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Letzte Aktualisierung: 16.09.2024
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Wir sparen für Sie bis zu 37% - durch unseren Experten-Vergleich!Was ist LNG? Wofür wird es eingesetzt? Welche Vorteile ergeben sich aus dem Einsatz von Liquefied Natural Gas? Welche Infrastruktur gibt es für LNG in Deutschland?
LNG (Liquefied Natural Gas) ist durch starke Komprimierung oder Abkühlung auf −161 bis −164 °C (112 bis 109 K) verflüssigtes aufbereitetes Erdgas. Es gilt als ein wichtiger Energieträger der Zukunft. Laut BMWi sollen bis 2030 rund 50 Prozent des internationalen Gashandels über LNG abgewickelt werden. ExxonMobil, einer der Marktführer, rechnet mittelfristig mit einer Verdreifachung der Nachfrage. Insbesondere plane Asien, den wachsenden Energiebedarf verstärkt mit LNG zu decken. Obwohl die Kosten der LNG-Herstellung in den letzten Jahren um knapp 20 Prozent gesunken sind, liegen die Investitionen in die Produktions- und Distributionskette von LNG mit Verflüssigung, Seetransport und Wiederverdampfung noch sehr hoch. Für die Zukunft ist angesichts der anhaltend hohen Nachfrage nach Erdgas trotzdem mit weiter steigenden Umsätzen im Bereich LNG zu rechnen.
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Unsere Experten erstellen Dir in wenigen Minuten ein Wärmepumpen-Angebot nach Deinen Wünschen. Digital & kostenlos.Deutschland hat sich entschlossen, Erdgaslieferungen aus Russland durch Beschaffungen aus anderen Ländern insbesondere über die LNG-Kette zu ersetzen. Dazu wird in den Jahren 2022 bis 2027 eine küstennahe Anlande-Infrastruktur einschließlich der notwendigen Netzanbindungen geschaffen. Ein neuer gesetzlicher Rahmen sieht beschleunigte und vereinfachte Genehmigungsverfahren aber auch eine Befristung des Anlagenbetriebs bis 2044 vor.
Im Zuge der aktuellen Energiekrise, des weitgehenden Stopps russischer Erdgaslieferungen sowie des Aufbaus einer LNG-Infrastruktur in Deutschland entstand eine verwirrende Begriffsvielfalt für die Arten und die Verwendungsstufen von Gasen. Besonders häufig ist die Verwechslung von Flüssiggas (LPG) und Flüssigerdgas (LNG). Der begrifflichen Klarheit ebenso wie der Sprachökonomie dienen die zunehmend gebräuchlichen, aus den englischen Fachtermini gebildeten Abkürzungen.
Begriff/ Abkürzung | Definition |
---|---|
LNG | LNG ist bei atmosphärischem Druck durch Kühlung auf einen Temperaturbereich zwischen Minus 161 bis 164 Grad Celsius verflüssigtes Erdgas, das im Wesentlichen aus Methan besteht. LNG steht für Liquefied Natural Gas. Andere Bezeichnungen sind GNL für Gaz Naturel Liquéfié (französisch) oder Flüssigerdgas (deutsch). |
CNG | CNG ist durch Kompression verflüssigtes Erdgas, das überwiegend aus Methan besteht. CNG steht dabei für Compressed Natural Gas. CNG wird den örtlichen oder regionalen Gasnetzen entnommen, bei Umgebungstemperatur auf ein Niveau von etwa 200 bar komprimiert und vor allem als Kraftstoff für Kraftfahrzeuge eingesetzt. |
LPG | LPG oder Flüssiggas ist ein Gasgemisch, das vor allem aus Propan (C3 H8 ) und Butan (C4 H10) besteht. LPG steht für Liquefied Petroleum Gas und wird bereits unter geringem Druck flüssig. Flüssiggas wird als natürliches Nebenprodukt bei der Raffinierung von Erdöl gewonnen und ist vielfältig einsetzbar, unter anderem auch als sogenanntes Autogas. |
Biogas | Biogas ist ein energiereiches Gasgemisch, das bei der Zersetzung von organischem Material unter Luftabschluss anfällt. Es besteht zu etwa 42 bis 75 Prozent aus Methan und wird in der Regel direkt in KWK-Anlagen eingesetzt oder zu Biomethan aufbereitet. |
Biomethan | Biomethan ist aufbereitetes Biogas, das nach Trocknung, CO2-Abscheidung und Entschwefelung die gleichen Verbrennungseigenschaften wie Erdgas hat und in das Gasnetz eingespeist werden kann. |
Die Zerstörung der Ostseepipelines Nord Stream 1 und 2 Mitte 2022 zeigte, dass diese Pipelines zur Sicherung der Erdgasversorgung nicht notwendig sind. Denn Deutschland und Europa verfügen bereits über ein gut ausgebautes Netzwerk von Pipelines und Lieferregionen, das weiter diversifiziert und darüber hinaus im Bedarfsfall durch Flüssiggaslieferungen wie LNG ergänzt werden kann. Sowohl die deutsche als auch die europäische Erdgasversorgung ist damit krisenfest. Dies zeigen Modellrechnungen des Deutschen Instituts für Wirtschaftsforschung (DIW Berlin).
Deutschland hatte lange selbst keinen eigenen LNG-Hafen, kann aber LNG problemlos über die Niederlande beziehen und im gut ausgebauten Pipelinenetz transportieren. Dennoch werden seit 2022 zur Sicherung der deutschen Energieversorgung in Deutschland LNG-Terminals errichtet.
Durch das 2022 in Kraft gesetzte LNG-Beschleunigungsgesetz (LNGG) wurde für die Verkürzung und Verschlankung der Genehmigungsprozesse sowie für eine Anpassung an die Mindestanforderungen der Europäischen Union gesorgt. Das Gesetz umfasst nicht nur
Mit Blick auf die nationalen Klimaziele wird der Betrieb für LNG-Anlagen in Deutschland nur bis Ende 2044 genehmigt. Ein Weiterbetrieb der Anlagen über dieses Datum hinaus soll nur für Wasserstoff oder andere klimaneutrale Gase möglich sein.
Von den festgelegten LNG-Standorten befinden sich die Terminals Wilhelmshaven, Lubmin und Brunsbüttel bereits im Regelbetrieb. Die Inbetriebnahme des Terminals Stade ist für Anfang 2024 geplant. Zu diesen vier schwimmenden Terminals (FSRU) sollen ab 2026 weitere fest an Land errichtete Terminals hinzukommen oder schwimmende Anlagen ersetzen.
Über die bisher errichteten vier schwimmenden Anlagen können rund 14 Milliarden Kubikmeter verflüssigtes Erdgas pro Jahr angelandet werden. Bis Anfang 2024 wird sich die Kapazität auf bis zu 37 Milliarden Kubikmeter erhöhen.
Bis zur Jahresmitte 2023 wurden über die drei bereits im Regelbetrieb tätigen FSRU in Wilhelmshaven, Lubmin und Brunsbüttel etwa 42 Mrd. kWh LNG aus insgesamt sieben verschiedenen Ländern in das deutsche Ferngasleitungsnetz eingespeist. Etwa drei Viertel der Mengen stammten aus den USA. Weitere Lieferländer sind Angola, Trinidad-Tobago, Ägypten, Norwegen sowie die Vereinigten Arabischen Emirate.
Aufgrund der Internationalität des LNG-Handels dürften in Zukunft zahlreiche weitere Länder hinzukommen. Derzeit haben die LNG-Lieferungen einen Anteil von etwa 10 Prozent an den gesamten deutschen Nettoimporten.
Die Verflüssigung von Erdgas durch Kühlung auf -161 bis -167 °C mit der einhergehenden Volumenverringerung auf ein 1/600stel des Normvolumens ermöglicht, dass Erdgas in Form von LNG per Schiff über lange Distanzen und damit global und interkontinental gehandelt werden kann. Das überwiegend aus Methan bestehende LNG (~98 %) weist eine hohe Energiedichte auf und wird nach dem Transport an Import- bzw. Regasifizierungsterminals wieder in den gasförmigen Zustand gebracht und per Pipeline zum Verbraucher transportiert. Zunehmend wird LNG auch als Produkt direkt vermarktet und findet Anwendung z.B. als Kraftstoff in der Schifffahrt und im Schwerlastverkehr auf der Straße.
Der Transport von verflüssigtem Erdgas eignet sich in der Regel nicht für kurze Distanzen, da die Kosten der Verflüssigung als größerer Fixkostenblock zu Buche schlagen. Für längere Strecken ist die Verflüssigung von Erdgas jedoch eine wirtschaftlich sinnvolle Möglichkeit.
Mit der neuen Technologie Floating Liquefied Natural Gas (FLNG) kann auf See gefördertes Erdgas nahe der Förderstelle verflüssigt und zu den Zielmärkten transportiert werden. So lassen sich in Zukunft küstenferne Lagerstätten erschließen, für die der Bau und Betrieb einer Pipeline nicht wirtschaftlich wäre.
LNG kann in großen Lagertanks, welche ein Volumen zwischen 30.000 m3 und 200.000 m3 besitzen, bei atmosphärischem Druck gespeichert werden. Im “small scale Bereich“ sind aber vor allem zylinderförmige Tanks (auch bullet tanks genannt) mit Volumen bis zu 1.000 m3 relevant. Diese Tanks halten einem Druckanstieg von bis zu 15 bar stand. Der Vorteil einer solchen Druckfestigkeit ist, dass das Boiloff Gas (verdampftes LNG in den Tanks), im Gegensatz zu den atmosphärischen Drucktanks, welche über ein Rückverflüssigungssystem verfügen, im Tank verbleiben kann. Die Zeitdauer, in welcher das Boil-off Gas im Tank gelagert werden kann, hängt einerseits von den Tankspezifikationen ab und anderseits wie voll der Behälter ist. Je weniger LNG im Tank, desto mehr Platz gibt es für den Dampf.
Große weltweite LNG-Exporteure sind z. B. Katar, Australien und die USA. Die Schwerpunkte der Nutzung liegen in Ost-Asien, z. B. Japan. In den letzten Jahren sind in zahlreichen europäischen Großhäfen LNG-Terminals zur Aufnahme und Rückumwandlung entstanden.
Schritt | Beschreibung |
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1 | Das geförderte Erdgas wird über eine Pipeline zur Verflüssigungsanlage in einem Hafen transportiert. |
2 | In der Verflüssigungsanlage wird das Erdgas von Schwefel, Stickstoff und Kohlendioxid gereinigt und auf etwa minus 161 Grad Celsius heruntergekühlt. Dadurch verringert sich das Volumen auf ein Sechshundertstel. |
3 | Das tiefgekühlte, verflüssigte Erdgas (LNG) wird in die Tanks eines speziellen LNG-Transportschiffs gepumpt und in den Zielhafen transportiert. Die Schiffsmotoren nutzen LNG als Antriebsenergie. |
4 | Im Zielhafen wird das LNG am LNG-Terminal aus dem Transportschiff abgepumpt und nach der Erwärmung als Erdgas in das Erdgasnetz eingespeist. Nun kann es als Heizenergie oder in der Mobilität eingesetzt werden. |
5 | Eine alternative Form der Nutzung ist der direkte Transport zu einer LNG-Tankstelle. Dort werden spezielle LNG-Schwerlast-Lkws mit dem verflüssigten Erdgas betankt. Auch Schiffe können LNG als Antriebsenergie nutzen. |
6 | Durch die Aufbereitung von Biogas unter sehr niedrigen Temperaturen können die unterschiedlichen Siedepunkte genutzt werden, um die Bestandteile des Rohbiogases zu trennen. Das Ergebnis sind Trockeneis und flüssiges Bio-LNG. |
Erreicht flüssiges Erdgas per Tankschiff seinen Zielort, wird es typischerweise am Anlandepunkt (LNG-Terminal) regasifiziert und über das Gasverteilnetz an die Verbraucher im Inland verteilt. Vor diesem Hintergrund findet in der Energiebilanz keine Unterscheidung des importierten Erdgases nach Transportweg (LNG oder Pipeline) statt.
Erdgas im Sinne der Energiebilanz umfasst folglich verflüssigtes Erdgas (umgerechnet auf die Gasphase, in Mio. kWh zum unteren Heizwert Hi), CNG sowie Pipelinegas. Verluste, die bei der Umwandlung von LNG in die Gasphase entstehen, werden (sofern diese Daten empirisch zur Verfügung stehen) als Energieverbrauch im Energieumwandlungssektor „Erdöl- und Erdgasgewinnung“ (Energiebilanzzeile 37) erfasst. Nach dem Inlandskonzept sind sämtliche Umwandlungs- und Leistungsverluste in der Bilanz zu erfassen, soweit sie innerhalb der Landesgrenzen anfallen.
Besonders im Verkehr müssen die Emissionen gesenkt werden, um das Klima zu schonen. Nach Angaben des Weltverkehrsforums (ITF) verursacht der Verkehrssektor derzeit etwa 14 Prozent der globalen CO2-Emissionen, auf die Schifffahrt entfallen rund drei Prozent. Zudem sind 15 Prozent der globalen Stickoxid- und 13 Prozent der Schwefeldioxidemissionen auf die Schifffahrt zurückzuführen. Die Internationale Schifffahrtsorganisation (IMO) hat daher neue Grenzwerte für Schadstoffemissionen von Schiffen festgelegt, die ab 2020 gelten.
Eine deutlich umweltfreundlichere und sofort verfügbare Alternative zu den Schifffahrtstreibstoffen Schweröl und Marinediesel ist LNG – der sauberste fossile Brennstoff. Und der einzige, der durch den Einsatz von Biogas und synthetischem Erdgas selbst kontinuierlich grüner wird.
LNG verursacht nahezu keine Schwefelemissionen und fast keinen Feinstaub, auch die freigesetzten Stickoxide sinken um etwa 85 Prozent. Zudem sind bis zu 25 Prozent weniger Kohlendioxid gegenüber üblichen Kraftstoffen möglich. Selbst bei einer Betrachtung aller innerhalb der Wertschöpfungskette erzeugten Emissionen verursacht LNG 10 bis 20 Prozent weniger CO2 als Dieselmotoren, wie eine Analyse des europäischen Gasfahrzeugverbands (NGVA) zeigt.
Mit LNG können Reedereien ihre Umweltbilanz schlagartig verbessern und zu mehr Klimaschutz auf unseren Weltmeeren beitragen. Immer mehr Reedereien stelle daher auf auf LNG-Antrieb um. Allein die deutsche Meyer Werft verzeichnet derzeit über ein Dutzend LNG-Cruiseliner in ihren Auftragsbüchern.
Die Verwendung von LNG in Verbrennungskraftmaschinen kann im Vergleich zur Verwendung von Dieselkraftstoff zu 80 bis 90 % niedrigeren NOx-Emissionen bei einer CO-Reduktion von 70 % und einer CO2- Einsparung von ca. 25 % führen. Feinstaub- und SO2-Emissionen sind nicht nachweisbar. Schließlich kann eine Beimengung von regional produziertem LNG aus Biogas zu einer bis zu 80 %-igen Reduktion der CO2- Emissionen führen.
Wissenschaftler des DLR und der TU Hamburg erstellten 2019 im Auftrag von Shell eine Studie, die mögliche Potenziale für den Einsatz von verflüssigtem Erdgas (LNG) als Antrieb von Lkw und Schiffen im Gütertransport aufzeigt. Demnach können im Jahr 2040 im europäischen Straßengüterfernverkehr bis zu 4,7 Millionen Tonnen und im weltweiten Schiffsverkehr etwa 132 Millionen Tonnen Treibhausgas-Emissionen jährlich eingespart werden. Bei Fernverkehrs-Lkw kann die Ersparnis durch die anteilige Verwendung von 30 Prozent erneuerbarem LNG aus Biomasse und aus Reststoffen noch auf etwa 10 Millionen Tonnen gesteigert werden. Besonders viel Potenzial hat der Einsatz von LNG als Alternative zum Schweröl im Schiffsverkehr.
Experten-Wissen: Bei der Aufbereitung von Biogas aus einer Biogasanlage auf Erdgasqualität entsteht beim Einsatz des kryogenen Trennprozesses tiefgekühltes Erdgas: Bio-LNG. Dieses kann uneingeschränkt dem LNG beigemischt werden. Wenn dem fossilen LNG 30 Prozent erneuerbares LNG aus Biomasse oder Reststoffen beigemischt werden, können laut einer Studie des DLR und der TU Hamburg im Szenariojahr 2040 insgesamt etwa 10 Millionen Tonnen Emissionen jährlich eingespart werden.
Diese Vorteile machen LNG zu einer ökologischen Alternative für konventionelle flüssige Kraftstoffe wie Benzin und Diesel. Des Weiteren können LNG-betriebene LKWs durch die für die gasmotorische Verbrennung typische geringe Geräuschentwicklung zur Reduktion der Lärmemissionen beitragen. Im Vergleich zu einem Dieselmotor ist der Gasmotor um bis zu 50 % leiser. Die Lärmbelastung in den Ballungsgebieten ließe sich somit erheblich reduzieren.
Obwohl die Verwendung von LNG als Treibstoff für den Schwerverkehr ständig häufiger wird, ist die fehlende Infrastruktur noch immer die größte Herausforderung für die Verbreitung von LNG als Treibstoff. Neben dem Mangel an Tankstellen stehen aber auch die geringe Akzeptanz bzw. das Unwissen seitens der Verbraucher und der hohe Preis der Fahrzeuge einer großflächigen Einführung entgegen.
Die Kosten eines Trucks könnten aber mit einem Roll-out der Infrastruktur und der Akzeptanz von LNG als bevorzugter Treibstoff über die Zeit gesenkt werden, sodass sie mit Ende dieses Jahrzehnts konkurrenzfähig sind. Derzeit ist ein neuer LNG Lkw noch rund 45.000 bis 55.000 Euro teurer als ein Diesel-Lkw. Diese Mehrkosten sind durch höhere Materialkosten, höhere Sicherheitsanforderungen und einer geringen Produktionszahl zu erklären sind. Die Nachrüstung von einem Diesel-Lkw kostet mindestens 15.000 bis 20.000 Euro, bedingt vor allem durch den teuren LNG Tank, welcher montiert werden muss.
Trotz teurerer Anschaffungskosten bietet LNG als Kraftstoff neben seiner Umweltfreundlichkeit und den Kraftstoffkosten das leisere Arbeitsgeräusch. Dadurch können LNG Trucks auch zu jenen Tagesrandzeiten in Innenstädten fahren, die für andere gesperrt sind.
Ein Nachteil von LNG ist unter anderem die Notwendigkeit einer ziemlich konsistenten Fahrzeugnutzung, denn das LNG im Tank wird trotz Isolierung wärmer. Dadurch verdampft ein Teil des LNG und der Druck im Tank steigt an. Wird dieser Druck nicht verringert (durch das Fahren des Fahrzeuges) erreicht er schließlich ein Niveau, das das erste Überdruckventil öffnet um einen Teil des Dampfes aus dem Tank zu entladen.
Das Zeitintervall zwischen LNG Betankung und Tankentlüftung wird als Haltezeit bezeichnet. Typische Haltezeiten sind in etwa eine Woche, wenn das Fahrzeug nicht gefahren wird. Reichweiten von mit Dieselkraftstoff betriebenen Lkw liegen bei ca. 1.900 km, die von LNG angetriebenen Lkw bei 600 bis 1.000 km. Dadurch müssen LNG Fahrzeuge öfter betankt werden und der Tankvorgang beansprucht zusätzliche Zeit.
Aufgrund der aktuell begrenzten Verfügbarkeit einer LNG Infrastruktur könnten auch zusätzliche Kilometer anfallen, um zur Tankstelle zu gelangen. Außerdem sollte es bei den Betankungskupplungen Standards geben, um alle LNG Fahrzeuge betanken zu können.
Experten-Tipp: Ab dem 1. Januar 2019 werden CNG- und LNG-getriebene LKW von der Mautpflicht befreit. Die Mautbefreiung geht zudem einher mit weiteren staatlichen Anreizen, wie etwa der Fahrzeugsubvention (12.000 Euro pro gekauftem LNG-LKW) sowie der Verlängerung der Energiesteuerermäßigung auf LNG bis 2026.
Neben dem Einsatz von LNG als Brennstoff für Schiffe, sowie für den Schwerverkehr kann LNG auch im Kraftwerksbereich und bei der Wärmeerzeugung genutzt werden. Dabei ist die Entwicklung der „small scale LNG Belieferung“ wichtig. Dazu kann LNG in kleinere Schiffe umgeladen werden, welche dieses dann dezentral über die existierende Transportinfrastruktur verteilen können, zum Beispiel mit Binnenschiffen, Tankwaggons oder Tankwagen. Satellitenanlagen (zur LNG Speicherung) können als „Hub“ in dieser Transportlogistik fungieren.
Die Nutzung der Abwärme der Kraftwerke zur Regasifizierung des LNG könnte ein positiver Nebeneffekt sein, womit die Wirtschaftlichkeit der Kraftwerke weiter erhöht werden kann. Ebenso möglich wäre die Nutzung zu Kühlzwecken, um vielleicht sogar auf die Entnahme von Flusswasser und die damit verbundenen negativen Implikationen (Erhitzung der Gewässer im Sommer, sowie damit einhergehende Sauerstoffarmut) zu verzichten.
Einen vielversprechenden Lösungsansatz für langfristige Speicheraufgaben bietet Power-to-X. Darunter sind alle jene Verfahren zu verstehen, die Ökostrom in chemische Energieträger für die Stromspeicherung, in strombasierte Kraftstoffe für die Mobilität oder Rohstoffe für die chemische Industrie umwandeln.
Mit z.B. Power-to-Liquids lassen sich der Strom- mit dem Treibstoffsektor koppeln. So lässt sich mit Ökostrom beispielsweise Wasserstoff für Brennstoffzellenfahrzeuge, Methan für Erdgasautos, Kerosin für Flugzeuge und verflüssigtes Methan (LNG) für Schiffe klimafreundlich herstellen.
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