Flüssigerdgas

Bei verflüssigtem Erdgas (LNG) handelt es sich um Erdgas (überwiegend Methan, CH₄, mit einer gewissen Beimischung von Ethan, C₂H₆), das zur einfacheren und sichereren drucklosen Lagerung oder Beförderung auf flüssige Form abgekühlt wurde. Es nimmt etwa 1/600 des Volumens von Erdgas in gasförmigem Zustand ein (bei Standardbedingungen für Temperatur und Druck). ⓘ

LNG ist geruchlos, farblos, ungiftig und nicht ätzend. Zu den Gefahren gehören Entflammbarkeit nach der Verdampfung in den gasförmigen Zustand, Gefrieren und Erstickung. Bei der Verflüssigung werden bestimmte Bestandteile wie Staub, saure Gase, Helium, Wasser und schwere Kohlenwasserstoffe entfernt, die in den nachgelagerten Prozessen Probleme verursachen könnten. Anschließend wird das Erdgas durch Abkühlung auf etwa -162 °C (-260 °F) zu einer Flüssigkeit bei nahezu atmosphärischem Druck kondensiert; der maximale Transportdruck wird auf etwa 25 kPa (4 psi) (Überdruck) eingestellt, was etwa einem Viertel des atmosphärischen Drucks auf Meereshöhe entspricht. ⓘ

Das aus Kohlenwasserstofflagerstätten gewonnene Gas enthält in der Regel eine breite Palette von Kohlenwasserstoffprodukten, zu denen in der Regel Methan (CH₄), Ethan (C₂H₆), Propan (C₃H₈) und Butan (C₄H₁₀) gehören. Alle diese Produkte haben unterschiedliche Siedepunkte und Heizwerte, die unterschiedliche Wege zur Vermarktung und auch unterschiedliche Verwendungen ermöglichen. Die "sauren" Elemente wie Schwefelwasserstoff (H₂S) und Kohlendioxid (CO₂) werden zusammen mit Öl, Schlamm, Wasser und Quecksilber aus dem Gas entfernt, um einen sauberen, gesüßten Gasstrom zu erhalten. Werden solche sauren Moleküle, Quecksilber und andere Verunreinigungen nicht entfernt, kann dies zu Schäden an der Anlage führen. Die Korrosion von Stahlrohren und die Amalgamierung von Quecksilber mit Aluminium in kryogenen Wärmetauschern können teure Schäden verursachen. ⓘ

Der Gasstrom wird in der Regel in die verflüssigten Erdölfraktionen (Butan und Propan), die bei relativ niedrigem Druck in flüssiger Form gelagert werden können, und die leichteren Ethan- und Methanfraktionen getrennt. Diese leichteren Methan- und Ethanfraktionen werden dann verflüssigt und bilden den Großteil des verschifften LNG. ⓘ

Erdgas wurde überall dort als wirtschaftlich unbedeutend angesehen, wo gasproduzierende Öl- oder Gasfelder weit von Gaspipelines entfernt sind oder sich in küstennahen Gebieten befinden, in denen Pipelines nicht rentabel sind. In der Vergangenheit bedeutete dies in der Regel, dass das geförderte Erdgas abgefackelt wurde, zumal es im Gegensatz zu Erdöl keine andere praktikable Methode für die Lagerung oder den Transport von Erdgas gab als Pipelines, die die sofortige Verwendung desselben Gases durch die Endverbraucher erforderten. Dies bedeutete, dass die Erdgasmärkte in der Vergangenheit ausschließlich auf lokaler Ebene angesiedelt waren und jede Produktion innerhalb des lokalen Netzes verbraucht werden musste. ⓘ

Durch die Entwicklung von Produktionsverfahren, kryogener Speicherung und Transport wurden die erforderlichen Instrumente geschaffen, um Erdgas auf einem globalen Markt zu vermarkten, der nun mit anderen Brennstoffen konkurriert. Darüber hinaus führte die Entwicklung der LNG-Speicherung zu einer Zuverlässigkeit in den Netzen, die zuvor für unmöglich gehalten wurde. Da die Lagerung anderer Brennstoffe mit einfachen Tanks relativ leicht zu sichern ist, konnte ein Vorrat für mehrere Monate gelagert werden. Mit dem Aufkommen der großtechnischen kryogenen Speicherung wurde es möglich, langfristige Gasreserven zu schaffen. Diese Flüssiggasreserven können durch Regasifizierungsprozesse kurzfristig eingesetzt werden und sind heute das wichtigste Mittel für die Netze zur Deckung lokaler Spitzenbedarfs. ⓘ

Ein typisches LNG-Verfahren. ⓘ

Flüssigerdgastank in Massachusetts ⓘ

Flüssigerdgas ist zu unterscheiden von Flüssiggas (liquefied petroleum gas, LPG oder natural gas liquids, NGL) sowie flüssigem Biomethan (liquefied biomethane, LBM). ⓘ

Besonders zu Transport- und Lagerungszwecken hat LNG/GNL große Vorteile. Ein wirtschaftlicher Transport von gasförmigem Erdgas ist nur in Rohrleitungen möglich. Flüssiggut kann hingegen in besonderen Transportbehältern (z. B. Dewargefäßen) auf der Straße, der Schiene und auf dem Wasser transportiert werden. Bislang spielte diese Art der Beförderung nur eine untergeordnete Rolle, da insbesondere der Energiebedarf für die aufwändige Verflüssigung bei etwa 10 bis 25 Prozent des Energieinhaltes des Gases liegt. Die Transportwirtschaftlichkeitsgrenze von verflüssigtem Erdgas liegt bei etwa 2500 Kilometern, darunter ist der Transport per Erdgas-Pipeline als verdichtetes Erdgas (CNG, Compressed Natural Gas) energetisch wirtschaftlicher. ⓘ

Spezifischer Energiegehalt und Energiedichte

Der Heizwert hängt von der verwendeten Gasquelle und dem Verfahren ab, mit dem das Gas verflüssigt wird. Die Bandbreite des Heizwerts kann ±10 bis 15 Prozent betragen. Ein typischer Wert für den höheren Heizwert von LNG ist etwa 50 MJ/kg oder 21.500 BTU/lb. Ein typischer Wert für den niedrigeren Heizwert von LNG liegt bei 45 MJ/kg oder 19.350 BTU/lb. ⓘ

Für den Vergleich verschiedener Brennstoffe kann der Heizwert als Energie pro Volumen ausgedrückt werden, was als Energiedichte in MJ/Liter bekannt ist. Die Dichte von LNG beträgt je nach Temperatur, Druck und Zusammensetzung etwa 0,41 kg/Liter bis 0,5 kg/Liter, im Vergleich zu Wasser mit 1,0 kg/Liter. Legt man den Mittelwert von 0,45 kg/Liter zugrunde, so ergeben sich typische Energiedichte-Werte von 22,5 MJ/Liter (basierend auf einem höheren Heizwert) oder 20,3 MJ/Liter (basierend auf einem niedrigeren Heizwert). ⓘ

Die volumetrische Energiedichte von LNG ist etwa 2,4-mal so hoch wie die von komprimiertem Erdgas (CNG), was den Transport von Erdgas per Schiff in Form von LNG wirtschaftlich macht. Die Energiedichte von LNG ist mit der von Propan und Ethanol vergleichbar, liegt aber nur bei 60 Prozent der von Diesel und 70 Prozent der von Benzin. ⓘ

Geschichte

Experimente zu den Eigenschaften von Gasen begannen bereits im siebzehnten Jahrhundert. Jahrhunderts hatte Robert Boyle die umgekehrte Beziehung zwischen dem Druck und dem Volumen von Gasen abgeleitet. Etwa zur gleichen Zeit begann Guillaume Amontons, die Auswirkungen der Temperatur auf Gase zu untersuchen. In den nächsten 200 Jahren wurden verschiedene Gasexperimente durchgeführt. In dieser Zeit gab es auch Versuche, Gase zu verflüssigen. Viele neue Fakten über die Natur von Gasen wurden entdeckt. So zeigte Cagniard de la Tour Anfang des 19. Jahrhunderts, dass es eine Temperatur gibt, oberhalb derer ein Gas nicht verflüssigt werden kann. Mitte bis Ende des neunzehnten Jahrhunderts gab es einen großen Vorstoß, alle Gase zu verflüssigen. Eine Reihe von Wissenschaftlern, darunter Michael Faraday, James Joule und William Thomson (Lord Kelvin), führten Experimente in diesem Bereich durch. Im Jahr 1886 verflüssigte Karol Olszewski Methan, den Hauptbestandteil von Erdgas. Bis 1900 waren alle Gase verflüssigt worden, mit Ausnahme von Helium, das 1908 verflüssigt wurde. ⓘ

Die erste groß angelegte Verflüssigung von Erdgas in den USA fand 1918 statt, als die US-Regierung Erdgas verflüssigte, um Helium zu gewinnen, das ein kleiner Bestandteil von Erdgas ist. Das flüssige Erdgas (LNG) wurde nicht gelagert, sondern regasifiziert und sofort in die Gasnetze eingespeist. ⓘ

Die wichtigsten Patente im Zusammenhang mit der Erdgasverflüssigung stammen aus dem Jahr 1915 und aus der Mitte der 1930er Jahre. 1915 patentierte Godfrey Cabot ein Verfahren zur Lagerung von Flüssiggas bei sehr niedrigen Temperaturen. Es handelte sich um eine Thermosflaschenkonstruktion mit einem kalten Innenbehälter in einem Außenbehälter, wobei die Behälter durch eine Isolierung getrennt waren. 1937 erhielt Lee Twomey Patente für ein Verfahren zur großtechnischen Verflüssigung von Erdgas. Ziel war es, Erdgas in flüssiger Form zu speichern, um es bei Kälteeinbrüchen zur Deckung von Energiespitzen nutzen zu können. Aufgrund der großen Mengen ist es nicht praktikabel, Erdgas als Gas in der Nähe des Atmosphärendrucks zu speichern. Wenn es jedoch verflüssigt wird, kann es in einem Volumen gelagert werden, das 1/600 mal so groß ist. Dies ist eine praktische Art der Lagerung, aber das Gas muss bei -162 °C (-260 °F) gehalten werden. ⓘ

Es gibt zwei Verfahren zur Verflüssigung von Erdgas in großen Mengen. Das erste ist das Kaskadenverfahren, bei dem das Erdgas durch ein anderes Gas gekühlt wird, das wiederum durch ein anderes Gas gekühlt wurde, daher der Name "Kaskadenverfahren". Dem Flüssigerdgas-Kreislauf gehen in der Regel zwei Kaskadenprozesse voraus. Die andere Methode ist das Linde-Verfahren, wobei manchmal eine Variante des Linde-Verfahrens, das so genannte Claude-Verfahren, verwendet wird. Bei diesem Verfahren wird das Gas regenerativ abgekühlt, indem es kontinuierlich durch eine Öffnung geleitet und expandiert wird, bis es auf Temperaturen abgekühlt ist, bei denen es sich verflüssigt. Dieses Verfahren wurde von James Joule und William Thomson entwickelt und ist als Joule-Thomson-Effekt bekannt. Lee Twomey nutzte das Kaskadenverfahren für seine Patente. ⓘ

Kommerzieller Betrieb in den Vereinigten Staaten

Die East Ohio Gas Company errichtete 1940 in Cleveland, Ohio, eine kommerzielle LNG-Anlage in vollem Umfang, kurz nachdem ihr Schwesterunternehmen Hope Natural Gas Company aus West Virginia eine erfolgreiche Pilotanlage gebaut hatte. Es war die erste Anlage dieser Art in der Welt. Ursprünglich bestand sie aus drei Kugeln mit einem Durchmesser von etwa 63 Fuß, die verflüssigtes Erdgas bei einer Temperatur von -260 °F enthielten. Jede Kugel enthielt das Äquivalent von etwa 50 Millionen Kubikfuß Erdgas. Ein vierter Tank, ein Zylinder, wurde 1942 hinzugefügt. Er hatte ein Fassungsvermögen von umgerechnet 100 Millionen Kubikfuß Gas. Die Anlage war drei Jahre lang erfolgreich in Betrieb. Das gespeicherte Gas wurde wiederverdichtet und in das Netz eingespeist, wenn Kälteeinbrüche auftraten und zusätzliche Kapazitäten benötigt wurden. Dadurch konnte verhindert werden, dass einigen Kunden während eines Kälteeinbruchs die Gasversorgung verweigert wurde. ⓘ

Die Anlage in Cleveland fiel am 20. Oktober 1944 aus, als der zylindrische Tank brach und Tausende von Gallonen Flüssiggas über die Anlage und die nahe gelegene Nachbarschaft auslief. Das Gas verdampfte und fing Feuer, das 130 Todesopfer forderte. Der Brand verzögerte die weitere Einführung von LNG-Anlagen um mehrere Jahre. Doch in den nächsten 15 Jahren schufen neue Forschungsarbeiten zu Niedrigtemperaturlegierungen und besseren Isoliermaterialien die Voraussetzungen für eine Wiederbelebung der Industrie. Der Neubeginn erfolgte 1959, als ein für den Transport von Flüssiggas umgebautes US-Schiff aus dem Zweiten Weltkrieg, die Methane Pioneer, Flüssiggas von der US-Golfküste nach dem energiearmen Großbritannien lieferte. Im Juni 1964 wurde mit der Methane Princess der weltweit erste speziell für den Transport von Flüssigerdgas gebaute Frachter in Dienst gestellt. Bald darauf wurde in Algerien ein großes Erdgasfeld entdeckt. Der internationale Handel mit LNG entwickelte sich rasch, als LNG aus den algerischen Feldern nach Frankreich und Großbritannien verschifft wurde. Eine weitere wichtige Eigenschaft von LNG war nun genutzt worden. Sobald das Erdgas verflüssigt war, konnte es nicht nur leichter gelagert, sondern auch transportiert werden. So konnte Energie mit LNG über die Weltmeere transportiert werden, wie dies auch bei Erdöl der Fall war. ⓘ

Die LNG-Industrie in den USA wurde 1965 wieder aufgenommen, als eine Reihe neuer Anlagen in den USA gebaut wurden. Der Bau wurde bis in die 1970er Jahre fortgesetzt. Diese Anlagen dienten nicht nur zur Abdeckung von Spitzenlasten wie in Cleveland, sondern auch zur Grundlastversorgung von Orten, die zuvor nicht mit Erdgas versorgt waren. In Erwartung des Bedarfs an LNG-Importen wurden an der Ostküste eine Reihe von Importanlagen gebaut. Der jüngste Boom bei der Erdgasförderung in den USA (2010-2014), der durch Hydraulic Fracturing (Fracking") ermöglicht wurde, hat jedoch dazu geführt, dass viele dieser Importanlagen als Exportanlagen in Betracht gezogen werden. Der erste LNG-Export aus den USA wurde Anfang 2016 abgeschlossen. ⓘ

Lebenszyklus von LNG

LNG-Lebenszyklus. ⓘ

Der Prozess beginnt mit der Vorbehandlung des in das System eintretenden Erdgases, um Verunreinigungen wie H₂S, CO₂, H₂O, Quecksilber und höherkettige Kohlenwasserstoffe zu entfernen. Das Ausgangsgas gelangt dann in die Verflüssigungsanlage, wo es auf -145 °C bis -163 °C abgekühlt wird. Obwohl die Art oder Anzahl der Heizzyklen und/oder der verwendeten Kältemittel je nach Technologie variieren kann, umfasst der grundlegende Prozess die Zirkulation des Gases durch Aluminiumrohrschlangen und die Einwirkung eines komprimierten Kältemittels. Während das Kältemittel verdampft, kühlt sich das Gas durch die Wärmeübertragung in den Rohrschlangen ab. Das LNG wird dann in einem speziellen doppelwandigen, isolierten Tank bei atmosphärischem Druck gelagert und ist bereit für den Transport an seinen endgültigen Bestimmungsort. ⓘ

Das meiste inländische LNG wird auf dem Landweg in Lastwagen/Anhängern transportiert, die für kryogene Temperaturen ausgelegt sind. Diese Einheiten bestehen aus einem inneren Stahl- oder Aluminiumbehälter und einem äußeren Kohlenstoff- oder Stahlbehälter mit einem Vakuumsystem dazwischen, um die Wärmeübertragung zu verringern. Am Standort muss das LNG in vakuumisolierten Lagertanks oder Flachbodentanks gelagert werden. Wenn es zur Verteilung bereit ist, wird das LNG in eine Regasifizierungsanlage gepumpt, wo es in einen Verdampfer gepumpt und wieder in den gasförmigen Zustand erhitzt wird. Das Gas wird dann in das Pipeline-Verteilungssystem eingespeist und an den Endverbraucher geliefert. ⓘ

Produktion

Das in die LNG-Anlage eingespeiste Erdgas wird behandelt, um Wasser, Schwefelwasserstoff, Kohlendioxid, Benzol und andere Bestandteile zu entfernen, die bei den für die Lagerung erforderlichen niedrigen Temperaturen gefrieren oder für die Verflüssigungsanlage schädlich sind. LNG besteht in der Regel zu mehr als 90 % aus Methan. Außerdem enthält es geringe Mengen an Ethan, Propan, Butan, einigen schwereren Alkanen und Stickstoff. Der Reinigungsprozess kann so gestaltet werden, dass nahezu 100 % Methan entstehen. Eines der Risiken von LNG ist die schnelle Phasenübergangsexplosion (RPT), die auftritt, wenn kaltes LNG mit Wasser in Berührung kommt. ⓘ

Die wichtigste Infrastruktur, die für die Produktion und den Transport von LNG benötigt wird, ist eine LNG-Anlage, die aus einem oder mehreren LNG-Trains besteht, von denen jeder eine unabhängige Einheit zur Gasverflüssigung und -reinigung darstellt. Ein typischer Strang besteht aus einem Verdichtungsbereich, einem Propankondensatorbereich sowie Methan- und Ethanbereichen. ⓘ

Der größte in Betrieb befindliche LNG-Strang befindet sich in Katar mit einer Gesamtproduktionskapazität von 7,8 Millionen Tonnen pro Jahr (MTPA). LNG wird auf Schiffe verladen und zu einem Regasifizierungsterminal geliefert, wo sich das LNG ausdehnen und wieder in Gas umwandeln kann. Die Wiederverdampfungsterminals sind in der Regel an ein Speicher- und Pipeline-Verteilungsnetz angeschlossen, um das Erdgas an lokale Verteilerunternehmen oder unabhängige Kraftwerke zu verteilen. ⓘ

Produktion von LNG-Anlagen

Die Informationen in der folgenden Tabelle stammen zum Teil aus Veröffentlichungen der U.S. Energy Information Administration.
Siehe auch Liste der LNG-Terminals ⓘ

Name der Anlage	Standort	Land	Datum der Inbetriebnahme	Kapazität (MTPA)	Unternehmen ⓘ
Gorgon	Insel Barrow	Australien	2016	15 (3 x 5)	Chevron 47%
GLNG	Curtis-Insel	Australien	2015	7.8	Santos GLNG
Ichthys	Browse-Becken	Australien	2016	8.4 (2 x 4.2)	INPEX, Total S.A. 24%
Das Island I Züge 1-2	Abu Dhabi	UAE	1977	3.4 (1.7 x 2)	ADGAS (ADNOC, BP, Total, Mitsui)
Das Island II Zug 3	Abu Dhabi	UAE	1994	2.6	ADGAS (ADNOC, BP, Total, Mitsui)
Arzew (CAMEL) GL4Z Züge 1-3	Oran	Algerien	1964	0.9 (0.3 x 3)	Sonatrach. Stilllegung seit April 2010.
Arzew GL1Z Züge 1-6	Oran	Algerien	1978	7.8 (1.3 x 6)	Sonatrach
Arzew GL2Z Züge 1-6	Oran	Algerien	1981	8.4 (1.4 x 6)	Sonatrach
Skikda GL1K Phase 1 & 2 Züge 1-6	Skikda	Algerien	1972/1981	6,0 (insgesamt)	Sonatrach
Skikda GL3Z Skikda Zug 1	Skikda	Algerien	2013	4.7	Sonatrach
Skikda GL3Z Skikda Zug 2	Skikda	Algerien	2013	4.5	Sonatrach
Angola LNG	Soyo	Angola	2013	5.2	Chevron
Lumut 1	Lumut	Brunei	1972	7.2
Badak NGL A-B	Bontang	Indonesien	1977	4	Pertamina
Badak NGL C-D	Bontang	Indonesien	1986	4.5	Pertamina
Badak NGL E	Bontang	Indonesien	1989	3.5	Pertamina
Badak NGL F	Bontang	Indonesien	1993	3.5	Pertamina
Badak NGL G	Bontang	Indonesien	1998	3.5	Pertamina
Badak NGL H	Bontang	Indonesien	1999	3.7	Pertamina
Darwin LNG	Darwin, NT	Australien	2006	3.7	ConocoPhillips
Donggi Senoro LNG	Luwuk	Indonesien	2015	2	Mitsubishi, Pertamina, Medco
Atlantik LNG	Punkt Fortin	Trinidad und Tobago	1999		Atlantik LNG
Atlantik LNG	Punkt Fortin	Trinidad und Tobago	2003	9.9	Atlantik LNG
SEGAS LNG	Damietta	Ägypten	2004	5.5	SEGAS LNG
Ägyptisches LNG	Idku	Ägypten	2005	7.2
Bintulu MLNG 1	Bintulu	Malaysia	1983	7.6	PETRONAS
Bintulu MLNG 2	Bintulu	Malaysia	1994	7.8	PETRONAS
Bintulu MLNG 3	Bintulu	Malaysia	2003	3.4	PETRONAS
Nigeria LNG	Bonny-Insel	Nigeria	1999	23.5	NNPC (49%), Shell (25,6%), TotalEnergies (15%), Eni (10,4%)
Nordwest Schelf Venture	Karratha	Australien	1984	16.3
Withnell-Bucht	Karratha	Australien	1989
Withnell-Bucht	Karratha	Australien	1995	(7.7)
Sachalin II	Sachalin	Russland	2009	9.6.
Jemen LNG	Balhaf	Jemen	2008	6.7
Tangguh LNG-Projekt	Papua Barat	Indonesien	2009	7.6
Qatargas Zug 1	Ras Laffan	Katar	1996	3.3
Katargas Zug 2	Ras Laffan	Katar	1997	3.3
Katargas Zug 3	Ras Laffan	Katar	1998	3.3
Katargas Zug 4	Ras Laffan	Katar	2009	7.8
Katargas Zug 5	Ras Laffan	Katar	2009	7.8
Katargas Zug 6	Ras Laffan	Katar	2010	7.8
Katargas Zug 7	Ras Laffan	Katar	2011	7.8
Rasgas Zug 1	Ras Laffan	Katar	1999	3.3
Rasgas Zug 2	Ras Laffan	Katar	2000	3.3
Rasgas Zug 3	Ras Laffan	Katar	2004	4.7
Rasgas Zug 4	Ras Laffan	Katar	2005	4.7
Rasgas Zug 5	Ras Laffan	Katar	2006	4.7
Rasgas Zug 6	Ras Laffan	Katar	2009	7.8
Rasgas Zug 7	Ras Laffan	Katar	2010	7.8
Qalhat LNG-Terminal	Qalhat	Oman	2000	7.3
Melkøya	Hammerfest	Norwegen	2007	4.2	Statoil
EG LNG	Malabo	Äquatorial-Guinea	2007	3.4	Marathon Öl
Risavika	Stavanger	Norwegen	2010	0.3	Risavika LNG-Produktion
Dominion Cove Point LNG	Lusby, Maryland	Vereinigte Staaten	2018	5.2	Dominion Ressourcen

Weltweite Gesamtproduktion

Globale LNG-Importtrends, nach Volumen (in rot) und als Prozentsatz der weltweiten Erdgasimporte (in schwarz) (Daten der US EIA) ⓘ

Trends in den fünf wichtigsten LNG-Importländern ab 2009 (Daten der US EIA) ⓘ

Jahr	Kapazität (MTPA) ⓘ
1990	50
2002	130
2007	160
2014	246

Die LNG-Industrie entwickelte sich in der zweiten Hälfte des letzten Jahrhunderts nur langsam, da die meisten LNG-Anlagen in abgelegenen Gebieten stehen, die nicht an Pipelines angeschlossen sind, und weil die Kosten für die Aufbereitung und den Transport von LNG hoch sind. Der Bau einer LNG-Anlage kostet mindestens 1,5 Milliarden Dollar pro 1 MTPA Kapazität, ein Empfangsterminal kostet 1 Milliarde Dollar pro 1 bcf/Tag Durchsatzkapazität und LNG-Schiffe kosten 200 bis 300 Millionen Dollar. ⓘ

In den frühen 2000er Jahren fielen die Preise für den Bau von LNG-Anlagen, Anlandeterminals und Schiffen, als neue Technologien aufkamen und mehr Akteure in die Verflüssigung und Wiederverdampfung investierten. Dadurch wurde LNG als Mittel zur Energieverteilung tendenziell wettbewerbsfähiger, aber steigende Materialkosten und die Nachfrage nach Bauunternehmern haben die Preise in den letzten Jahren nach oben getrieben. Der Standardpreis für ein 125.000-Kubikmeter-LNG-Schiff, das in europäischen und japanischen Werften gebaut wird, lag früher bei 250 Millionen US-Dollar. Als koreanische und chinesische Werften in das Rennen eintraten, verringerte der verstärkte Wettbewerb die Gewinnspannen und verbesserte die Effizienz - die Kosten sanken um 60 Prozent. Die Kosten in US-Dollar sanken auch aufgrund der Abwertung der Währungen der weltweit größten Schiffbauer: des japanischen Yen und des koreanischen Won. ⓘ

Seit 2004 hat die große Zahl von Aufträgen die Nachfrage nach Werftslots erhöht, was deren Preis und die Schiffskosten in die Höhe trieb. Die Baukosten pro Tonne für eine LNG-Verflüssigungsanlage sind von den 1970er bis in die 1990er Jahre stetig gesunken. Die Kosten sanken um etwa 35 Prozent. In jüngster Zeit haben sich die Kosten für den Bau von Verflüssigungs- und Wiederverdampfungsterminals jedoch aufgrund gestiegener Materialkosten und eines Mangels an qualifizierten Arbeitskräften, Ingenieuren, Konstrukteuren, Managern und anderen Fachkräften verdoppelt. ⓘ

Aufgrund der Besorgnis über die Erdgasknappheit im Nordosten der USA und des Erdgasüberschusses im Rest des Landes werden in den Vereinigten Staaten viele neue LNG-Import- und Exportterminals in Erwägung gezogen. Bedenken hinsichtlich der Sicherheit solcher Anlagen sorgen in einigen Regionen, in denen sie geplant sind, für Kontroversen. Ein solcher Standort befindet sich im Long Island Sound zwischen Connecticut und Long Island. Broadwater Energy, ein Zusammenschluss von TransCanada Corp. und Shell, möchte im Sound auf der New Yorker Seite ein LNG-Importterminal bauen. Lokale Politiker, darunter auch der Exekutivbeamte von Suffolk County, haben Fragen zu dem Terminal gestellt. Im Jahr 2005 kündigten auch die New Yorker Senatoren Chuck Schumer und Hillary Clinton ihre Ablehnung des Projekts an. Mehrere Vorschläge für Importterminals an der Küste von Maine stießen ebenfalls auf großen Widerstand und Fragen. Am 13. September 2013 genehmigte das US-Energieministerium den Antrag von Dominion Cove Point für den Export von bis zu 770 Millionen Kubikfuß LNG pro Tag in Länder, die kein Freihandelsabkommen mit den USA haben. Im Mai 2014 schloss die FERC ihre Umweltverträglichkeitsprüfung für das Cove Point LNG-Projekt ab und kam zu dem Schluss, dass das geplante Erdgasexportprojekt sicher gebaut und betrieben werden kann. Ein weiteres LNG-Terminal wird derzeit für Elba Island, Ga, vorgeschlagen. Pläne für drei LNG-Exportterminals in der Golfküstenregion der USA wurden ebenfalls unter Vorbehalt von den Bundesbehörden genehmigt. In Kanada wird derzeit ein LNG-Exportterminal in der Nähe von Guysborough, Nova Scotia, gebaut. ⓘ

Kommerzielle Aspekte

Globaler Handel

Bei der kommerziellen Entwicklung einer LNG-Wertschöpfungskette bestätigen die LNG-Lieferanten zunächst die Verkäufe an die nachgelagerten Abnehmer und unterzeichnen dann langfristige Verträge (in der Regel 20-25 Jahre) mit strengen Bedingungen und Strukturen für die Gaspreise. Erst wenn die Abnehmer feststehen und die Entwicklung eines Projekts auf der grünen Wiese als wirtschaftlich machbar erachtet wird, können die Sponsoren eines LNG-Projekts in dessen Entwicklung und Betrieb investieren. Somit ist das Geschäft mit der LNG-Verflüssigung auf Akteure mit starken finanziellen und politischen Ressourcen beschränkt. Große internationale Ölgesellschaften (IOCs) wie ExxonMobil, Royal Dutch Shell, BP, Chevron, Total und nationale Ölgesellschaften (NOCs) wie Pertamina und Petronas sind aktive Akteure. ⓘ

LNG wird in speziell konstruierten Seeschiffen um die Welt transportiert. Der Handel mit LNG wird durch die Unterzeichnung eines Kaufvertrags (SPA) zwischen einem Lieferanten und einem Empfangsterminal und durch die Unterzeichnung eines Gasverkaufsvertrags (GSA) zwischen einem Empfangsterminal und den Endverbrauchern abgeschlossen. Die meisten Vertragsbedingungen lauteten früher DES oder ab Schiff, wobei der Verkäufer für den Transport des Gases verantwortlich war. Angesichts der niedrigen Schiffbaukosten und der Tatsache, dass die Käufer es vorziehen, eine zuverlässige und stabile Versorgung zu gewährleisten, nahmen Verträge mit FOB-Konditionen jedoch zu. Bei solchen Verträgen ist der Käufer, der häufig ein eigenes Schiff besitzt oder einen langfristigen Chartervertrag mit unabhängigen Transportunternehmen abschließt, für den Transport verantwortlich. ⓘ

LNG-Einkaufsverträge hatten früher eine lange Laufzeit mit relativ wenig Flexibilität sowohl beim Preis als auch bei der Menge. Wenn die jährliche Vertragsmenge bestätigt wird, ist der Käufer verpflichtet, das Produkt abzunehmen und zu bezahlen oder es zu bezahlen, auch wenn es nicht abgenommen wird, was als Take-or-pay-Vertrag (TOP) bezeichnet wird. ⓘ

Mitte der 1990er Jahre war LNG ein Käufermarkt. Auf Wunsch der Käufer begannen die SPAs, eine gewisse Flexibilität bei Menge und Preis zuzulassen. Die Käufer hatten mehr Spielraum bei den TOP nach oben und unten, und kurzfristige SPAs mit einer Laufzeit von weniger als 16 Jahren traten in Kraft. Gleichzeitig wurden auch alternative Bestimmungsorte für Fracht und Arbitrage zugelassen. Um die Wende zum 21. Jahrhundert war der Markt wieder zugunsten der Verkäufer. Die Verkäufer sind jedoch anspruchsvoller geworden und schlagen nun vor, die Arbitragemöglichkeiten zu teilen und von der S-Kurve abzuweichen. Es wurde viel über die Schaffung einer "OGEC" als Äquivalent der OPEC für Erdgas diskutiert. Russland und Katar, die Länder mit den größten und drittgrößten Erdgasreserven der Welt, haben einen solchen Schritt schließlich unterstützt. ⓘ

Präsident Trump besucht das Cameron LNG Export Terminal in Louisiana, Mai 2019 ⓘ

Bis 2003 haben sich die LNG-Preise eng an die Ölpreise angelehnt. Seitdem sind die LNG-Preise in Europa und Japan niedriger als die Ölpreise, obwohl die Verbindung zwischen LNG und Öl immer noch stark ist. Im Gegensatz dazu sind die Preise in den USA und im Vereinigten Königreich in jüngster Zeit in die Höhe geschnellt und dann aufgrund von Veränderungen bei Angebot und Lagerung wieder gefallen. Ende der 1990er und Anfang der 2000er Jahre tendierte der Markt zu Gunsten der Käufer, aber seit 2003 und 2004 ist er ein starker Verkäufermarkt, wobei die beste Schätzung für die Preise der Nettopreis ist. ⓘ

In einer Studie von Global Energy Monitor aus dem Jahr 2019 wird davor gewarnt, dass bis zu 1,3 Billionen US-Dollar an neuen LNG-Export- und -Importinfrastrukturen, die sich derzeit in der Entwicklung befinden, in Gefahr sind, verloren zu gehen, da die Gefahr eines weltweiten Gasüberangebots besteht, insbesondere wenn die Vereinigten Staaten und Kanada eine größere Rolle spielen. ⓘ

Der derzeitige Anstieg unkonventioneller Öl- und Gasvorkommen in den USA hat zu niedrigeren Gaspreisen in den USA geführt. Dies hat auf den ölgekoppelten Gasmärkten Asiens zu Diskussionen über Gasimporte auf der Grundlage des Henry Hub-Index geführt. Auf der jüngsten hochrangigen Konferenz in Vancouver, dem Pacific Energy Summit 2013, kamen politische Entscheidungsträger und Experten aus Asien und den USA zusammen, um die LNG-Handelsbeziehungen zwischen diesen Regionen zu diskutieren. ⓘ

Anlandeterminals gibt es in etwa 40 Ländern, darunter Belgien, Chile, China, die Dominikanische Republik, Frankreich, Griechenland, Indien, Italien, Japan, Korea, Polen, Spanien, Taiwan, das Vereinigte Königreich, die USA und andere. In Bahrain, Deutschland, Ghana, Marokko, den Philippinen, Vietnam und anderen Ländern ist der Bau neuer Anlandeterminals (Regasifizierung) geplant. ⓘ

Screening von LNG-Projekten

LNG-Projekte für die Grundlast (im großen Maßstab, >1 MTPA) erfordern Erdgasreserven, Käufer und Finanzierung. Die Verwendung bewährter Technologie und eines bewährten Auftragnehmers ist sowohl für Investoren als auch für Käufer äußerst wichtig. Erforderliche Gasreserven: 1 tcf Gas erforderlich pro Mtpa LNG über 20 Jahren. ⓘ

LNG wird aufgrund von Skaleneffekten am kosteneffizientesten in relativ großen Anlagen an Standorten produziert, die über einen Zugang zum Meer verfügen, der regelmäßige Großtransporte direkt zum Markt ermöglicht. Voraussetzung dafür ist eine sichere Gasversorgung mit ausreichender Kapazität. Idealerweise befinden sich die Anlagen in der Nähe der Gasquelle, um die Kosten für die zwischengeschaltete Transportinfrastruktur und den Gasschwund (Brennstoffverlust beim Transport) zu minimieren. Die hohen Kosten für den Bau großer LNG-Anlagen machen die schrittweise Erschließung von Gasquellen zur Maximierung der Anlagenauslastung und die Verlängerung der Lebensdauer bestehender, finanziell abgeschriebener LNG-Anlagen kosteneffizient. Insbesondere in Verbindung mit niedrigeren Verkaufspreisen aufgrund großer installierter Kapazitäten und steigender Baukosten stellt dies eine Herausforderung für die wirtschaftliche Prüfung bzw. Rechtfertigung der Entwicklung neuer LNG-Anlagen, vor allem auf der grünen Wiese, dar, selbst wenn diese umweltfreundlicher sein könnten als bestehende Anlagen und alle Bedenken der Interessengruppen berücksichtigt werden. Aufgrund des hohen finanziellen Risikos ist es üblich, Gaslieferungen/Konzessionen und Gasverkäufe für längere Zeiträume vertraglich zu sichern, bevor eine Investitionsentscheidung getroffen wird. ⓘ

Verwendungszwecke

Die Hauptanwendung von LNG ist die Vereinfachung des Transports von Erdgas von der Quelle zu einem Bestimmungsort. Im großen Maßstab geschieht dies, wenn die Quelle und der Bestimmungsort über einen Ozean voneinander entfernt sind. Es kann auch verwendet werden, wenn keine ausreichende Pipelinekapazität vorhanden ist. Für den Transport in großem Maßstab wird das LNG in der Regel am Zielort wieder vergast und in die örtliche Erdgasleitungsinfrastruktur eingespeist. ⓘ

LNG kann auch zur Deckung von Nachfragespitzen verwendet werden, wenn die normale Pipeline-Infrastruktur zwar den Großteil des Bedarfs, nicht aber die Nachfragespitzen decken kann. Diese Anlagen werden in der Regel als LNG-Peak-Shaving-Anlagen bezeichnet, da der Zweck darin besteht, einen Teil des Spitzenbedarfs aus der Versorgungspipeline abzuschöpfen. ⓘ

LNG kann zum Betreiben von Verbrennungsmotoren verwendet werden. LNG befindet sich in der Anfangsphase seiner Entwicklung zu einem Standardkraftstoff für den Transportbedarf. Es wird derzeit für den Einsatz im Straßenverkehr, im Gelände, in der Schifffahrt und in Zügen geprüft und getestet. Es gibt bekannte Probleme mit den Kraftstofftanks und der Gaszufuhr zum Motor, aber trotz dieser Bedenken hat die Umstellung auf LNG als Transportkraftstoff begonnen. LNG konkurriert direkt mit komprimiertem Erdgas als Kraftstoff für Erdgasfahrzeuge, da der Motor identisch ist. Es könnte Anwendungen geben, bei denen LNG-Lastwagen, -Busse, -Züge und -Schiffe kosteneffizient sein könnten, um regelmäßig LNG-Energie zusammen mit allgemeiner Fracht und/oder Passagieren in kleinere, abgelegene Gemeinden ohne lokale Gasquelle oder Zugang zu Pipelines zu transportieren. ⓘ

Verwendung von LNG als Treibstoff für große Lastkraftwagen auf der Straße

China ist führend bei der Nutzung von LNG-Fahrzeugen und hatte im September 2014 bereits über 100.000 LNG-betriebene Fahrzeuge auf der Straße. ⓘ

In den Vereinigten Staaten werden derzeit die Anfänge einer öffentlichen LNG-Tankstelle eingerichtet. Eine Website zur Überwachung alternativer Tankstellen zeigt 84 öffentliche LNG-Tankstellen für Lkw (Stand: Dezember 2016). Es ist möglich, dass große Lkw landesweite Fahrten wie z. B. von Los Angeles nach Boston unternehmen und alle 500 Meilen an öffentlichen Tankstellen tanken. Das National Trucker's Directory von 2013 listet etwa 7.000 Truckstops auf, so dass etwa 1 % der US-Truckstops über LNG verfügen. ⓘ

Während im Dezember 2014 LNG-Kraftstoff und erdgasbetriebene Fahrzeuge in Europa noch nicht sehr schnell angenommen wurden und es fraglich war, ob LNG jemals der bevorzugte Kraftstoff für Flottenbetreiber werden würde, zeigen die jüngsten Trends ab 2018 andere Aussichten. Im Jahr 2015 führten die Niederlande LNG-betriebene Lkw im Transportsektor ein. Die australische Regierung plant die Entwicklung einer LNG-Autobahn, um das vor Ort produzierte LNG zu nutzen und den importierten Dieselkraftstoff zu ersetzen, der von überstaatlichen Transportfahrzeugen verwendet wird. ⓘ

Im Jahr 2015 machte auch Indien einen kleinen Anfang, indem es LNG mit LNG-betriebenen Straßentankwagen im Bundesstaat Kerala transportierte. Im Jahr 2017 errichtet Petronet LNG 20 LNG-Tankstellen an Autobahnen entlang der indischen Westküste, die Delhi über Mumbai und Bengaluru mit Thiruvananthapuram verbinden und eine Gesamtstrecke von 4.500 km zurücklegen. Für 2020 plant Indien die Einrichtung von 24 LNG-Tankstellen entlang der 6.000 km langen Autobahnen des Goldenen Vierecks, die die vier Metropolen miteinander verbinden, da die LNG-Preise drastisch gesunken sind. ⓘ

Japan, der weltweit größte LNG-Importeur, wird LNG als Kraftstoff für den Straßenverkehr einsetzen. ⓘ

Motoren mit hoher Leistung und hohem Drehmoment

Der Hubraum eines Motors ist ein wichtiger Faktor für die Leistung eines Verbrennungsmotors. So ist ein Motor mit 2000 cm³ Hubraum in der Regel leistungsstärker als ein Motor mit 1800 cm³ Hubraum, was jedoch voraussetzt, dass ein ähnliches Luft-Kraftstoff-Gemisch verwendet wird. ⓘ

Wenn jedoch der kleinere Motor, z. B. mit Hilfe eines Turboladers, ein Luft-Kraftstoff-Gemisch mit höherer Energiedichte verwendet, kann er möglicherweise mehr Leistung erzeugen als der größere Motor, der ein Luft-Kraftstoff-Gemisch mit geringerer Energiedichte verbrennt. Leider sind Turbolader sowohl komplex als auch teuer. Daher wird für Motoren mit hoher Leistung und hohem Drehmoment ein Kraftstoff bevorzugt, der ein energiedichteres Luft-Kraftstoff-Gemisch erzeugt, da ein kleinerer und einfacherer Motor die gleiche Leistung erbringen kann. ⓘ

Bei herkömmlichen Benzin- und Dieselmotoren ist die Energiedichte des Kraftstoff-Luft-Gemischs begrenzt, da sich die flüssigen Kraftstoffe im Zylinder nicht gut vermischen. Außerdem haben Benzin und Dieselkraftstoff Selbstzündungstemperaturen und -drücke, die für die Motorkonstruktion relevant sind. Ein wichtiger Bestandteil der herkömmlichen Motorkonstruktion ist die Auslegung der Zylinder, Verdichtungsverhältnisse und Einspritzdüsen so, dass eine Vorzündung verhindert wird, gleichzeitig aber so viel Kraftstoff wie möglich eingespritzt werden kann, der sich gut vermischt und noch Zeit hat, den Verbrennungsprozess während des Arbeitstakts abzuschließen. ⓘ

Erdgas entzündet sich nicht bei den Drücken und Temperaturen, die für die herkömmliche Konstruktion von Benzin- und Dieselmotoren relevant sind, und bietet somit mehr Flexibilität bei der Konstruktion eines Erdgasmotors. Methan, der Hauptbestandteil von Erdgas, hat eine Selbstentzündungstemperatur von 580 °C (1.076 °F), während Benzin und Diesel bei etwa 250 °C (482 °F) bzw. 210 °C (410 °F) selbstentzünden. ⓘ

Bei einem Motor mit komprimiertem Erdgas (CNG) ist die Vermischung von Kraftstoff und Luft effektiver, da sich die Gase in der Regel in kurzer Zeit gut vermischen, aber bei typischen CNG-Kompressionsdrücken hat der Kraftstoff selbst eine geringere Energiedichte als Benzin oder Diesel, so dass das Endergebnis ein weniger energiereiches Kraftstoff-Luft-Gemisch ist. Daher ist ein CNG-Motor ohne Turbolader bei gleichem Hubraum in der Regel weniger leistungsstark als ein Benzin- oder Dieselmotor ähnlicher Größe. Aus diesem Grund sind Turbolader bei europäischen CNG-Fahrzeugen sehr beliebt. Trotz dieser Einschränkung ist der 12-Liter-Motor ISX12G von Cummins Westport ein Beispiel für einen CNG-fähigen Motor, der zum Ziehen von Traktor-/Anhängerlasten von bis zu 80.000 Pfund ausgelegt ist und zeigt, dass CNG in den meisten, wenn nicht sogar in allen Lkw-Anwendungen auf der Straße eingesetzt werden kann. Die ursprünglichen ISX G-Motoren verfügten über einen Turbolader, um die Energiedichte zwischen Luft und Kraftstoff zu erhöhen. ⓘ

LNG bietet einen einzigartigen Vorteil gegenüber CNG für anspruchsvollere Anwendungen mit hoher Leistung, da kein Turbolader erforderlich ist. Da LNG bei ca. -160 °C (-256 °F) siedet, kann eine kleine Menge LNG mit Hilfe eines einfachen Wärmetauschers unter extrem hohem Druck und mit geringem oder gar keinem Einsatz von mechanischer Energie in seine gasförmige Form umgewandelt werden. Ein richtig konzipierter Hochleistungsmotor kann diesen extrem hohen Druck und die hohe Energiedichte des gasförmigen Kraftstoffs nutzen, um ein Luft-Kraftstoff-Gemisch mit höherer Energiedichte zu erzeugen, als es mit einem CNG-Motor möglich ist. Das Endergebnis im Vergleich zu CNG-Motoren ist ein höherer Gesamtwirkungsgrad bei Hochleistungsmotoren, wenn die Hochdruck-Direkteinspritzungstechnologie verwendet wird. Das HDMI2-Kraftstoffsystem von Westport ist ein Beispiel für eine Hochdruck-Direkteinspritzungstechnologie, die keinen Turbolader erfordert, wenn sie mit einer geeigneten LNG-Wärmetauschertechnologie kombiniert wird. Der 13-Liter-LNG-Motor von Volvo Trucks ist ein weiteres Beispiel für einen LNG-Motor, der eine fortschrittliche Hochdrucktechnologie nutzt. ⓘ

Westport empfiehlt CNG für Motoren mit einem Hubraum von 7 Litern oder weniger und LNG mit Direkteinspritzung für Motoren zwischen 20 und 150 Litern. Für Motoren zwischen 7 und 20 Litern werden beide Optionen empfohlen. Siehe Folie 13 aus der Präsentation der NGV Bruxelles - Industry Innovation Session ⓘ

Motoren mit hoher Leistung für Ölbohrungen, Bergbau, Lokomotiven und die Schifffahrt wurden oder werden derzeit entwickelt. Paul Blomerus hat ein Papier verfasst, in dem er zu dem Schluss kommt, dass bis zu 40 Millionen Tonnen LNG pro Jahr (ca. 26,1 Milliarden Gallonen/Jahr oder 71 Millionen Gallonen/Tag) erforderlich sein könnten, um den weltweiten Bedarf an Hochleistungsmotoren bis 2025 bis 2030 zu decken. ⓘ

Zum Ende des ersten Quartals 2015 hat Prometheus Energy Group Inc. nach eigenen Angaben in den letzten vier Jahren über 100 Millionen Gallonen LNG an den Industriemarkt geliefert und gewinnt weiterhin neue Kunden hinzu. ⓘ

Verwendung von LNG in der Schifffahrt

In einigen Häfen ist das Bunkern von LNG durch Betankung von Lastwagen zu Schiffen bereits etabliert. Diese Art der LNG-Betankung ist einfach zu realisieren, vorausgesetzt, es ist eine LNG-Versorgung vorhanden. ⓘ

Die Feeder- und Shortsea-Reederei Unifeeder betreibt seit Ende 2017 das weltweit erste Containerschiff mit LNG-Antrieb, die Wes Amelie, die wöchentlich zwischen dem Rotterdamer Hafen und den baltischen Staaten verkehrt. Die Containerreederei Maersk Group hat beschlossen, LNG-angetriebene Containerschiffe einzuführen. Die DEME Group hat Wärtsilä beauftragt, ihre neue Generation von Baggerschiffen der "Antigoon"-Klasse mit Dual-Fuel-Motoren (DF) zu betreiben. Crowley Maritime aus Jacksonville, Florida, hat 2018 und 2019 zwei ConRo-Schiffe mit LNG-Antrieb, die Coquí und die Taino, in Dienst gestellt. ⓘ

Im Jahr 2014 bestellte Shell ein spezielles LNG-Bunkerschiff. Es soll im Sommer 2017 in Rotterdam in Dienst gestellt werden. ⓘ

Das von der IMO verabschiedete Internationale Übereinkommen zur Verhütung der Meeresverschmutzung durch Schiffe (MARPOL) schreibt vor, dass Schiffe ab dem Jahr 2020 in internationalen Gewässern und in den Küstengebieten von Ländern, die diese Regelung übernehmen, keinen Kraftstoff (Bunkerkraftstoff, Diesel usw.) mit einem Schwefelgehalt von mehr als 0,5 % verbrauchen dürfen. Die Ersetzung von Bunkerkraftstoff mit hohem Schwefelgehalt durch schwefelfreies LNG ist im Seeverkehrssektor in großem Umfang erforderlich, da flüssige Kraftstoffe mit niedrigem Schwefelgehalt teurer sind als LNG. Japan plant die Verwendung von LNG als Bunkerkraftstoff bis 2020. ⓘ

BHP, eines der größten Bergbauunternehmen der Welt, will bis Ende 2021 mit LNG betriebene Mineralien-Transportschiffe in Betrieb nehmen. ⓘ

Im Januar 2021 waren 175 mit LNG betriebene Seeschiffe in Betrieb, weitere 200 Schiffe sind bestellt. ⓘ

Einsatz von LNG auf der Schiene

Die Florida East Coast Railway verfügt über 24 GE ES44C4-Lokomotiven, die für den Betrieb mit LNG-Kraftstoff umgerüstet wurden. ⓘ

Handel

Der Welthandel mit LNG nimmt rasch zu, von einer vernachlässigbaren Größe im Jahr 1970 zu einer voraussichtlich beträchtlichen Menge im Jahr 2020. Zum Vergleich: 2014 betrug die weltweite Produktion von Rohöl 92 Millionen Barrel (14,6 Millionen Kubikmeter) pro Tag oder 186,4 Billiarden britische Wärmeeinheiten (54.600 Terawattstunden) pro Jahr. ⓘ

Im Jahr 1970 belief sich der weltweite LNG-Handel auf 3 Milliarden Kubikmeter (0,11 Quads). Im Jahr 2011 waren es 331 Milliarden Kubikmeter (11,92 Quads). Die USA haben im Februar 2016 mit dem Export von LNG begonnen. Die Prognose von Black & Veatch vom Oktober 2014 besagt, dass allein die USA bis 2020 zwischen 10 und 14 Mrd. cu ft/d (280 bis 400 Mio. m³/d) oder nach Heizwert 3,75 bis 5,25 Quad (1.100 bis 1.540 TWh) exportieren werden. E&Y geht davon aus, dass die weltweite LNG-Nachfrage bis 2020 400 mtpa (19,7 Quads) erreichen könnte. Wenn dies eintritt, wird der LNG-Markt etwa 10 % der Größe des globalen Rohölmarktes ausmachen, wobei der Großteil des Erdgases, das über Pipelines direkt von der Quelle zum Verbraucher geliefert wird, noch nicht berücksichtigt ist. ⓘ

Im Jahr 2004 entfielen 7 % des weltweiten Erdgasbedarfs auf LNG. Der Welthandel mit LNG, der in den zehn Jahren von 1995 bis 2005 jährlich um 7,4 % zugenommen hat, wird voraussichtlich weiter erheblich wachsen. Es wird erwartet, dass der LNG-Handel von 2005 bis 2020 jährlich um 6,7 % zunehmen wird. ⓘ

Bis Mitte der 1990er Jahre war die LNG-Nachfrage stark auf Nordostasien konzentriert: Japan, Südkorea und Taiwan. Zur gleichen Zeit dominierten die Lieferungen aus dem Pazifikbecken den weltweiten LNG-Handel. Das weltweite Interesse am Einsatz von erdgasbefeuerten Kombikraftwerken für die Stromerzeugung und die Unfähigkeit der Erdgaslieferungen aus Nordamerika und der Nordsee, die wachsende Nachfrage zu befriedigen, führten zu einer erheblichen Ausweitung der regionalen Märkte für LNG. Außerdem wurden neue Lieferanten aus dem Atlantikbecken und dem Nahen Osten in den Handel einbezogen. ⓘ

Russische und westliche Politiker besuchen das Sachalin-II-Projekt am 18. Februar 2009 ⓘ

Ende 2017 gab es 19 LNG-exportierende Länder und 40 LNG-importierende Länder. Die drei größten LNG-Exporteure im Jahr 2017 waren Katar (77,5 MT), Australien (55,6 MT) und Malaysia (26,9 MT). Die drei größten LNG-Importeure im Jahr 2017 waren Japan (83,5 MT), China (39 MT) und Südkorea (37,8 MT). Das LNG-Handelsvolumen stieg von 142 MT im Jahr 2005 auf 159 MT im Jahr 2006, 165 MT im Jahr 2007, 171 MT im Jahr 2008, 220 MT im Jahr 2010, 237 MT im Jahr 2013, 264 MT im Jahr 2016 und 290 MT im Jahr 2017. Die weltweite LNG-Produktion belief sich 2014 auf 246 Mio. t, wovon der größte Teil für den Handel zwischen Ländern verwendet wurde. In den nächsten Jahren wird das Volumen des LNG-Handels erheblich zunehmen. So kamen beispielsweise allein im Jahr 2009 etwa 59 MTPA neues LNG aus sechs neuen Anlagen auf den Markt, darunter:

Northwest Shelf Train 5: 4,4 MTPA
Sakhalin-II: 9,6 MTPA
Jemen LNG: 6,7 MTPA
Tangguh: 7,6 MTPA
Katargas: 15,6 MTPA
Rasgas Katar: 15,6 MTPA ⓘ

Im Jahr 2006 wurde Katar zum weltweit größten Exporteur von LNG. Im Jahr 2012 stammten 25 Prozent der weltweiten LNG-Exporte aus Katar. Im Jahr 2017 lieferte Katar schätzungsweise 26,7 % des weltweiten LNG. ⓘ

Die Investitionen in US-Exportanlagen nahmen 2013 zu. Diese Investitionen wurden durch die zunehmende Schiefergasproduktion in den Vereinigten Staaten und den großen Preisunterschied zwischen den Erdgaspreisen in den USA und denen in Europa und Asien gefördert. Cheniere Energy war das erste Unternehmen in den Vereinigten Staaten, das 2016 eine Genehmigung für den Export von LNG erhielt. Nach einem Abkommen zwischen den USA und der EU im Jahr 2018 stiegen die Exporte aus den USA in die EU. Im November 2021 unterzeichnete der US-Produzent Venture Global LNG einen Zwanzigjahresvertrag mit dem chinesischen Staatsunternehmen Sinopec über die Lieferung von verflüssigtem Erdgas. Chinas Einfuhren von US-Erdgas werden sich mehr als verdoppeln. Die US-Exporte von verflüssigtem Erdgas nach China und in andere asiatische Länder sind 2021 sprunghaft angestiegen, da die asiatischen Käufer bereit sind, höhere Preise zu zahlen als die europäischen Importeure. ⓘ

Einfuhren

1964 tätigten das Vereinigte Königreich und Frankreich den ersten LNG-Handel, indem sie Gas aus Algerien kauften und damit ein neues Energiezeitalter einläuteten. ⓘ

Im Jahr 2014 exportierten 19 Länder LNG. ⓘ

Verglichen mit dem Rohölmarkt machte der Erdgasmarkt 2013 etwa 72 Prozent des Rohölmarktes aus (gemessen auf der Basis von Wärmeäquivalenten), wobei LNG einen kleinen, aber schnell wachsenden Anteil ausmacht. Ein Großteil dieses Wachstums ist auf den Bedarf an sauberen Brennstoffen und einen gewissen Substitutionseffekt aufgrund des hohen Ölpreises (vor allem in den Bereichen Heizung und Stromerzeugung) zurückzuführen. ⓘ

Japan, Südkorea, Spanien, Frankreich, Italien und Taiwan importieren aufgrund ihrer Energieknappheit große Mengen an LNG. Im Jahr 2005 importierte Japan 58,6 Millionen Tonnen LNG, was etwa 30 Prozent des weltweiten LNG-Handels in diesem Jahr entsprach. Ebenfalls im Jahr 2005 importierte Südkorea 22,1 Millionen Tonnen, und 2004 importierte Taiwan 6,8 Millionen Tonnen. Diese drei Großabnehmer beziehen etwa zwei Drittel des weltweiten LNG-Bedarfs. Darüber hinaus importierte Spanien im Jahr 2006 etwa 8,2 MTPA und war damit der drittgrößte Importeur. Auch Frankreich importierte ähnliche Mengen wie Spanien. Nach der Nuklearkatastrophe von Fukushima Daiichi im März 2011 wurde Japan zu einem wichtigen Importeur, auf den ein Drittel der Gesamteinfuhren entfiel. Die europäischen LNG-Importe gingen 2012 um 30 Prozent und 2013 um weitere 24 Prozent zurück, da südamerikanische und asiatische Importeure mehr zahlten. Die europäischen LNG-Importe erreichten 2019 einen neuen Höchststand und blieben auch 2020 und 2021 hoch. Die Hauptverursacher waren Katar, die USA und Russland. ⓘ

Im Jahr 2017 erreichten die weltweiten LNG-Importe 289,8 Millionen Tonnen LNG. Im Jahr 2017 entfielen 72,9 % der weltweiten LNG-Nachfrage auf Asien. ⓘ

Umleitung von Ladungen

Gemäß den LNG SPAs ist das LNG für vorher vereinbarte Bestimmungsorte bestimmt, und eine Umleitung dieses LNG ist nicht erlaubt. Wenn Verkäufer und Käufer jedoch eine gegenseitige Vereinbarung treffen, ist die Umleitung der Ladung erlaubt - vorbehaltlich der Aufteilung des zusätzlichen Gewinns, der durch eine solche Umleitung entsteht. In der Europäischen Union und in einigen anderen Rechtsordnungen ist die Anwendung der Gewinnbeteiligungsklausel in LNG-SPAs nicht zulässig. ⓘ

Kosten von LNG-Anlagen

Über einen längeren Zeitraum hinweg führten konstruktive Verbesserungen bei Verflüssigungsanlagen und Tankern zu einer Senkung der Kosten. ⓘ

In den 1980er Jahren lagen die Kosten für den Bau einer LNG-Verflüssigungsanlage bei 350 $/tpa (Tonne pro Jahr). In den 2000er Jahren lagen sie bei 200 $/tpa. Im Jahr 2012 können die Kosten auf bis zu 1.000 $/tpa ansteigen, was zum Teil auf den Anstieg der Stahlpreise zurückzuführen ist. ⓘ

Noch 2003 ging man davon aus, dass es sich um einen "Lernkurveneffekt" handelte, der auch in Zukunft anhalten würde. Diese Vorstellung von stetig sinkenden Kosten für LNG hat sich jedoch in den letzten Jahren zerschlagen. ⓘ

Die Baukosten für LNG-Projekte auf der grünen Wiese begannen ab 2004 in die Höhe zu schießen und stiegen von etwa 400 $ pro Tonne pro Jahr Kapazität auf 1.000 $ pro Tonne pro Jahr Kapazität im Jahr 2008. ⓘ

Die Hauptgründe für die in die Höhe geschossenen Kosten in der LNG-Industrie lassen sich wie folgt beschreiben:

Geringe Verfügbarkeit von EPC-Auftragnehmern als Folge der außerordentlich hohen Anzahl laufender Erdölprojekte weltweit.
Hohe Rohstoffpreise als Folge der stark gestiegenen Nachfrage nach Rohstoffen.
Mangel an qualifizierten und erfahrenen Arbeitskräften in der LNG-Industrie.
Abwertung des US-Dollars.
Sehr komplexe Projekte, die an abgelegenen Orten gebaut werden und deren Baukosten zu den höchsten der Welt zählen. ⓘ

Lässt man die kostenintensiven Projekte außer Acht, so entspricht der Anstieg von 120 % im Zeitraum 2002-2012 eher der Eskalation in der vorgelagerten Öl- und Gasindustrie, wie sie der UCCI-Index ausweist. ⓘ

Die globale Finanzkrise 2007-2008 führte zu einem allgemeinen Rückgang der Rohstoff- und Ausrüstungspreise, wodurch die Baukosten für LNG-Anlagen etwas sanken. Bis 2012 wurde dies jedoch durch die steigende Nachfrage nach Materialien und Arbeitskräften für den LNG-Markt mehr als ausgeglichen. ⓘ

Verflüssigungsanlagen im kleinen Maßstab

Verflüssigungsanlagen im kleinen Maßstab eignen sich für die Spitzenlastabdeckung von Erdgaspipelines, als Transportkraftstoff oder für die Lieferung von Erdgas in entlegene Gebiete, die nicht an Pipelines angeschlossen sind. Sie haben in der Regel eine kompakte Größe, werden von einer Erdgaspipeline gespeist und befinden sich in der Nähe des Ortes, an dem das LNG verwendet werden soll. Diese Nähe senkt die Transport- und LNG-Produktkosten für die Verbraucher. Außerdem werden so die zusätzlichen Treibhausgasemissionen vermieden, die bei langen Transporten entstehen. ⓘ

Die kleine LNG-Anlage ermöglicht auch den Ausgleich lokaler Spitzenlasten - die Verfügbarkeit von Erdgas in Zeiten hoher und niedriger Nachfrage. Außerdem können Gemeinden, die keinen Zugang zu Erdgaspipelines haben, lokale Verteilersysteme installieren und sich mit gespeichertem LNG versorgen lassen. ⓘ

LNG-Preise

Bei den derzeitigen LNG-Verträgen gibt es drei wichtige Preissysteme:

Ölindexierter Vertrag, der hauptsächlich in Japan, Korea, Taiwan und China verwendet wird;
Indexierte Verträge über Öl, Ölprodukte und andere Energieträger, die vor allem in Kontinentaleuropa verwendet werden; und
Marktindexierte Verträge, die in den USA und im Vereinigten Königreich verwendet werden. ⓘ

Die Formel für einen indexierten Preis lautet wie folgt: CP = BP + β X

BP: konstanter Teil oder Basispreis
β: Gradient
X: Indexierung ⓘ

Die Formel ist in asiatischen LNG-SPAs weit verbreitet, wobei der Basispreis verschiedene Nicht-Öl-Faktoren repräsentiert, in der Regel jedoch eine Konstante, die durch Verhandlungen auf einem Niveau festgelegt wird, das verhindern kann, dass die LNG-Preise unter ein bestimmtes Niveau fallen. Er schwankt also unabhängig von den Ölpreisschwankungen. ⓘ

Henry Hub Plus

Einige LNG-Käufer haben bereits Verträge für künftige US-Ladungen zu an den Henry Hub gebundenen Preisen unterzeichnet. Die Preisgestaltung des LNG-Exportvertrags von Cheniere Energy besteht aus einer festen Gebühr (Verflüssigungsgebühr) plus 115 % des Henry-Hub-Preises pro Million British Thermal Units LNG. Die Tolling-Gebühren in den Cheniere-Verträgen variieren: 2,25 USD pro Million British Thermal Units (7,7 $/MWh) mit der BG Group, unterzeichnet 2011; 2,49 USD pro Million British Thermal Units (8,5 $/MWh) mit dem spanischen GNF, unterzeichnet 2012; und 3,00 USD pro Million British Thermal Units (10,2 $/MWh) mit Kogas und Centrica aus Südkorea, unterzeichnet 2013. ⓘ

Ölparität

Die Ölparität ist der LNG-Preis, der dem Rohölpreis auf der Basis von Barrel-Öl-Äquivalenten (BOE) entsprechen würde. Liegt der LNG-Preis über dem Rohölpreis auf BOE-Basis, so spricht man von einer gebrochenen Ölparität. Ein Koeffizient von 0,1724 führt zu einer vollständigen Ölparität. In den meisten Fällen ist der LNG-Preis niedriger als der Rohölpreis in BOE. Im Jahr 2009 näherte sich die Ölparität bei mehreren Spotladungsgeschäften, insbesondere in Ostasien, der vollen Ölparität an oder überstieg sie sogar. Im Januar 2016 hat der LNG-Spotpreis von 5,461 $ pro Million British Thermal Units (18,63 $/MWh) die Ölparität durchbrochen, als der Brent-Rohölpreis (≤32 US$/bbl) stark gefallen ist. Bis Ende Juni 2016 ist der LNG-Preis um fast 50 % unter den Ölparitätspreis gefallen, wodurch LNG im Verkehrssektor wirtschaftlicher ist als der umweltschädlichere Diesel/Gasöl. ⓘ

S-Kurve

Der Großteil des LNG-Handels wird durch langfristige Verträge geregelt. Viele Formeln enthalten eine S-Kurve, bei der die Preisformel oberhalb und unterhalb eines bestimmten Ölpreises unterschiedlich ist, um die Auswirkungen hoher Ölpreise auf den Käufer und niedriger Ölpreise auf den Verkäufer zu dämpfen. Wenn der LNG-Spotpreis billiger ist als langfristige ölpreisindexierte Verträge, ist die rentabelste Endverwendung von LNG der Antrieb mobiler Motoren, um den teuren Benzin- und Dieselverbrauch zu ersetzen. ⓘ

In den meisten ostasiatischen LNG-Verträgen ist die Preisformel an einen Korb von nach Japan importiertem Rohöl, den Japan Crude Cocktail (JCC), gebunden. In indonesischen LNG-Verträgen ist die Preisformel an den indonesischen Rohölpreis (ICP) gebunden. ⓘ

In Kontinentaleuropa folgt die Indexierung der Preisformel nicht demselben Format und variiert von Vertrag zu Vertrag. Der Brent-Rohölpreis (B), der Preis für schweres Heizöl (HFO), der Preis für leichtes Heizöl (LFO), der Gasölpreis (GO), der Kohlepreis, der Strompreis und in einigen Fällen auch Verbraucher- und Erzeugerpreisindizes sind die Indexierungselemente der Preisformeln. ⓘ

Preisüberprüfung

In der Regel gibt es eine Klausel, die es den Parteien ermöglicht, eine Preisrevision oder eine Preiseröffnung in LNG-SPAs zu veranlassen. In einigen Verträgen gibt es zwei Möglichkeiten, eine Preisrevision auszulösen: eine reguläre und eine besondere. Bei den regulären Optionen handelt es sich um die Termine, die in den LNG-SPAs für die Preisüberprüfung vereinbart und festgelegt werden. ⓘ

Qualität des LNG

Die LNG-Qualität ist einer der wichtigsten Punkte im LNG-Geschäft. Jedes Gas, das nicht den im Kaufvertrag vereinbarten Spezifikationen entspricht, wird als "Off-Spec" oder "Off-Quality" Gas oder LNG bezeichnet. Die Qualitätsvorschriften dienen drei Zwecken:

1 - Sicherstellung, dass das vertriebene Gas nicht korrosiv und ungiftig ist und die Grenzwerte für H₂S-, Schwefel-, CO₂- und Hg-Gehalt nicht überschreitet; ⓘ

2 - Schutz vor der Bildung von Flüssigkeiten oder Hydraten in den Netzen durch maximale Wasser- und Kohlenwasserstoff-Taupunkte; ⓘ

3 - Ermöglichung der Austauschbarkeit der verteilten Gase durch Begrenzung der Variationsbreite von Parametern, die sich auf die Verbrennung auswirken: Gehalt an Inertgasen, Heizwert, Wobbe-Index, Ruß-Index, Faktor für unvollständige Verbrennung, Yellow Tip Index usw. ⓘ

Bei nicht spezifikationsgerechtem Gas oder LNG kann der Käufer die Annahme des Gases oder LNG verweigern, und der Verkäufer muss einen pauschalen Schadensersatz für die entsprechenden nicht spezifikationsgerechten Gasmengen zahlen. ⓘ

Die Qualität des Gases oder LNG wird am Lieferpunkt mit einem Instrument wie einem Gaschromatographen gemessen. ⓘ

Die wichtigsten Aspekte der Gasqualität sind der Schwefel- und Quecksilbergehalt sowie der Brennwert. Da Verflüssigungsanlagen empfindlich auf Schwefel- und Quecksilberelemente reagieren, muss das Gas, das dem Verflüssigungsprozess zugeführt wird, genau aufbereitet und geprüft werden, um die geringstmögliche Konzentration dieser beiden Elemente zu gewährleisten, bevor es in die Verflüssigungsanlage gelangt, so dass es hier keine großen Bedenken gibt. ⓘ

Das Hauptaugenmerk liegt jedoch auf dem Heizwert des Gases. In der Regel lassen sich die Erdgasmärkte im Hinblick auf den Heizwert in drei Märkte unterteilen:

Asien (Japan, Korea, Taiwan), wo viel Gas mit einem Brennwert von mehr als 43 MJ/m³(n), d. h. 1.090 Btu/scf, verteilt wird,
das Vereinigte Königreich und die USA, wo das verteilte Gas mager ist, mit einem GCV, der in der Regel unter 42 MJ/m³(n), d. h. 1.065 Btu/scf, liegt,
Kontinentaleuropa, wo der annehmbare GCV-Bereich recht groß ist: ca. 39 bis 46 MJ/m³(n), d. h. 990 bis 1.160 Btu/scf. ⓘ

Es gibt einige Methoden, um den Heizwert des produzierten LNG auf das gewünschte Niveau zu bringen. Um den Heizwert zu erhöhen, ist die Einspritzung von Propan und Butan eine Lösung. Zur Senkung des Heizwerts haben sich die Einspritzung von Stickstoff und die Extraktion von Butan und Propan bewährt. Auch die Beimischung von Gas oder LNG kann eine Lösung sein. Alle diese Lösungen sind zwar theoretisch machbar, können aber kostspielig und logistisch schwierig in großem Maßstab zu handhaben sein. Der Preis für mageres LNG ist im Hinblick auf den Energiewert niedriger als der Preis für hochwertiges LNG. ⓘ

Technologie der Verflüssigung

Es gibt mehrere Verflüssigungsverfahren für große LNG-Grundlastanlagen (in der Reihenfolge ihrer Verbreitung):

AP-C3MR - entwickelt von Air Products & Chemicals, Inc. (APCI)
Cascade - entwickelt von ConocoPhillips
AP-X - entwickelt von Air Products & Chemicals, Inc. (APCI)
AP-SMR (Single Mixed Refrigerant) - entwickelt von Air Products & Chemicals, Inc. (APCI)
AP-N (Stickstoff-Kältemittel) - entwickelt von Air Products & Chemicals, Inc. (APCI)
MFC (Mischflüssigkeitskaskade) - entwickelt von Linde
PRICO (SMR) - entwickelt von Black & Veatch
AP-DMR (Dual Mixed Refrigerant) - entwickelt von Air Products & Chemicals, Inc. (APCI)
Liquefin - entwickelt von Air Liquide ⓘ

Im Januar 2016 betrug die weltweite nominale LNG-Verflüssigungskapazität 301,5 MTPA (Millionen Tonnen pro Jahr), weitere 142 MTPA sind im Bau. ⓘ

Die meisten dieser Anlagen nutzen entweder die APCI AP-C3MR- oder die Cascade-Technologie für den Verflüssigungsprozess. Zu den anderen Verfahren, die in einer kleinen Minderheit von Verflüssigungsanlagen eingesetzt werden, gehören die DMR-Technologie (Double-Mixed Refrigerant) von Shell und die Linde-Technologie. ⓘ

Die APCI-Technologie ist das in LNG-Anlagen am häufigsten eingesetzte Verflüssigungsverfahren: Von den 100 in Betrieb oder im Bau befindlichen Verflüssigungsanlagen wurden 86 Anlagen mit einer Gesamtkapazität von 243 MTPA nach dem APCI-Verfahren konzipiert. Das Cascade-Verfahren von Phillips ist das am zweithäufigsten verwendete Verfahren und wird in 10 Anlagen mit einer Gesamtkapazität von 36,16 MTPA eingesetzt. Das DMR-Verfahren von Shell wurde in drei Zügen mit einer Gesamtkapazität von 13,9 MTPA eingesetzt, und das Linde/Statoil-Verfahren wird in einem einzigen Zug von Snohvit mit 4,2 MTPA verwendet. ⓘ

Schwimmende Flüssigerdgasanlagen (FLNG) schwimmen über einem Offshore-Gasfeld und produzieren, verflüssigen, lagern und transportieren LNG (und möglicherweise LPG und Kondensat) auf See, bevor es per Schiff direkt zu den Märkten transportiert wird. Die erste FLNG-Anlage befindet sich derzeit bei Shell in der Entwicklung und soll 2018 fertiggestellt werden. ⓘ

Lagerung

LNG-Lagertank bei EG LNG ⓘ

Moderne LNG-Lagertanks sind in der Regel Vollcontainment-Tanks mit einer Außenwand aus vorgespanntem Beton und einem Innentank aus hochnickelhaltigem Stahl mit einer äußerst effizienten Isolierung zwischen den Wänden. Große Tanks haben ein geringes Seitenverhältnis (Höhe zu Breite) und eine zylindrische Form mit einem gewölbten Stahl- oder Betondach. Der Lagerdruck in diesen Tanks ist sehr niedrig, weniger als 10 Kilopascal (1,5 psi). Manchmal werden auch teurere unterirdische Tanks für die Lagerung verwendet. Kleinere Mengen (z. B. 700 Kubikmeter und weniger) können in horizontalen oder vertikalen Druckbehältern mit Vakuummantelung gelagert werden. Der Druck in diesen Tanks kann zwischen weniger als 50 und über 1.700 kPa (7,3-246,6 psi) liegen. ⓘ

LNG muss kalt gehalten werden, damit es unabhängig vom Druck flüssig bleibt. Trotz effizienter Isolierung kommt es zwangsläufig zu einem gewissen Wärmeverlust im LNG, der zur Verdampfung des LNG führt. Dieses Verdampfungsgas dient dazu, das LNG kalt zu halten (siehe "Kühlung" unten). Das Boil-Off-Gas wird in der Regel komprimiert und als Erdgas exportiert, oder es wird wieder verflüssigt und zur Lagerung zurückgeführt. ⓘ

Transport

Modell eines Tankers LNG Rivers, LNG-Kapazität von 135.000 Kubikmetern ⓘ

Das Innere eines LNG-Tanks ⓘ

LNG wird in speziell konstruierten Schiffen mit Doppelhüllen transportiert, die die Ladungssysteme vor Schäden oder Lecks schützen. Es gibt mehrere spezielle Lecktestverfahren, um die Integrität der Membranladetanks eines LNG-Schiffs zu prüfen. ⓘ

Die Tanker kosten jeweils rund 200 Millionen US-Dollar. ⓘ

Transport und Versorgung sind ein wichtiger Aspekt des Gasgeschäfts, da die Erdgasvorkommen in der Regel recht weit von den Verbrauchermärkten entfernt sind. Erdgas hat ein weitaus größeres Transportvolumen als Erdöl, und das meiste Gas wird über Pipelines transportiert. Es gibt ein Erdgasleitungsnetz in der ehemaligen Sowjetunion, in Europa und in Nordamerika. Erdgas hat eine geringere Dichte, selbst bei höherem Druck. Erdgas wird viel schneller als Öl durch eine Hochdruckpipeline transportiert, kann aber aufgrund der geringeren Dichte nur etwa ein Fünftel der Energiemenge pro Tag übertragen. Erdgas wird in der Regel am Ende der Pipeline zu LNG verflüssigt, bevor es verschifft wird. ⓘ

Es gibt kurze LNG-Pipelines für die Beförderung des Produkts von LNG-Schiffen zur Lagerung an Land. Längere Pipelines, die es den Schiffen ermöglichen, LNG in größerer Entfernung von den Hafenanlagen zu entladen, befinden sich in der Entwicklung. Dies erfordert eine Rohr-in-Rohr-Technologie, da das LNG kalt gehalten werden muss. ⓘ

LNG wird mit Tanklastwagen, Eisenbahntankwagen und speziell gebauten Schiffen, so genannten LNG-Tankern, transportiert. Manchmal wird LNG auf kryogene Temperaturen gebracht, um die Tankerkapazität zu erhöhen. Der erste kommerzielle Schiff-zu-Schiff-Transfer (STS) wurde im Februar 2007 in der Flotta-Anlage in Scapa Flow durchgeführt, wobei 132.000 m³ LNG zwischen den Schiffen Excalibur und Excelsior umgeladen wurden. Auch Exmar Shipmanagement, der belgische Eigner von Gastankern im Golf von Mexiko, hat LNG von einem konventionellen LNG-Tanker auf ein LNG-Wiederverdampfungsschiff (LNGRV) umgeladen. Vor dieser kommerziellen Übung wurde LNG nur bei einer Handvoll von Gelegenheiten von einem Schiff auf ein anderes umgeladen, wenn dies nach einem Zwischenfall erforderlich war. Die Society of International Gas Tanker and Terminal Operators (SIGTTO) ist die zuständige Stelle für LNG-Betreiber in der ganzen Welt und bemüht sich um die Verbreitung von Wissen über den sicheren Transport von LNG auf See. ⓘ

Neben LNG-Schiffen wird LNG auch in einigen Flugzeugen verwendet. ⓘ

Terminals

Flüssigerdgas wird für den Transport von Erdgas über große Entfernungen, häufig auf dem Seeweg, verwendet. In den meisten Fällen handelt es sich bei LNG-Terminals um eigens dafür gebaute Häfen, die ausschließlich für die Ausfuhr oder Einfuhr von LNG genutzt werden. ⓘ

Das Vereinigte Königreich verfügt über LNG-Importanlagen für bis zu 50 Milliarden Kubikmeter pro Jahr. ⓘ

Kältetechnik

Die Isolierung, so effizient sie auch sein mag, kann das LNG nicht allein kalt genug halten. Unvermeidlich wird das LNG durch Wärmeverluste erwärmt und verdampft. In der Industrie ist es üblich, LNG als siedendes Kryogen zu lagern. Das heißt, die Flüssigkeit wird bei dem Druck, bei dem sie gelagert wird (atmosphärischer Druck), an ihrem Siedepunkt gelagert. Wenn der Dampf verdampft, kühlt die Wärme für den Phasenwechsel die verbleibende Flüssigkeit. Da die Isolierung sehr effizient ist, ist nur eine relativ geringe Menge an Verdampfungswärme erforderlich, um die Temperatur zu halten. Dieses Phänomen wird auch als Autokühlung bezeichnet. ⓘ

Boil-Off-Gas aus LNG-Tanks an Land wird in der Regel komprimiert und in Erdgasleitungsnetze eingespeist. Einige LNG-Tanker verwenden Boil-off-Gas als Kraftstoff. ⓘ

Umweltbedenken

Protest gegen die Schiefergasförderung in den Vereinigten Staaten, 2016 ⓘ

Erdgas könnte als der am wenigsten umweltschädliche fossile Brennstoff angesehen werden, da es die geringsten CO₂-Emissionen pro Energieeinheit aufweist und sich für den Einsatz in hocheffizienten Kombikraftwerken eignet. Bei der Verbrennung von Erdgas entsteht bei einer entsprechenden Wärmemenge etwa 30 Prozent weniger Kohlendioxid als bei der Verbrennung von Erdöl und etwa 45 Prozent weniger als bei der Verbrennung von Kohle.

Biomethan gilt als annähernd CO₂-neutral und vermeidet das Problem der CO₂-Emissionen größtenteils. Wenn es verflüssigt wird (als LBM), erfüllt es die gleichen Funktionen wie LNG. ⓘ

Bezogen auf den transportierten Kilometer sind die Emissionen von LNG geringer als die von Erdgas in Pipelines, was vor allem in Europa ein Problem darstellt, wo große Mengen an Gas über mehrere tausend Kilometer aus Russland transportiert werden. Allerdings sind die Emissionen von Erdgas, das als LNG transportiert wird, höher als die von Erdgas, das vor Ort bis zum Verbrennungspunkt gefördert wird, da die mit dem Transport verbundenen Emissionen bei letzterem geringer sind. ⓘ

An der Westküste der Vereinigten Staaten, wo vor dem Fracking-Boom in den USA bis zu drei neue LNG-Importterminals geplant waren, hatten sich jedoch Umweltgruppen wie Pacific Environment, Ratepayers for Affordable Clean Energy (RACE) und Rising Tide dagegen ausgesprochen. Sie machten geltend, dass Erdgaskraftwerke zwar nur etwa halb so viel Kohlendioxid ausstoßen wie ein entsprechendes Kohlekraftwerk, dass aber die Verbrennung von Erdgas, die für die Produktion und den Transport von LNG zu den Kraftwerken erforderlich ist, 20 bis 40 Prozent mehr Kohlendioxid verursacht als die Verbrennung von Erdgas allein. In einer von Fachleuten geprüften Studie aus dem Jahr 2015 wurde der gesamte Lebenszyklus von in den USA produziertem und in Europa oder Asien verbrauchtem LNG untersucht. Sie kam zu dem Schluss, dass die globale CO₂-Produktion durch die daraus resultierende Verringerung der Verbrennung anderer fossiler Brennstoffe reduziert würde.

Grün umrandetes weißes Rautensymbol auf LNG-betriebenen Fahrzeugen in China ⓘ

Einige Wissenschaftler und Anwohner haben sich besorgt über die möglichen Auswirkungen der unterirdischen LNG-Speicherinfrastruktur Polens auf die Meeresfauna und -flora in der Ostsee geäußert. Ähnliche Bedenken wurden in Kroatien geäußert. ⓘ

Sicherheit und Unfälle

Erdgas ist ein Brennstoff und eine brennbare Substanz. Um einen sicheren und zuverlässigen Betrieb zu gewährleisten, werden bei Planung, Bau und Betrieb von LNG-Anlagen besondere Maßnahmen ergriffen. Im Seeverkehr sind die Vorschriften für die Verwendung von LNG als Schiffskraftstoff im IGF-Code festgelegt. ⓘ

In seinem flüssigen Zustand ist LNG nicht explosiv und kann sich nicht entzünden. Damit LNG brennen kann, muss es zunächst verdampfen, sich dann im richtigen Verhältnis mit Luft vermischen (der Entflammbarkeitsbereich liegt bei 5 bis 15 Prozent) und anschließend entzündet werden. Im Falle eines Lecks verdampft LNG schnell, wird zu einem Gas (Methan plus Spurengase) und vermischt sich mit Luft. Liegt dieses Gemisch im entflammbaren Bereich, besteht die Gefahr einer Entzündung, die zu Bränden und Wärmestrahlung führen kann. ⓘ

Wenn Fahrzeuge, die mit LNG betrieben werden, länger als eine Woche in geschlossenen Räumen abgestellt werden, kann das ausströmende Gas eine Entflammbarkeitsgefahr darstellen. Außerdem erfordert das Betanken eines mit LNG betriebenen Fahrzeugs aufgrund der niedrigen Temperatur eine Schulung, um die Gefahr von Erfrierungen zu vermeiden. ⓘ

LNG-Tanker haben mehr als 100 Millionen Seemeilen zurückgelegt, ohne dass es einen Todesfall an Bord oder gar einen schweren Unfall gegeben hätte. ⓘ

Im Folgenden sind einige Unfälle vor Ort aufgeführt, die mit LNG zu tun haben oder damit in Verbindung stehen:

20. Oktober 1944, Cleveland, Ohio, USA: Bei der East Ohio Natural Gas Co. kam es zu einem Versagen eines LNG-Tanks. Bei der Explosion und dem Brand kamen 128 Menschen ums Leben. Der Tank hatte keine Deichschutzwand und wurde während des Zweiten Weltkriegs gebaut, als die Metallrationierung sehr streng war. Der Stahl des Tanks enthielt einen extrem niedrigen Nickelanteil, was dazu führte, dass der Tank spröde wurde, als er dem tiefkalten LNG ausgesetzt war. Der Tank brach und das verflüssigte Erdgas floss in die städtische Kanalisation. Das LNG verdampfte und verwandelte sich in Gas, das explodierte und verbrannte.
10. Februar 1973, Staten Island, New York, USA: Während eines Reinigungsvorgangs befanden sich 42 Arbeiter in einem der TETCo-LNG-Tanks, der angeblich zehn Monate zuvor vollständig entleert worden war. Es kam jedoch zu einer Entzündung, wodurch eine Wolke brennenden Gases im Tank aufstieg. Zwei Arbeiter, die sich in der Nähe des oberen Teils des Tanks aufhielten, spürten die Hitze und brachten sich auf einem Gerüst in Sicherheit, während die anderen 40 Arbeiter starben, als die Betonkappe des Tanks 20 bis 30 Fuß in die Höhe stieg und dann wieder herabstürzte und sie zu Tode quetschte.
6. Oktober 1979, Lusby, Maryland, USA. In der LNG-Importanlage Cove Point versagte eine Pumpendichtung, wodurch Erdgasdämpfe (kein LNG) freigesetzt wurden, die in eine elektrische Leitung gelangten. Ein Arbeiter schaltete einen Stromkreisunterbrecher aus, wodurch sich die Gasdämpfe entzündeten. Die daraus resultierende Explosion tötete einen Arbeiter, verletzte einen weiteren schwer und verursachte schwere Schäden am Gebäude. Eine Sicherheitsanalyse war damals nicht vorgeschrieben, und auch bei der Planung, dem Entwurf und dem Bau der Anlage wurde keine durchgeführt. Als Folge des Unfalls wurden die nationalen Brandschutzvorschriften geändert.
19. Januar 2004, Skikda, Algerien. Explosion in der LNG-Verflüssigungsanlage von Sonatrach. 27 Tote, 56 Verletzte, drei LNG-Züge zerstört, ein Schiffsanleger beschädigt. Die Produktion wurde 2004 um 76 Prozent reduziert. Der Gesamtschaden belief sich auf 900 Millionen US-Dollar. Ein Dampfkessel, der zu einem LNG-Verflüssigungszug gehörte, explodierte und löste eine massive Kohlenwasserstoffgasexplosion aus. Die Explosion ereignete sich dort, wo sich Propan- und Ethan-Kühllager befanden. Die Verteilung der Anlagen am Standort führte zu einem Dominoeffekt von Explosionen. Es bleibt unklar, ob LNG oder LNG-Dampf oder andere Kohlenwasserstoffgase, die Teil des Verflüssigungsprozesses sind, die Explosionen auslösten. In einem Bericht des Teams der US-Regierung, das vom 12. bis 16. März 2004 die Sonatrach-Skikda-LNG-Anlage in Skikda, Algerien, inspizierte, heißt es, dass es sich um ein Leck von Kohlenwasserstoffen aus dem Kühlsystem (Verflüssigungsprozess) handelte. ⓘ

Sicherheitsbedenken

Am 8. Mai 2018 zogen sich die Vereinigten Staaten aus dem Gemeinsamen Umfassenden Aktionsplan mit dem Iran zurück und setzten die Sanktionen gegen das iranische Atomprogramm wieder in Kraft. Daraufhin drohte der Iran damit, die Straße von Hormuz für den internationalen Schiffsverkehr zu sperren. Die Straße von Hormuz ist eine strategische Route, durch die ein Drittel des weltweiten LNG von den Produzenten im Nahen Osten transportiert wird. ⓘ

Wirtschaftliche Bedeutung

Deutschland

In Deutschland gibt es bisher kein Anlandeterminal für LNG. Mehrere mögliche Standorte sind jedoch in Vorbereitung und eine LNG-Infrastrukturverordnung wurde vom Gesetzgeber verabschiedet. Deutsche Gasversorgungsunternehmen haben allerdings Beteiligungen an LNG-Terminals im Ausland erworben. LNG kann über benachbarte Staaten – Belgien, Niederlande, oder andere europäische Staaten – auf den deutschen Markt gebracht werden. ⓘ

Am 27. Februar 2022 kündigte Bundeskanzler Olaf Scholz aus Anlass des russischen Überfalls auf die Ukraine im Rahmen einer Sondersitzung des Deutschen Bundestages an, dass in Deutschland kurzfristig zwei Flüssigerdgasterminals errichtet werden sollen. Damit soll die einseitige Abhängigkeit von Russland beendet werden. ⓘ

Ein Terminal soll als LNG-Terminal Wilhelmshaven in Wilhelmshaven und das andere soll als German LNG Terminal in Brunsbüttel entstehen. Uniper prüft vor diesem Hintergrund die Möglichkeit, die Planungen für das LNG-Terminal Wilhelmshaven wieder aufzunehmen. Vor dem Beschluss, das Projekt nicht zu realisieren, wurden viele Vorarbeiten für ein schwimmendes Terminal durchgeführt und ein Gutachten zur Energiedrehscheibe „WHV 2.0“ wurde erstellt. Wilhelmshavens Oberbürgermeister Carsten Feist teilte mit, dass die Stadt sofort in das Projektmanagement einsteigen will. ⓘ

Außerdem sind noch Stade (Projektgesellschaft: Hanseatic Energy Hub) und Rostock im Gespräch. ⓘ

Finnland

Die finnische Regierung hat mit Genehmigung der Europäischen Union Investitionshilfen für den Bau einer Reihe von LNG-Terminals an der finnischen Küste bewilligt. Ziel ist es, den Wettbewerb auf dem finnischen Gasmarkt, der noch ganz von Einfuhren aus Russland abhängt, zu beleben. Außerdem soll die Einfuhr von LNG Erdgas auch in Regionen bringen, die bisher außer Reichweite des Pipeline-Netzes sind, das sich auf den äußersten Süden des Landes beschränkt. Der erste Terminal mit einer Kapazität von 30.000 m³ wurde im Jahr 2016 am Hafen von Pori eröffnet. Der im Bau befindliche Terminal in Tornio mit einer Kapazität von 50.000 m³ soll im Jahr 2018 festgestellt werden. Der Baubeginn eines dritten Terminals in Hamina mit einer Kapazität von 30.000 m³ ist noch für 2017 vorgesehen. ⓘ

Polen

Das Ende 2015 eröffnete Flüssiggasterminal Świnoujście befindet sich weniger als 10 Kilometer von der deutschen Grenze entfernt. ⓘ

Floating Liquefied Natural Gas (FLNG)

Im Gegensatz zum praktizierten Verfahren, auf See gefördertes Erdgas per Pipeline zu einer nahen Küste zu leiten und dort in Flüssigerdgas umzuwandeln, zielt die Methode FLNG darauf ab, das Erdgas bereits auf See – nahe der Förderstelle – zu verflüssigen, zwischenzulagern und auf Transportschiffe umzuschlagen. Dies soll auf quasi stationär in der Nähe der Förderstellen positionierten Großschiffen geschehen, ähnlich dem bei der Erdölförderung praktizierten Verfahren FPSO. Auf diese Weise lassen sich insbesondere küstenferne Erdgaslagerstätten erschließen, deren Ausbeutung bislang infolge der hohen Kosten für die Verlegung und den Betrieb einer Pipeline unwirtschaftlich ist. ⓘ

Eines der FLNG-Projekte ist Prelude FLNG von Royal Dutch Shell (Mehrheitsbeteiligung) und INPEX Corporation, das westlich von Australien im Browse Basin 2018 die Bohrung aufnehmen soll. Aus Kostengründen ist die weltweite Erdgasindustrie derzeit aber nicht dabei, weitere FLNG-Pläne umzusetzen. ⓘ

Gefahren

Es besteht die Gefahr einer Entzündung des Gases bei der Verflüssigung oder der Vergasung im LNG-Terminal sowie bei Austritt der tiefkalten Flüssigkeit aus ihrem Transport- oder Lagerbehälter. ⓘ

Hautkontakt führt zu Erfrierungen, ungeschützter Stahl kann Sprödbrüche erleiden. Wo verdampftes Methangas den Sauerstoff verdrängt, besteht Erstickungsgefahr. ⓘ

Bei Austritt in Wasser verdampft die kalte Flüssigkeit aufgrund der hohen Wärmeleitfähigkeit des Wassers schnell. Dies sei insbesondere bei der Nutzung als Kraftstoff für die Schifffahrt zu beachten, so eine Sicherheits- und Risikostudie, die im April 2015 im Rahmen des LNG-Masterplan Rhein–Main–Donau erstellt wurde. Co-Autor Brian Mo-Ajok von der Feuerwehr Rotterdam illustrierte die speziellen Gefahren für die Umgebung von Binnenwasserstraßen am 22. Februar 2017 auf einer Konferenz in Duisburg. ⓘ