellen und die Hauswasserbrunnen
im Umkreis von 1000m um den Bohrplatz sind vor, während der Erkundungsbohrung
und danach auf die Stoffe zu untersuchen, die bei der Erkundungsbohrung
eingesetzt werden. Dies gilt anschließend auch für das horizontale Bohren und das Fracking,
wobei dann das Untersuchungsgebiet in Abhängigkeit zur Reichweite der horizontalen
Bohrung und der neue geschaffenen Klüfte ausgeweitet werden muss. Details wie Häufigkeit
und Parameter müssen in der wasserrechtlichen Erlaubnis geregelt werden. Die Ausdehnung
des Untersuchungsraumes ist abhängig u.a. von Ergebnissen geologischer Gutachten und
der strukturgeologischen Aufnahme des Untersuchungsgebietes.
Eine übergeordnete Raumplanung mit klar erkennbaren Nutzungszielen und Pufferzonen für mögliche
Interessenskonflikte ist hier angezeigt.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 7

2 Fragen aus dem Bereich „Migration im Untergrund“
2.1 Verhalten / Verbleib Frac-Lösung im Untergrund
2.1.1 Was passiert mit der Frac-Lösung, die im Untergrund verbleibt? Wie breitet sich diese aus?
Die Modellierung des Stofftransports der Frack-Flüssigkeiten durch den Neutralen Expertenkreis zeigt,
dass die Ausbreitung der Inhaltsstoffe der Frack-Flüssigkeiten für konservative Bedingungen während
des Frack-Vorgangs maximal 50 m beträgt. Der regionale horizontale Stofftransport im
Tiefengrundwasser des Münsterländer Beckens beträgt ca. 20 m pro Jahr. Die Modellierungen
berücksichtigen dabei nicht Prozesse, die den Stofftransport verzögern (Matrixdiffusion in das poröse
Gestein und Sorption am Gesteinsmaterial) oder verhindern (mikrobieller Abbau). Es ist davon
auszugehen, dass insbesondere für den Langzeittransport im Münsterland diese Prozesse aktiv sind
und die Stoffausbreitung deutlich reduzieren oder sogar verhindern. Die organischen
Wasserinhaltsstoffe (Polymere) und die physiko-chemischen Bedingungen (z.B. Temperatur im
Reservoir) begünstigen den Abbauprozess.
2.1.2 Welche Stoffe verbleiben nach dem Frac-Prozess teilweise oder vollständig im Untergrund
und welche Folgen können sie dort auslösen?
Die Zusammensetzung der Frack-Flüssigkeiten variiert von Standort zu Standort, in Abhängigkeit vom
Gesteinsmaterial, den Vorort-Bedingungen und dem Ziel der Frack-Maßnahme. In den letzten Jahren
wurde die Zahl und der Typ der eingesetzten chemischen Komponenten deutlich reduziert. Das
Umweltverhalten wurde für die betreffenden Stoffe und die besonderen Reservoirbedingungen
(erhöhte Temperaturen, erhöhte Drucke, erhöhte Gaspartialdrucke, hoher Anteil an organischer
Substanz) noch nicht untersucht. Es ist jedoch davon auszugehen, dass für lange Zeiten die
genannten Bedingungen sehr günstig für einen mikrobiologischen Abbau der Stoffe sind. Damit
würden sich evtl. negative Folgen die von den chemischen Substanzen ausgehen minimieren. Nicht
berücksichtigt wurde hier eine evtl. Toxizität der Abbauprodukte, die nicht geklärt werden kann wegen
der fehlenden Kenntnis der Abbauprozesse unter Reservoirbedingungen. Der hohe Anteil an
organischen Polymeren in der Frack-Flüssigkeit kann ferner durch Biomasseproduktion zu einer
Verringerung der Durchlässigkeit der Formation führen.
2.1.3 Wie verhält sich die eingesetzte Frac-Flüssigkeit im Untergrund über einen längeren Zeitraum
hinweg?
Siehe Antworten auf Fragen 2.1.1 und 2.1.2
2.1.4 Was können die langfristigen Folgen einer Ausbreitung von Frac-Flüssigkeiten im Untergrund
sein?
Siehe Antworten auf Fragen 2.1.1 und 2.1.2.
Darüber hinaus könnten Einschränkungen bezüglich anderweitiger Nutzung des unterirdischen
Raums (Nutzungskonflikte) die Folge der flächenhaften Erschließung von Schiefer- und
Flözgaslagerstätten sein. Die Nutzung von salzwasserführenden permeablen Formationen als
Speicher (z.B. saisonale Energiespeicher für Erdgas, Methan, Wasserstoff, Druckluft; Verpressung
von Kohlendioxid (CCS)) erfordern ein überlagerndes gasdichtes Deckgebirge (Caprock). Wird dieses
durch Fracking in seiner Dichtigkeit beeinträchtigt, wäre die geplante Nutzung der
Speicherformationen voraussichtlich nicht mehr möglich
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 8

2.1.5 Kann eine Beeinträchtigung des Grundwassers durch Eindringen von Schadstoffen in tiefe
Bodenschichten ausgeschlossen werden?
Im Rahmen der Arbeiten des Neutralen Expertenkreises wurde das Risiko der Beeinträchtigung der
Grundwasserqualität durch aufsteigende Fluide aus Frack-Maßnahmen durch mathematische
Simulation von drei verschiedenen Szenarien abgeschätzt. Diese drei Szenarien beschreiben a) den
kurzfristigen vertikalen Transport der Fluide unter hohen Drucken während des Frack-Vorgangs
selbst, b) den langfristigen horizontalen und vertikalen regionalen Transport im
Tiefengrundwasserleiter des Münsterländer Beckens, und c) den vertikalen Methangastransport im
Niedersächsischen Becken. Dabei wurde ein sogenannter konservativer Ansatz gewählt, d.h. es
wurden, bezogen auf das Risiko, ungünstige Bedingungen gewählt (z.B. Annahme von
hochdurchlässigen Störungszonen, die den Frack-Bereich mit dem Grundwasserleiter verbinden,
Prozesse die den Stofftransport verzögern, bzw. die die Stoffe abbauen wurden nicht berücksichtigt,
etc.). Die Modellierungen zeigten, dass auch für die genannten konservativen Bedingungen der
vertikale Transport der Stoffe weniger als 50 m während der Hochdruck-Frack-Phase beträgt, der
regionale Transport bei ca. 20 m pro Jahr liegt und langfristig Methangas aufsteigt, wenn keine
Barrieregesteine (z.B. Salzformationen, Tonsteinformationen) vorliegen. Hier ist jedoch anzumerken,
dass die Freisetzung von Methan über die Zeit aus dem Gestein im Detail nicht geklärt ist. Ferner ist
davon auszugehen, dass im Fall b) die verzögernden Prozesse und der mikrobielle Abbau der
Schadstoffe deren Transport verhindern.
2.1.6 Können die unter extrem hohem Druck (es sollen 300 bis 1000 bar sein) in den Boden eingepressten,
chemisch angereicherten Wassermassen in das Netz unterirdischer Wasseradern
und –verläufe eindringen (und letztendlich in den naheliegenden Kiessandzug gelangen)?
Die Modellierungen zeigen, dass davon ausgegangen werden kann, dass die Frack-Flüssigkeiten bei
Einhaltung entsprechender Sicherheitsabstände nicht in das oberflächennahe Grundwasser
eindringen (siehe Beantwortung der Frage 2.1.5).
2.2 Entstehung von Rissen
2.2.1 Kann man ein System sowohl zur Begrenzung als auch zur Überwachung der Rissbildung im
Gestein beim Einsatz von Fracing-Verfahren o. ä. einsetzen?
Neben indirekten Informationen aus dem zeitlichen Verlauf des Verhältnisses zwischen
Injektionsdruck und injektiertem Wasservolumen lässt sich insbesondere durch begleitende
mikroseismische Untersuchungen die Frackausbreitung beobachten. Die eingebrachte hydraulische
Energie korreliert dabei mit der gemessenen mikroseismischen Energie.
Mikroseismik ermöglicht das Beschreiben des relativen Verhältnisses zwischen gemessener
Mikroseismizität und geomechanischer Gesteinsdeformation bezüglich räumlicher Lage, Ausdehnung,
Komplexität sowie hydraulischer Wirksamkeit der induzierten Risse. Die gemessene Mikroseismizität
entspricht dabei immer dem maximalen, gefrackten Volumen. Das heißt, dass reale stimulierte
Volumen ist immer kleiner als durch die Mikroseismiziät impliziert. In diesem Sinne ist die maximale
Frackausdehnung gut zu beobachten. Sie kann über das eingebrachte Wasservolumens und den
applizierten Druck gesteuert bzw. begrenzt werden.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 9

2.2.2 Wie können unbeabsichtigte Risse, die z.B. ein unerwünschtes Aufsteigen von Gas,
Tiefenwässern oder „Frac-Flüssigkeiten“ in zu schützende Gesteinschichten ermöglichen,
wieder verschlossen werden?
Das mögliche Verschließen von Rissen, die sich in genanntem Szenario ungewollt weit über den
Zielhorizont hinaus ausbreiten und einen Transport von Gas (Methan), Tiefenwasser oder Frack-
Flüssigkeiten in zu schützende Grundwasserleiter ermöglichen, bedarf einer wichtigen Voraussetzung.
Der betreffende Bereich bzw. die betreffenden Risse müssen lokalisierbar sein bevor eine mögliche
lokale Abdichtung eventuell durch Zementverpressung erfolgversprechend erscheint. Inwiefern sich
ein solcher Leckage-Bereich aus Operationsaufzeichnungen (z.B. signifikante Druckverluste während
des Frackings) und mikroseismischen Daten reproduzieren ließe, ist zu untersuchen. Andererseits
führen zu starke Druckverluste automatisch zu einem Abbruch von Frackoperationen womit der
mögliche Mengenaustrag als gering einzuschätzen ist.
In den durchgeführten Simulationen mit sehr konservativen Modellannahmen (vgl. Gutachten Mai,
2012) konnte gezeigt werden, dass Tiefenwässer einschließlich Frack-Flüssigkeiten nur bei
ausreichend hohen vertikalen Gradienten und direkter Anbindung an ein Störungssystem mit
genügend hoher Durchlässigkeit in langfristigen Szenarien (mehrere 10er Jahre) aufsteigen können.
Dort, wo bereits natürliche, erhöhte Durchlässigkeiten entlang von Störungszonen sowie gespannte
bis artesische Wässer auftreten, können auch ohne menschliche Aktivitäten Tiefenwässer aufsteigen.
In diesen Bereichen empfiehlt der Expertenkreis generell von Frackmaßnahmen abzusehen.
Vom Prinzip ist dagegen ein Aufstieg von Methan in oberflächennahe Grundwasserleiter physikalisch
viel leichter möglich, da hier der Dichteauftrieb einer freien Methan-Phase gegenüber dem vertikalen
Druckgradienten des Wassers um ein vielfaches transportwirksamer ist. Der limitierende Faktor für
einen erfolgversprechenden Verschluss wäre hier demnach in noch viel höherem Maße die genaue
Lokation der Methan-“Lecks“, des Migrationspfades sowie die Kenntnis der zugehörigen Quellstärken.
Wie die Simulationen der Methanmigration durch das Deckgebirge zeigen (vgl. Gutachten Mai, 2012),
lassen sich derartige Schwierigkeiten jedoch sehr wirksam durch ausreichende Sicherheitsabstände
zwischen Frackbereich und Erdoberfläche sowie genügend mächtige und effektive Barriere-Gesteine
(Ton- und Salzsteine) ausschliessen. Das Vorhandensein von Ton-Sandstein-Wechsellagerungen
wirkt sich hier günstig aus, da sie zusätzlich zu einer lateralen Verteilung (Leak-off) führt. Eine
ausreichend-detaillierte geologische Vorerkundung ist notweniger und normaler Bestandteil jedes
Erschliessungsvorhabens.
Zusammenfassend empfiehlt der Expertenkreis in stark gestörten Bereichen generell von
Frackmaßnahmen abzusehen. Auch die Beachtung der Barrierewirkung des Deckgebirges ist
essentieller Bestandteil der Empfehlungen des Expertenkreises. (vgl. Empfehlungen in Broschüre
bzw. im Gutachten, Mai, 2012). Im Gegensatz zur oberflächennahen Abdichtung z.B. von
Dammbauwerken ist davon auszugehen, dass aktuell keine erprobten und allgemein akzeptierten
Techniken zum kontrollierten, effektiven Verschluss in so großen Tiefen existieren.
2.2.3 Ein Frac-Vorgang hat eine Reichweite von bis zu 100 Metern Rissbildung. Wie schätzen Sie
die zusätzliche Reichweite ein, wenn die dabei eingesetzte Energie auf „natürliche“ Klüfte/
Verwerfungen / „Wegsamkeiten“ u.ä. trifft?
Natürliche Klüfte und Verwerfungen sind genereller Bestandteil jeder geologischen Konfiguration im
Bereich der krustalen Festgesteine. Unterschieden wird daher eher nach Dichte, Vernetzung und
Ausdehnung der vorhandenen Trennflächen. Trifft ein sich ausbreitender Frack auf einen besonders
dicht und vernetzt geklüfteten Bereich oder eine Verwerfung mit erhöhter Durchlässigkeit, wirken
diese Strukturen gleichzeitig prozesslimitierend, da es zu einem signifikanten Abbau des
ursprünglichen Druckpulses und somit zum Stop der Frackausbreitung kommt. Weiterhin ist zu
erwarten, dass Methan aus aus dem Umfeld höher durchlässiger Störungszonen bereits entwichen ist.
Aus diesem Grund ist man von vornherein bemüht, derartige Zonen zu meiden. Die durch Fisher &
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 10

Warpinsky (2011) präsentierten mikroseismischen Datensätze welche tausende von Frackoperationen
an verschiedenen Standorten in den USA repräsentieren, zeigen andererseits, dass einzelne
hydraulisch erzeugte Risse durchaus entlang vorhandener Störungszonen fokussieren können und
größere, vertikale Ausdehnungen von im Einzelfall maximal 1500 ft (Fuß) bzw. ca. 500 m erreichen
können. Die genauen Details gehen aus der Literatur nicht hervor. In den Empfehlungen des
Expertenkreises geht dieser maximale Wert als Bestandteil in die Berechnung eines vertikalen
Mindestabstands zur Oberfläche für mögliche Demonstrationsprojekte ein (vgl. Broschüre des
Expertenkreises bzw. Gutachten, Mai, 2012).
2.3 Dichtigkeit/Sicherheit der Deckschichten
2.3.1 Kann zum Schutz des Grundwassers die Sicherheit der Deckschichten im Untergrund dauerhaft
gewährleistet sein und bleiben?
Standortspezifische Aussagen erfordern standortspezifische Untersuchungen bzgl. der Tiefenlage der
gasführenden Schicht, der Mächtigkeit und lithologischen Beschaffenheit (Abfolge der verschiedenen
Gesteinstypen) des Deckgebirges. Letzteres umfasst sowohl Kenntnisse der tektonischen
(gesteinsmechanischen) Beanspruchung, der Ausbildung von Klüften und Störungszonen als auch
des genauen lithologischen Aufbaus des Deckgebirges samt hydraulischer Eigenschaften (vgl. Frage
12 zur Durchlässigkeit der Deckschichten). Nach bisherigem Wissensstand ist davon auszugehen,
dass ein Mindestabstand zwischen Fracking-Horizont und Geländeoberfläche samt oberflächennaher
Grundwasserleiter von 1.000 m und ein Ausschluss von Gebieten mit durchlässigen Störungszonen
diese Sicherheit gewährleistet.
2.3.2 Welche Durchlässigkeit besitzen die Gas führenden Schichten / weisen die Deckschichten
auf?
Die Auswahl der Parameter und Daten erfolgte auf Basis einer umfangreichen Literaturrecherche.
Dabei wurde besonderes Augenmerk auf die Barriere-Gesteine gelegt. Barriere-Gesteine schützen
zum einen tiefere Aquifere vor Verschmutzungen „von oben“. Zum Anderen wirken sich diese
Barrieren aber auch dahingehend aus, dass die oberflächennahen Grundwasservorkommen vor
potenziellen Verschmutzungen „von unten“, z.B. durch aufsteigende Sole oder sonstige
Kontaminationen, geschützt werden. Als Barriere-Gesteine wirken Tonsteine, Mergeltonsteine und
Mergelsteine und ganz besonders Anhydrit- bzw. Gips- und Steinsalzhorizonte. Durch Anwendung
des konservativen Ansatzes der Studie der AG "Risiken im geologischen System" zum Transport von
Frack-Flüssigkeit und Methan innerhalb der Deckschichten wurden unwahrscheinliche aber dennoch
physikalisch mögliche Extremfälle diskutiert, um die Grenzen des Systems auszuloten.
Das heißt konkret: Es wurden jeweils die oberen Grenzwerte der gesammelten Parameter
hydraulische Durchlässigkeit/Permeabilität und Porosität für die Parametrisierung der jeweiligen
Einheiten verwendet. Die Zuordnung der hydraulischen Parameter zu den einzelnen Einheiten in den
verschiedenen Settings erfolgte unter Beachtung der natürlichen Anisotropie. Diese ergibt sich aus
der Wechsellagerung lithologischer Schichten (Gesteinstypen-Abfolge) in den geologischen Einheiten.
Das heißt horizontal wirksam sind eher die im Verhältnis zu den benachbarten Einheiten
durchlässigeren Schichten, vertikal wirksam sind die in Relation undurchlässigeren Schichten. Dieser
Ansatz wurde gewählt um den spezifischen hydraulischen Eigenschaften des geologischen Aufbaus
Rechnung zu tragen.
Die gasführende Schicht wurde nicht konkret untersucht und in den Modellaufbau mit einbezogen,
sondern sie wurde als Randbedingung für die darüber liegenden Schichten berücksichtigt.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 11

2.3.3 Kann man durch geeignete Maßnahmen verhindern, dass es hydraulische Kurzschlüsse
zwischen natürlichen geologischen Barrieren in der Bohrung und in der explorierten
Lagerstätte gibt, insbesondere bei der Anwendung des Frac-Verfahrens?
Zur Verhinderung hydraulischer Kurzschlüsse zwischen natürlichen geologischen Barrieren in der
Bohrung und in der explorierten Lagerstätte sowie zur Verhinderung von Umläufigkeiten in der
Bohrung und im Ringraum muss die Bohrung durch geeignete Zementierung in das Gebirge
eingebunden sein. Das ist nach dem Stand der Technik und mit erfahrenen Spezialfirmen möglich und
überprüfbar. Ferner ist dies Standard bei sämtlichen Tiefbohrungen und betrifft sowohl klassische
Tiefbohrungen, bei denen wegen hoher Lagerstättendrucke höhere Anforderungen gelten (Öl, Gas,
Geothermie) als auch Trinkwasserbohrungen.
2.3.4 Kann man nachweisen, dass das Deckgebirge über beantragten Bohrungen und Frac-
Strecken so dicht ist, dass eingepresste Flüssigkeiten dauerhaft nicht in die oberflächennahen
Grundwasserkörper aufsteigen und eindringen können und das keine neuen Wegsamkeiten
im Deckgebirge entstehen können.
(vgl. Frage 2.2.3 zur Durchlässigkeit der Deckschichten)
Für die Studie wurde auf umfangreiche Literaturdaten zur Beschaffenheit des Deckgebirges
(hydraulische Durchlässigkeit, effektive Porosität, Eigenschaften von Störungszonen, Ausbildung von
Klüften) zurückgegriffen. Sie bieten einen guten Überblick und eine gewisse Sicherheit für die
Beurteilung von Standorten. Die Modellierung der Arbeitsgruppe "Risiken im geologischen System"
ergab, dass sogar unter dem konservativen Ansatz der Studie (Betrachtung von unwahrscheinlichen,
ungünstigen aber dennoch physikalisch möglichen Extremfällen) ein Transport von Frack-Flüssigkeit
außerhalb der erzeugten Frack-Risse mit maximal 50 m sehr gering ist, in Relation etwa zur
empfohlenen 1000 m Mindest-Deckgebirgsmächtigkeit oberhalb des Frack-Horizonts.
2.3.5 Kann man den Zustand des Deckgesteins und die Grundwassersicherheit sicher beurteilen?
Wie kommt man zu diesen Aussagen?
vgl. Frage 2.3.2 zur Durchlässigkeit der Deckschichten
2.3.6 Welche Mächtigkeit sollte das Deckgebirge zwischen der Erdgaslagerstätte und
grundwasserführenden Schichten mindestens haben, damit eine Beeinträchtigung der
Grundwasserleiter nicht zu besorgen ist?
Die Ergebnisse des Gutachtens erlauben eine Abschätzung von Mindestabständen. Angesichts einer
maximalen vertikalen Rissausdehnung von 500 m (Fisher & Warpinski, 2011; wobei die hohe vertikale
Ausdehnung von 1500 ft (ca. 500 m) nur bei der Aktivierung von Störungszonen zu beobachten war)
und einer Mächtigkeit des oberflächennahen Grundwasserleiters von 100 m, erscheint in den
untersuchten Gebieten ein vertikaler Abstand zwischen Verrohrungsperforation und der Erdoberfläche
von 1.000 m zunächst für Demonstrationsprojekte ausreichend. Hierbei wird angenommen, dass bei
einer maximalen Fluidmigration von 50 m, die den vertikalen Transport für konservative Bedingungen
beschreibt, bei einer angenommenen Reaktivierung des Fluidtransports durch eine weitere
Frackingoperation (2 x 50 m) und einem Sicherheitsfaktor von 2 (insgesamt 200 m Fluidmigration)
immer noch eine geforderte minimale Sicherheitsbarriere im Deckgebirge von 200 m eingehalten
werden kann.
Bei einer geplanten Unterschreitung dieser minimalen vertikalen Distanz von 1000 m ist in einem
speziellen Standortgutachten nachzuweisen, dass keine Störungszonen durch den Fracking-Prozess
aktiviert werden können. In diesem Gutachten ist nachzuweisen, dass die Distanz zwischen
maximaler Fluidmigration durch den Fracking-Prozess und Geländeoberkante minimal 300 m beträgt.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 12

2.3.7 Kann man sicherstellen, dass im Falle anderer Nutzungen des tieferen Untergrundes keine
Schädigung oder Beeinträchtigung der Integrität des Deckgebirges eintritt?
(vgl. Antwort auf Frage 2.1.4)
Die Frage wird hier so verstanden, dass geklärt werden soll, ob eine Schädigung oder
Beeinträchtigung der Integrität des Deckgebirges durch andere Nutzungen des tieferen Untergrundes
die Ausbreitung der Frack-Flüssigkeit bzw. des noch im Untergrund befindlichen Methans beeinflusst.
Es ist davon auszugehen, dass stärkere Eingriffe in den Untergrund, z.B. Bergbautätigkeiten im
Bereich von Frack-Horizonten, Frack-Flüssigkeit oder noch im Untergrund befindliches Methan
(re)aktivieren, sofern die beiden Nutzungsarten zeitlich eng aufeinanderfolgen.
2.3.8 Gibt es Gesteinseinheiten, die ihr Volumen bei Berührung mit Wasser verändern?
Gesteine setzen sich aus einem oder in den meisten Fällen mehreren Mineralen zusammen, von
denen einige wenige ihr Volumen bei Zutritt von Wasser ändern (Quellung). Es gibt z.B. quellfähige
Tonminerale (Schichtsilikate) sowie das Mineral Anhydrit, bei dem es sich mineralogisch um einen
Gips ohne Wassermoleküle handelt. Quellvorgänge können jedoch nur stattfinden, wenn der
Quelldruck größer als der Gegendruck durch die Auflast ist (tiefenabhängig).
Eine Kombination von Anhydrit und dem Tonmineral Corrensit wird z.B. für die Hebungsschäden
infolge Quellvorgängen in der Altstadt des Ortes Staufen in Baden-Württemberg verantwortlich
gemacht. Im Rahmen der Studie wurde aufgezeigt, dass z.B. im äußeren Umrandungsbereich des
Münsterlandes Anhydrit verbreitet sein kann. Die Thematik muss jedoch im Zuge einer eventuellen
Beantragung einer Explorationsbohrung standortbezogen geprüft werden. Darüber hinaus ändern
veränderlich feste Gesteine (bestimmte Tonsteine oder Mergel) bei Wasserzutritt ihr Volumen; dies
kann aber nur nach einer entsprechenden Entlastung erfolgen. Bei den hohen
Deckgebirgsmächtigkeiten, von denen bei der hier diskutierten Erdgaserschließung ausgegangen
werden kann, sind die Überlagerungsdrucke durch die Gesteinsauflast deutlich höher als evtl.
Quelldrucke.
2.3.9 Wie stark ist der Durchtrennungsgrad / Klüftigkeit des Gesteins?
Mit zunehmender Tiefe, insbesondere ab ca. 300 m ist von einer weitestgehenden Dichtigkeit des
Gebirges auszugehen. Gut vernetzte, offene und somit permeable Klüfte sind eher in
oberflächennahen Entlastungsbereichen zu erwarten. Dehnungsbereiche finden sich unter
Umständen auch in größeren Tiefen um Bereich größerer Störungszonen. Sie sind jedoch in der
Regel nicht durchgängig und wechseln mit Bereichen starker Kompression und hoher Dichtigkeit ab.
2.3.10 Eine Einführung einer geologischen Barriere als Zulassungskriterium: Die Konfiguration der
geologischen Barriere ist immer standortspezifisch zu bewerten und muss in jedem Fall das
Erreichen der Zielsetzung hinreichend sicherstellen.
Dieser Aussage stimmen wir zu. Die Arbeitsgruppe „Risiken im geologischen System“ setzt eine
Mindest-Deckgebirgsmächtigkeit von 1.000 m für eine an Sicherheit grenzende Wahrscheinlichkeit
sichere Anwendung der Fracking-Technologie für Demonstrationsvorhaben voraus. Bei einer
geplanten Unterschreitung dieser minimalen, vertikalen Distanz ist ein standortspezifisches Gutachten
zu erstellen (vgl. Frage 2.3.6 zur Mindestmächtigkeit der Deckschichten).
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 13

2.3.11 Welche Informationen über das Vorhandensein, die Lage, den Verlauf und über das Ausmaß
von tektonischen Störungen können gewonnen werden?
Tektonische Störungen im Sinne einer „Verwerfung“ werden von Geologen erkannt, weil zeitlich
zusammengehörende Schichteinheiten gegeneinander versetzt sind. Dies kann direkt im
Geländeaufschluss erkennbar sein, über Bohrergebnisse abgeleitet werden oder auch über
geophysikalische Untergrunderkundungen (z.B. Seismik) erkannt werden. Das Vorhandensein einer
derartigen „Verwerfung“ bedeutet aber nicht zwangsläufig, dass das Gestein im Sinne einer
„Zerrüttungszone“ auch eine höhere Durchlässigkeit für Fluide oder Gas aufweist. Viele
Störungszonen stellen wegen eines hohen Tonanteils sogar hydraulische Barrieren dar.
2.4 Bezug zu Münsterland
2.4.1 Gibt es in Drensteinfurt oder in der Umgebung bekannte Störungszonen? Stellen die Strontianitgänge
Störungszonen dar? Welchen Einfluss hat der Strontianitbergbau? Wo konkret
befinden sich die Strontianitgänge unter Drensteinfurt bzw. in Bezug auf die geplante Bohrstelle?
Inwieweit sind die Strontianitgänge vollständig kartographiert? Kann ausgeschlossen
werden, dass es über die bekannten Gruben hinaus, weitere Abbaugänge gibt?
(vgl. hierzu zunächst Antwort auf Frage 2.3.12).
Tektonische Störungen im Sinne einer „Verwerfung“ sind auch für den Bereich um Drensteinfurt
bekannt. Die verfügbaren Unterlagen zur Verbreitung der Strontianitgänge sowie des Strontianit-
Bergbaus wurden im Rahmen der Studie ausgewertet. Die Raumlage der Strontianitgänge weist
deutliche Parallelen zum Verlauf der tektonischen Störungszonen auf; allerdings treten
Strontianitmineralisationen auch auf „normalen“ Kluftflächen auf. Insgesamt wirken die
Strontianitgänge durch die erfolgte Mineralisation eher abdichtend.
Der Bergbau auf Strontianit wies Tiefen von meist < 50 m auf; lediglich drei Schächte erreichten
Tiefen um 100 m (maximal 112 m). Die Verbreitungsgrenze der abbauwürdigen Strontianitgänge
wurde im Kartenmaterial zum Gutachten der Arbeitsgruppe "Risiken im geologischen System"
dargestellt.
2.4.2 Die Trennschicht des Emscher-Mergel wurde als zuverlässiger Schutz des Trinkwasserreservoirs
dargestellt. Wie viel Bergbauschächte, wie viel Tiefbohrungen (Erkundungsbohrungen,
bergmännische Mutungsbohrungen, geothermische Bohrungen etc.) durchdringen im
münsterländischen Kreidebecken diese Trennschicht, und wo sind sie lokalisiert?
Tagesöffnungen des Bergbaus und Tiefbohrungen können als anthropogen entstandene vertikale
Zonen erhöhter Durchlässigkeit angesehen werden und wurden deshalb im Rahmen der Studie
hinsichtlich ihrer Verbreitung analysiert. In einem rd. 1.600 km2 großen Gebiet innerhalb des
Steinkohlenbergbaus sind rd. 500 Schächte bekannt, die den Emscher Mergel vollständig durchteuft
haben. Auch die dokumentierten rd. 100 Mutungsbohrungen im „Feld Donar“ sowie weitere
Tiefbohrungen wurden erfasst. Die im Rahmen der Studie erfassten Altbohrungen/Schächte ersetzen
jedoch keine Detailanalyse, die im Zuge einer eventuellen Beantragung einer Explorationsbohrung
standortbezogen durchgeführt werden müsste. Der Steinkohlenbergbau reicht im Süden bis maximal
zur Linie Ahlen (im Osten) und Haltern (im Westen). In dieser Studie wurden die aktuell
ausgewiesenen Explorationsgebiete der Firma ExxonMobil betrachtet, welche sich nördlich der
Abbaugebiete befinden. Die Konzessionsgebiete reichen jedoch auch bis südlich der genannten Linie.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 14

2.4.3 Wenn durch Fracking das Karbon flächendeckend und in mehreren hundert Meter
Schichtdicke aufgebrochen wird, erhält der tiefe Solestrom Anschluß an diese gefrackten
Bereiche. Wann ist damit zu rechnen, das die Reste der Fracking-Lösung und das
Lagerstättenwasser mit dem Solestrom an die Oberfläche gelangt?
Grundsätzlich sollte vermieden werden, dass ein Frack, über den Zielhorizont hinausreicht und
Anschluss an den tiefen Solestrom erhält. Falls dies doch eintritt, so wurde im Modell der
Arbeitsgruppe „Risiken im geologischen System“ unter Annahme konservativer Bedingungen eine
Fließgeschwindigkeit innerhalb des Solestroms im tiefen Grundwasserleiter von ca. 700 m in 30
Jahren ermittelt. Nimmt man statt der konservativen Bedingungen eine realistische Situation des
biologisch/chemischen Abbaus der Fracking-Flüssigkeit sowie der Absorption (Anhaftung an
Gesteinspartikel im Grundwasserleiter) an, so würde dies über längere Zeiträume zu einer
Verringerung der Konzentration führen (s. auch Frage 2.1.6). Möglicherweise gelangen dann gar
keine Bestandteile der Fracking-Flüssigkeit an die Oberfläche.
2.4.4 Besteht die Gefahr, dass der tiefe Solestrom versiegt, ähnlich wie in den Gebieten mit
Kohleabbau? Sollte der tiefe Solestrom versiegen, fehlt der Wasserdruck in den Kalksteinaquiferen.
Besteht die Möglichkeit, dass diese sich unter dem hohen Druck verdichten?
Wenn ja, wie viel? Welche Rückwirkungen hat das auf die übergelagerte Kreideschicht? Sind
Veränderungen an der Oberfläche möglich, Bergsenkungen vergleichbar?
Die Analyse der geologisch-hydrogeologischen Verhältnisse sowie die durchgeführten
Modellrechnungen haben keinerlei Hinweise darauf ergeben, dass hydraulische Veränderungen im
tiefen Grundwasser im Cenoman-Turon-Grundwasserleiter („tiefer Solestrom“) stattfinden können. Im
Gegensatz zur Wasserhaltung/Sümpfung beim Steinkohlenbergbau findet beim Fracking kein
„Trockenlegen des Gebirges“ durch Abpumpen von Wasser statt, weshalb nicht mit einem versiegen
des Solestromes zu rechnen ist.
2.4.5 Im Karbon gibt es zahlreiche Verwerfungen, in unserem Bereich den Heessener Sprung, den
Münster-Sprung und den Rosendahl-Sprung. Der Münster-Sprung z.B. verursacht eine
Verwerfung von 150 m. Wieweit haben diese Sprünge Auswirkungen auf die übergelagerte
Kreide, insbesondere auf die Zuverlässigkeit der Trennschicht?
Für das zentrale Münsterland gibt es wissenschaftlich fundierte Hinweise darauf, dass die quer zum
Streichen der karbonischen Schichten verlaufenden Verwerfungen (Sprünge) nicht nach oben bis in
die jüngeren Schichten der Oberkreide durchschlagen („wurzellose Tektonik“).
Trotz dieser wissenschaftlichen Erkenntnisse wurde im Rahmen der Studie bei den Modellrechnungen
der Arbeitsgruppe „Risiken im geologischen System“ die Annahme getroffen, dass direkt neben einer
(im Rahmen einer standortbezogenen Vorerkundung nicht erkannten) höher durchlässigen
Störungszone ein Fracking-Vorgang durchgeführt wird. Die Ergebnisse werden in den Antworten zu
den Fragen 1 und 2 diskutiert.
2.4.6 Im Südmünsterland gibt es Strontianitlagerstätten, angeordnet in etwa 100 Gängen. Hier ist
die tiefe Strontium-haltige Sole durch Klüfte in der Kreideschicht aufgestiegen und als
Strontianit auskristallisiert. Wie groß ist die Wahrscheinlichkeit, dass sich neuerlich Klüfte in
der Kreideschicht bilden?
Die Entstehung der Strontianitgänge fand über geologische Zeiträume von mehreren Millionen Jahren
hinweg unter gänzlich anderen Rahmenbedingungen (Druck, Temperatur) statt, als dies heute der Fall
ist. Eine erneute Entstehung von Kluftöffnungen unterhalb der heutigen Verwitterungs- und
Entlastungszone mit erneut einsetzender Strontianit-Bildung ist nicht zu erwarten.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 15

2.4.7 Gibt es Erkenntnisse dazu, ob unter dem Münsterland größere Anhydrit-Vorkommen liegen,
die durch die Tiefbohrungen mit Wasser in Kontakt kommen können, aufquellen können und
dann Verwerfungen in der Emscher-Mergel-Schicht oder gar an der Oberfläche verursachen
können?
(vgl. hierzu zunächst Antwort auf Frage 2.3.8)
Anhydrit findet sich in erster Linie in Sedimenten des Zechstein, im Mittleren Muschelkalk und im
Keuper, die unter dem Westrand des Münsterlandes vorkommen. Unter dem zentralen und östlichen
Teil des Münsterländer Kreidebeckens sind diese Schichten nie abgelagert worden oder vor der
Oberkreide-Zeit wieder abgetragen/erodiert worden.
2.4.8 Wie groß ist die Wahrscheinlichkeit, dass das taube Gestein zwischen den Kohleflözen auch
durch das Fracking mit betroffen wird, dass also in den Sandstein- und Tonsteinschichten des
Karbons Risse oder auch Zertrümmerungen auftreten?
Bisher ist auf Seiten von ExxonMobil noch nicht geklärt, ob im Karbon im Münsterland überhaupt
gefrackt wird. Dass das taube Gestein zwischen den Kohleflözen im Falle des Frackens mit betroffen
wird, ist jedoch recht wahrscheinlich. Eine Wechsellagerung von Tonstein- und Sandsteinschichten
würde die Frack-Ausdehnung aufgrund der hohen hydraulischen Anisotropie (Richtungsabhängigkeit)
der Schichten jedoch eher verringern und das Risswachstum stoppen.
2.4.9 Ist es richtig, dass sich direkt oberhalb der Flözschichten (Drensteinfurt, Nordwalde und
Borken) ebenfalls eine weitere wasserführende Schicht befindet? Gibt es Forschungen dazu,
ob auch dieses Wasser einem Kreislauf unterliegt? Wenn ja, wo kann man dies nachlesen?
Kann ausgeschlossen werden, dass sich die Fracflüssigkeit mit diesem Wasser vermischt?
Kann man ausschließen, dass Wasser in Störungszonen (z.B. durch den Steinkohlenbergbau
in Hamm) an die Oberfläche tritt?
Oberhalb der flözführenden Schichten des Oberkarbons befindet sich im Münsterland in den
Cenoman-Turon-Schichten der Oberkreide ein salzwasserführender Grundwasserleiter. Dieser speist
die Solequellen bzw. Heilbäder in der Umrandung des Münsterländer Kreidebeckens. Eine
wesentliche Literatur zu diesem Thema ist: Struckmeier, W. (1990): Wasserhaushalt und
Hydrogeologische Systemanalyse des Münsterländer Beckens.- Landesamt für Wasser und Abfall
NRW, LWA Schriftenreihe, Heft 45, 72 S., 21 Abb., 13 Tab., 5 Karten; Düsseldorf. Hier sind auch
weitere Literaturstellen angegeben.
Die im Rahmen der Studie durchgeführten Modellrechungen haben gezeigt, dass Mindestabstände
des Fracks zur Oberkante des Oberkarbons eingehalten werden müssen, um einen Eintritt von Frack-
Flüssigkeit in diesen Grundwasserleiter zu verhindern. Für den (theoretisch angenommenen) Fall
eines Eintritts von Frack-Flüssigkeit in diesen tiefen Grundwasserleiter haben die Modellrechnungen
einen möglichen horizontalen Transport in Richtung Süden und damit in Richtung auf das
Steinkohlenbergbaugebiet ergeben.
2.4.10 Im Verkokungsprozess führt die Entgasung der Kohle zu einem Volumenverlust. Das
Kohleflözgas ist wohl adhäsiv an die Kohle gebunden. Wieweit führt die konsequente
Auslösung dieses Gases zu einem Volumenverlust?
Bei der Erdgasförderung aus konventionellen Lagerstätten werden aus mächtigen
Lagerstättenbereichen große Mengen an Erdgas entnommen. Durch die Entnahme und den
Druckabbau entstehen auch Bergsenkungen, wie sie bei untertägigen Rohstoffentnahmen (z.B.
Steinkohlenbergbau) ebenfalls auftreten. Für unkonventionelle Erdgaslagerstätten, in denen das
Erdgas nicht unter Druck steht, sind Bergsenkungen in großem Umfang eher nicht zu erwarten.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 16

2.5 Methan /andere Stoffe im Grundwasser
2.5.1 Kann Methan aus den flözführenden Schichten in das Grundwasser / Trinkwasserbrunnen
gelangen? (Kann ausgeschlossen werden, dass es sich bei Methananreicherungen in einigen
Trinkwasserbrunnen (in Drensteinfurt) um Methan aus dem Kohleflöz handelt? Hat
insbesondere die eine Dissertation dies zweifelsfrei ergeben, dass es sich um Methan aus der
Mergelschicht handelt? Sind auch andere wissenschaftliche Erklärungen denkbar? Werden
noch andere wissenschaftliche Meinungen hierzu vertreten? Wenn ja, welche?)
Im Bereich des aktiven bzw. stillgelegten Steinkohlenbruchbaus ist eine begrenzte Auflockerung des
Deckgebirges besonders dort zu erwarten, wo dieses geringere Mächtigkeiten aufweist, so z.B. in
Hamm, südlich von Drensteinfurt. Im Bereich Drensteinfurt selbst kam es zwar zu keinem Abbau,
jedoch verlaufen hier, wie in Hamm, sowohl der Sachsen- als auch der Münster-Sprung welche
potentielle Wegsamkeiten für die Methanmigration aus dem flözführenden Oberkarbon über das
Deckgebirge in das oberflächennahe Grundwasser bzw. in freier Phase an die Oberfläche darstellen.
Oberflächig austretendes Methan ist ein altes Phänomen in Hamm. In welchem Ausmaß
Methanaustritte bereits vor dem Bergbau auftraten, ist aus historischen Quellstudien abzuleiten.
Es wird angenommen, die nicht genauer benannte Dissertation entspricht der Dissertation von
Melchers (2008): Ch. Melchers (2008): Methan im südlichen Münsterland – Genese, Migration und
Gefahrenpotential. - Dissertation, Universität Münster.
Dieser kann entnommen werden, dass für Hamm eine Mischsignatur aus thermogenem (d.h.
flözgebundenem) und biogenem Methan nachgewiesen wurde. Freies Methan wurde in üblichen bis
leicht erhöhten Konzentrationen auch im Raum Drensteinfurt gemessen, jedoch nicht isotopisch
analysiert. In wieweit sich also die Ergebnisse aus Hamm übertragen lassen ist dem Autor nicht
bekannt. Ein direkter Zusammenhang zwischen Störungsverläufen und Methanausgasungen wurde
durch die Dissertation zwar nicht erbracht ist beim jetzigen Stand der Forschung jedoch nicht
ausgeschlossen. Das Methan in beprobten Grundwässern des Münsterlandes weist eher biogene
Signaturen auf und entstammt dann nicht dem flözführenden Oberkarbon. Da in der Disseration nur
eine begrenzte Anzahl von Proben analysiert wurde, müssten im Bedarfsfall sicher weitere
Untersuchungen durchgeführt werden. Spurenstoff- und Isotopenanalysen sind eine geeignete
Methode um zwischen verschiedenen Methan-Quellen zu unterscheiden. Hohe Methangehalte im
Trinkwasser werden häufig auch erst durch das „stripping“ von Gasen in
Eigenwasserversorgungsanlagen angereichert.
2.5.2 Ist sichergestellt, dass gelegentliche spontane Methanaustritte im Münsterland nicht aus
Kohleflözgas bestehen? / kann es zu gelegentlichen spontanen Methanaustritten kommen?
Im Münsterland kann von eher kontinuierlichen Methanbildungen und -austritten ausgegangen
werden. Da die laterale Durchlässigkeit in wechselgelagerten Sedimenten im Deckgebirge bzw. im
flözführenden Oberkarbon oft viel höher als die vertikale ist (Barrierewirkung dominiert), kann sich das
Gas oft auch besser lateral ausbreiten. Das migrierende Gas sammelt sich dann zu einem gewissen
Anteil im Bereich geeigneter, lokaler Fangstrukturen mit z.T. erheblichen Drücken. Werden diese
Strukturen durch Bohrungen angefahren, kann es zu einem, teils heftigen Methanaustritt über die
Bohrverrohrung kommen.
2.5.3 Gibt es für das Münsterland Daten / Studien, die die natürliche Grundbelastung des
Münsterlandes und der sich daraus bereits ergebenden Gefahren untersuchen? Gibt es
natürliche Methanaustritte im Münsterland?
Es gibt keine transparente, systematische und kontinuierliche Aufnahme und Bewertung von
Methanaustritten im Münsterland. Einen wichtigen Beitrag leistete zum Beispiel Melchers (2008) in
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 17

seiner Dissertation. Es ist jedoch davon auszugehen, dass entsprechende Daten bei
Wasserversorgern, Behörden, Bergbaubetrieben und Bergbau-Service-Unternehmen vorliegen. Diese
müssten systematisch erfasst und dargestellt werden. Im Rahmen des Dialogprozesses war dies nicht
zu leisten. Methan im Grundwasser und in der Bodenluft sind ein häufiges, natürliches Phänomen,
das im Einzelfall eine besondere Berücksichtigung bei Hauswasserversorgungsanlagen, Bohrungen
usw. finden muss.
2.5.4 Sind Probleme durch Quecksilber im Flözgas möglich?
Bei der Förderung konventioneller Kohlenwasserstoffe kann als Beimengung auch Quecksilber
auftreten. Grundsätzlich kann dies nach gegenwärtigem Kenntnisstand auch für unkonventionelle
Lagerstätten nicht ausgeschlossen werden. Mitgefördertes Quecksilber wird im Zuge der Aufbereitung
aus dem Rohgas entfernt und aufgefangen.
2.6 Verschiedenes / Allgemeines
2.6.1 Ist es zutreffend, dass nach flächendeckendem Fracking im Karbon ein konventioneller
Bergbau nicht mehr möglich ist?
Nein. Im Vergleich zum Bergbau sind die Auswirkungen der Fracking-Technologie marginal.
2.6.2 Kann man die Möglichkeit von Bergschäden ausschließen?
Ja (vgl. auch Frage 2.4.6). Sollte mit Bergschäden die Beeinträchtigung von Grundwasser gemeint
sein, lässt sie sich wie folgt beantworten. Mit Ausnahme möglicher Methan-Einträge ins
oberflächennahe Grundwasser im Rahmen der Erdgasförderung aus unkonventionellen Lagerstätten
in einigen Fördergebieten in den USA sind keine Bergschäden bekannt geworden. Die durch den
Expertenkreis im Rahmen des Dialogprozesses erarbeiteten Ergebnisse und Empfehlungen (vgl.
Broschüre sowie Gutachten, Mai, 2012) zielen darauf ab, genannte Methan-Einträge auszuschließen
und durch ein geeignetes Monitoringkonzept zu kontrollieren.
2.6.3 Welche Auswirkungen ergeben sich auf das (überwiegend inhomogene) Erdreich? Wird das
Gleichgewicht bzw. wird die Statik des Untergrundes verändert?
Die genannten Auswirkungen können ausgeschlossen werden.
2.6.4 Kann es zu Konflikten mit anderen Nutzungen des Untergrundes (Geothermie,
Trinkwassergewinnung, Untertagedeponien, Speichern, Bergbau, Bergversatz etc. ) kommen?
(vgl. Antwort auf Frage 2.1.4)
Der Einsatz der Fracking-Technologie schränkt in einigen Bereichen, die ein überlagerndes gas- und
flüssigkeitsdichtes Deckgebirge erfordern, die weitere Nutzung des Untergrundes ein (saisonale
Energiespeicher für Erdgas, Methan, Wasserstoff, Druckluft; Verpressung von Kohlendioxid (CCS),
Untertagedeponien). Eine therapeutische Solenutzung kann unter Umständen ebenfalls eingeschränkt
sein, wenn der zu nutzende Sole-Grundwasserleiter durch Kontamination von z.B. Frack-Flüssigkeit
bedroht ist. Andere Nutzungsbereiche, wie z.B. Geothermie und Bergbau, werden durch die
Gebirgsauflockerung des Frackings eher begünstigt. Dabei sollte berücksichtigt werden, dass die
durch die Fracking-Technologie erzeugten Gebirgsauflockerungen nur vergleichsweise lokal wirken
und im Vergleich mit den Eingriffen in der Geothermie und dem Bergbau marginal sind.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 18

2.6.5 Kann es zu Grundwasserabsenkungen und dadurch zum Austrocknen von angrenzenden
Gewässern kommen?
Für die Bohrarbeiten zu den Erdgasförderanlagen wird je nach Bohrverfahren Wasser benötigt
(Spülung), um die Bohrungen abzuteufen. Dies wird, abhängig von der Lage der Bohrung, aus dem
Trinkwassernetz oder einem nahegelegenen betriebseigenen Brunnen entnommen. Für solche
Entnahmen gilt generell die Voraussetzung einer wasserrechtlichen Bewilligung oder Erlaubnis. Diese
werden nur erteilt, wenn eine Beeinträchtigung von angrenzenden Gewässern, Biotopen oder
ähnlichen schützenswerten Feuchtgebieten ausgeschlossen werden kann. Dabei ist es gängige
Technik, dass durch Einzementieren der Bohrung in die oberen Deckschichten und Einziehen eines
Sperrrohres, durch das im Gegensatz zu einem Filterrohr kein Wasser aus dem Grundwasserleiter
gewonnen werden kann, sensible Bereiche oder bestimmte Horizonte nicht bepumpt werden.
Während des Frack-Vorgangs wird kein Wasser aus dem System entnommen, sondern eingepresst,
um die entsprechenden Risse und Wegsamkeiten für das Gas im Untergrund zu erzeugen. Innerhalb
des Förderzeitraums wird zunächst ein Teil der Frack-Flüssigkeit sowie Gas und ggf.
Lagerstättenwasser gefördert. Die Wasserentnahme erfolgt jedoch in so großen Tiefen und entkoppelt
von oberflächennahen Grundwasserleitern, dass ein Austrocknen von Gewässern nicht zu erwarten
ist.
2.6.6 Die Fracking-Bohrungen werden auf die Wasserhaltungen des ehemaligen
Steinkohlebergbaus im nördlichen Ruhrgebiet zulaufen. Was geschieht dort mit dem
Frackwasser. Wo läuft es hin? Wird es hochgepumpt? (LVBB)
Bei der Studie handelt es sich um eine standortunabhängige Untersuchung, die eine konkrete
standortbezogene Bewertung nicht ersetzen kann. Die derzeit noch stattfindende Wasserhaltung des
Steinkohlebergbaus muss bei zukünftigen eventuellen Explorationsbohrungen berücksichtigt werden.
Mittelfristig wird die Wasserhaltung des Steinkohlebergbaus in den tiefen Absenkungsbereichen
jedoch bis auf eine Restwasserhaltung stark reduziert werden.
2.6.7 Wo kann der Standort Oppenwehe im Kreis Minden-Lübbecke zugeordnet werden?
Der Standort Oppenwehe liegt rund 23 km östlich von Damme; er ist aufgrund seiner Lage im Bereich
der Dammer Mulde auch dem "Setting Damme" zuzuordnen. Je nachdem, welcher der potentiellen
Horizonte genutzt würde (Wealden-Tonstein oder Posidonienschiefer), wäre die verfügbare
Mächtigkeit des Deckgebirges unterschiedlich. Aber selbst für den in geringerer Tiefe anstehenden
Wealden-Tonstein weist das Deckgebirge eine sehr mächtige Tonstein-Barriere von ca. 900 m auf.
2.6.8 Auch die Bohrstelle Z11 in Bötersen muss in das Untersuchungsprogramm hineingenommen
werden. (Gastteilnehmer) Es ist die Frage nach der möglichen Grundwassergefährdung an
der Bohrstelle Bötersen zu stellen.
Bötersen liegt rund 80 km nordöstlich von Vechta auf Höhe der Stadt Bremen und damit weit
außerhalb der im Rahmen der aktuellen Studie untersuchten Explorationsgebiete Münsterländer
Kreidebecken und Niedersächsisches Becken. Sollte eine Fortsetzung des InfoDialog-Prozesses
geplant sein, kann die Bohrstelle Z11 in Bötersen mit betrachtet werden.
2.6.9 Beim Fracking-Verfahren wird ein immens hoher Aufwand für die Dichtigkeit des Bohrloches
getrieben. Gleichzeitig ist aber offensichtlich die Tatsache, dass die Dichtheit des an die
Bohrung direkt anschließenden Deckgebirges nicht bekannt ist, von keinerlei Interesse? Wie
passt die Sorgfalt auf der einen zur Gleichgültigkeit auf der anderen Seite?
Die AG „Risiken im geologischen System“ hat sich u.a. mit der Abschätzung des Transports von
Frack-Flüssigkeiten in der Umgebung fern des Bohrlochs beschäftigt. Dazu gehört die Abschätzung
der hydraulischen Parameter Durchlässigkeit und effektive Porosität, sowie der Größe der Triebkraft
für den Transport, d.h. den hydraulischen Potentialunterschied. Diese Charakterisierung und die
Modellierung des Transports sind die wesentlichen Aufgaben der Gruppe.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 19

2.6.10 Wie ist die Dichtigkeit des Deckgebirges im Westmünsterland nachweisbar zu beurteilen?
Erfahrungen über die Dichtigkeit des Gesteinsmaterials, d.h. die Durchlässigkeit (hydraulische
Leitfähigkeit, Permeabilität) mächtiger Ton- und Mergelsteinpakete existieren aus den
Untersuchungen zur Erkundung potentieller Endlagerstandorte sowie Sonderabfalldeponien an
unterschiedlichen Standorten weltweit. Es zeigt sich hier generell, dass im oberflächennahen Bereich
aufgrund der Gebirgsentspannung die Durchlässigkeiten höher sind, in größeren Tiefen jedoch,
aufgrund der hohen Gebirgsauflast, sehr rapide abnehmen (häufig sogar um Faktor 1000). Diese
Erkenntnisse sind auch auf die Verhältnisse im Münsterland übertragbar. Für die Parametrisierung der
hydrogeologischen Modellrechnungen wird auf vorhandene Daten aus Literatur, Kartenwerken,
Projekten usw. zurückgegriffen.
2.6.11 In welchem Kontakt stehen Trinkwasser und Grundwasser in unserer Region und welche
Risiken ergeben sich daraus bei möglichen Bohrungen für unser Trinkwasser?
Die Frage wird hier so verstanden, dass mit Trinkwasser das Grundwasser des oberen
Grundwasserstockwerks und mit Grundwasser das Wasser in dem tiefen Cenoman-Turon-
Grundwasserleiter gemeint ist. Diese beiden Grundwasserstockwerke sind durch eine im Raum
Borken rund. 200 m mächtige Schicht aus Tonmergelsteinen („Emscher Mergel“) getrennt, die in
vertikaler Richtung einen Wasserhemmer bildet, d.h. praktisch wasserundurchlässig ist. Bei
Bohrungen, die diese Sperrschicht durchteufen, müssen Bohrung und Ringraum durch Stahlrohre und
Zementationen gegen das umgebende Gebirge hydraulisch fest verschlossen, d.h. abgedichtet
werden. Dies gilt für alle Tiefbohrungen, unabhängig von ihrer Zielsetzung und ist gängige Praxis in
der Bohrtechnik. Großräumig betrachtet ist noch nicht abschließend geklärt in welchem Kontakt das
Grundwasser aus den oberflächennahen quartären Grundwasserleitern mit den im Münsterland
vorhandenen tiefen Salzwasserhorizonten des Cenoman und Turon (mineralwasserführende
Horizonte) und den Frackzielhorizonten im Oberkarbon steht. In den quartären Grundwasserleitern
wurden in der Vergangenheit lokal höhere Salzgehalte gemessen, deren Position mit dem Verlauf von
Störungszonen korrelieren. Die erhöhten Salzgehalte können einerseits auf Fluide im Emscher Mergel
(Barrieregestein) zurückzuführen sein oder dem tiefen Kreidekalk-Grundwasserleiter (Cenoman /
Turon) entstammen. Bei unseren Untersuchungen wird geprüft (konservativer Ansatz) inwieweit unter
Frack-Bedingungen und bei Anwesenheit von Störungszonen mit erhöhter Durchlässigkeit die Frack-
Flüssigkeiten in das quartäre Grundwasser gelangen könnten.
2.6.12 Welche Gesteinsinhomogenitäten gibt es in der Region des Westmünsterlandes und welche
Risiken ergeben sich daraus für die Fördertätigkeiten?
Die Schichtenabfolge im westlichen Münsterland ist als Grundlage für die hydrogeologischen
Modellrechnungen ausgewertet und dargestellt worden. Geologische Gesteinsmaterialien sind von
Natur aus aufgrund der Variabilität der Ablagerungsbedingungen, Verfestigung durch Tiefenfluide in
der geologischen Vergangenheit (Diagenese) und der späteren tektonischen Beanspruchung (Klüfte,
Risse, Störungen) inhomogen (heterogen), d.h. die für den Transport relevanten Größen hydraulische
Leitfähigkeit (Durchlässigkeit) und effektive Porosität variieren entsprechend. Generell kann gesagt
werden, dass die hydraulische Leitfähigkeit parallel der Schichtung um mehrere Größenordnungen
höher ist als senkrecht zur Schichtung. Diese Tatsache wirkt sich positiv in Richtung
Grundwasserschutz aus, d.h. die Frack-Flüssigkeiten breiten sich eher horizontal als vertikal aus.
Bezogen auf das Münsterland kann ausgesagt werden, dass die Barriere „Emscher Mergel“ im
Münsterland relativ homogen ist, d.h. bezüglich seiner Eigenschaften gut zu beurteilen ist. Die
Störungszonen, die präsent sind, sind jedoch bezüglich ihres Versatzes aufgrund der geringen
Materialkontraste in den Mergeln jedoch schwer zu beurteilen.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 20

2.6.13 Welche Schadstoffe kann Methangas oder Wasser in der Tiefe binden und evtl. in
Trinkwasserzonen oder an die Oberfläche bringen?
In Wasser können grundsätzlich alle wasserlöslichen Stoffe bis zur Sättigung gelöst werden. Im
tieferen Untergrund kommen hierfür vor allem Salz und Gips sowie Metalle bzw. Metall-Ionen infrage,
sofern diese im Untergrund vorhanden sind und der pH-Wert und das Redox-Potenzial eine Lösung
erlauben. Zu einem vertikalen Aufstieg eventueller gelöster Schadstoffe vgl. Ausführungen zu den
Fragen 2.6.5 und 2.6.8.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 21

3 Fragen aus dem Bereich „Technische Sicherheit“
3.1 Bohrplatz- und Bohrlochtechnik
3.1.1 Wie hoch ist nach bisherigen Erfahrungen das Risiko von Rohrbrüchen, Transportunfällen,
Bedienungsfehlern etc. pro Betriebsjahr pro Förderplatz?
Die Wahrscheinlichkeit von Rohrbrüchen bei oberirdisch und unterirdisch verlegten Rohrleitungen ist
hinreichend dokumentiert und kann als Basis für die Beurteilung der Situation auf Bohrplätzen
herangezogen werden. Die Wahrscheinlichkeit eines Rohrabrisses beträgt, abhängig von dem
Rohrdurchmesser λ= 10-6 – 10-7 [1/m*a] Die häufigste Ursache für Rohrabrisse (ca. 25%) sind
äußere Einwirkungen, z.B. durch Bautätigkeit, Verkehr.
Die Wahrscheinlichkeit eines Transportunfalls auf der Strasse mit wassergefährdenden Stoffen
beträgt λ = 10-7 [1/t*km*a]
Bedienungsfehler sind nach VDI Richtlinie 4006 Blatt 2 je nach Komplexität der zu bewältigenden
Aufgabe mit einer Wahrscheinlichkeit von λ= 1 – 0,001 pro Ereignis anzusetzen. Routineaufgaben
werden sicherer erledigt als komplexe Einzelentscheidungen.
Hinsichtlich des Risikos können konkrete Aussagen nur im Einzelfall vorgenommen werden, da neben
der o.g. Eintrittswahrscheinlichkeiten auch das damit jeweils verbundene Unfallausmaß und dessen
Einwirkung auf Schutzobjekte beschrieben werden muss. Hinsichtlich der größten Ereignisse ist auf
die „Worst Case Szenarien“ [1] des Expertenkreises verwiesen. [2], [3], [4], [5],
3.1.2 Ist der Stand der Technik von der Bohrungskonstruktion ausreichend für den Schutz des
Grundwassers beim Fracking-Prozess?
Bei Anwendung der vorgeschriebenen allgemeinen Regeln der Technik zum Umgang mit
wassergefährdenden Stoffen [6] ist eine Gefährdung des Grundwassers nicht zu besorgen. Diese
Regeln müssen bei Bohrungen nach Erdgas und den damit verbundenen Frack-Verfahren
angewendet und im Rahmen der wasserrechtlichen Erlaubnis und des bergrechtlichen
Genehmigungsverfahren nachgewiesen werden. [1]
3.1.3 Wieso sprechen die Beteiligten immer von "Zementation" und nicht von "Betonieren"?
(Anmerkung: Expertensprache sei nicht verständlich)
Zementation ist der Oberbegriff einer Fülle von Verfahren zur Abdichtung & Stabilisierung der
Bohrstrecken. „Beton“ ist nur eine Variante der Zementation und suggeriert Festigkeit & Belastbarkeit,
die in dieser Form bei den Spezialzementen gar nicht immer gewünscht ist. Details zur Zementierung
s. [7].
3.1.4 Können Risse und Brüche in der Zementhülle in grundwasserführenden Bereichen enstehen
und dadurch Stoffe in das Grundwasser gelangen?
Grundsätzlich kann die Zementhülle Undichtigkeiten aufweisen, wenn das Zementierungsverfahren
fehlerhaft durchgeführt wurde oder unvorhergesehene Einwirkungen vorliegen. Damit Stoffe aus dem
Innenraum der Bohrung, z.B. Methan, Frackfluide, Lagerstättenwasser durch die schadhafte
Zementhülle austreten können, müssen , je nach Design der Bohrung, mehrere der konzentrisch
angeordneten Stahlrohre ebenfalls Leckagen aufweisen. [7]
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 22

3.1.5 Wie dauerhaft und haltbar ist die Zementierung der Bohrlöcher (casing)? Wie reagiert der
Zement auf den künstlichen Druck von bis zu 1000 bar, der durch das Fraccing erzeugt wird,
auf Salzwasser, auf Senkungen des Untergrundes, auf Erdbeben, auf tektonische
Bewegungen? Für wie viele Jahre ist die Dichtwirkung des Zements garantiert?
Da Erfahrungen über die Haltbarkeit des Zements nur über einen Zeitraum von ca. 100 Jahren
vorliegen ist es angezeigt, die Bohrungen und insbesondere die Ringraumdrücke regelmäßig zu
prüfen und ggfs. eine Sekundärzementation durchzuführen. Zudem sollte eine Generalüberholung der
Bohrung nach einem festzulegenden Zeitpunkt eingeplant sein.
Beim Fracturing kann durch die erheblichen auftretenden Drücke die Zementation geschädigt werden.
Solange der Druck im Produktionsliner deutlich geringer ist, als der geringste Druck im umgebenden
Gestein wird das Gas bevorzugt den Weg durch den Produktionsliner wählen. Nach Abschluss der
Förderung muss jedoch berücksichtigt werden, dass die Zementation geschädigt sein kann und
deshalb geeignete Abschlussverfahren gewählt werden.
Die Funktionstüchtigkeit der Zementation darf durch Zementkorrosion nicht beeinträchtigt werden,
d.h., dass durch Korrosion nur kleine Bereiche der Zementation verändert werden dürfen. Dabei wird
zwischen lösendem und treibendem Korrosionsangriff unterschieden. Bei der lösenden Korrosion wird
durch wasserlösliche Reaktionsprodukte der Zementstein von der Oberfläche her gelöst.
- Säuren (CO 2 , H 2 SO 4 u.A.)
- Chloride (z.B. Magnesiumsalze)
- Nitrate
Entstehen durch Reaktionsprodukte Quelldrücke kann dieser „treibende Angriff“ zur Auflockerung der
Zementsteine führen.
- Sulfatangriff (sekundäre Ettringit und Gipsbildung)
- Alkali-Kieselsäure-Reaktion
Je nach Geologie und geplanter anthropogener Aktivität (Fracturing, Förderung von
Kohlenwasserstoffen etc.) muss deshalb mit unterschiedlichen Korrosionen gerechnet werden. Darauf
abgestimmte Zementzusammensetzungen stehen zur Verfügung, um für die unterschiedlichen
Bedingungen maßgeschneiderte Zementschlämme verwenden zu können. [7]
3.1.6 Unzureichender Korrosionsschutz der Verrohrung von außen nach innen: Beim Einpressen
des Zements sind über die Rohrlänge Fehlstellen wohl nicht grundsätzlich auszuschließen.
Kann das überhaupt mit der erforderlichen Genauigkeit überprüft werden? Und wenn Fehler
festgestellt werden, ist eine zuverlässige Reparatur (bei der ja wohl Löcher in das Standrohr
geschossen werden müssen) überhaupt möglich?
Eine ordnungsgemäße Durchführung der Zementierung mit anschließender Erfolgs- und
Qualitätskontrolle ist die Grundvoraussetzung für die Funktionalität der Zementierung für den
späteren Betrieb.
Zeigt sich, dass die Zementation nicht den erwarteten Qualitätskriterien entspricht, handelt es sich um
eine Fehlzementation. Dies kann vorliegen bei:
1. Nicht erreichter Höhe der vorgesehenen Zementsäule
2. Undichtigkeit des zementierten Intervalls
3. Mangelnder Festigkeit des Zements.
Für diese Fälle muss eine Reparaturzementation oder Sekundärzementation durchgeführt werden.
Daher werden bereits beim Zementierungsprozess vorbeugende Maßnahmen ergriffen:
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 23

1. Berechnung der Menge des benötigten Zementvolumens für das Erreichen der geplanten
Zementsäule. Diese Berechnungen beruhen auf der Vermessung der Bohrlochgeometrie, die
standardmäßig durch Kaliberlogs oder akustische Bohrlochteleviewersonden und ähnliche Tools
erfolgt. Weicht die berechnete Menge des Zementvolumens von der benötigten Menge ab, so ist dies
ein Indiz für z.B. Zementverlust in die angrenzenden Formationen und eine nicht erreichte Höhe der
vorgesehenen Zementsäule.
2. Modellierung der Faktoren, die den größten Einfluss auf den Zement haben. So wurden z.B.
für Geothermiebohrungen mittels spezieller Softwarepakete (z.B.WellLlife) die Belastungen auf die
Verrohrung und den Zement durch Temperatur und Druckänderungen modelliert . Dabei wurden
Druckänderungen durch Testing und thermische Zirkulation in der Förderbohrung sowie hydraulische
Stimulation und thermische Stimulation in der Injektionsbohrung berücksichtigt. Risse traten
insbesondere aufgrund von Zugspannungen auf. Dabei haben sich geschäumte Zemente, die sowohl
dehnbar als auch nichtschrumpfend sind als besonders geeignet erwiesen.
3. Kontrolle der Eigenschaften der Zementschlemme. Folgende Eigenschaften müssen bei den
Zementen vor der Verpressung kontrolliert werden:
- Dichtemessung (z.B. Senkspindel)
- rheologische Eigenschaften (Fließeigenschaften, Ausbreitung, Viskosität)
- Abbindeverhalten (Wasserabgabe, Erstarren, Versteifungszeit)
- Festigkeit (Biegezug-, Druck- und Scherfestigkeit)
- Schwundmaß
Quelle [7]
3.1.7 Unzureichender Korrosionsschutz der Verrohrung von außen nach innen: Lässt sich die
Überdeckung des Standrohrs durch die Zementierung über eine Länge von 200m in der
grundwasserführenden Schicht und dann von weiteren 500m im Deckgebirge überhaupt
sicherstellen?
Das Standrohr wird i.d.R. in den Boden durch oberflächennahe GW-Horizonte gerammt. Es wird nicht
einzementiert. Die nächst folgende Ankerrohrtour wird bis ins feste Gestein verankert und bis zu Tage
zementiert. Die Sicherstellung der Zementation erfordert eine genau auf die geologische
Standortbedingung abgestimmte Vorgehensweise und Materialauswahl. Je nach Geologie und
geplanter anthropogener Aktivität (Fracturing, Förderung von Kohlenwasserstoffen etc.) muss mit
unterschiedlichen Korrosionen gerechnet werden. Darauf abgestimmte Zementzusammensetzungen
stehen zur Verfügung, um für die unterschiedlichen Bedingungen maßgeschneiderte
Zementschlämme verwenden zu können. Dabei sollte auch auf die im Untergrund herrschenden
Temperaturen geachtet werden, da das Reaktionsverhalten und auch das Verhalten der Zemente eine
starke Temperaturabhängigkeit besitzen. [7]
3.1.8 Welche bautechnischen Mindestanforderungen, z.B. Druckfestigkeit, Dichte, Porengehalt
usw., sind an die Ringraumverfüllung zu stellen?
Auch nach Korrosionsangriffen sollte auf ausreichend langer Strecke die Mindestdruckfestigkeit von >
3 MPa und maximale Permeabilität von 0,1 mD sichergestellt sein. Eine geringe Permeabilität des
Zementsteins erhöht wesentlich die Beständigkeit gegenüber verschiedenen korrosiven Prozessen.
Die Permeabilität kann dabei durch Zugabe feinkörniger Zuschlagstoffe und einer angepassten
Korngrößenverteilung erzielt werden. Auch sollte das Gefüge durch die Steuerung des
Hydratationsprozesses optimiert werden. Dabei hängt die Festigkeit am Zement zu Wasser Verhältnis
(w/z-Wert und die Kapillarporosität signifikant vom w/z Wert und dem Hydratationsgrad ab. Mit
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 24

zunehmendem w/z Verhältnis nimmt die Kapillarporosität zu und damit auch die Permeabilität bei
Abnahme der Festigkeit. Eine Dichtezunahme führt zu einer Verbesserung der
Korrosionsbeständigkeit. Details zu verschiedenen international auch zugelassenen Zementen findet
sich in der API Spezifikation 10A [7].
3.1.9 Mit welchen Prüfverfahren und zugehörigen Prüfwerten lässt sich ein sachgerechter Einbau
der Ringraumverfüllung kontrollieren bzw. nachweisen?
Durch sog. Production logs können unerwünschter Zuflüsse in die Bohrung erkannt und die
Überprüfung von Fluidbewegungen in der Zementation hinter der Verrohrung sowie Detektion von
Leckagen in Packern oder der Verrohrung erfolgen:
• Temperatur-Log
• Noise-Log,
• Radioactive Tracer Logs
• Flowmeter
Außerdem werden in Kombination noch Helium leak tests, Oxygen activation logging (auch BCWF
behind-casing water flow genannt) oder NAT (neutron activation techniques) verwendet, diese
allerdings in Kombination und nicht als einzelne Tools.
Temperaturlogs: Zur Bestimmung der Zementkopfhöhe direkt im Anschluss an den
Zementierungsprozess kann eine Temperaturmessung verwendet werden, da durch die freiwerdende
Abbindewärme des Zements die Temperatur im zementierten Bereich ansteigt. Die Dicke der
Zementierung isoliert die Flüssigkeit in der Verrohrung vom Gebirge. Über Temperaturlogs kann so
die sogenannte „Distance into the formation“ festgestellt werden.
Noise Logs werden im Gegensatz zu den Temperaturlogs nicht kontinuierlich gefahren, sondern nur in
den interessierenden Intervallen als stationäre Messung. Die Bewegung von Fluiden uns speziell von
Gasen erzeugt Turbulenzen und Geräusche (Noise), deren Lautstärke mit zunehmender
Fließgeschwindigkeit bzw. zunehmendem Druckverlust ansteigt.
Radioactive Tracer Tools: Kontrollen mittels radioaktiver Tracer, bei denen radioaktives Tracermaterial
in das Fluid eingegeben wird und mittel Gammastrahl Detektoren die Position, den Zeitpunkt und die
Größe des Tracersignals ermittelt werden. Aus diesen Daten kann die Fluidbewegung verfolgt
werden.
Flowmeter: Während in Injektionsbohrungen eher mit radioaktiven Tracern gearbeitet wird, werden in
Produktionsbohrungen, bei denen Multiphasenströmungen auftreten, Flowmeter mit
Fluididentifikationskomponenten verwendet. Weitere Messverfahren s. [7]
3.1.10 Kann mit Sicherheit ausgeschlossen werden, dass bei einer möglichen fehlerhaften Verrohrung
des Bohrkanals Grundwasser aus oberen Bodenschichten unkontrolliert in untere
Schichten abläuft (und dadurch letztendlich der Grundwasserspiegel des Kiessandzuges
gefährdet wird)?
Die oberflächennahen Schichten der nutzbaren Grundwasserhorizonte werden in der Regel nicht
gebohrt sondern gerammt. Dadurch werden keine Wegsamkeiten entlang der eingebrachten Rohre
erzeugt wodurch eine Drainage des Kiessandzugs in Richtung tieferer Gesteinsschichten erfolgen
könnte. [1]
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 25

3.1.11 Kann mit Sicherheit ausgeschlossen werden, dass bei einer möglichen fehlerhaften Verrohrung
giftige, umweltschädliche Schmierstoffe oder sogar natürliches, wasserlösliches, radioaktives
Radon ins Grundwasser (und somit letztendlich in den Kiessandzug) gelangen kann?
Eine fehlerhafte Verrohrung bietet grundsätzlich die Möglichkeit des Stoffaustausches zwischen
Bohrloch und das durchteufte Gebirge. Art und Ausmaß des Stoffaustausches ist abhängig von der
Leckgröße, des im Bohrloch vorhandenen Mediums und seinen physikalischen Bedingungen (Druck,
Temperatur) und von der Aufnahmefähigkeit des an der Leckage vorhandenen Gebirges.
Radioaktives Radon liegt als Gas vor und kann mit dem Erdgasstrom ausgetragen werden. Bei einer
Leckage der Bohrlochverrohrung im Grundwasserhorizont kann auch Radon als Bestandteil des
geförderten Erdgases ins Grundwasser gelangen. [1], [7]
3.1.12 Ist auszuschließen, dass durch Unfälle, Hochwasser oder fehlerhafte Bedienung, giftige
Schmierstoffe in einen naheliegenden Bach geraten und anliegende
Trinkwasserschutzgebiete gefährden?
Schmierstoffe sind i.d.R. als wassergefährdende Stoffe eingestuft, bei deren Verwendung bestimmte
Regeln eingehalten werden müssen [6]. Dabei wird die unfallbedingte Freisetzung auf dem Bohrplatz
durch ein Mehrbarrierenprinzip berücksichtigt. Laufen Schmierstoffe z.B. im Bereich des Bohrkellers
aus, so werden sie durch eine flüssigkeitsdichte Betonschicht vom Eindringen ins Erdreich gehindert.
Durch vorgeplante organisatorische Maßnahmen wird die Verschüttung abgesaugt und
ordnungsgemäß entsorgt. [1]
Bohrplätze in Hochwassergefährdeten Bereichen sind nach den allgemein anerkannten Regeln der
Technik so auszulegen, dass durch ein bestimmtes Hochwasser keine Gefährdung entstehen kann.
[8]
3.2 Verschiedene "technische" Fragen
3.2.1 Kann die Behandlung des geförderten Gases dazu führen, dass toxische Substanzen aus der
Erde freigesetzt werden?
Nein.
3.2.2 Was ist konkret gemeint, wenn man von Grundwasser, Lagerstättenwasser bzw.
Fracflüssigkeit spricht? Wo liegen die Unterschiede?
Grundwasser ist: Zusammenhängende Wassermengen, die in gut durchlässigen Gesteinsschichten
(z. B. Sand oder Sandstein) die Porenräume füllen und gefördert werden können. Man unterscheidet
„süßes“ Grundwasser in Oberflächennähe (bis zu 50 oder 100 Meter Tiefe), das für die
Trinkwassergewinnung genutzt werden kann – und „salziges“ Grundwasser in größeren Tiefen. Ohne
Barriereschichten dazwischen gehen diese Grundwasserschichten ineinander über.
Tiefenwasser wissenschaftlich als „Lagerstättenwasser“ benannt und auch als Thermalwasser
bekannt, ist zwar ein natürliches Wasser, es ist aber mit Salzen und Schadstoffen belastet. Es gibt
eher nasse Lagerstätten, bei denen hohe Gehalte an Lagerstättenwasser im zurückgeförderten
Abwasser (Flowback) sind, und es gibt trockenere Lagerstätten.
Abwasser das beim Fracking entsteht, besteht aus zurückgeförderter Frack-Flüssigkeit und aus
Tiefenwasser. Es wird wissenschaftlich als Flowback bezeichnet. Rechtlich gesehen ist die hier unter
dem Begriff Abwasser diskutierte Flüssigkeit allerdings kein Abwasser, da es im
Wasserhaushaltsrecht für den Bergbaubereich eine Ausnahme gibt. Details s. [9]
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 26

3.2.3 Kann man die hohen Standards aus der Tiefbohrtechnik in Deutschland übertragen?
Der Stand der Technik ist grundsätzlich übertragbar. Für Bohrungen & Fracking sind die Vorschriften
der Länder zur Regelung von Tiefbohrungen und das BBergG zu befolgen. [1], [7]
3.2.4 Welche Ergebnisse aus dem Projekt 'CBM Münsterland' der RWTH Aachen bzgl. technischer
Machbarkeit und Wirtschaftlichkeit liegen vor?
Projekt im Rahmen des ErdgasDialog nicht berücksichtigt, da Piloterprobung erst für 2013/14
vorgesehen ist. Details s. http://www.fuminco.com/index.php?option
=com_content&view=article&id=9&Itemid=12
3.2.5 Was passiert mit dem Bohrequipment bei einer Havarie?
Abhängig vom betrachteten Schadenszenario kann das gesamte Bohrequipment oder nur Teile davon
zerstört werden. Eine vollständige Zerstörung kann bei einem massiven Blow-out mit anschließender
Zündung und Explosion des Erdgases erfolgen. [1]
3.3 Bewertung / Erfahrung mit Schadensfällen
3.3.1 Warum kann nicht mit der Gewinnung der Gase vor Ort so lange gewartet werden, bis
Umweltschäden zu 100 % auszuschließen sind? - Kann man Umweltschäden zu 100%
ausschließen?
Die Gewinnung von Erdgas erfolgt aus ökonomischen Gesichtspunkten. Nach geltendem Recht darf
die Gewinnung nicht zu einer unzulässigen (gesetzlich definierten) Schädigung der Umwelt führen.
Es wird davon ausgegangen, dass, wenn der Stand der Technik und die gute Managementpraxis
eingehalten werden, eine Schädigung der Umwelt ausgeschlossen ist. Genehmigte Belastungen der
Luft, des Abwassers, des Bodens, etc. werden nach herrschender Rechtsauffassung als tolerabel und
hinnehmbar angesehen. [1]
3.3.2 Kann sichergestellt werden, dass Belastungen für die Bevölkerung ausgeschlossen werden
können? Wenn ja, wie?
s. Antwort zu Frage 3.3.1.
3.3.3 Welche Erkenntnisse über Fraccing / Förderung von unkonventionellem Erdgas und mögliche
Umweltschäden gibt es?
s. Ergebnis des InfoDialogs Erdgas; Quelle: http://dialog-erdgasundfrac.de/
a) Welche Erkenntnisse liegen über die bei der Förderung von unkonventionellem Erdgas
entstehenden Belastungen des Grundwassers vor?
Die umfassendste Fallstudie über Grundwasserverschmutzung durch Fracking in den USA hat die
amerikanische EPA verfasst. Der Bericht ist zugänglich unter:
http://www.nytimes.com/interactive/us/drilling-down-documents-7.html#document/p1/a27935
Eine einschlägige empirische deutsche Studie liegt nicht vor, da noch keine flächendeckenden
Erfahrungen mit Fracking vorhanden sind. Die amerikanischen Verhältnisse sind aber nur
eingeschränkt auf die deutsche Situation übertragbar, da hier andere geologische Verhältnisse
(größere Deckgebirgsmächtigkeiten) und ein anderer Stand der Technik bei Bohrungen zu
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 27

erücksichtigen ist. Zur Unterscheidung der settings s. Ergebnis des InfoDialogs Erdgas; Quelle:
http://dialog-erdgasundfrac.de/
3.3.4 Welche Umweltschäden sind technisch bedingt unabwendbar? ln welchem Umfang treten Sie
auf? Mit welchem Aufwand wären sie zu vermeiden?
Die Versiegelung von Bohrplätzen, Bau von Straßen und Rohrleitungstrassen beeinträchtigen (auf
bestimmte Zeit) die Landschaft. Der Umfang der Beeinträchtigung hängt von der Entwicklung der
Erdgasnutzung aus unkonventionellen Lagerstätten ab. Grundsätzlich müssen bei der Beanspruchung
von naturnahen Flächen Ausgleichsflächen bereitgestellt werden. Näheres s. [10]
3.3.5 Welche internationalen Erfahrungen gibt es mit der Hochrisikotechnologie "unkonventionelle
Gasförderung"?
s. Ergebnis des InfoDialogs Erdgas; Quelle: http://dialog-erdgasundfrac.de/
3.3.6 Welche Faktoren beeinflussen die Wahrscheinlichkeit einer Grundwasserverunreinigung?
Eine Grundwasserverunreinigung kann nach Auffassung des Expertenkreises v.a. durch Unfälle und
Leckagen mit wassergefährdenden Stoffen auf dem Bohrplatz und auf dem Transport von und zu dem
Bohrplatz durch Tankfahrzeuge und Rohrleitungen erfolgen. Zu den Wahrscheinlichkeiten s. Antwort
Frage 3.1.1. Weitere Infos: Ergebnis des InfoDialogs Erdgas; Quelle: http://dialog-erdgasundfrac.de/
3.3.7 Wie steht es um die Langzeitsicherheit der unkonventionellen Lagerstätte (wissenschaftliche
Untersuchungen/Belege aus der bisherigen Praxis, insbesondere der Bohrungen /
Zementummantelung)
s. Antwort zu Frage 3.1.5
3.3.8 Wie sollen eventuelle Ewigkeitsschäden berücksichtigt werden?
s. Antwort zu Frage 3.1.5
3.3.9 Welche Gefahren bestehen bei der Förderung von unkonventionellem Erdgas? Welche
weiteren Umweltauswirkungen sind mit einer Förderung von unkonventionellem Erdgas
verbunden?
s. Ergebnis des InfoDialogs Erdgas; Quelle: http://dialog-erdgasundfrac.de/
3.3.10 Wann kann es bei der Erkundung und Ausbeutung von unkonventionellen Erdgasvorkommen
zu Umweltschäden kommen? Wie hoch sind Eintrittswahrscheinlichkeit sowie
Schadensumfang?
s. Ergebnis des InfoDialogs Erdgas; Quelle: http://dialog-erdgasundfrac.de/
3.3.11 Welche grundsätzlichen Umweltrisiken sehen Sie bei der Erkundung sowie Ausbeutung der
(nordrhein-westfälischen) Erdgasvorkommen?
s. Ergebnis des InfoDialogs Erdgas; Quelle: http://dialog-erdgasundfrac.de/
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 28

3.3.12 Welche Gefahr geht von den einzelnen Fördermethoden zur Erkundung und Ausbeutung der
(nordrhein-westfälischen) Erdgasvorkommen für die Trinkwasserqualität und -versorgung
aus?
Die Gefahren hinsichtlich der Unsicherheiten im Untergrund sind bei den Erkundungs- und
Produktionsbohrungen grundsätzlich gleich. Hinsichtlich der oberirdischen Gefahrenpotentiale sind
Erkundungsbohrungen wegen ihres geringeren technischen Aufwandes als unproblematischer
einzustufen im Vergleich zu Produktionsbohrungen, incl. Ertüchtigung durch Fracking. Zu den
einzelnen Schadensszenarien in Bezug auf die Trinkwasserversorgung s. [1]. Weitere Infos s.
Ergebnis des InfoDialogs Erdgas; Quelle: http://dialog-erdgasundfrac.de/
3.3.13 Welche Risiken bestehen bei Probebohrungen bei der jeweiligen Methode?
s. Antwort zu Frage 3.3.12
3.3.14 Welche Schäden sind bereits national und international bei Erkundung und Ausbeutung
unkonventioneller Erdgasvorkommen eingetreten?
In verschiedenen Datensammlungen sind Ereignisse mit Schäden an Mensch & Umwelt durch die
Ausbeutung von unkonventionellen Erdgaslagerstätten dokumentiert. Eine Übersicht enthält [1].
3.3.15 Wann liegen Ergebnisse aus dem Projekt 'CBM Münsterland' der RWTH Aachen bzgl. Folgen
für die Umwelt vor? Inwieweit kann ggf. eine einzige Untersuchung als Beurteilungsgrundlage
als ausreichend angesehen werden?
Stand des Vorhabens siehe
http://www.fuminco.com/index.php?option=com_content&view=article&id=9&Itemid=12
In wie weit einzelne Pilotverfahren zur Beurteilung einer neuen Technologie herangezogen werden
können entscheidet sich durch das Kriterium der Übertragbarkeit. Der unabhängige Expertenkreis
schlägt die Durchführung einzelner Demonstrationsvorhaben unter genau bezeichneten Bedingungen
vor um Erfahrungen mit teilweise nicht hinreichend bekannten Rahmenbedingungen (z.B. Migration
Methan im Untergrund, Klimarelevanz, Landschaftsverbrauch) zu Sammeln bevor eine (politische)
Entscheidung über den flächendeckenden Einsatz der Technologie erfolgt. Weitere Infos s.
http://dialog-erdgasundfrac.de/
3.4 Management (Risiko, Vorsorge, Kontrolle)
3.4.1 Gibt es eine Schadensmeldepflicht und ein vorgeschriebenes Schadensmanagement
vergleichbar der Nuklearindustrie?
Schadensfälle sind auf der Grundlage verschiedener Gesetze und untergesetzlicher Regelwerke
meldepflichtig [11].
Für Betreiber, die dem Bergrecht unterliegen bestehen darüber hinaus z.B. nach § 74 BBergG
Meldepflichten bei:
• Betriebsereignisse, die den Tod oder die schwere Verletzung einer oder mehrerer Personen
herbeigeführt haben oder herbeiführen können, und
• Betriebsereignisse, deren Kenntnis für die Verhütung oder Beseitigung von Gefahren für
Leben und Gesundheit der Beschäftigten oder Dritter oder für den Betrieb von besonderer Bedeutung
ist, wie (Präzisierung in § 3 BVOT):
o
Explosionen, Brände, Öl- oder Gasausbrüche, Bohrlocheinbrüche,
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 29

o Auslaufen größerer Mengen gefährlicher oder wassergefährdender Stoffe und größere
Schäden an Einrichtungen,
o
größere Störungen im Betrieb, soweit sie von sicherheitlicher Bedeutung sind,
o außergewöhnliche, vom Betrieb ausgehende Emissionen oder Verunreinigungen von
Gewässern oder Böden,
o Unfälle und Unregelmäßigkeiten beim Umgang mit explosionsgefährlichen oder radioaktiven
Stoffen sowie den Verlust oder Fund solcher Stoffe.
Das Schadensmanagement erfolgt bei kleineren Ereignissen im Rahmen der Betreiberverantwortung
oder bei größeren Ereignissen durch die festgelegten Notfallpläne, die Bestandteil der bergrechtlichen
Genehmigung sind.
Ein Schadensmanagement vergleichbar des atomrechtlichen Vorgehens existiert nicht.
3.4.2 Wie werden Wasserverbände in Hinblick auf Handlungs- und Informationskette im Stör- oder
Katastrophenfall in den Informationsfluss eingebunden?
Die Notfallmaßnahmen eines bergrechtlich genehmigten Betriebs z.B. Bohrplatz müssen mit der am
Standort zuständigen Stelle für die öffentliche Gefahrenabwehr abgestimmt sein. Dazu existieren
detaillierte Alarm- und Gefahrenabwehrpläne. Nach dem Stand der guten Managementpraxis sind alle
Stellen/Betriebe, z.B. auch Wasserwerke, die durch einen bergrechtlichen Notfall betroffen sein
können in die Planungen eingebunden. Rechtsgrundlage hierfür sind die, je nach Bundesland
unterschiedlich, Katastrophenschutz, Feuerwehr- oder Polizeigesetze. Die Praxis zeigt aber mitunter
Mängel bei der effizienten Koordinierung aller beteiligten Partner. Kernpunkt für eine sachgerechte
Planung ist eine zwischen den Partnern abgestimmte Risikoabschätzung mit Festlegung der
Gefährdungsbereiche, z.B. nach [12].
3.4.3 Welche Folgen können Ereignisse wie Unfälle auf der Baustelle und beim An- und
Abtransport, außergewöhnliche Naturereignisse oder fehlerhafte Bedienung der Anlage im
Genehmigungsverfahren haben? Notfallplan!
Fortgesetzte Unfälle und fehlerhafte Bedienung können Zweifel an der Sachkunde, Zuverlässigkeit
und Eignung der Betreiber begründen, welches Voraussetzungen für die bergrechtliche Genehmigung
darstellen. Außergewöhnliche Naturereignisse, die für Unfälle, etc. ursächlich sind, können zu
erweiterten Auflagen zur Verbesserung der technischen und organisatorischen Vorkehrungen beim
Umgang mit diesen Gefahrenquellen führen.
3.4.4 Szenarien für eine Risiko-/Gefährdungsabschätzung (insbesondere für die Belange der
Wasserwirtschaft und deren Gewerke)
s. Worst Case Szenarien in [1]
3.4.5 Szenarien zum Verhalten in Schadensfällen (technisches und haftungsrechtliches Vorgehen)
Verhaltensmaßregeln im Schadensfall zur Minimierung von Schäden enthalten die Notfallpläne, s.
3.2.4. Für das haftungsrechtliche Vorgehen s. Ergebnis & Empfehlungen des InfoDialogs Erdgas;
Quelle: http://dialog-erdgasundfrac.de/
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 30

3.4.6 Wie ist das Risiko Management bei folgenden Risiken für die Umwelt? (kann man das
erforderliche Risikomanagement sicherstellen oder wie sähe ein erfolgreiches
Risikomanagement aus?)
• Mögliches Auslaufen von Chemikalien und Verseuchung der Rückhaltebecken und
Ablaufkanäle.
• Gas oder Fracking Chemikalien sickern durch ungeeignete Ummantelungen ins Grundwasser.
• Gas gelangt ins städtische Grundwasser.
• Ungeeignete Entsorgung von Fracking Chemikalien
Die Vorbereitung auf Notfälle in Anlagen der EMPG ist in das OIMS unter Nr. 10 „Öffentlichkeitsarbeit
& Notfallmanagement“ integriert. Für jeden Bohrplatz ist im Rahmen der Betriebsgenehmigung ein
Notfallplan aufzustellen und zu dokumentieren. Dieser besteht -je nach Lokation unterschiedlich- aus
einem Alarmierungsplan, einer Notfallkarte mit Einzeichnung der Notfallwege, Verlegung von
Wasserleitungen (Red Adaire Equipment), Wasserentnahmepunkte, etc.), Brandschutzplan &
Ausrüstung, Notfallmerkblatt für MitarbeiterInnen; Lokationsplan für H2S & CH4- Meßeinrichtungen,
Sicherheitskreise. Die Alarmierungsabläufe, sowie Notfallreaktionen werden regelmäßig geübt. Im
Rahmen der Notfallpläne werden verschiedene konkrete Gefahrenlagen (s. Anstrichpunkte der Frage)
beschrieben und deren Bekämpfung geübt. Die Angaben zur Notfallplanung enthalten den
organisatorischen Ablauf nach einer Alarmmeldung und Angaben über Ausrüstungen, technischen
Abwehrmaßnahmen, etc., insbesondere zum betrieblichen Brandschutz. [1]
3.4.7 Darüber hinaus ist eine Teil- Versagung von Erkundungs- oder Gewinnungsaktivitäten, etwa in
Wassereinzugs- bzw. -schutzgebieten, derzeit nicht möglich. Die Förderfelder werden meist in
Gänze zugelassen.
Für die rechtliche Fragen s. Ergebnis & Empfehlungen des InfoDialogs Erdgas; Quelle: http://dialogerdgasundfrac.de/
3.4.8 Bei welchen standortspezifischen Gegebenheiten und mit welchem Mindestinhalt sollte ein
Managementplan „Strahlenschutz“ aufgestellt werden? und
3.4.9 Wie ist bei einer standortspezifischen Beurteilung der Radioaktivität vorzugehen?
Die Anforderungen zum Umgang mit radioaktiven Stoffen sind in der Strahlenschutzverordnung
(StrSchV) geregelt. Diese schließen Notfallsituationen ein. Die Anforderungen an einen
Managementplan für den Strahlenschutz richten sich nach Art & Ausmaß der anfallenden
Radionukleide sowie der Exposition.
3.4.10 Welche Grenzwerte (Radioaktivität) sind zum Schutz der Arbeiter und der Bevölkerung
einzuhalten?
Nach § 95 ff. StrSchV darf für die Bevölkerung 1 Millisievert /Kalenderjahr nicht überschritten werden.
Für berufsmäßig strahlenschutzüberwachte Arbeitnehmer gelten andere Werte (20 Millisievert /
Kalenderjahr als Ganzkörperdosis, Organdosen können höher liegen).
Literatur
[1] H.-J. Uth, „Gutachten Technische Sicherheit von Anlagen und Verfahren zur Erkundung und
Förderung von Erdgas aus nichtkonventionellen Lagerstätten,“ 2012.
[2] COMMITTEE FOR THE PREVENTION OF DESASTERS, , "CPR 18E; GUIDELINES FOR
QUANTITATIVE RISK ASSESSMENT (PURPLE BOOK);," VROM, THE HAGUE, 1999.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 31

[3] B. Schalau und Y. Drewitz, „Erstellung quantitativer Risikoanalysen für ausgewählte
sächsische Betriebe mittels einer durch die Bundesanstalt für Materialforschung und -prüfung
entwickelten Methodik und Vergleich der Ergebnisse mit den Ergebnissen qualitativer
Risikoanalysen,“ Landesamt für Umwelt, Landwirtschaft und Geologie 28 Schriftenreihe, Heft 22/2009.
[4] StBA, „Erhebung der Anlagen zum Umgang mit wassergefährdenden Stoffen,“ 2009.
[5] VDI/VDE, „VDI/VDE 2180, Blatt 1–4, s.a. IEC 61508; DIN EN 954-1 „Sicherheitsbezogene
Teile von Steuerungen““.
[6] LAWA, „Muster-Anlagenverordnung (Muster-VAwS) vom 8./9.11.1990 unter Einschluß der
Fortschreibung gemäß Beschluß der 116. LAWA-Sitzung am 22./23. März 2001 in Güstrow,“ 1990.
[7] F. P. Schilling, „Gutachten Bohrung, Verrohrung und Zementierung,“ Anlage zu Uth, H.-J.
Gutachten Technische Sicherheit von Anlagen und Verfahren zur Erkundung und Förderung von
Erdgas aus nichtkonventionellen Lagerstätten, 2012.
[8] KAS, „TRAS 310 Vorkehrungen und Maßnahmen wegen der Gefahrenquellen Niederschläge
und Hochwasser,“ 2012.
[9] ISAH, „Gutachten zur Abwasserentsorgung und Stoffstrombilanz,,“ 2012.
[10] Umweltplanung Bullermann Schneble GmbH, „Gutachten Landverbrauch unkonventionelle
Erdgasförderung,“ InfoDialog Erdgas, Darmstadt, 2012.
[11] H. Uth und N. Wiese, „WEKA-Kommentar Anlagensicherheit & Störfallvorsorge, Kissingen
2012,“ 2012.
[12] SFK, „SFK-GS-45 Schnittstelle Notfallplanung,“ [Online].
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 32

4 Fragen aus dem Bereich „Recht“
4.1 Wasserrecht
Unter welchen Randbedingungen ist Hydraulic Fracturing eine wasserrechtliche Benutzung gem. § 9
Abs. 1 Nr. 4 Wasserhaushaltsgesetz - WHG (Einbringen und Einleiten von Stoffen in Gewässer)
und/oder § 9 Abs. 2 Nr. 2 WHG (Maßnahmen, die geeignet sind, dauernd oder in einem nicht nur
unerheblichen Ausmaß nachteilige Veränderungen der Wasserbeschaffenheit herbeizuführen)?
Die Gewässerbenutzungstatbestände ergeben sich abschließend aus § 9 WHG. Dessen Abs. 1
bezieht sich auf die echten Benutzungen, wie das Einbringen und Einleiten von Stoffen. Diese Benutzungstatbestände
setzen ein zweckgerichtetes Verhalten bezogen auf das Grundwasser voraus. §
9 Abs. 2 WHG erfasst dagegen „unechte“ Benutzungen des Gewässers. Mit ihnen sollen
Gefährdungen des Gewässers vor ihrer Zulassung einem Überprüfungsprozess zugeführt werden.
Der Auffangtatbestand des § 9 Abs. 2 Nr. 2 WHG unterwirft Handlungen der Erlaubnispflicht, die
„geeignet sind, dauernd oder in einem nicht nur unerheblichen Ausmaß nachteilige Veränderungen
der Wasserbeschaffenheit herbeizuführen“. Der Zweck dieser Vorschrift liegt darin, schon im Voraus
zu überprüfen, „ob sich aus einem Vorhaben Gefahren für den Wasserhaushalt ergeben können“,
auch wenn dies nicht beabsichtigt ist 1 . Soweit eine nachteilige Veränderung der
Wasserbeschaffenheit nicht von vornherein ausgeschlossen werden kann, ist eine Erlaubnis nach § 8
WHG erforderlich.
Für die Bewertung des Fracking könnte der Einleitungstatbestand nach § 9 Abs. 1 Nr. 4 WHG in
Frage kommen. Die Frack-Flüssigkeit soll jedoch eben nicht in das Grundwasser gelangen. Vielmehr
werden gerade Schutzvorkehrungen getroffen, die dies verhindern sollen. Daher ist für den Fracking-
Prozess kein in Bezug auf das Grundwasser „zweckbestimmtes Verhalten“ anzunehmen 2 . Bei der
unkonventionellen Gewinnung von Erdgas mittels Fracking aus Schiefergestein wird gerade gezielt
und bewusst ausgeschlossen, in wasserführenden Schichten das Fracking durchzuführen und Gas zu
gewinnen, weil das dort vorhandene Wasser beides behindert oder ausschließt.
Erfolgen die genannten Tätigkeiten nicht in eine grundwasserführende Schicht, liegt dennoch in der
Regel eine unechte Gewässerbenutzung nach § 9 Abs. 2 Nr. 2 WHG vor, weil Fracking grundsätzlich
geeignet ist, dauernd oder in einem nicht unerheblichem Ausmaß nachteilige Veränderungen der
Wasserbeschaffenheit herbei zu führen. Daher bedürfen Fracking im Regelfall einer wasserrechtlichen
Erlaubnis, um durch die Prüfung und die Festlegung von Auflagen und Bedingungen die
Besorgnis einer Gewässerverunreinigung auszuschließen 3 .
Diese Frage wird im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen Erdgasförderung
mittels Fracking“ in Kapitel 3.1.2.2 Gewässerschutzrecht behandelt.
1
2
3
Czychowski/Reinhardt, Wasserhaushaltsgesetz, Kommentar, 10. Aufl. 2010, § 9 Rn. 82.
Seuser, NuR 2012, 8 (14f); Attendorn, ZUR 2011, 565 (569).
So für das Verpressen Czychowski, ZfW 1967, 1 (3); Czychowski/Reinhardt, Wasserhaushaltsgesetz,
Kommentar, 10. Aufl. 2010, § 9 Rn. 78; Piens/Schulte/Graf Vitzthum, Bundesberggesetz, Kommentar, 1983,
§ 56 Rn. 332; zustimmend in Bezug auf das Fracking auch Seuser, NuR 2012, 8 (15); Attendorn, ZUR 2011,
565 (569); UBA, Einschätzung der Schiefergasförderung in Deutschland, Dezember 2011. 18; Ludwig,
Germany: Legal aspects of sale gas exploration and extraction, 2012, B. II. 3 b); Dietrich/Elgeti, Erdöl Erdgas
Kohle 2011, 311 (314), legen sich nicht eindeutig fest, welcher Erlaubnistatbestand nach WHG (echte oder
unechte Benutzung) zur Anwendung kommen soll, gehen jedoch davon aus, dass i.d.R. auch eine
wasserrechtliche Zulassung erforderlich ist.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 33

4.2 UVP-Pflicht / Beteiligung / Änderung Bergrecht
4.2.1 Welche Möglichkeiten gibt es, Umweltverträglichkeitsprüfungen verpflichtend zu machen?
Ob in einem bergrechtlichen Zulassungsverfahren eine Umweltverträglichkeitsprüfung durchzuführen
ist, ergibt sich nach § 3b Abs. 1 Satz 1 und der Anlage 1 Nr. 15.1 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung
(UVPG) in Verbindung mit § 1 Nr. 2a der Verordnung über die Umweltverträglichkeitsprüfung
bergbaulicher Vorhaben (UVP-V Bergbau). Bezogen auf die Erdgasgewinnung ist
eine Umweltverträglichkeitsprüfung nur dann durchzuführen, wenn täglich mehr als 500.000 m3
Erd¬gas gefördert werden sollen. Bei der Bewertung ist das konkrete Vorhaben zu betrachten, die Art
des zuzulassenden Betriebsplans ist hierbei unerheblich 4 . Da die Schwelle einer täglich angestrebten
Förderung von mehr als 500 000 m3 für einen Bohrplatz für die unkonventionelle Gewinnung von
Erdgas mittels Fracking in der Praxis bei weitem nicht erreicht wird, findet eine
Umweltverträglichkeitsprüfung in der Regel nicht statt.
Um eine Umweltverträglichkeitsprüfungen verpflichtend zu machen, müsste die Verordnung über die
Umweltverträglichkeitsprüfung bergbaulicher Vorhaben (UVP-V Bergbau) entsprechend abgeändert
werden.
Diese Frage wird auch im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen
Erdgasförderung mittels Fracking“ in Kapitel 3.1.2.1 Bergrecht behandelt.
4.2.2 Aus Sicht der Wasserversorger soll der Frage nachgegangen werden, ob eine bundesweite
UVP-Pflicht für Gasbohrungen ohne Fördermengenbegrenzung eingeführt werden sollte.
Es wird vorgeschlagen, eine UVP nach einzelfallbezogener Vorprüfung mit Ausweitung auf untertägige
Fragestellungen durchzuführen, unabhängig von den tatsächlichen Fördermengen.
Die Vorprüfung für die projektbezogene UVP wird deswegen vorgeschlagen, weil in der
Landesplanung zuvor eine Strategische Umweltprüfung stattfinden muss, die bereits Informationen
zur Umweltverträglichkeit der unkonventionellen Erdgasförderung mittels Fracking in einer bestimmten
Region zusammen trägt. In der Vorprüfung wird es vor allem darum gehen, ob diese Informationen
auch für die Zulassung des einzelnen Vorhabens ausreichend sind oder noch durch
vorhabenbezogene Informationen ergänzt werden müssen.
Diese Frage wird im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen Erdgasförderung
mittels Fracking“ in Kapitel 7 (wird im Mai 2012 veröffentlicht) behandelt.
4.2.3 Wie kann man die Beteiligung der Öffentlichkeit (auch bei UVP) sicherstellen?
Sofern für das Einzelvorhaben eine Umweltverträglichkeitsprüfung nach § 1 Nr. 2a der Verordnung
über die Umweltverträglichkeitsprüfung bergbaulicher Vorhaben (UVP-V Bergbau) durchzuführen ist, 5
muss auch die Öffentlichkeit beteiligt werden. Wenn eine Umweltverträglichkeitsprüfung nach § 57c
BBergG erforderlich ist, bestimmt § 52 Abs. 2a BBergG, dass ein obligatorischer Rahmenbetriebsplan
aufzustellen ist und dieser in einem Planfeststellungsverfahren nach Maßgabe der §§ 57a und 57b
BBergG zuzulassen ist. In diesem Verfahren findet eine Beteiligung der Öffentlichkeit statt.
In der Raumplanung sind die Länder nach § 8 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1 ROG verpflichtet, für
raumbedeutsame Maßnahmen einen zusammenfassenden und übergeordneten Plan aufzustellen,
dessen Geltungsbereich sich grundsätzlich über das gesamte Landesgebiet erstreckt. Bei der
Aufstellung von Raumordnungsplänen ist nach § 9 ROG eine strategische Umweltprüfung
durchzuführen, in der die voraussichtlichen erheblichen Auswirkungen des Raumordnungsplans auf
4
5
Beckmann, in: Hoppe/Beckmann, UVPG, Kommentar, 4. Aufl. 2011, § 18 UVPG Rn. 16f.
S. die Antwort auf die vorhergehende Frage.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 34

Menschen, einschließlich der menschlichen Gesundheit, Tiere, Pflanzen und die biologische Vielfalt,
Boden, Wasser, Luft, Klima und Landschaft, Kulturgüter und sonstige Sachgüter sowie die
Wechselwirkung zwischen diesen Schutzgütern zu ermitteln und in einem Umweltbericht frühzeitig zu
beschreiben und zu bewerten sind. Nach der behördeninternen Erarbeitung eines Planentwurfs durch
die Planungsbehörden sind die Öffentlichkeit und die in ihren Belangen berührten öffentlichen Stellen
nach § 10 ROG über die Aufstellung des Raumordnungsplans zu unterrichten. Sie erhalten
Gelegenheit, zum Entwurf und seiner Begründung Stellung zu nehmen. Wird bei der Aufstellung des
Raumordnungsplans eine Umweltprüfung durchgeführt, so sind der Entwurf des Plans und die
Begründung, der Umweltbericht sowie weitere zweckdienliche Unterlagen für die Dauer von
mindestens einem Monat öffentlich auszulegen. In diesem Fall findet auch ein Erörterungstermin statt.
Diese Frage wird im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen
Erdgasförderung mittels Fracking“ in Kapitel 3.1.2.1 Bergrecht und Kapitel 5.3 Mögliche
Planungsinstrumente behandelt.
4.2.4 Wie bewerten Sie den geltenden rechtlichen Rahmen für die Erkundung und Ausbeutung der
unkonventionellen Erdgasvorkommen? Gehen Sie hierbei insbesondere auch auf die Themen
Umweltverträglichkeitsprüfung und Bürgerbeteiligung ein.
S. hierzu die Antwort auf die vorhergehende Frage (4.2.3). Außerdem wird diese Frage ausführlich im
Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen Erdgasförderung mittels Fracking“
in Kapitel 3.1.2.1 Bergrecht und Kapitel 5.3 Mögliche Planungsinstrumente beantwortet.
4.2.5 Auf welcher Rechtsgrundlage werden Lizenzen für Probebohrungen bzw. Förderlizenzen
genehmigt, und inwieweit sind dabei Umweltbelange und die Beteiligung der Öffentlichkeit
berücksichtigt?
Das Aufsuchen und Gewinnen von Bodenschätzen setzt zwei unabhängig voneinander
durchzuführende Zulassungsverfahren voraus. Erstens bedarf es nach §§ 6 ff. BBergG – quasi als
Ersatz für das Grundeigentum, das bei bergfreien Bodenschätzen wie dem Erdgas fehlt – einer
Bergbauberechtigung, die dem Bergbauunternehmer prinzipiell das Recht gewährt, in einem
definierten Feld, Bodenschätze aufzusuchen und zu gewinnen. Das Aufsuchen (Probebohrungen)
bedarf der Erlaubnis nach § 7 BBergG und das Gewinnen (Förderlizenzen) der Bewilligung nach § 8
BBergG. Die Versagungsgründe werden für die Erlaubnis in § 11 BBergG und für die Bewilligung in
§ 12 BBergG geregelt. Für die Versagung der Bewilligung gelten darüber hinaus die
Versagungsgründe in § 11 Nr. 1 und 6 bis 10 BBergG entsprechend. Wenn die in den §§ 11 und 12
BBergG aufgezählten Versagungsgründe alle ausgeschlossen sind, hat der Antragsteller einen
Rechtsanspruch auf die Erteilung der Erlaubnis oder Bewilligung. Es handelt sich somit um eine
gebundene Entscheidung und der Behörde steht kein Ermessen zu. 6 Für die unkonventionelle
Erdgasgewinnung mittels Fracking von Bedeutung sind vor allem zwei Versagensgründe: Zum einen
muss die „Transparenz“ der durchzuführenden Arbeiten gegenüber der Behörde dadurch
sichergestellt werden, dass die vorgesehenen Arbeiten in einem vorzulegenden Arbeitsprogramm
dargestellt werden (§§ 11 Nr. 3 und 12 Nr. 4 BBergG). Zum anderen ist der Antrag dann zu versagen,
wenn „überwiegende öffentliche Interessen“ die Aufsuchung im gesamten zuzuteilenden Feld
ausschließen. Allerdings ist die Bergbauberechtigung nur dann zu versagen, wenn überwiegende
öffentliche Interessen die Aufsuchung im „gesamten“ zuzuteilenden Feld ausschließen. Daher
kommen nur strikte Verbote, die das gesamte Feld betreffen, als überwiegende öffentliche Interessen
in Betracht. Solche Verbote könnten eigentlich nur Schutzgebietsverordnungen nach § 51 WHG, nach
§§ 20 ff. BNatSchG, nach FFH-Recht oder nach den Bodenschutzgesetzen der Länder beinhalten, die
für das gesamte Feld gelten. 7 Da diese Verordnungen jedoch in der Regel Befreiungsmöglichkeiten
6
7
S. z.B. Ludwig, ZUR 2012, 150.
Ludwig, ZUR 2012, 151; Ludwig, Germany: Legal aspects of shale gas exploration and extraction, 2012, B I.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 35

vorsehen, ist im Einzelfall zu prüfen, ob eine Befreiung erteilt werden kann. Gelten die überwiegenden
öffentlichen Interessen nur in einem Teil des Feldes oder können sie durch Beschränkungen,
Bedingungen und Auflagen in den Betriebsplanzulassungen noch berücksichtigt werden, rechtfertigen
nicht die Versagung einer Erlaubnis oder Bewilligung.Dieser Teil des bergrechtlichen
Genehmigungsverfahrens sieht keine Öffentlichkeitsbeteiligung und keine
Umweltverträglichkeitsprüfung vor.
Zweitens bedarf die Aufnahme der eigentlichen bergbaulichen Tätigkeiten unter Tage – quasi als
„Baugenehmigung“ – jeweils eines behördlich zugelassenen Betriebsplans nach §§ 51 ff. BBergG. Ob
eine Öffentlichkeitsbeteiligung und eine Umweltverträglichkeitsprüfung durchzuführen ist, muss im
Einzelfall geprüft werden (siehe hierzu die Ausführungen zu den entsprechenden Fragen zum
Themenkomplex Umweltverträglichkeitsprüfung).
Für die für das Fracking zu untersuchenden Risiken müssen in Bezug auf Umweltschutzbelange
folgende Anforderungen erfüllt sein:
Es dürfen keine „gemeinschädlichen Einwirkungen“ zu erwarten sein (§ 55 Abs. 1 Satz 1 Nr. 9
BBergG). Der unbestimmte Rechtsbegriff der „gemeinschädlichen Einwirkung“ ist nicht definiert. 8
Sicher ist jedoch, dass er eine schädliche Einwirkung auf das gemeine Wohl, also einen Schaden für
das Allgemeinwohl meint. 9 Schäden für den Einzelnen sind insoweit nicht ausreichend. Zu den
gemeinschädlichen Einwirkungen gehören jedenfalls auch Veränderungen der Beschaffenheit des
Grundwassers, die nach dem Wasserhaushaltsgesetz die Merkmale einer nachteiligen Veränderung
der Gewässereigenschaften aufweisen, wenn dadurch die Schwelle der Gemeinwohlbeeinträchtigung
überschritten ist. 10 Dies ist nach den Kriterien des Wasserrechts zu bestimmen
Außerdem dürfen der Bergbaumaßnahme keine „überwiegenden öffentlichen Interessen
entgegenstehen“ (§ 48 Abs. 2 Satz 1 BBergG). Durch das Heranziehen dieser Aufsichtsvorschrift hat
das Bundesverwaltungsgericht das Prüfprogramm für Betriebspläne erweitert. 11 Als „überwiegende
öffentliche Interessen“ sind solche Belange zu betrachten, die in öffentlich-rechtlichen Vorschriften
festgehalten sind, „indem sie Tätigkeiten verbieten oder beschränken, die ihrer Art nach der
Aufsuchung oder Gewinnung von Bodenschätzen dienen können“. 12 Dieses Kriterium hat die Funktion
eines Auffangtatbestands – auch für umweltrechtliche Belange. 13
Diese Frage wird im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen
Erdgasförderung mittels Fracking“ in Kapitel 3.1.1.1 Bergrecht und Kapitel 3.1.2.1 Bergrecht
behandelt.
4.2.6 Besteht Regelungsbedarf? Welche Lösungsvorschläge bestehen?
Diese Frage wird ausführlich im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen
Erdgasförderung mittels Fracking“ in Kapitel 7 (wird im Mai 2012 veröffentlicht) beantwortet.
4.2.7 Welche Anpassungen am Bundesbergrecht sind notwendig?
Diese Frage wird ausführlich im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen
Erdgasförderung mittels Fracking“ in Kapitel 7 (wird im Mai 2012 veröffentlicht) beantwortet.
8
9
10
11
12
13
Frenz, Bergrecht und Nachhaltige Entwicklung, 2001, 63; Kremer, UPR 1999, 250 ff.
BT-Drs. 8/1315, 111; BVerwGE 74, 315 (321) [Altenberg-Entscheidung], Frenz, Bergrecht und Nachhaltige
Entwicklung, 2001, 64; Kremer, UPR 1999, 250 (250).
Stüer, Bau- und Fachplanungsrecht, 4. Aufl. 2009, E Rn. 3934; Ludwig, ZUR 2012, 152; BVerwGE 100, 31 =
NVwZ 1996, 712 = DVBl 1996, 259 - Erzbergwerk Rammelsberg; OVG Lüneburg, NVwZ 1995, 1026..
BVerwGE 74, 315,
Frenz, Skript Berg- und Umweltrecht, 42.
S. Seuser, NuR 2012, 12.; Ludwig, ZUR 2012, 152. Geprüft werden müssen auch z.B. Vorgaben des
Raumordnungs- und des Bauplanungsrechts, des Naturschutz- und des FFH-Rechts.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 36

4.2.8 Gibt es sinnvolle Beispiele aus anderen Ländern?
Aus anderen Ländern sind in Bezug auf das Fracking nur wenige Reglungen bekannt. Siehe hierzu
auch „Bericht über die Reise des Neutralen Expertenkreises in die USA“ (abrufbar unter: http://dialogerdgasundfrac.de/sites/dialog-erdgasundfrac.de/files/Fracking-Bericht-Expertenreise.
pdf).
4.2.9 Welche Formen der Bürgerbeteiligung und der Einbindung kommunaler Gremien sind derzeit
möglich und welche erscheinen sinnvoll?
Zur Beantwortung dieser Frage ist zu unterscheiden zwischen den Risiken einer einzelnen
Förderbohrung und den Auswirkungen, die mit einer großflächigen Förderung von Erdgas mittels
Fracking verbunden sein können. S. hierzu auch bereits die.
Für die Zulassung einer einzelnen Bergbaumaßnahme ist ein Betriebsplanverfahren durchzuführen.
Hierfür ist die Bergbehörde zuständig. Wird durch die in einem Betriebsplan vorgesehenen
Maßnahmen der Aufgabenbereich anderer Behörden oder der Gemeinden als Planungsträger berührt,
so sind diese noch vor der Zulassung des Betriebsplans durch die zuständige Behörde zu beteiligen.
Für die Durchführung einer Umweltverträglichkeitsprüfung für das einzelne Vorhaben und einer
strategischen Umweltprüfung für die Raumplanung und die Öffentlichkeitsbeteiligung in beiden Fällen
wird auf die Fragen 4.2.1 und 4.2.3 hingewiesen.
Diese Frage wird auch im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen
Erdgasförderung mittels Fracking“ in Kapitel 3.1.2 Verfahren, Kapitel 3.1.3. Zuständigkeiten und
Kapitel 3.2.3 Zuständigkeiten behandelt.
4.2.10 Wie können Bürger im Bergrecht besser beteiligt und welche Änderungen müssten hierzu
vorgenommen werden?
Diese Frage wird im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen
Erdgasförderung mittels Fracking“ in Kapitel 7 (wird im Mai 2012 veröffentlicht) beantwortet.
4.2.11 Welche Rechtsänderungen sind nötig, um Probebohrungen zur Erkundung der Lagerstätten
von unkonventionellem Erdgas zu verbieten? und
4.2.12 Welche Rechtsänderungen sind nötig, um die Gewinnung von unkonventionellem Erdgas
mittels der Fracking-Methode zu verbieten?
Grundsätzlich besteht bereits die Möglichkeit, dass die Zulassung von Probebohrungen zur
Erkundung der Lagerstätten von unkonventionellem Erdgas im bergrechtlichen Zulassungsverfahren
versagt wird.
Für die Erteilung einer Bergbauberechtigung werden die Versagungsgründe für die zur Aufsuchung
benötigten Erlaubnis in §§ 11 und 12 BBergG geregelt. Wenn diese Versagungsgründe alle
ausgeschlossen sind, hat der Antragsteller einen Rechtsanspruch auf die Erteilung der. Es handelt
sich somit um eine gebundene Entscheidung und der Behörde steht kein Ermessen zu. 14 S. hierzu
näher Antwort 6.
Sollte ein politischer Wille des Gesetzgebers bestehen, die unkonventionelle Förderung von Erdgas
und sogar bereits die Probebohrungen zur Erkundung der Lagerstätten von unkonventionellem
Erdgas zu verbieten, müsste die Regelungen des §§ 11 und 12 BBergG verändern und bestimmte
Fördermethoden sowie die Erkundung von Lagerstätten, die nur mit diesen Methoden ausgebeutet
14
S. z.B. Ludwig, ZUR 2012, 150.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 37

werden können, verbieten. Ob eine solch grundsätzliches Verbot verfassungsrechtlich zulässig wäre,
wurde nicht untersucht, da der Neutrale Expertenkreis kein generelles Verbot vorschlägt, sondern
dafür plädiert, einen intensiven Schutz der betroffenen Rechtsgüter zur Voraussetzung der Zulassung
von Probe- und Förderbohrungen zu machen.
4.2.13 Warum hat nicht einmal ein Wasserwerk – wie Gelsenwasser – im Bergbaurecht ein
Mitspracherecht?
Eine Beteiligung von Wasserwerken (wie der Gelsenwasser AG) ist weder im bergrechtlichen noch im
wasserrechtlichen Zulassungsverfahren vorgesehen. Eine Beteiligungsmöglichkeit ergäbe sich, wenn
eine strategische oder eine vorhabenbezogene Umweltprüfung durchgeführt würde. Da der Neutrage
Expertenkreis der Meinung ist, dass das Wissen und die Interessen der interessierten Öffentlichkeit
für die Entscheidungsfindung einbezogen werden sollte, empfiehlt er, eine Landesplanung mit
strategischer Umweltprüfung durchzuführen und eine – eventuell ergänzende – vorhabenbezogene
UVP (ohne Fördermengenschwelle) einzuführen. In beiden Fällen würde eine
Öffentlichkeitsbeteiligung erfolgen, in der die Wasserwerke sich beteiligen können.
Diese Frage wird im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen
Erdgasförderung mittels Fracking“ in Kapitel 3.1.2 Verfahren und Kapitel 3.1.3. Zuständigkeiten
behandelt.
4.2.14 Wie kann man Miteinbeziehen und Einvernehmen mit der Wasserbehörde herstellen: bei der
Genehmigung für Erdgasförderungen aus unkonventionellen Lagerstätten, bei der Zulassung
von Feldern für das Aufsuchen, bei den Betriebsplanzulassungen und den Bewilligungen?
Entscheidet die Bergbehörde in anderen als bergrechtlichen Verfahren, hat sie gemäß §§ 15 und 54
Abs. 2 BBergG vor der Entscheidung über den Antrag den Behörden Gelegenheit zur Stellungnahme
zu geben, deren Aufgabenbereich berührt wird. „Berührt“ sind alle Behörden, die für ein Teilproblem,
das sich im Zusammenhang mit dem beantragten Aufsuchungs-, Gewinnungs- oder
Aufbereitungsbetrieb stellt, zuständig sind. 15 Des Weiteren sind alle Behörden „berührt“, die neben der
Betriebsplanzulassung eine selbständige Entscheidung in Bezug auf den Betrieb zu treffen haben
oder für die Durchführung der öffentlich-rechtlichen Vorschriften zuständig sind. 16 Je nach Lage des
Einzelfalles sind verschiedene Behörden zu beteiligen. Die Beteiligung führt nicht zu einer
Mitentscheidung, sondern nur dazu, dass die andere Behörde unterrichtet und ihr Gelegenheit zur
Stellungnahme gegeben wird. An diese Stellungnahme ist die Bergbehörde nicht gebunden. 17
Vielmehr hat sie im Rahmen ihrer Zuständigkeit die Stellungnahme zu prüfen und ermessensfehlerfrei
zu entscheiden.
Etwas anderes gilt jedoch, wenn für eine bergbauliche Maßnahme eine wasserrechtliche Erlaubnis
erforderlich ist. S. hierzu Antwort auf Frage 4.1. Zuständig für deren Erteilung ist zwar nach § 19 Abs.
2 WHG ebenfalls die Bergbehörde. In diesem Fall ergeht die Entscheidung allerdings nach § 19 Abs.
3 WHG im Einvernehmen mit der zuständigen Wasserbehörde. Das heißt, dass die Bergbehörde nicht
allein, sondern nur im Zusammenwirken mit der zuständigen Wasserbehörde über diese Erlaubnis
entscheiden kann. Eine wasserrechtliche Erlaubnis ist für die Bohrung, das Fracking und das
Verpressen des Flowback erforderlich.
Diese Frage wird im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen
Erdgasförderung mittels Fracking“ in Kapitel 3.1.2 Verfahren und Kapitel 3.1.3. Zuständigkeiten
behandelt.
15
16
17
Piens/Schulte/Graf Vitzthum, Bundesberggesetz, Kommentar, 1983, § 54 Rn. 9.
Siehe hierzu Dapprich/Römermann, Bundesberggesetz mit Erläuterungen, 1983, § 54 Rn. 4.
Piens/Schulte/Graf Vitzthum, Bundesberggesetz, Kommentar, 1983, § 54 Rn. 17.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 38

4.2.15 Warum werden weder die Bundesregierung noch die Landesregierung in Düsseldorf von dem
aktuellen Stand der Forschung durch die Behörden und die Wissenschaftler unterrichtet? und
4.2.16 Warum kommt der Bergbauamt nicht selbst auf die Idee, dass ein antiquiertes Bergbaurecht
erneuert werden muss? Warum kann weder der zuständige Bundes- oder Landesminister bei
diesen Verfahren mitentscheiden? Warum gibt es kein Mitspracherecht der Betroffenen? und
4.2.17 In welcher Art wird die Bevölkerung von Seiten der Stadt bzw. durch den Betreiber informiert?
(Ist sichergestellt, dass die Stadt Drensteinfurt und die Bevölkerung rechtzeitig zur
Gasförderung gehört werden und ihr erneutes Einverständnis geben müssen?)
Für den Betreiber besteht nach geltendem Recht keine Verpflichtung, die Bevölkerung oder eine
Gemeinde über geplante Vorhaben zu informieren. Zur Beteiligung der Gemeinden an den
behördlichen Entscheidungen und die damit verbundenen Informationen s. Antwort 4.2.9 und zur
Beteiligung der Öffentlichkeit s. Antworten auf Fragen 4.2.1 und 4.2.2.
Diese Frage wird im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen
Erdgasförderung mittels Fracking“ in Kapitel 3.1.2 Verfahren, Kapitel 3.1.3. Zuständigkeiten und
Kapitel 3.2.3 Zuständigkeiten behandelt.
4.2.18 Wurde auch mit den Behörden in den Niederlanden über ein mögliches Risiko für deren
Grundwasser und den Auswirkungen für das angrenzende Venn in Winterswjik Kontakt
aufgenommen?
Nein. Im Rahmen des Fachgesprächs „Fracking: Haftungs- und Versicherungsfragen“ waren jedoch
die Dirk Doornhof und Hemmo Lamfers von der Nederlandse Aardolie Maatschappij B.V. / NAM
anwesend. Diese berichteten aus der Sicht eines Erdgasförderers über ihre Erfahrungen in den
Niederlanden (siehe hierzu Protokoll: Fachgespräch „Fracking Haftungs- und Versicherungsfragen“, s.
hierzu http://dialog-erdgasundfrac.de/protokoll-fachgespraech-fracking-haftungs-versicherungsfragen.
4.2.19 Welche Behörde in Deutschland ist zuständig für die die Vergabe von Lizenzen für
Probebohrungen / Förderlizenzen für unkonventionelles Erdgas?
Die Vergabe erfolgt im bergrechtlichen Zulassungsverfahren. Nach § 6 BBergG gilt der Grundsatz,
dass derjenige der bergfreie Bodenschätze aufsuchen will, einer Erlaubnis bedarf und derjenige der
bergfreie Bodenschätze gewinnen will, der Bewilligung. Die sogenannten Bergbauberechtigungen
(Erlaubnis/Bewilligung) werden nur auf Antrag erteilt. Für die Erteilung ist die jeweilige Bergbehörde
zuständig. In Niedersachsen ist das Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie (LBEG) die
zuständige Bergbehörde. In Nordrhein-Westfalen erfolgt die Erteilung durch die Bezirksregierung (BR)
Arnsberg.
4.2.20 Welche Behörde ist für die Entsorgung der Abwässer (in Hinsicht auf umweltrelevante Stoffe,
Radioaktivität) zuständig?
Abwasser ist nach § 54 Abs. 1 Nr. 1 WHG das durch seinen „Gebrauch in seinen Eigenschaften
veränderte Wasser (Schmutzwasser)“. Danach ist das unveränderte Lagerstättenwasser kein
Abwasser, wohl aber das Lagerstättenwasser oder das eingepumpte Wasser, das mit Frackflüssigkeit
vermischt nach dem Fracken wieder zurückkommt.
Für die Abwasserbeseitigung sind nach § 56 WHG zwar grundsätzlich die öffentlich-rechtlichen
Abwasserbeseitigungspflichtigen zuständig – in der Regel die Gemeinden. Allerdings können die
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 39

Länder Ausnahmen festlegen. Dies ist in Nordrhein-Westfalen gemäß § 53 Abs. 5 LWG NRW 18
erfolgt. In Niedersachsen regelt eine solche Ausnahme § 96 Abs. 8 NWG. Nach diesen Vorschriften
kann die zuständige Behörde die zur Abwasserbeseitigung verpflichtete Gemeinde ganz oder
teilweise von der Pflicht zur Beseitigung von Abwasser aus gewerblichen Betrieben freistellen und
diese Pflicht auf den gewerblichen Betrieb oder den Betreiber der Anlage übertragen. Voraussetzung
dafür ist, dass das Abwasser zur gemeinsamen Fortleitung oder Behandlung in einer öffentlichen
Abwasseranlage ungeeignet ist oder zweckmäßiger getrennt beseitigt wird.
Soll das Abwasser verpresst werden, gilt allein Bergrecht, wenn die Verpressung in keine
grundwasserführende Schicht erfolgt oder ausgeschlossen werden kann, dass
bewirtschaftungsbedürftiges Grundwasser oder Oberflächenwasser mit den eingepressten
Flüssigkeiten in Berührung kommen kann. In diesem Fall liegt die Zuständigkeit bei der Bergbehörde.
Auch wenn das Verpressen nicht in eine grundwasserführende Schicht erfolgt, liegt allerdings dann
eine unechte Gewässerbenutzung nach § 9 Abs. 2 Nr. 2 WHG vor, wenn die Maßnahme geeignet ist,
dauernd oder in einem nicht unerheblichem Ausmaß nachteilige Veränderungen der
Wasserbeschaffenheit herbei zu führen. In diesem Fall bedarf es der wasserrechtlichen Erlaubnis.
Zuständig für deren Erteilung ist zwar nach § 19 Abs. 2 WHG ebenfalls die Bergbehörde. In diesem
Fall ergeht die Entscheidung allerdings nach § 19 Abs. 3 WHG im Einvernehmen mit der zuständigen
Wasserbehörde. Das heißt, dass die Bergbehörde nicht allein, sondern nur im Zusammenwirken mit
der zuständigen Wasserbehörde über diese Erlaubnis entscheiden kann. S. hierzu auch Antwort 14.
Diese Frage wird im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen
Erdgasförderung mittels Fracking“ in Kapitel 3.1.3. Zuständigkeiten, Kapitel 3.1.1.2
Gewässerschutzrecht und Kapitel 6.2 Strahlenschutzrecht behandelt.
4.2.21 Zum Genehmigungsverfahren: Gibt es ein Scoping-Verfahren (ähnlich Donar)?
Bei Durchführung einer UVP ist das „Scoping-Verfahren“ fakultativ (siehe § 5 UVPG), bei
Durchführung einer Strategischen Umweltprüfung obligatorisch. Das Verfahren der strategischen
Umweltprüfung beginnt in allen Fällen mit dem Verfahrensschritt des „Scoping“, in dem der
Untersuchungsrahmen festgesetzt wird.
Sieh dazu auch Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen Erdgasförderung
mittels Fracking“ in Kapitel 5.3.1.4 Strategische Umweltprüfung.
4.2.22 Kann sich eine Gemeinde und können sich Anwohner rechtlich gegen Fracking wehren?
S. hierzu die Antworten auf Fragen 4.3.1, 4.2.3 und 4.2.9. Diese Frage wird im Gutachten „Rechtliche
Rahmenbedingungen der unkonventionellen Erdgasförderung mittels Fracking“ in Kapitel 3.1.2.1
Bergrecht und Kapitel 5.3 Mögliche Planungsinstrumente behandelt.
4.2.23 Was ist mit Haftwasser und Kristallwasser in der Sättigungszone? Ist das dann auch
Grundwasser?
Grundwasser ist nach § 3 Nr. 3WHG das „unterirdische Wasser in der Sättigungszone, das in
unmittelbarer Berührung mit dem Boden oder dem Untergrund steht“. In Abgrenzung dazu gehören
unterirdische Wasser, die künstlich, z.B. in Rohren, Leitungen oder in ähnlicher Weise gefasst sind,
nicht zum Grundwasser. 19 Sofern die genannten Voraussetzungen zutreffen, ist es für den rechtlichen
18
19
Das Wassergesetz für das Land Nordrhein‐Westfalen (LWG) wurde noch nicht an die Neufassung des WHG
aus dem Jahr 2010 angepasst.
Czychowski/Reinhardt, Wasserhaushaltsgesetz, Kommentar, 10. Aufl. 2010, § 3 Rn. 46.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 40

Begriff des „Grundwassers“ unerheblich, „in welchem Horizont und bis zu welcher Tiefe es sich
befindet“. 20
Allerdings kann sich die wirtschaftliche Bedeutung des Grundwassers mit der Tiefe seines
Vorkommens verändern, auch kann sein Schutzbedarf sich verringern, wenn ausgeschlossen ist, dass
das tiefe Grundwasser mit oberflächennahem Grundwasser oder Trinkwasser in Berührung kommen
kann. 21 Dies hat zwar keinen Einfluss auf den Umfang des Begriffs des Grundwassers und den
grundsätzlichen Anwendungsbereich des Wasserhaushaltsgesetzes. Doch kann dies den Zweck des
Gesetzes berühren, die „Lebensgrundlage Wasser“ durch Maßnahmen der Gewässerbewirtschaftung
zu erhalten und zu sichern. Das europäisch determinierte öffentliche Gewässerschutzrecht verfolgt
keinen absoluten, sondern lediglich einen relativierten Schutzansatz, der auf die
Bewirtschaftungsfähigkeit der betroffenen Grundwasserleiter, insbesondere als Trinkwasserreservoir
(§ 3 Nr. 10 WHG), abstellt. 22 Dieser Zweckbestimmung der Gewässerbewirtschaftung entspricht
Tiefengrundwasser dann nicht mehr, wenn Auswirkungen auf bewirtschaftete „oberflächennähere
Grundwasserhorizonte mit Sicherheit ausgeschlossen werden können“. 23 Dies entspricht auch dem
Ortsnäheprinzip des § 50 Abs. 2 WHG sowie der Wertung der Grundwasserverordnung, die nach § 7
Abs. 3 Nr. 3 die Nutzungsmöglichkeiten der jeweiligen Grundwasserkörper in den Blick nimmt. Daher
wird das nicht nutzbare Tiefenwasser nicht im gleichen Umfang geschützt wie genutzte
Grundwasserleiter. Auch der genuin ökologische Schutzzweck, wie er insbesondere durch die
Wasserrahmenrichtlinie 2000/60/EG und ihr Folge- und Transformationsrecht ausgeformt wird, zielt
nicht auf einen isolierten ökologischen Schutz des Grundwassers als solches, sondern lediglich auf
dessen Bedeutung für kommunizierende Oberflächengewässer und Landökosysteme. 24 Jedoch
dürfen sich die Nutzungen der tieferen Grundwasserleiter nicht auf die genutzten Grundwasserleiter
auswirken. 25 Dies kann weitgehend ausgeschlossen werden für das Grundwasser, das in Poren
eingeschlossen oder durch Kapillareffekte gebunden ist.
Diese Frage wird im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen
Erdgasförderung mittels Fracking“ in Kapitel 3.1.1.2 Gewässerschutzrecht behandelt.
4.2.24 Es wurde angeboten den Solebegriff als Abgrenzung zwischen Wasserrecht und Bergrecht zu
nutzen. Ein Sowohl-als-auch ist im Vollzug nicht hilfreich. Der Gutachter sollte diesen
Gedanken spielen. Was wäre wenn man sagen würde, dass Sole kein Grundwasser, sondern
nur ein bergfreier Bodenschatz ist?
Zum Begriff des Grundwassers s. Antwort auf Frage 4.2.23.
Der Salzgehalt des Tiefengrundwassers ist nicht ausschlaggebend dafür, ob es sich um Grundwasser
im Sinn des Wasserhaushaltsgesetzes handelt. So wurde im atomrechtlichen
Planfeststellungsverfahren zum „Schacht-Konrad“, wo in Tiefen von 1232 m und 998 m die
Endlagerung radioaktiver Abfälle vorgesehen wurde, auch die möglichen Einwirkungen der
Endlagerung auf das salzhaltige Grundwasser in der Tiefe diskutiert. 26 Dementsprechend umfasst der
Grundwasserbegriff auch Sole aus Solquellen, 27 wie sie etwa im Münsteraner Becken vorkommen.
20
21
22
23
24
25
26
27
S. Seuser, NuR 2012, 13; Ludwig, Germany: Legal aspects of sale gas exploration and extraction, 2012, B.
II. 3 b); Czychowski/Reinhardt, Wasserhaushaltsgesetz, Kommentar, 10. Aufl. 2010, § 3 Rn. 47.
So auch Seuser, NuR 2012, 13, die allerdings zu unrecht den Begriff der Grundwassers nicht mehr für erfüllt
hält.
Diesen Hinweis verdanken wir M. Reinhardt.
Dietrich, CO 2 -Abscheidung und Ablagerung (CAA) im deutschen und europäischen Energieumweltrecht,
2007, 202; Seuser, NuR 2012, 8 (13); Dietrich/Elgeti, Erdöl Erdgas Kohle 2011, 311 (314).
Diesen Hinweis verdanken wir M. Reinhardt.
Dietrich/Elgeti, Erdöl Erdgas Kohle 2011, 311 (314).
S. OVG Lüneburg, DVBl 2006, 1044; Dietrich, CO 2 -Abscheidung und Ablagerung (CAA) im deutschen und
europäischen Energieumweltrecht, 2007, 202.
Czychowski/Reinhardt, Wasserhaushaltsgesetz, Kommentar, 2010, § 3 Rn. 47. Nach Pape, in:
Landmann/Rohmer, Umweltrecht, Kommentar, Stand April 2009, § 1 WHG Rn. 42, kann zusätzlich auch das
Bergrecht zur Anwendung kommen, wenn Sole als Bodenschatz i.S.d. § 3 Abs. 3 BBergG anzusehen ist.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 41

Der Grundwasserbegriff ist nicht auf spezielle, der Trinkwasserversorgung dienende wasserführende
Schichten oder einen bestimmten Aggregatzustand beschränkt. 28
Diese Frage wird im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen
Erdgasförderung mittels Fracking“ in Kapitel 3.1.1.2 Gewässerschutzrecht behandelt.
4.2.25 Immer wieder ist von einer Forderung nach einer Umweltverträglichkeitsprüfung zu lesen. Läßt
sich kurz zusammenfassen was die Forderungen der UVP sind und wodurch sich die UVP
von der bisherigen Genehmigungspraxis unterscheidet?
In einem Genehmigungsverfahren dient Durchführung einer UVP als zusätzliches Verfahren zur
Informationsgewinnung und Wissensgenerierung. Es handelt sich jedoch nicht um ein selbständiges
Verfahren. Vielmehr soll eine Behörde für ein durchzuführendes Verfahren Informationen über
Umweltauswirkungen eines Projektes erhalten, die der Entscheidungsfindung dienen sollten. Durch
die Verpflichtung, eine UVP durchführen zu müssen, gelangen jedoch keine weiteren Kriterien in
einem Genehmigungsverfahren zur Anwendung, die möglicherweise zur Versagung einer
Genehmigung führen könnten. S. hierzu auch die Antworten 4.2.1 und 4.2.3.
Diese Frage wird im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen
Erdgasförderung mittels Fracking“ in Kapitel 7 (das im Mai 2012 veröffentlicht wird) behandelt.
Außerdem finden sich dazu Ausführungen im Protokoll „Rechtliche Einordnung der Ergebnisse“ zur
Statuskonferenz am 7.3.2012.
28
Kotulla, Wasserhaushaltsgesetz, Kommentar, 2011, § 3, Rn. 31.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 42

5 Fragen aus dem Bereich „Entsorgung von Abwasser/Abfall“
5.1 Welche Stoffe gelangen teilweise oder vollständig mit dem Frac-Wasser wieder an die Oberfläche
und wie müssen sie dort behandelt bzw. entsorgt werden?
Zu den eingesetzten Frac-Chemikalien, möglichen Abbauprodukten der Frac-Chemikalien durch den
Einfluß von Druck und Temperatur Untertage können alle Stoffe wieder an die Oberfläche gelangen,
die auch mit der konventionhellen Erfgdasförderung z.B. mit dem Lagerstättenwasser gefördert
werden. Details stehen im Gutachten ISAH, Behandlungsverfahren sind noch nicht nach dem Stand
der Technik entsprechend WHG entwickelt.
5.2 Welche Stoffe enthält Lagerstättenwasser gewöhnlich?
Dies ist abhängig von der Lagerstätte. Generell kann mit Salzen, Kohlenwasserstoffen, Metallen und
z.T. mit ungelösten Partikeln gerechnet werden. Für einige Lagerstätten wurde sind Analysedaten im
Gutachten aufgeführt.
5.3 Bis zu welchen Werten ist eine Aufkonzentrierung der radioaktiven Belastung, insbesondere der
Bohrspülungen und „Frac-Flüssigkeiten“, durch Mehrfachnutzung unter
Strahlenschutzgesichtspunkten sowie im Hinblick auf die anschließende Entsorgung noch
vertretbar?
Zunächst ist zu überprüfen, ob überhaupt die Bohrspülungen und Fracfluide überhaupt radioaktive
belastet sind. Z.B. durch Fällungsreaktionen können die radioaktiven Stoffe aus den Fluiden entfernt
werden, so dass es nicht zu einer Aufkonzentrierung kommen muss.
5.4 Wie hat die umweltgerechte Entsorgung der „Frac-Flüssigkeiten“ (Entsorgungswege) zu erfolgen?
Nach den Anforderungen des WHG. einschlägiuge Vorschriften, Anhänge oder Verfahren nach dem
Stand der Technik sind derzeit nicht existent und müssen entwickelt werden. Wichtig ist in diesem
Zusammenhang auch die regionale und zeitliche Betrachtung bei der Ausbeutung der gesamten
unkonventionellen Lagerstätte.
5.5 Wie kann man eine ordnungsgemäße Entsorgung aller bei Bohrungen anfallenden Abfälle und
Abwässer sicherstellen?
Notwendig wäre hier vor Erschließung unkonventioneller Lagerstätten eine Entwicklung eines
regionalspezifischen Gesamtkonzepts für die Lagerstätte und der zugehörigen Grund- und
Oberflächenwassereinzugsgebiete mit räumlicher und zeitlicher Abbildung aller Bohrfelder, eine
Variantenbetrachtungen von Methoden/Verfahren zur Vermeidung, Aufbereitung, Recyclings und
Entsorgung/Verpressung von Abfällen und Abwasser nach dem Stand der Technik, und die
Entwicklung eines belastbaren Monitorings zur lückenlosen Nachweisführung aller Stoffströme.
5.6 Was macht die Fa. Exxon mit belastetem Wasser aus tiefen Gesteinsschichten und mit zurück
gepumpter Fraccingflüssigkeit? Wie funktioniert die Entsorgung?
Die existierenden Methoden der Aufbereitung vor der Verpressung beinhalten eine
Feststoffabscheidung und Leichtstoffabscheidung.
5.7 Gibt es Kläranlagen, die die Fraccingbrauchwässer verarbeiten und reinigen können?
Kommunale Kläranlagen (wie auch andere verfahrenstechnische Lösungen) zur Behandlung von
Abwässern aus dem Hydraulic Fracking sind abhängig vom Salzgehalt im Flowback und somit von
geologischen Bedingungen aber in Bezug auf die Ableitung auch von lokalen Bedingungen wie
Wasserhaushalt und vorhandenem Vorfluter. Existierende Verfahren müssen auf Anwendbarkeit und
Wirtschaftlichkeit ggf. In Kombination untersucht und getestet werden. Generelle
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 43

Mindestanforderungen z.B. für die Einleitung in kommunale Anlagen sind in Deutschland festgelegt,
aber nicht positiv erprobt für Flowback.
5.8 Welche Auswirkungen für Grund- und Oberflächengewässer bestehen bei der Behandlung bzw.
Beseitigung der Fracturing-Fluide und der Lagerstättenwässer?
Für Oberflächengewässer besteht ein Risiko bei unsachgemäßer Handhabung.
5.9 Welche Entsorgungswege sind in Abhängigkeit von der radioaktiven Belastung insbesondere für
die Bohrspülungen, „Frac-Flüssigkeiten“ und das Bohrklein zu nutzen? und
5.10 Wie erfolgt der Umgang mit möglichem radioaktivem flowback?
s. Antwort zu Frage 5.3.
5.11 Wie werden die benötigten Wassermengen herangeschafft, zwischengelagert und wie, wo und
mit welchen Techniken entsorgt?
Laut Angaben von ExxonMobile wurden bisher Wasser aus dem öffentlichen Netz oder Brunnen
verwendet.
5.12 Welche zusätzlichen Stoffe (z.B. Arsen) werden durch die Erkundungsbohrung / Förderung /
das Fracen voraussichtlich aus dem Boden gelöst und mit dem Wasser herausgepumpt? Ist
insbesondere mit einer radioaktiven Kontamination zu rechnen (z.B. wasserlösliches Radium 226
oder Polonium 210)? In welchem Umfang?
Inhaltsstoffe im Flowback sind abhängig von eingesetzten Frackchemikalien und der Lagerstätte
(Radioaktivität, Quecksilber, Kohlenwasserstoffe etc.). Inhaltsstoffe können in ungelöste Stoffe,
Leichtflüssigkeiten und gelöste Stoffe (Kohlenwasserstoffe, Salze, Metalle, etc.) gruppiert werden
5.13 Ist eine Rückförderung der „Frac-Flüssigkeiten“ aus Umweltgesichtspunkten aus dem Gestein
erforderlich? Wenn ja, wie kann die Rückförderung kontrolliert werden und welche
Rückförderrate/-quote ist einzuhalten?
Die Rückförderung ist bei dem Fracking Prozess notwendig, da es sich uim einen Spülvorgang
handelt. Die Rückförderquote kann nicht direkt kontrolliert werden und variiert von der Lagerstätte.
Damme z.B. 8 %, Marcelus ca. 12%, Exxon rechnet mit 23%.
5.14 Wie schätzen Sie die Einbringung und Entsorgung des Gemischs aus Frackflüssigkeit und
Lagerstättenwasser in sogenannten Disposalbohrungen ein?
Entsorgung durch Verpressung sollte nicht die einzige mögliche Lösung sein. Risiken und
Umwelteinflüsse bei der Verpressung können nur in Verbindung mit geeigneten
Behandlungsmaßnahmen, einer evtl. möglichen Wiederverwertung und einem regionalen
Stoffstrommanagement ausreichend gewürdigt werden.
5.15 Werden Tiefenwässer und Fraccingflüssigkeiten zur Entsorgung in Bohrlöcher verpresst?
Eine Verpressung erfolgt in bestehende ausgebeutete Lagerstätten oder über spezifische Bohrungen
in den Untergrund (Disposalbohrungen).
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 44

5.16 Wie ist aus geologischer Sicht die Verpressung von kontaminiertem Frack-Wasser in den
Untergrund zu beurteilen?
Die Verpressung von Lagerstättenwasser erfolgte seit vielen Jahrzehnten seit der Förderung von
Erdgas im Norddeutschen Becken. In der Regel erfolgt die Verpressung in ausgeförderte Horizonte in
denen zuvor Kohlenwasserstoffe und Lagerstättenwasser gespeichert waren. Die verpressten Wässer
werden einerseits in Horizonte verpresst, die nachgewiesenerweise gasdicht sind (sonst gäbe es
keine Gaslagerstätte, da das Erdgas sonst über geologische Zeiträume entwichen wäre). Andererseits
waren in diesen Horizonte Kohlenwasserstoffe und Lagerstättenwasser gespeichert, die hohe Gehalte
an organischen Inhaltsstoffen (Aromate, Phenole, lang- und kurzkettige Kohlenwasserstoffe)
aufweisen. Verglichen mit den originären, natürlichen Wässern weisen die Frack-Flüssigkeiten nur
geringe Gehalte an potentiell toxischen organischen Inhaltsstoffen auf.
5.17 Welche möglichen Auswirkungen kann die Einbringung und Entsorgung des Gemischs aus
Frackflüssigkeit und Lagerstättenwasser in sogenannten
Disposalbohrungen auf Boden, Umwelt und Grundwasser haben?
Aufgrund der Verbringung von Lagerstättenwasser in ausgeförderten Formationen kann von der
Dichtigkeit dieses Horizonts gegenüber Grundwasser und Biosphäre ausgegangen werden (siehe
Antwort auf vorige Frage). Ansonsten muss geprüft und speziell untersucht werden, inwieweit der
entsprechende Versenkhorizont den Dichtigkeitsanforderungen entspricht. Für die Prüfung dieser
Dichtigkeit können die Methoden, wie sie zur Abschätzung der Migration von Frackflüssigkeit im
Rahmen der Fracking Risikostudie vorgestellt wurden, eingesetzt werden.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 45

6 Fragen aus dem Bereich „Energiekonzept“
6.1 Bedeutung für Energiekonzept
Seitens des Oldenburgisch-Ostfriesischen Wasserverbandes (OOWV) wird angeregt, die
Gesamtgemengelage der Nutzung heimischer Ressourcen (Grundwasser, Windenergie, Biomasse,
Gas und weitere Flächennutzungen) zu untersuchen und räumlich zu ordnen.
- Frage 6.1 wird zeitnah beantwortet. -
6.2 Klima
6.2.1 Wie ist der Anteil der bei Förderung, Transport und Verbrennung von shalegas entstehenden
Treibhausgase im Vergleich zu herkömmlichem Erdgas (Treibhauspotenzial)?
6.2.2 Wie sind die Auswirkungen der direkten und indirekten Treibhausgasemissionen zu bewerten?
6.2.3 Wie sind die CO2-Bilanzen von unkoventionellem Erdgas zu bewerten? Auch im Verhältnis zu
Kohle, konventionell gewonnenem Gas, ...
6.2.4 Wie sind die anderen Emissionen zu bewerten - NOx, SO2, Schwermetalle?
6.2.5 Wie sieht die Gesamtenergiebilanz des Verfahrens / energiewirtschaftliche
Systembetrachtung aus? (unter Berücksichtigung aller Emissionen, auch bei Bohrung,
Förderung, Transport, … )
6.2.6 Wie ist die Gewinnung von unkonventionellem Erdgas vor dem Hintergrund der
Gesamtemissionen und sonstigen Umwelteinwirkungen sowie der aufgewendeten Energie (für
Bohrung, Fraccing, Betrieb, Entsorgung ..) zu bewerten?
- Die Fragen 6.2.1 bis 6.2.6 werden zeitnah beantwortet –
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 46

7 Fragen aus dem Bereich „Haftung/Schadensregelung“
7.1 Einrichtung einer unabhängigen Schiedsstelle zur Schadensregulierung
Da die Beweiserleichterung durch Bergschadensvermutung im Bereich der Erdgasgewinnung fraglich
ist und das Wasserrecht keine Beweiserleichterung vorsieht, wird die Einrichtung einer neutralen
Schlichtungsstelle als hilfreich angesehen.
Siehe dazu auch Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen Erdgasförderung
mittels Fracking“, Kapitel 4 Haftung für Schäden und Kapitel 7 (wird im Mai 2012 veröffentlicht).
7.2 Wer trägt die Kosten wenn es zu einer Schädigung der Umwelt (Boden, Grundwasser usw.) oder
von Menschen kommt? und
7.3 Wie ist die Haftungsübernahme bei auftretenden Grundwasser-, Boden - und
Trinkwasserschäden? und
7.4 Auf welcher rechtlichen Grundlage und in welchem Umfang ist die Haftung für Schäden in Folge
der Erkundung und Ausbeutung von unkonventionellem Erdgas geklärt? Gehen Sie hierbei bitte
auch auf die Frage ein, welche juristischen oder natürlichen Personen haften.
In allen Fällen muss der Schädiger für den Schaden aufkommen. Abhängig vom Schaden sind die
Reglungen des Berg-, Wasser- oder Umweltschadensrecht zu beachten.
Im Bergrecht haftet der Betreiber nach § 114 Abs. 1 BBergG, wenn infolge eines Bergbaubetriebs ein
Mensch getötet oder der Körper oder die Gesundheit eines Menschen verletzt oder eine Sache
beschädigt wird, für den daraus entstehenden Schaden. Zum Ersatz von Bergschäden verpflichtet ist
nach § 115 Abs. 1 BBergG an erster Stelle der Unternehmer, der den Bergbaubetrieb zu der Zeit der
Verursachung des Bergschadens betrieben hat oder für eigene Rechnung hat betreiben lassen.
Unternehmer kann jede natürliche oder juristische Person sein, die den Bergbau auf eigene Rechnung
führt. 29 Die Haftung erfolgt demnach unabhängig von der zugrundeliegenden Bergbauberechtigung. 30
Soweit der Unternehmer für die Bohrung und das Fracking auf Auftragnehmer zurückgreift, ist bei
Verursachung eines Bergschadens der Unternehmer zum Ersatz verpflichtet.
Im Gewässerschutzrecht ist zum Ersatz eines Schadens durch eine Änderung der
Wasserbeschaffenheit nach § 89 Abs. 1 Satz 1 WHG derjenige verpflichtet, der durch sein Verhalten
der Schaden verursacht hat. Nach § 89 Abs. 2 Satz 1 WHG wird eine Haftung für Emissionen aus
bestimmten (gefährlichen) Anlagen begründet. 31 Die Haftungstatbestände des § 89 WHG gelten für
alle Gewässer gemäß § 2 Abs. 1 WHG und greifen bei der schädlichen Veränderung der
Beschaffenheit des Wassers unabhängig davon ein, ob ein Verschulden vorliegt.
Außerdem werden auf Grund der Reglungen des Umweltschadensgesetzes (USchadG) gemäß § 2
Nr. 1 drei unterschiedliche Umweltschäden erfasst, nämlich
• Schädigung von Arten und natürlichen Lebensräumen,
• Schädigung der Gewässer, 32
• Schädigung des Bodens und dessen Funktionen.
Demzufolge muss ein Schadensverursacher nicht nur „im Fall der Schädigung von
Individualrechtsgütern Dritter (wie Leben, Freiheit, Eigentum)“ haften. 33
29
30
31
32
S. hierzu auch die Begriffsbestimmung in § 4 Abs. 5 BBergG.
Piens/Schulte/Graf Vitzthum, Bundesberggesetz, Kommentar, 1983, § 115 Rn. 1.
Czychowski/Reinhardt, Wasserhaushaltsgesetz, Kommentar, 10. Aufl. 2010, § 89 Rn. 4.
Nach § 90 Abs. 1 WHG ist die Schädigung eines Gewässers i.S.d. USchadG jeder Schaden mit erheblichen
nachteiligen Wirkungen auf den chemischen oder mengenmäßigen Zustand des Grundwassers.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 47

Diese Frage wird im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen
Erdgasförderung mittels Fracking“ in Kapitel 4 Haftung für Schäden behandelt.
7.5 Größter anzunehmender Unfall ist, dass durch ein Ereignis die tiefe Sole, verunreinigt mit
Frackinglösung und Lagerstättenwasser das Trinkwasserreservoir des Münsterlandes
verunreinigt. Gibt es für diesen Fall einen Katastrophenplan und ist dieses Risiko durch eine
Versicherung abgedeckt?
Als mögliche Absicherung bleibt nur eine private Haftpflichtversicherung, die der Unternehmer
abschließt. Versicherungsunternehmen bieten im Rahmen ihrer Haftpflichtversicherungen generell als
„Grundhaftpflicht“ Versicherungsschutz für Personen- und Sachschäden. Grundwasserschäden
können über eine Umwelthaftpflichtversicherung abgesichert werden. Bergschäden werden jedoch
„standardmäßig“ durch entsprechende Allgemeine Versicherungsbedingungen vom
Versicherungsschutz ausgeschlossen. Dennoch ist es in der Vergangenheit auch gelungen,
Versicherungen für Bergschäden abzuschließen. Auf dieses Risiko lassen sich
Versicherungsunternehmen aber nur ein, wenn sie das zu versichernde Risiko sehr genau kennen.
Hierfür muss ihnen der Unternehmer das Risiko sehr präzis beschreiben und ihnen z.B. im Rahmen
von Gefährdungsszenarien eindeutige Informationen liefern, um einen Versicherungsschutz erlangen
zu können.
Diese Frage wird im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen
Erdgasförderung mittels Fracking“ in Kapitel 4.2 Deckungsvorsorge behandelt.
7.6 Wer trägt die Beweislast, wenn es zu möglichen Gebäudeschäden oder Grundwasserabsenkungen
kommen sollte?
Will ein Geschädigter Schadensersatzansprüche geltend machen, muss in der Regel er die
Anspruchsvoraussetzungen beweisen. In der Realität ist dies äußerst schwierig und oft der Grund,
warum die Geltendmachung eines Schadenersatzanspruchs scheitert. In Fällen, in denen eine solche
Schwierigkeit typisch ist und nahezu immer einen Schadensersatzanspruch ausschließen würde, sieht
das Recht bisweilen eine Umkehr der Beweislast durch eine Kausalitäts- oder
Verschuldensvermutung vor.
Da die Beweiserleichterung durch Bergschadensvermutung nach § 120 BBergG im Bereich der
Erdgasgewinnung fraglich ist („untertägige Aufsuchung oder Gewinnung“) und das Wasserrecht keine
Beweiserleichterung vorsieht, liegt die Beweislast jedoch immer beim Geschädigten.
Diese Frage wird im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen
Erdgasförderung mittels Fracking“ in Kapitel 4.1 Haftungstatbestände behandelt.
7.7 Kann bei bestimmten Schadensereignissen eine Beweislastumkehr akzeptiert werden?
Da die Beweiserleichterung durch Bergschadensvermutung im Bereich der Erdgasgewinnung fraglich
ist wird für diesen Bereich die Klarstellung der Bergschadensvermutung gefordert.
Diese Frage wird im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen
Erdgasförderung mittels Fracking“ in Kapitel 4. Haftung für Schäden, 4.1.2 Bergrecht behandelt.
7.8 Wer kommt für mögliche Schäden durch Transport-Belastungen oder Setzrisse durch
Erschütterungen auf (Straßen, Kanal, Häuser, Gutachterkosten etc.)?
33
Müggenborg, NVwZ 2009, 12 (13).
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 48

Nach § 114 Abs. 1 BBergG haftet der Betreiber, wenn infolge eines Bergbaubetriebs ein Mensch
getötet oder der Körper oder die Gesundheit eines Menschen verletzt oder eine Sache beschädigt
wird, für den daraus entstehenden Schaden. Diese sogenannte Bergschadenshaftung 34 ist als
Gefährdungshaftung ausgestaltet. Der Betreiber haftet also auch für einen schuldlos verursachten
Schaden. 35
Nach § 114 Abs. 2 BBergG werden bestimmte Tatbestände von der Haftung nach Bundesberggesetz
ausgeschlossen, so u.a. Schäden der im Bergbaubetrieb beschäftigten Personen oder an dort
verwendeten Sachen sowie Schäden an anderen Bergbaubetrieben. 36 Die Haftung nach § 114
BBergG für Bergschäden betrifft die dem Geltungsbereich des Bundesberggesetzes unterfallenden
Tätigkeiten (§ 2 Abs. 1 Nr. 1 und 2 BBergG) oder Einrichtungen (Bergbaubetrieb nach § 2 Abs. 1 Nr. 3
BBergG). 37 Auf Grund des Verweises auf § 2 Abs. 1 BBergG wird der gesamte Bereich der
bergrechtlichen Tätigkeiten einbezogen. Die Schadensersatzpflicht greift somit auf allen Stufen, von
der Erkundung über die Gewinnung und die Aufbereitung bis hin zur Wiedernutzbarmachung der
Oberfläche. 38 Hauptanwendungsfall der Bergschadenshaftung ist die Stufe Gewinnung der
Bodenschätze. 39
Ersetzt werden alle durch die Verletzung verursachten direkten und indirekten Schäden.
Diese Frage wird im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen
Erdgasförderung mittels Fracking“ in Kapitel 4.1.2 Bergrecht behandelt.
7.9 Ist die Schadensregulierung durch den Betreiber/Verursacher im Sinne des WHG sichergestellt?
Der Betreiber eines Bohrlochs zum unkonventionellen Gewinnen von Erdgas kann nach § 89 Abs. 2
WHG haften. Hiernach ist der Inhaber einer Anlage, in der Stoffe hergestellt, verarbeitet, gelagert,
abgelagert, befördert oder weggeleitet werden, zum Ersatz des Schadens verpflichtet, der dadurch
entsteht, dass Stoffe in ein Gewässer gelangen und so die Wasserbeschaffenheit nachteilig
verändern. Dabei müssen die Stoffe nicht eingebracht oder eingeleitet worden sein. 40 Die
Haftungsvorschrift des § 89 Abs. 2 WHG betrifft dabei nur solche Schäden, die durch das
Hineingelangen in ein Gewässer entstehen, nicht aber andere Schäden wie eine Verunreinigung des
Bodens oder der Luft. 41
Diese Frage wird im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen
Erdgasförderung mittels Fracking“ in Kapitel 4.1.3 Gewässerschutzrecht behandelt
7.10 Wie werden Schäden, die im Zusammenhang mit der Probebohrung entstehen können,
reguliert? und
7.11 Wie wird ein Landeigentümer bei einem Unfall (Undichtigkeit bei Probebohrung …)
entschädigt? und
7.12 Was kommt auf die Betreiber der vielen hundert Trinkwasser-Brunnen (z.B. Landwirte in
Einzellage) im Bohrfeld zu? Wer trägt die Kosten der notwendigen zusätzlichen Trink-
34
35
36
37
38
39
40
41
Piens/Schulte/Graf Vitzthum, Bundesberggesetz, Kommentar, 1983, § 114 Rn. 1.
Boldt/Weller, Bundesberggesetz, Kommentar, 1984, § 114, Rn. 5-,9; a.A., sofern es sich um die Haftung bei
der Beschädigung von Sachen handelt, Piens/Schulte/Graf Vitzthum, Bundesberggesetz, Kommentar, 1983,
§ 114 Rn. 33, die in der Bergschadenshaftung, eine Ausgleichs- oder Aufopferungshaftung sehen.
Piens/Schulte/Graf Vitzthum, Bundesberggesetz, Kommentar, 1983, § 114 Rn. 1.
Kremer/Neuhaus gen. Wever, Bergrecht, 2001, Rn. 482.
Piens/Schulte/Graf Vitzthum, Bundesberggesetz, Kommentar, 1983, § 114 Rn. 4 ff.
Piens/Schulte/Graf Vitzthum, Bundesberggesetz, Kommentar, 1983, § 114 Rn. 7.
Kotulla, Wasserhaushaltsgesetz, Kommentar, 2011, § 89 Rn. 32; Hilf, in: Gisberts/Reinhardt, Beck´scher
Onlinekommentar Umweltrecht, Stand: Oktober 2011, § 89 Rn. 51.
Hilf, in: Gisberts/Reinhardt, Beck´scher Onlinekommentar Umweltrecht, Stand: Oktober 2011, § 89 Rn. 57;
Czychowski/Reinhardt, Wasserhaushaltsgesetz, Kommentar, 10. Aufl. 2010, § 89 Rn. 76.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 49

wasseruntersuchungen? Was passiert im Schadenfall? Wie soll der Betreiber einer vergifteten
Wasserversorgung kompensiert werden?
Die Regulierung erfolgt nach dem Verursacherprinzip durch den Schädiger, auch bei der Ausführung
der zum Schaden führenden Arbeiten durch einen Unterauftrag. S. hierzu näher Antworten 7.2 – 7.4,
7.8 und 7.9. Dies gilt auch bei Probebohrungen.
Ist der Schädiger ein Bergbaubetrieb kommt bei seinem Ausfall die Bergschadenskasse für den
Schaden auf. S. hierzu Antwort auf Frage 7.13.
Diese Frage wird im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen
Erdgasförderung mittels Fracking“ in Kapitel 4 Haftung für Schäden behandelt.
7.13 Kann ausgeschlossen werden, dass letztendlich der Steuerzahler bei möglichen Unfällen oder
Umweltschäden haftet?
Die Sicherung privatrechtlicher Ansprüche im Fall von Bergschäden ist in § 122 BBergG geregelt.
Danach soll bei Ausfall eines Schuldners die Erfüllung von Schadensansprüchen durch die
Bergschadensausfallkasse gewährleistet werden. Nach § 122 Abs. 2 BBergG haftet die
Bergschadensausfallkasse bei einem Ausfall an Stelle der nach den §§ 115 und 116 BBergG
Ersatzpflichtigen für den Ersatz des Bergschadens. Die Bergschadensausfallkasse ist vor allem dann
von Bedeutung, wenn zwischen der Schadensverursachung und dem Entstehen eines Bergschadens
ein längerer Zeitraum liegt und der eigentlich zahlungspflichtige Unternehmer „nicht mehr existiert
oder zahlungsunfähig ist“. 42 Nach Bundesberggesetz ist es eigentlich vorgesehen, dass die
Bergschadensausfallkasse als Anstalt des öffentlichen Rechts auszugestalten ist. Dazu ist es bisher
jedoch nicht gekommen. Vielmehr haben die im Bergbau tätigen Unternehmen den privatrechtlich
geführten Verein der „Bergschadensausfallkasse e.V.“ gegründet. Der Zweck des Vereins besteht
ausschließlich darin, den Ersatz von ausgefallenen Bergschadensansprüchen sicherzustellen. 43
Für Schäden an der Umwelt, für die der Staat und letztlich der Steuerzahler aufkommen müsste,
besteht eine Haftung des Verursachers des Schadens nach Umweltschadensgesetz.
Weder Gewässerschutzrecht noch im Umweltschadensrecht gibt es eine Verpflichtung zur
Deckungsvorsorge für den Ausgleich von Schäden. Im Bergrecht kann die Bergbehörde nach § 56
Abs. 2 BBergG die Betriebsplanzulassung von der Leistung einer Sicherheit abhängig machen, soweit
diese erforderlich ist, um die Erfüllung der Voraussetzungen für die Zulassung eines Betriebsplans zu
sichern. Diese Sicherheitsleistung soll verhindern, dass letztlich die öffentliche Hand für mögliche
Schäden aufkommen muss.
Diese Frage wird im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen
Erdgasförderung mittels Fracking“ in Kapitel 4.2 Deckungsvorsorge behandelt.
7.14 Wie hoch ist die Absicherung bei Unfällen oder Umweltschäden durch Versicherungen,
Eigenkapital oder Bankbürgschaften?
Die Deckungssumme der Bergschadensausfallkasse ist pro Schadensfall beschränkt auf 7,5 Mio.
EUR für Mitglieder und auf ca. 1,5 Mio. EUR für Nichtmitglieder.
Diese Frage wird im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen
Erdgasförderung mittels Fracking“ in Kapitel 4.2 Deckungsvorsorge behandelt. Außerdem siehe hierzu
das Protokoll zum Fachgespräch „Fracking Haftungs- und Versicherungsfragen“ (abrufbar unter:
http://dialog-erdgasundfrac.de/protokoll-fachgespraech-fracking-haftungs-versicherungsfragen).
42
43
Kremer/Neuhaus gen. Wever, Bergrecht, 2001, Rn. 501.
Kremer/Neuhaus gen. Wever, Bergrecht, 2001, Rn. 502.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 50

7.15 Abschluss einer angemessenen Versicherung durch das Förderunternehmen für das gesamte
Projekt (Ewigkeitsschäden)
Es wird vorgeschlagen, dass im Rahmen der Betriebsplanzulassung das Vorhandensein einer entsprechenden
Deckungsvorsorge geprüft werden muss.
Diese Frage wird im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen Erdgasförderung
mittels Fracking“ in Kapitel 7 (wird im Mai 2012 veröffentlicht) behandelt.
7.16 Wie ist die Schadensregulierung für den Fall einer Insolvenz gesichert?
Die Sicherung privatrechtlicher Ansprüche im Fall von Bergschäden ist in § 122 BBergG geregelt.
Danach soll bei Ausfall eines Schuldners die Erfüllung von Schadensansprüchen durch die
Bergschadensausfallkasse gewährleistet werden. Nach § 122 Abs. 2 BBergG haftet die
Bergschadensausfallkasse bei einem Ausfall an Stelle der nach den §§ 115 und 116 BBergG
Ersatzpflichtigen für den Ersatz des Bergschadens. Die Bergschadensausfallkasse ist vor allem dann
von Bedeutung, wenn zwischen der Schadensverursachung und dem Entstehen eines Bergschadens
ein längerer Zeitraum liegt und der eigentlich zahlungspflichtige Unternehmer „nicht mehr existiert
oder zahlungsunfähig ist“. 44 Nach Bundesberggesetz ist eigentlich vorgesehen, dass die
Bergschadensausfallkasse als Anstalt des öffentlichen Rechts auszugestalten ist. Dazu ist es bisher
jedoch nicht gekommen. Vielmehr haben die im Bergbau tätigen Unternehmen den privatrechtlich
geführten Verein der „Bergschadensausfallkasse e.V.“ gegründet. Der Zweck des Vereins besteht
ausschließlich darin, den Ersatz von ausgefallenen Bergschadensansprüchen sicherzustellen. 45
Weder im Gewässerschutzrecht noch im Umweltschadensrecht finden sich entsprechende
Regelungen oder Vorgaben zur Deckungsvorsorge.
Diese Frage wird im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen
Erdgasförderung mittels Fracking“ in Kapitel 4.2 Deckungsvorsorge behandelt.
7.17 Stimmt es, dass die Förderfirmen zwar die Bohrstelle herrichten, für Langzeitschäden aber die
Verpächter aufkommen müssen? Und wenn diese angesichts der hohen Kosten Konkurs
anmelden, müssen die Kosten dann von der Allgemeinheit getragen werden? und
7.18 Wie steht es mit Beteiligungspflichten gegenüber betroffenen Privatpersonen, Trägern
öffentlicher Belange und zuständigen Behörden sowie Unternehmen? und
7.19 Müssen die Unternehmen Zahlungen leisten?
Der Schadensausgleich erfolgt durch Schadensersatz aus Gefährdungshaftung - nach § 114 BBergG
für Körper- und Sachschäden, nach § 89 WHG für Schäden durch Gewässerverunreinigung und nach
USchadG für Umweltschäden. Die Regulierung erfolgt nach dem Verursacherprinzip durch den
Schädiger. Dies ist das Unternehmen, dass die Maßnahme verantwortet, bei einem Unterauftrag der
Auftraggeber. Bei Ausfall des Schädigers kommt die Bergschadenskasse für den Schaden auf. S.
hierzu auch die Antworten auf die Fragen 7.13 und 7.16.
Diese Frage wird im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen
Erdgasförderung mittels Fracking“ in Kapitel 4 Haftung für Schäden behandelt.
44
45
Kremer/Neuhaus gen. Wever, Bergrecht, 2001, Rn. 501.
Kremer/Neuhaus gen. Wever, Bergrecht, 2001, Rn. 502.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 51

7.20 Flächendeckende Bohraktivitäten werden sich sehr negativ auswirken auf Bemühungen, das
Münsterland als Ferienland zu entwickeln. Lässt sich der entstehende Schaden quantifizieren?
Ob es einen Schaden gibt, und wie hoch dieser ggf. ist, lässt sich ohne sorgfältige Untersuchungen
nicht beantworten. Es bedürfte dazu einer Erhebung bei den Tourismusverbänden darüber, welche
wirtschaftlichen Leistungen genau erbracht werden und wovon diese abhängen. Außerdem wäre es
gut, wenn man parallel eine Tourismusregion untersuchen könnte, in der bereits gefrackt wird – etwa
in Pennsylvania.
7.21 Durch die sinkende Wohnqualität werden die Immobilienpreise sinken. Gibt es dazu
Erfahrungswerte aus anderen Regionen?
Sinkende Immobilienpreise sind ein mögliches Szenario, aber keineswegs sicher. Will man hierzu
Informationen bekommen, so bedarf es einer umfassenden Untersuchung. Die tatsächlichen Preise
von Immobilien kann man nur über Kaufpreisstatistiken erhalten – also über eine Aufstellung der
tatsächlich bei Verkäufen gezahlten Preise. In diese Preise gehen eine Vielfalt von Faktoren ein,
davon ist eine benachbarte Erdgasproduktion ein Faktor. Andere sind die genaue Lage des
Grundstücks, die Abmessung, die Qualität des Gebäudes, die Nachbarschaft etc. Will man den
genauen Einfluss der Erdgasproduktion ermitteln, benötigt man einen Vergleich von gleichartigen
Immobilien (bezüglich Lage, Alter, Ausstattung etc.) – eines naher einer Erdgasproduktion und eines
ohne Erdgasproduktion in der Nähe. Dies kann man nur dort machen, wo bereits Erdgas gefördert
wird. Die Ergebnisse einer solchen Untersuchung müsste man dann auf die Gebiete übertragen, in
denen eine Erdgasproduktion geplant ist. Würde man Untersuchungen in Gebieten mit konventioneller
Förderung in Niedersachsen durchführen, würde man insofern einen Fehler machen, als die
flächenhaften Auswirkungen nicht berücksichtig werden. Insofern könnte es helfen, in Regionen im
Ausland (z.B. Pennsylvania) den möglichen Effekt auf Immobilienpreise zu messen. Allerdings wäre
der Aufwand, solche Erfahrungswerte auf die z.B. im Münsterland gegebene ortspezifische
Immobilienpreissituation abzustellen, wahrscheinlich sehr hoch.
Dass derartige Untersuchungen möglich sind und zu belastbaren Ergebnissen führen, zeigt der
Umgang mit Sanierungsgebieten. Der Gesetzgeber schreibt vor, dass in städtebaulichen
Sanierungsgebieten die Immobilieneigentümer einen Beitrag zu den Sanierungskosten zahlen. Und
zwar in Abhängigkeit davon, ob mit der Sanierung ein Anstieg des Immobilienwertes verbunden ist.
Die Städte geben dann aufwändige Immobilienpreisuntersuchungen in Auftrag, um diese Beiträge
errechnen zu lassen. In diesen Untersuchungen wird ermittelt, wie hoch der mögliche Kaufpreis der
Immobilien im Sanierungsgebiet tatsächlich ist, und wie hoch er wäre, wenn die Maßnahmen zur
Sanierung des Stadtteils nicht ergriffen worden wären.
7.22 Ländliche Gemeinden im Umfeld des Ruhrgebietes und der Stadt Münster sind beliebt als
stadtnahe Wohnsitze. Durch flächendeckende Bohraktivitäten verlieren sie ihre Attraktivität und
somit wesentliche Entwicklungsimpulse. Lässt sich der Schaden quantifizieren?
Der Verlust an Attraktivität würde sich ebenfalls in den Immobilienpreisen wieder finden, so dass auch
für diese Frage differenzierte Betrachtungen für die einzelnen Orte und Ortsteile erforderlich wären.
Die Frage ist aber hier auch, ob es alternative und vergleichbare ländliche Wohnräume gibt, die dann
im Wettbewerb erfolgreich wären.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 52

8 Weitere Fragen
8.1 Übertragbarkeit aus den USA
- Worin liegt der Unterschied zwischen amerikanischem und europäischem Fraccing?
- Wie sind die Schadensfälle in den USA zu bewerten?
- CBM-Gewinnung in den USA - ein geologischer Vergleich zum Münsterland
- Inwieweit lassen sich die Erfahrungen und die Bedingungen der Förderung aus den USA auf
Deutschland / auf NRW / auf das Münsterland übertragen?
Zu den Fragen „Übertragbarkeit aus den USA“ siehe Ausführungen im USA-Reisebericht des
Expertenkreises (http://dialog-erdgasundfrac.de/bericht-reise-expertenkreis-USA).
8.2 Erdbeben
8.2.1 Erdbeben: Welche Gefahren gehen vom Fracken aus?
Fracken bricht das Gestein nur in unmittelbarer Nähe von wenigen zehn Metern um das Fracking-
Intervall des Bohrlochs herum auf. Dies geschieht mit vielen kleinen Brüchen, die jeder nur eine Länge
von etwa einem Meter hat. Ein fühlbares Erdbeben setzt das Aufbrechen der Erdkruste in einem
einzigen Schalg auf mindestens hundert Meter Länge voraus. Die dazu nötige Verspannung des
Gesteins kann nicht durch Fracking, sondern nur durch tektonische Prozesse der
Plattenverschiebung, der Salztektonik oder der nacheiszeitlichen Hebung Norddeutschlands erzeugt
werden. Allerdings wäre vor vorstellbar, dass Fracking solch ein tektonisches Beben auslösen kann.
Die Bedinungen hierfür sind allerdings sehr speziell, und bisher weltweit nur ein einziges Mal für die
Schiefergasproduktion in Nord-England beobachtet worden. Auch für diesen Fall wurde ein Konzept
entwickelt, wie durch empfindliche seismsiche Beobachtung und Steuerung der Fracking-Parameter
das erneute Auftreten fühlbarer Beben vermieden werden kann.
8.2.2 Kann ausgeschlossen werden, dass sich durch das Fracen Erdbeben ereignen? Wie kam es
zu dem Erdbeben mit einer Stärke von 4,5 in Niedersachsen im Jahr 2004, welches auf die
Gasförderung zurückgeführt wird? War das Erdbeben auf einen Fracvorgang zurückzuführen?
Wenn nein, worauf dann? Könnte sich dies in unserer Gegend wiederholen? Wo liegen die
Unterschiede zu der konkreten Stelle in Niedersachsen?
Der Zusammenhang des M 4.5 Bebens bei Rotenburg im Jahr 2004 mit der Gasförderung wird immer
noch in der Wissenschaft diskutiert, da eine einfache Zuordnung entsprechend der Erfahrungen bei
der Gasproduktion im benachbarten Holland nicht möglich ist. Klar ist, dass die Vorspannung der
Erdkruste für diese Beben nicht allein aus der Gasproduktion resultieren kann. Ein zeitnah
ausgeführtes Fracking ist nicht bekannt. Grundsätzlich ist auch für die weiteren Teile
Norddeutschlands und des Münsterländer Beckens - unabhängig von jeder Gasförderung - ein sog.
Intraplattenbeben bis zur Intensität V bis VI, also der Stärke des Rotenburg-Bebens von 2004 nicht
völlig ausgeschlossen.
8.2.3 Wenn es zu Erdbeben kommen kann, ist es dann ausgeschlossen, dass sich Störungszonen
hierdurch ausbilden? Welchen Einfluss kann hier der Strontianitbergbau haben?
Der Strontianit-Abbau im südlichen Münsterland wurde bergmännisch bis max. 110 m Tiefe
durchgeführt. Das ggf. zu fördernde Kohleflözgas liegt etwa 1.000 m tiefer. Ob dabei Fracking
eingesetzt wird, ist nach derzeitigem Erkundungstand noch unklar. Auch unabhängig von der
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 53

Gasförderung sind in Norddeutschland und im Münsterländer Becken Erdbeben, sog.
Intraplattenbeben möglich - allerdings nur extrem selten und mit Bebenstärken, die zwar kleine
Hausschäden wie Putzrisse verursachen können, aber nicht zu einem konstruktiven
Gebäudeversagen führen. Auch die sich dann ausbildenden Störungszonen sind nicht so groß, dass
sie Gesteinsschichten von Kohleflözgas bis zu den historischen Strontianit-Stollen durchstoßen
würden.
8.2.4 Durch Fracking können kleinere Erdbeben ausgelöst werden. Wieweit können dadurch Klüfte
oder Risse im Emscher-Mergel der Kreide entstehen oder Schäden an der Oberfläche
entstehen?
Die Auslösung von Erdbeben durch Fracking ist nicht zwangsläufig, sondern an das seltene
Zusammentreffen sehr spezieller Bedingungen für die tektonischen Vorspannungen, für die
Orientierung vorhandener Schwächezonen, für die Nähe des Fracking-Intervalls zu diesen
Schwächezonen sowie einem großen Einpressvolumen gebunden. Es gibt bisher nur einen einzigen
dokumentierten Fall weltweit, bei dem in Nord-England 2011 während des Frackens einer
Schiefergasbohrung leichte, aber doch spürbare Erdbeben ausgelöst wurden. Auch dieser Fall wäre
durch ein geeignetes Monitoring mit Ampel-Konzept vermeidbar gewesen. Die im routinemäßigen
Betrieb des Fracking erzeugten Brüche sind mit Bruchlängen von wenigen m so klein und nahe des
Fracking-Intervals, dass sie keine größeren Grundwasserbarrieren wie den Emscher-Mergel
durchstoßen können. Unabhängig vom Fracking haben selbst die stärksten jemals gemessenen
Erdbeben in den holländischen und norddeutschen Erdgasgebieten an der Oberfläche nur leichte
Hausschäden wie Putzrisse, aber kein konstruktives Versagen verursachen können - obwohl sie
natürlich der ansässigen Bevölkerung einen riesigen Schrecken eingejagt haben.
8.2.5 Kann man verhindern, dass durch natürliche oder fracking-bedingte Erdbeben Verbindungen
zwischen dem Fracking-Horizont und dem Trinkwasser-Horizont entstehen?
Selbst das größte gemessene Erdbeben in Norddeutschland bei Rotenburg 2004 hatte nur eine
Herdfläche von 2 km Höhe und 4 km Länge, der mittlere Versatz betrug etwa 1,6 cm. Da das Zentrum
des Bebens in mehr als 5 km Tiefe lag, wurden oberflächennahe Schichten nicht verschert. Mit einem
Ampelkonzept von grün=unbedenklich, gelb=Einschränkung und rot=sofortiger Stopp des Fracking
kann die Auslösung fühlbarer Erdbeben schon weit unter dem Niveau des Rotenburg Bebens
vermieden werden. Dazu wird die Seismizität instrumentell überwacht mit einer Empfindlichkeit, die
mindestens zehnmal unter dem schwächsten, in der Nacht fühlbaren Erdbeben liegt. Die durch das
Fracking dann noch übrig bleibenden Nano-Erdbeben sind Brüche von wenigen m Länge und dienen
dem Aufbrechen des Gesteins für eine erfolgreiche Gasförderung.
8.3 Verkehr/Transport/Flächenverbrauch/Lärm
8.3.1 Wie werden die geförderten Gase transportiert?
Die geförderten Gase werden über unterirdische Gasleitungen (z.B. DN 200-400) transportiert.
8.3.2 Wie erfolgt der Emissionsschutz (z.B. Lärm)?
Schallschutz erfolgt zunächst durch die Einhaltung von Schutzabständen. Falls erforderlich werden
über geeignete Schallschutzmaßnahmen, z.B. Schallschutzwände, Schalleinwirkungen begrenzt.
Sonstige Maßnahmen zum Emissionsschutz sind z.B. Staubminderungsmaßnahmen (Befestigung der
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 54

Betriebsfläche in Asphalt/Betonbauweise, Sauberhalten der Betriebsfläche u. Verkehrswege),
Eingrünungsmaßnahmen und Maßnahmen zur Abgasminimierung beim Betrieb von Dieselaggregaten
(Einsatz von Geräten, die den Abgasnormen entsprechen; bei größeren Anlagen Einhaltung der
Emissionsgrenzwerte nach Bundes-Immissionsschutzgesetz, Alternativantrieb (z.B. elektrisch)).
8.3.3 Wie groß ist die Lärmbelastung beim Bohren und beim Fracking?
Die schalltechnische Belastung nimmt mit zunehmender Entfernung zur Bohrstelle ab. Es gilt die
Immissionsrichtwerte der TA Lärm (Tag- und Nachtwerte) einzuhalten. Diese richten sich nach den
jeweiligen Gebietswidmungen (z.B. Allgemeines Wohngebiet, Mischgebiet etc.). Wie bereits
durchgeführte Rechnungen (Rahmenbetriebsplan Bötersen Z 11) ergeben haben, liegt die
schalltechnische Belastung während der Bohrungen in einer Entfernung von ca. 50-100 m bei ca. 60
dB(A) und verringert sich in einer Entfernung von ca. 175 – 500 m auf einen Pegel von ca. 45 dB(A)
(ohne Berücksichtigung besonderer Schallschutzmaßnahmen).
8.3.4 Welchen Belastungen unterliegen Straßen und Wirtschaftswege? Gibt es vorab eine
Bestandsaufnahme?
Straßen und Wirtschaftswege müssen dem benötigten Schwerlastverkehr Stand halten. Das
Verkehrsaufkommen für die Durchführung der Bohrungen (Exploration bzw. Feldesentwicklung) kann
mit wöchentlich rd. 30 LKW abgeschätzt werden. Für Phasen des Frackings erhöht sich das
Verkehrsaufkommen auf wöchentlich rd. 60 LKW. Ein höheres Verkehrsaufkommen beschränkt sich
auf eng begrenzte Zeiten von Auf- und Abbauarbeiten inkl. Abfuhr des „back-flow“ (dann wöchentlich
bis zu 100 LKW). Eine Bestandsaufnahme kann bei vorhandenen Zuwegungsstraßen im Einzelfall
durchgeführt werden.
8.3.5 Wie wird die Zuwegung geregelt?
Im Rahmen der standörtlichen Gegebenheiten werden vorhandene Wegestrukturen (Straßen,
Feldwege, Bewirtschaftungswege etc.) genutzt. Im Bedarfsfall werden kleinere Feldwege für den
Schwerlastverkehr ausgebaut bzw. neue Zuwegungen errichtet.
8.3.6 Kann man Transportwege frühzeitig darstellen (schon beim Genehmigungsverfahren)?
Die Transportwege lassen sich bei der konkreten Standortplanung beschreiben und darstellen.
8.3.7 Ist mit einer Vielzahl von Förderbohrungen pro Probebohrung zu rechnen?
Zunächst wird im Regelfall je Bohrplatz eine Erkundungsbohrung abgeteuft. Im Falle einer
Erdgasfündigkeit kann dann - während der Phase der Feldesentwicklung - ein Bohrplatz zu einem
Clusterplatz mit maximal 20 Bohrungen ausgebaut werden.
8.3.8 Wie hoch wären der Flächenverbrauch und die Versiegelung von Fläche im Fall einer
kommerziellen Gewinnung?
Der Flächenverbrauch für einen Clusterplatz (Bohrplatz mit mehreren Bohrungen; bis zu 20 Stk.) liegt
bei ca. 1 ha. Zusätzlich zu der Flächeninanspruchnahme durch Bohrplätze sind Leitungsführungen
und Nebenanlagen (z.B. Gasaufbereitungsanlagen) zu betrachten. Die Leitungsführung stellt eine
temporäre Flächeninanspruchnahme dar, da die Leitungsgräben nach der Leitungsverlegung wieder
verschlossen und (unter gegebenen Schutzvorkehrungen und Sicherheitsabständen; im Regelfall
beidseitig 2 m) erneut genutzt werden können. Bei einer flächenhaften Erschließung von Gebieten ist
ein plausibler Modellansatz:
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 55

alle 9 km² ein Bohrplatz. Dadurch erhöht sich der Flächenverbrauch entsprechend. Zusätzlich
benötigte Flächen (z.B. für Leitungen, Nebenanlagen etc.) können dann
zusammengeführt/zentralisiert werden etc.
8.3.9 Anzahl der Bohrtürme? Wird nach der Förderung alles komplett zurückgebaut?
Es befindet sich in der Regel ein Bohrturm auf dem Bohrplatz. Werden mehrere Bohrungen
durchgeführt (Clusterplatz), werden diese nacheinander abgeteuft. Nach der Bohrphase wird der
Bohrturm komplett zurück gebaut.
Die Anzahl der Bohrtürme, welche gleichzeitig eingesetzt werden können, richtet sich bei einer
raumbedeutsamen flächenhaften Feldeserschließung nach der Größe des Explorationsfeldes. Laut
ExxonMobil ist der Einsatz von gleichzeitig 4 Bohrgeräten geplant. Bei sehr großräumigen
Gewinnungsgebieten kann sich die Anzahl der Bohrgeräte ggf. erhöhen.
Nach Beendigung der Gasförderung (ca. 15-30 Jahre) wird der Bohrplatz komplett zurück gebaut.
8.3.10 Wie lange bleibt das Bohrgerüst am Bohrplatz? Wie lange bleibt der Bohrplatz insgesamt
eingerichtet? Wie viel Fläche verbraucht der Bohrplatz?
Zunächst wird eine Erkundungsbohrung abgeteuft. Dies beansprucht einen Zeitraum von ca. 6
Wochen. Danach wird die Bohrausrüstung abgebaut und es folgt die Genehmigungsphase für die
Erdgasförderung. Nachdem die Genehmigung erteilt ist, wird die Bohrung in der Regel zu einem
Clusterplatz ausgebaut und es werden mehrere Bohrungen (bis zu 20 Stk.) abgeteuft. Dieser
Bohrzeitraum kann mit rd. 14 Monaten pro Bohrplatz abgeschätzt werden. Nach Beendigung der
Bohrungen wird das Bohrgerüst abtransportiert. Die Flächeninanspruchnahme für einen Bohrplatz
liegt bei ca. 1 ha.
8.3.11 Wie lange wird eine Bohrung voraussichtlich Erträge abwerfen? Wann ist mit einem
vollständigen Rückbau einer Bohranlage zu rechnen?
Die Erdgasförderung kann mit einem Zeitraum von ca. 15 - 30 Jahren abgeschätzt werden. Nach
Beendigung der Erdgasproduktion wird der Bohrplatz rückgebaut und die Fläche wird in den
ursprünglichen Zustand zurückgeführt (z.B. landwirtschaftlich genutzte Fläche).
8.3.12 Wie groß ist der Abstand zwischen den einzelnen Bohrplätzen?
Der Abstand ergibt sich aus der Größe des unterirdischen Feldes und kann im wahrscheinlichsten Fall
mit (im Durchschnitt ) ca. 3 km abgeschätzt werden. Im Einzelfall sind höhere oder geringere
Abstände möglich. Dies ist abhängig von oberirdischen Restriktionen (z.B. Ausschlussflächen, wie
z.B. Siedlungsgebiete) und unterirdischen (geologischen) Randbedingungen.
8.3.13 Wer bezahlt die Infrastruktur (Zuwegung schwerlastverkehrtauglich, Wasser- und
Stromversorgung etc.)?
Die Kosten für infrastrukturelle Einrichtungen (Wege, Stromversorgung etc.) übernimmt der
Vorhabenträger.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 56

8.3.14 Mit welchem Schwerlastverkehr ist zu rechnen?
Es ist mit Schwerlastverkehr im Rahmen geltender Regelungen zu rechnen (44 t, Straßenverkehrs-
Zulassungs-Ordnung).
8.3.15 Wie viel Schwerlasttransporte sind pro Bohrplatz bei der Einrichtung, der Durchführung der
Bohrung, beim Fracking zu erwarten?
Nach einer ersten Abschätzung ergibt sich das LKW-Aufkommen wie folgt:
Es ist von einem LKW-Aufkommen während der Durchführung der Bohrungen (Exploration bzw.
Feldesentwicklung) von wöchentlich ca. 25-30 LKW auszugehen. Für Phasen des Frackings erhöht
sich das Verkehrsaufkommen auf wöchentlich rd. 60 LKW (zeitliche Überlagerung der Bohr- und
Fracking-Vorgänge). Ein höheres Verkehrsaufkommen beschränkt sich auf eng begrenzte Zeiten von
Auf- und Abbauarbeiten inkl. Abfuhr des „back-flow“ (dann wöchentlich bis zu 100 LKW/TKW).
8.3.16 Flächenverbrauch und Nutzungskonflikte - Welche konkreten Auswirkungen sind für die
Flächennutzer der Forst- und Landwirtschaft zu erwarten? Sehen Sie hier Risiken für die
zukünftige Entwicklung?
Soweit von der Flächeninanspruchnahme landwirtschaftliche bzw. forstwirtschaftliche Nutzflächen
betroffen sind, entfällt die Nutzung für die gesamte Dauer von der Exploration bis zum Abschluss der
Erdgasförderungen (Gesamtzeitraum von bis zu rd. 32 Jahren pro Bohrplatz). Im Falle einer Rodung,
kann der Holzschlag wirtschaftlich genutzt, d.h. verkauft werden.
Nach Rückbau des Bohrplatzes (Flächenversiegelung / technische Einrichtungen) und Aufbringung
von Oberboden kann die Fläche dann wieder einer landwirtschaftlichen Nutzung zugeführt werden
oder – im Falle einer forstwirtschaftlichen Vornutzung – wieder aufgeforstet werden.
Indirekte Auswirkungen könnten sich auf benachbarten Bewirtschaftungsflächen ergeben, falls durch
den Bohrplatz bzw. die Zuwegungen ungünstig geschnittene Restflächen verbleiben, die nur mit
erhöhtem Bewirtschaftungsaufwand zu nutzen wären. Im Regelfall werden solche Flächen mit
gepachtet, so dass in der Praxis derartige indirekte Auswirkungen nicht zum Tragen kommen.
Im Einzelfall ist nicht auszuschließen ist, dass sich für angrenzende landwirtschaftliche Nutzflächen
ggf. Vermarktungsprobleme ergeben könnten (z.B. bei örtlicher Direktvermarktung).
Zusätzlich zu Flächen, die direkt durch den Bohrplatz beansprucht werden, können im Rahmen der
Ausgleichskonzeption Flächen benötigt werden, um den Eingriff (nach § 14 BNatSchG) umfassend
auszugleichen. Der Umfang der benötigten Ausgleichsflächen ist ohne konkrete Standortbestimmung
nicht abschätzbar. Im Falle einer landwirtschaftlichen Vornutzung ist ein Kompensationsbedarf im
gleichen Flächenverhältnis (1:1) nicht zu erwarten, da es sich bei landwirtschaftlich genutzten Flächen
meist um geringwertige Biotopstrukturen handelt (z.B. intensiv genutzter Acker). Im Rahmen des
Kompensationskonzeptes kann auf weitaus kleinerer Fläche mit der Herstellung eines höherwertigen
Biotops der Ausgleich erreicht werden.
Risiken für die zukünftige Entwicklung sind nur überschlägig abzuschätzen und schwer zu
prognostizieren. Im Falle einer flächenhaften Erschließung von Erdgasfeldern können sich
raumwirksame Flächenverluste ergeben, welche die landwirtschaftliche bzw. forstwirtschaftliche
Nutzung im betroffenen Gebiet einschränken können. Der direkte Flächenkonflikt zwischen Landbzw.
Forstwirtschaft und unkonventioneller Erdgasgewinnung kann (im ungünstigsten Fall) zu
wirtschaftlichen Einbußen in der Land- bzw. Forstwirtschaft führen.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 57

8.4 Ökonomische Effekte
Welchen Einfluss hat die oberirdische Siedlungs- und Nutzungsstruktur auf die wirtschaftliche
Förderung von unkonventionellen Erdgasvorkommen?
Je dichter die Siedlungsstruktur ausfällt, desto höher sind sowohl die ökonomischen Risiken, die mit
einem Un- oder Störfall einhergehen, als auch die wirtschaftlichen Beeinträchtigungen, die der
Normalbetrieb auslösen kann. Das beginnt bei Lärm- und Lichtemissionen für die Anwohner und kann
über Beeinträchtigungen des Tourismus, der Landwirtschaft und des Naturschutzes bis hin zur
Ernährungsindustrie reichen. In Deutschland müssen schon deswegen die Vorsorgeaufwendungen
(z.B. für Licht- und Lärmschutz) umfangreicher ausfallen als das in den USA üblicherweise der Fall ist.
Bei Risiken beispielsweise für das für Trinkwasserzwecke oder Bewässerung genutzte Grundwasser
gilt dasselbe, um die potentiellen Auswirkungen gering zu halten.
Allerdings ist nicht nur die Siedlungsdichte entscheidend, sondern auch die Siedlungsstruktur. So ist
die im Münsterland typische Zersiedelung mit vielen Einzelhöfen außerhalb der geschlossenen
Ortschaften, die zudem eine eigene Trinkwasserversorgung haben, mit größeren Beeinträchtigungen
und Risiken verbunden als eine auf wenige geschlossene Ortschaften konzentrierte Bevölkerung
derselben Anzahl.
8.5 Überwachung
Wie wird die Entsorgung des als problematisch bezeichneten Abwassers (durch die
Kavernengesellschaft Staßfurt) durch die Bergbehörde überwacht?
Soll das Abwasser verpresst werden, ist eine bergrechtliche Zulassung eines Betriebsplans
erforderlich. Erfolgt das Verpressen in eine grundwasserführende Schicht oder erfolgt oder
ausgeschlossen werden kann, dass bewirtschaftungsbedürftiges Grundwasser oder ist dieses
geeignet ist, dauernd oder in einem nicht unerheblichem Ausmaß nachteilige Veränderungen der
Wasserbeschaffenheit herbeizuführen, ist eine wasserrechtliche Erlaubnis erforderlich – s. hierzu
näher Antwort zu Frage 4.2.20.
Diese Frage wird im Gutachten „Rechtliche Rahmenbedingungen der unkonventionellen
Erdgasförderung mittels Fracking“ in Kapitel 3.1.3. Zuständigkeiten, Kapitel 3.1.1.2
Gewässerschutzrecht und Kapitel 6.2 Strahlenschutzrecht behandelt.
8.6 Weiteres
8.6.1 Gibt es Bereiche, in denen man ein Erkundungsbohrungen / Fraccing / Förderung von
Erdgasvorkommen nicht durchführen sollte: Trinkwasserschutzzonen / Wasserschutzgebiete
oder andere sensible Gebiete?
8.6.2 Gibt es Bereiche im Münsterland, in denen man nicht fracken sollte?
Siehe hierzu Empfehlungen des Expertenkreises unter http://dialog-erdgasundfrac.de.
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 58

9 Quellen
- Anfrage BGR nach NUIG Shales Gas/ Frac-Flüssigkeiten
http://www.hboeck.de/uploads/shalegas-standorte-niedersachsen.pdf
- Anfrage Wibke Brems an das Ministerium für Wirtschaft, Energie, Bauen, Wohnen und Verkehr
des Landes Nordrhein-Westfalen, 40190 Düsseldorf. Frau Wibke Brems MdL Platz des Landtags
1 40221 Düsseldorf. Aktueller Stand der Förderung von unkonventionellem Erdgas in Nordrhein-
Westfalen. 23. September 2010.
- Bündnis 90 Die Grünen. Fragen und Antworten zu unkonventionellem Erdgas. Dipl.-Ing. (FH)
Wibke Brems MdL, Dipl.-Kulturw. Katrin Uhlig, Saskia Ellenbeck M.A. Stand 10. Februar 2011.
- CBM-Exploration im Münsterland: Fragen und Antworten. Geologischer Dienst NRW. Stand
15.03.2011.
- CDU-Fraktion Drensteinfurt: Probebohrungen für unkonventionelle Gasvorkommen in den
Kohleflözen und anderen Gesteinen unter Drensteinfurt http://www.cdudrensteinfurt.de/20110114945/exxon-mobiles-antwort-auf-unseren-fragenkatalog.html
- Deutscher Bundestag Drucksache 17. Wahlperiode. Kleine Anfrage der Abgeordneten Oliver
Krischer, Hans Josef Fell, Dorothea Steiner, Ingrid Nestle, Bärbel Höhn, Sylvia Kotting-Uhl,
Undine Kurth (Quedlinburg), Nicole Maisch und der Fraktion BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN: Einsatz
von Chemikalien bei Probebohrungen nach Unkonventionellem Erdgas (10.11.09)
- Deutscher Bundestag Drucksache 17/1867 17. Wahlperiode 27. 05. 2010. Antwort der
Bundesregierung auf die Kleine Anfrage der Abgeordneten Oliver Krischer, Ingrid Nestle, Hans-
Josef Fell, weiterer Abgeordneter und der Fraktion BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN – Drucksache
17/1676 –
- Dirk Jansen, Geschäftsleiter BUND NRW e.V.. Vortrag Unkonventionelle Erdgasvorkommen in
NRW - Gefahr oder Chance? 2011.
- DVGW – Information zur Exploration und Förderung unkonventioneller Erdgaslagerstätten. Stand
15.04.2011.
- Einwohnerfragen zur Kreistagssitzung am 25.10.2010. Exxon mobil.
- Einwohnerfragen zur Kreistagssitzung Steinfurt http://files.me.com/markus.knaepper/hf7lev
- ESPELKAMP: Osterheider gehen auf die Straße: Angst vor starkem Lastwagenverkehr im Zuge
der Gas-Probebohrungen von Exxon Mobil
- Forderungen Gelsenwasser. Tag des Wassers: Schutz der Ressource Wasser muss Priorität
haben. GELSENWASSER warnt vor Gasbohrungen mit Chemikalieneinsatz in NRW.
- Forderungskatalog der Stadt Damme. 29. März 2011.
- Frage Abgeordneter (GRÜNE) Stefan Wrenzel zu Erdgas in Niedersachsen. Ministerium NI. März
2011.
- Fragen Bürgerversammlung Nordwalde
- Fragen RT Steinfurt. 17.03.11
- Fragenkatalog der IG`s gegen Gasbohren: März 2011.
- Fragenkatalog der Stadt Drensteinfurt: Fragen an die Expertenrunde des ExxonMobil -
Dialogprozesses
- Fragenkatalog zur öffentlichen Anhörung von Sachverständigen zum Antrag der Fraktion der
CDU, Drucksache 15/1190, zum Thema:,,Unkonventionelle Erdgasvorkommen: Grundwasser
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 59

schützen - Sorgen der Bürger ernst nehmen - Bergrecht ändern" am 31. Mai 2011 im Landtag
Nordrhein-Westfalen.
- Gemeinsame Presseerklärung der Bürgerinitiativen aus Borken, Drensteinfurt, Lünne und
Nordwalde zum Diskussionsprozess zur unkonventionellen Gasförderung. 17.03.2011
- Geologischer Dienst NRW: Unkonventionelle Erdgasvorkommen in NRW
- http://www.harobol.de/2010/Exxon.html
- IG Schönes Lünne: Fragen zur Kernbohrung/ Fraccen
https://robertkoop.wordpress.com/tag/lunne/
- Klemens Fuhrmann Minden, 13. April 2011, Kreis Minden-Lübbecke - Umweltamt - Informationsund
Dialogprozess der ExxonMobil über die Sicherheit und Umweltverträglichkeit der Fraccingechnologie
für die Erdgasgewinnung - Fragen an den Expertenkreis
- Kreis Steinfurt. 28.02.11. Wasserwirtschaftliche Anforderungen zu Erdgasbohrungen.
- LANDTAG NORDRHEIN-WESTFALEN 15. Wahlperiode Drucksache 15/1121.
14.01.2011.Antwort der Landesregierung auf die Kleine Anfrage 374 vom 2. Dezember 2010 der
Abgeordneten Dr. Stefan Romberg und Kai Abruszat FDP. Drucksache 15/816. Probebohrungen
nach unkonventionellem Erdgas - Chance oder Risiko?
- Monitor: Fracflüssigkeiten/ Chemikalien
http://www.wdr.de/tv/monitor//sendungen/2010/1118/wasser.php5
- Monitor: Informationspolitik von EM in Damme
http://www.harobol.de/2011/Planfeststellungsverfahren%20Antwortschreiben%2017%2001%2020
11.pdf
- NDR: Leitung Söhlingen http://www.ndr.de/regional/niedersachsen/heide/erdgas109.html
- Niedersächsischer Landtag 16. Wahlperiode Drucksache 16/0000 (01/2011). Anfrage Grüne.
- NTV: Kernbohrungen/ Fraccen / http://www.n-tv.de/panorama/Buerger-sind-in-Aufruhrarticle1920966.html
- NUIG Anfrage zu Söhlingen http://www.die-gruenen-bissendorf.de/energiepolitik-in-
bissendorf/erdgasbohrung-in-bissendorf/114-grundwasser-von-soehlingen-durch-erdgasleitung-
- Öffentliche Veranstaltung, Landtag NRW. Vortrag Dr. Werner Zittel, LBST. Düsseldorf, 10.
November 2010;
- Oliver Krischer; MdB Bündnis 90 Die Grünen. Hintergrundpapier zu Unkonventionellem Erdgas.
05.11.2010.
- Open space-Veranstaltung Osnabrück
- Plattform Informations- und Dialogprozess
- Positionspapier des Lenkungsausschusses „Wasserpolitik“ der BDEW-Landesgruppe NRW.
Stand: 10. 02. 2011.
- Resolution des Rates der Kreisstadt Steinfurt. 21.03.2011.
- SPD Fraktion Lünne: Erkundung von Gasvorkommen in Lünne, Fragen bezüglicher Probebohrung
und einer möglichen Förderung http://www.noz.de/lokales/51298593/erdgasbohrungen-in-luennespd-sieht-informationsbedarf
- SPD Gemeinde Lünne: Kernbohrung in Lünne
http://www.noz.de/lokales/51298593/erdgasbohrungen-in-luenne-spd-sieht-informationsbedarf
- Spiegel online: Frac-Flüssigkeit/ Chemikalien
http://www.spiegel.de/wirtschaft/unternehmen/0,1518,725697,00.html
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 60

- UBA-Bericht: Einschätzung der Schiefergasförderung in Deutschland; 29.05.2011
- Unkonventionelle Erdgaslagerstätten. Gespräch BDEW/WEG am
10.01.2011.Besprechungsergebnisse
- Wasserverband Garbsen: Fragen zum Vorhaben Nöpke 2
- WEG Newsletter zu unkonventionellen Lagerstätten http://www.erdoelerdgas.de/filemanager/download/514/WEG%20kompakt%205_2010.pdf
- Weitere Fragen während der Arbeit des Informations- und Dialogprozesses
Beantwortung der Fragen auf Basis im Raum stehender Listen 61