Flüssigerdgas

mini|Flüssigerdgastank in Massachusetts Flüssigerdgas (Abkürzung LNG für oder GNL für ) ist die Bezeichnung für verflüssigtes aufbereitetes Erdgas, das auf −161 bis −164 °C (112 bis 109 K) abgekühlt wird. LNG weist nur etwa ein Sechshundertstel des Volumens von gasförmigem Erdgas auf.

Flüssigerdgas ist zu unterscheiden von Flüssiggas (liquefied petroleum gas, LPG oder natural gas liquids, NGL) sowie flüssigem Biomethan (liquefied biomethane, LBM). LNG ist nicht zu verwechseln mit dem deutschen Begriff Flüssiggas oder Autogas, das aus einem Gemisch von Propan und Butan besteht und sich bei deutlich höheren Temperaturen verflüssigen lässt als Erdgas.

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 dem Wasser, der Schiene und auf der Straße transportiert werden. Bislang spielte diese Art der Beförderung nur eine untergeordnete Rolle, da insbesondere der Energiebedarf für die aufwendige Verflüssigung bei etwa 10 bis 25 Prozent des Energieinhaltes des Gases liegt.

Herstellung, Transport und Lagerung mini|LNG-Gesamtsystem, bestehend aus der Gasförderung, Verflüssigung, Be- und Entladung der LNG-Tanker, Vergasung, Zwischenlagerung und Transport zum Verbraucher

Das Erdgas wird gewöhnlich in Rohrleitungen von einer Erdgas-Förderstätte zu einer Gasverflüssigungsanlage oder einem Flüssigerdgasterminal in einem Hafen transportiert, wo es gespeichert, aufbereitet und durch Herunterkühlen verflüssigt wird. Erdgas enthält in der Regel eine Mischung aus Methan und schwereren Kohlenwasserstoffen sowie Stickstoff, Kohlendioxid, Wasser und weitere unerwünschte Bestandteile wie Schwefelverbindungen. Vor der Verflüssigung werden diese Komponenten teilweise entfernt, um zum Beispiel eine Verfestigung während der Verflüssigung zu vermeiden oder um Kundenanforderungen zu erfüllen. Dazu werden Verfahren wie Adsorption, Absorption und kryogene Rektifikation angewandt. Nach diesen Verfahrensschritten enthält das behandelte Erdgas nahezu reines Methan, mit einem Methangehalt von ca. 98 %. Danach wird das so veredelte gasförmige Erdgas zu LNG verflüssigt. Dazu wird das Erdgas beispielsweise in mehreren Schritten (mit jeweils aufeinanderfolgender Kompression, Abkühlung unter konstantem Druck, Linde-Verfahren) bis auf eine Temperatur von −162 °C heruntergekühlt. In LNG-Terminals wird das Flüssigerdgas im tiefkalten Zustand in isolierten Lagertanks (meist zylindrische Flachbodentanks) und unter atmosphärischem Druck bis zum weiteren Transport oder bis zur Regasifizierung zwischengespeichert.

mini|Gastanker LNG Rivers mit Kugeltanks Für den anschließenden Transport stehen verschiedene Transportmittel zur Verfügung. Auf dem Hauptlauf werden größere Transportmittel mit größeren Gefäßgrößen eingesetzt und für die Feinverteilung kleinere. Für den Wasserverkehr stehen Spezialschiffe zur Verfügung, auf die das LNG gepumpt wird, die zu einem anderen LNG-Terminal fahren und das LNG dort wieder mit den schiffseigenen Ladungspumpen an Land fördern. Die im Verlauf der letzten Jahre immer größer gebauten Schiffe mit gut isolierten Kugel- oder zunehmend mit Membrantanks werden gemäß Sicherheitskategorie auch als 2G-Tanker bezeichnet. Die größten derzeit eingesetzten LNG-Tanker gehören zur Größenklasse Q-Max.

Der Landtransport kann mittels Rohrleitungen, Kesselwagen im Schienengüterverkehr und Tankwagen im Straßenverkehr erfolgen. Im kombinierten Verkehr werden auch Tankcontainer für den LNG-Transport eingesetzt.

Das LNG wird danach durch Umladen auf kleinere Tanker oder nach einer Umwandlung in den gasförmigen Zustand in Rohrleitungen zu einem weiteren Verteiler (Hub) oder direkt zu Ferngas-Gesellschaften weitertransportiert.

Die Transportwirtschaftlichkeitsgrenze von Flüssigerdgas liegt bei mehr als 3000 bis 5000 Kilometern, darunter ist der Transport per Erdgas-Pipeline als verdichtetes Erdgas (CNG, ) wirtschaftlicher. Die Transportwirtschaftlichkeitsgrenze ist von verschiedenen Faktoren abhängig, u. a.:

Wahl des Transportmittels Leistungsfähigkeit des Transportmittels Bereits vorhandene Infrastruktur

Zusätzlich kann aufgrund von politischen und geografischen Rahmenbedingungen bereits bei geringeren Entfernungen die Verwendung von LNG sinnvoll sein.

Umrechnung zum Energiegehalt Nachdem Erdgas unterschiedliche Zusammensetzungen hat, gibt es auch keine exakt richtigen Werte für dessen physikalische Kennwerte. Näherungswerte sind 420 kg/m³ für flüssiges Methan knapp unter dem Siedepunkt, 450 kg/m³ für Flüssigerdgas und ein Heizwert des Flüssigerdgases von rund 22 MJ/Liter bzw. 6 kWh/Liter. Für gasförmiges Erdgas unter Normalbedingungen sind 0,8 kg/m³ als Dichte, 10 kWh/m³ als Heizwert und 11 kWh/m³ als Brennwert gerundete Orientierungswerte. Der massenbezogene Heizwert von 13 kWh/kg (47 MJ/kg) bzw. eine Spanne von 10–14 kWh/kg gilt unabhängig von der Dichte für gasförmiges und flüssiges Erdgas gleichermaßen.Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH (DEW21): Unser Erdgas. (PDF; 40 kB).Rüdiger Paschotta: RP-Energie-Lexikon: Flüssigerdgas.

Wirtschaftliche Bedeutung mini|Wirtschaftliche Bedeutung von LNG

Der weltweite Absatz von verflüssigtem Erdgas erreichte 2019 sein bisheriges Maximum mit 315 Mio. Tonnen, die Produktionskapazität lag 2015 um 308 Mio. Tonnen.Germany Trade and Invest: „Russland greift nach seiner Chance am LNG-Markt“, ohne Ortsangabe, 2016, S. 4 In: russlandtag-mv.de. Katar ist der weltweit größte Exporteur von Flüssigerdgas. Die Gasindustrie von Katar besitzt eine Produktionskapazität von 77 Mio. Tonnen LNG im Jahr und liefert ein Viertel des weltweiten LNG-Verbrauchs, mehr als Indonesien, Algerien und Russland (Stand bis 2011). Der LNG-Produzent Qatargas arbeitet mit ExxonMobil, Total, Mitsui, Marubeni, Conoco, Philips und Shell zusammen, der Produzent RasGas (nach der Industriestadt Ras Laffan im Norden der Halbinsel von Katar) mit ExxonMobil, Korea RasGas LNG, Petronet LNG und Itochu.Rainer Hermann: Die Golfstaaten. Wohin geht das neue Arabien? München 2011, ISBN 978-3-423-24875-4, S. 295.

Ende 2015 bestand ein großes Überangebot an verflüssigtem Erdgas. Katar hatte ein Drittel seiner Produktionskapazität nicht verkaufen können und zwischen 25 und 35 Mio. Tonnen aus US-Produktion waren noch nicht an Endabnehmer verkauft. Drei chinesische und ein indischer Importeur versuchten, LNG weiterzuverkaufen, zu dessen Abnahme sie sich verpflichtet hatten. Experten schätzten, dass die Produktionskapazität den Bedarf um jährlich 70 Mio. Tonnen übersteigt, auch in den nächsten Jahren. Der Bau weiterer Verflüssigungsanlagen werde die überschüssige Produktionskapazität bis 2020 sogar auf 150 Mio. Tonnen pro Jahr ansteigen lassen.Gas rebalancing 1: Clearing the global gas glut, Cullum O’Reilly, LNG Industries, 12. Oktober 2016, online.

Die größten LNG-Exporteure waren 2019 Katar und Australien mit jeweils über 100 Milliarden m³. Alle anderen Exporteure lagen bei unter 50 Milliarden m³. Besondere Bedeutung hat LNG wegen der langen Transportwege für Länder im Fernen Osten, etwa Japan. Die Kosten für Offshore-Pipelines von den Förderstätten für Erdgas bis in diese Länder wären zu hoch. Zusammen mit Südkorea und Taiwan gehen fast 80 % der globalen LNG-Exporte in diese asiatischen Wirtschaftsmächte, wobei Japan mit über 100 Milliarden m³ knapp die Hälfte davon bezieht. Auch Großbritannien, Italien und Belgien importieren LNG. Europa hat 2019 insgesamt 119,8 Milliarden m³ LNG importiert.

Deutschland In Deutschland gibt es sechs LNG-Terminals an vier Standorten, die sich seit Anfang 2023 in Betrieb oder noch in Bau befinden: Das erste LNG-Terminal in Deutschland wurde von Mai bis November 2022 als LNG-Terminal Wilhelmshaven errichtet und befindet sich seit Mitte Januar 2023 im Regelbetrieb. Eine zweite Anlage in Wilhelmshaven soll 2024 fertiggestellt seinLNG aus Wilhelmshaven: Zweites Terminal verzögert sich bei ndr.de vom 21. Mai 2024., weitere Anlagen sollen folgen.Größtes deutsches Gasimportterminal soll in Wilhelmshaven entstehen bei ndr.de vom 10. April 2024. Am 20. Januar 2023 wurde das German LNG Terminal in Brunsbüttel eröffnet. Auch das LNG-Terminal Deutsche Ostsee in Lubmin ist seit Januar 2023 in Betrieb. Eine weitere Anlage am selben Standort, das LNG-Terminal Lubmin, ist im Januar 2023 in Betrieb genommen worden. Darüber hinaus entsteht derzeit das schwimmende LNG-Terminal Stade.

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 war zunächst für das Jahr 2017 vorgesehen. Am 6. Oktober 2022 wurde die Aufnahme des kommerziellen Betriebs des LNG-Regasifizierungsterminals Hamina bekanntgegeben. Das Terminal ist das erste in Finnland, das an das Gasfernleitungsnetz angeschlossen ist.

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

USA Die LNG-Technologie ist in den USA interessant, da sich so Erdgas mit Tankern über Meere hinweg exportieren lässt. Erdgasvorkommen finden sich im Golf von Mexiko, in Montana, North und South Dakota bis zu den marinen Sedimentgesteinen der Marcellusformation, die sich im Appalachenbecken abgelagert haben. In Pennsylvania führte die Entdeckung umfangreicher Erdgasvorkommen Anfang des 21. Jahrhunderts zu einer explosionsartigen Zunahme von Erdgasbohrungen. Aus Pennsylvania allein kommt mehr als 20 Prozent des gesamten in den Vereinigten Staaten geförderten Erdgases. Der Frackingboom hat dem Staat Einnahmen in Milliardenhöhe beschert. Erdgas wurde in den Vereinigten Staaten von der Trump-Regierung stark gefördert. Als Versuch, das Image von Erdgas zu verbessern, wurde es in Freiheitsgas umbenannt. Die Obama-Regierung versuchte, Methanemissionen zu begrenzen, indem sie von den Unternehmen verlangte, die Methanfreisetzung aus Bohrungen, Pipelines und Lagerstätten zu begrenzen. Die Trump-Regierung hob diese Maßnahmen jedoch wieder auf und verkündete, dass dies der Industrie Millionen von Dollar sparen würde.

Nutzung als Kraftstoff Schiffsverkehr

mini|Die Fähre Ostfriesland der AG Ems, das erste mit Flüssigerdgas unter deutscher Flagge betriebene Schiff, hat am 17. Juni 2015 in Borkum angelegt