Flüssigerdgas -Liquefied natural gas

Verflüssigtes Erdgas ( LNG ) ist Erdgas (überwiegend Methan , CH 4 , mit einer gewissen Mischung aus Ethan , C 2 H 6 ), das zur Erleichterung und Sicherheit der drucklosen Lagerung oder des Transports auf flüssige Form heruntergekühlt wurde. Es nimmt etwa 1/600 des Volumens von Erdgas im gasförmigen Zustand (bei Standardbedingungen für Temperatur und Druck ) ein.

LNG ist geruchlos , farblos , ungiftig und nicht ätzend . Zu den Gefahren gehören Entflammbarkeit nach Verdampfung in einen gasförmigen Zustand, Gefrieren und Ersticken . Der Verflüssigungsprozess beinhaltet die Entfernung bestimmter Komponenten wie Staub, saure Gase , Helium , Wasser und schwere Kohlenwasserstoffe , die stromabwärts Schwierigkeiten verursachen könnten. Das Erdgas wird dann bei nahezu atmosphärischem Druck zu einer Flüssigkeit kondensiert , indem es auf ungefähr –162 ° C (–260 ° F) abgekühlt wird. Der maximale Transportdruck ist auf etwa 25 kPa (4 psi) ( Manometerdruck ) eingestellt, was etwa dem Viertel des atmosphärischen Drucks auf Meereshöhe entspricht.

Das aus unterirdischen Kohlenwasserstofflagerstätten gewonnene Gas enthält eine unterschiedliche Mischung von Kohlenwasserstoffkomponenten, die normalerweise hauptsächlich Methan (CH 4 ) zusammen mit Ethan (C 2 H 6 ), Propan (C 3 H 8 ) und Butan (C 4 H 10 ) enthält. . In Erdgas kommen auch andere Gase vor, insbesondere CO 2 . Diese Gase haben unterschiedliche Siedepunkte und auch unterschiedliche Heizwerte, was unterschiedliche Wege zur Kommerzialisierung und auch unterschiedliche Verwendungen ermöglicht. Die „sauren“ Elemente wie Schwefelwasserstoff (H 2 S) und Kohlendioxid (CO 2 ) werden zusammen mit Öl, Schlamm, Wasser und Quecksilber aus dem Gas entfernt, um einen sauberen, gesüßten Gasstrom zu liefern. Werden solche Säuremoleküle, Quecksilber und andere Verunreinigungen nicht oder nicht vollständig entfernt, kann dies zu Schäden am Gerät führen. Die Korrosion von Stahlrohren und die Amalgamierung von Quecksilber zu Aluminium in kryogenen Wärmetauschern könnten teure Schäden verursachen.

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

Erdgas galt im 20. Jahrhundert überall dort als wirtschaftlich unbedeutend, wo erdgasproduzierende Öl- oder Gasfelder von Gaspipelines entfernt oder an Offshore-Standorten gelegen waren, an denen Pipelines nicht rentabel waren. In der Vergangenheit bedeutete dies normalerweise, dass produziertes Erdgas typischerweise abgefackelt wurde, zumal es im Gegensatz zu Öl keine praktikable Methode für die Speicherung oder den Transport von Erdgas gab, außer Druckgaspipelines zu den Endverbrauchern desselben Gases. Dies bedeutete, dass Erdgasmärkte historisch gesehen ausschließlich lokal waren und jegliche Produktion innerhalb des lokalen oder regionalen Netzes verbraucht werden musste.

Die Entwicklung von Produktionsprozessen, kryogener Lagerung und Transport hat effektiv die Werkzeuge geschaffen, die erforderlich sind, um Erdgas auf einem globalen Markt zu kommerzialisieren, der jetzt mit anderen Brennstoffen konkurriert. Darüber hinaus hat die Entwicklung von LNG-Speichern auch eine zuvor für unmöglich gehaltene Zuverlässigkeit in die Netze gebracht. Da die Lagerung anderer Brennstoffe relativ einfach mit einfachen Tanks gesichert werden kann, könnte ein Vorrat für mehrere Monate vorrätig gehalten werden. Mit dem Aufkommen der kryogenen Speicherung im großen Maßstab wurde es möglich, langfristige Gasspeicherreserven zu schaffen. Diese Flüssiggasreserven könnten jederzeit durch Regasifizierungsprozesse eingesetzt werden und sind heute das Hauptmittel für Netze, um den Bedarf an lokalen Spitzenlasten zu bewältigen .

Ein typischer LNG-Prozess.

Spezifischer Energiegehalt und Energiedichte

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

Zum Zwecke des Vergleichs verschiedener Brennstoffe kann der Heizwert als Energie pro Volumen ausgedrückt werden, was als Energiedichte bekannt ist, ausgedrückt in MJ/Liter. Die Dichte von LNG beträgt je nach Temperatur, Druck und Zusammensetzung etwa 0,41 kg/Liter bis 0,5 kg/Liter im Vergleich zu 1,0 kg/Liter von Wasser. Ausgehend vom Mittelwert von 0,45 kg/Liter ergeben sich typische Energiedichtewerte von 22,5 MJ/Liter (bezogen auf höheren Heizwert) bzw. 20,3 MJ/Liter (bezogen auf niedrigeren Heizwert).

Die volumetrische Energiedichte von LNG beträgt etwa das 2,4-fache von komprimiertem Erdgas (CNG), was den Transport von Erdgas per Schiff in Form von LNG wirtschaftlich macht. Die Energiedichte von LNG ist vergleichbar mit Propan und Ethanol , beträgt aber nur 60 Prozent von Diesel und 70 Prozent von Benzin .

Geschichte

Experimente zu den Eigenschaften von Gasen begannen Anfang des 17. Jahrhunderts. Mitte des 17. Jahrhunderts hatte Robert Boyle die umgekehrte Beziehung zwischen dem Druck und dem Volumen von Gasen hergeleitet. Etwa zur gleichen Zeit begann Guillaume Amontons , Temperatureffekte auf Gas zu untersuchen. Verschiedene Gasexperimente wurden für die nächsten 200 Jahre fortgesetzt. In dieser Zeit gab es Bemühungen, Gase zu verflüssigen. Viele neue Fakten über die Natur von Gasen wurden entdeckt. Zum Beispiel zeigte Cagniard de la Tour Anfang des 19. Jahrhunderts, dass es eine Temperatur gab, über der ein Gas nicht verflüssigt werden konnte. Mitte bis Ende des 19. 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 auf diesem Gebiet durch. 1886 verflüssigte Karol Olszewski Methan, den Hauptbestandteil von Erdgas. Bis 1900 waren alle Gase verflüssigt, außer 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 extrahieren, das ein kleiner Bestandteil einiger Erdgase ist. Dieses Helium war für den Einsatz in britischen Luftschiffen für den Ersten Weltkrieg vorgesehen. Das flüssige Erdgas (LNG) wurde nicht gelagert, sondern regasifiziert und sofort ins Gasnetz eingespeist.

Die wichtigsten Patente zur Erdgasverflüssigung stammen aus den Jahren 1915 und Mitte der 1930er Jahre. 1915 patentierte Godfrey Cabot ein Verfahren zur Speicherung von Flüssiggasen bei sehr niedrigen Temperaturen. Es bestand aus einem Thermosflaschen -Design, das einen kalten Innentank in einem Außentank enthielt; die Tanks sind durch Isolierung getrennt. 1937 erhielt Lee Twomey Patente für ein Verfahren zur großtechnischen Verflüssigung von Erdgas. Die Absicht war, Erdgas als Flüssigkeit zu speichern, um es zum Abbau von Energiespitzen während Kälteeinbrüchen zu verwenden. Aufgrund der großen Volumina ist es nicht praktikabel, Erdgas als Gas nahe atmosphärischem Druck zu speichern. Wenn es jedoch verflüssigt ist, kann es in einem Volumen von 1/600 so groß gelagert werden. Dies ist eine praktische Art, es zu lagern, aber das Gas muss bei –260 °F (–162 °C) 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 weiteres Gas gekühlt wurde, daher das "Kaskaden"-Verfahren genannt. Dem flüssigen Erdgaskreislauf sind in der Regel zwei Kaskadenkreisläufe vorgeschaltet. Das andere Verfahren ist das Linde-Verfahren , wobei manchmal eine Variation des Linde-Verfahrens, das so genannte Claude-Verfahren, verwendet wird. Bei diesem Verfahren wird das Gas regenerativ gekühlt, indem es kontinuierlich durch eine Öffnung geleitet und expandiert wird, bis es auf Temperaturen abgekühlt ist, bei denen es sich verflüssigt. Dieser Prozess wurde von James Joule und William Thomson entwickelt und ist als Joule-Thomson-Effekt bekannt . Lee Twomey nutzte das Kaskadenverfahren für seine Patente.

Handelsgeschäfte in den Vereinigten Staaten

US-LNG-Exporte 1997 - 2022
Erdgaskapazität und -exporte
  LNG-Exportkapazität
  Cameron

Die East Ohio Gas Company baute 1940 eine groß angelegte kommerzielle LNG-Anlage in Cleveland, Ohio, kurz nach einer erfolgreichen Pilotanlage, die von ihrer Schwesterfirma, der Hope Natural Gas Company aus West Virginia, gebaut wurde. Dies war die erste Anlage dieser Art weltweit. Ursprünglich hatte es drei Kugeln mit einem Durchmesser von ungefähr 63 Fuß, die LNG bei –260 ° F enthielten. Jede Kugel enthielt das Äquivalent von etwa 50 Millionen Kubikfuß Erdgas. Ein vierter Tank, ein Zylinder, wurde 1942 hinzugefügt. Er hatte eine entsprechende Kapazität von 100 Millionen Kubikfuß Gas. Die Anlage war drei Jahre lang erfolgreich in Betrieb. Das gespeicherte Gas wurde regasifiziert und in das Stromnetz eingespeist, wenn Kälteeinbrüche auftraten und zusätzliche Kapazität benötigt wurde. Dies schloss die Verweigerung von Gas für einige Kunden während eines Kälteeinbruchs aus.

Die Anlage in Cleveland fiel am 20. Oktober 1944 aus, als der zylindrische Tank platzte und Tausende von Gallonen LNG über die Anlage und die nahe Nachbarschaft floss. Das Gas verdampfte und fing Feuer, was 130 Todesopfer forderte. Das Feuer verzögerte die weitere Implementierung von LNG-Anlagen um mehrere Jahre. In den nächsten 15 Jahren bereiteten jedoch neue Forschungen zu Niedertemperaturlegierungen und besseren Isoliermaterialien die Voraussetzungen für eine Wiederbelebung der Branche. Es wurde 1959 neu gestartet, als ein US-amerikanisches Liberty-Schiff aus dem Zweiten Weltkrieg , die Methane Pioneer , das für den Transport von LNG umgebaut wurde, eine Lieferung von LNG von der US-Golfküste in das energiearme Großbritannien durchführte. Im Juni 1964 wurde der weltweit erste speziell gebaute LNG-Tanker, die Methane Princess , in Dienst gestellt. Bald darauf wurde in Algerien ein großes Erdgasfeld entdeckt. Der internationale Handel mit LNG folgte schnell, als LNG von den algerischen Feldern nach Frankreich und Großbritannien verschifft wurde. Nun wurde eine weitere wichtige Eigenschaft von LNG ausgenutzt. Sobald Erdgas verflüssigt war, konnte es nicht nur leichter gelagert, sondern auch transportiert werden. So könnte nun Energie per LNG über die Ozeane transportiert werden, so wie es in Form von Öl der Fall war.

Die US-LNG-Industrie wurde 1965 neu gestartet, als eine Reihe neuer Anlagen in den USA gebaut wurden. Der Bau dauerte bis in die 1970er Jahre. Diese Anlagen dienten nicht nur zum Spitzenlastausgleich, wie in Cleveland, sondern auch zur Grundlastversorgung von Orten, die zuvor noch nie mit Erdgas versorgt wurden. In Erwartung der Notwendigkeit, Energie über LNG zu importieren, wurden an der Ostküste eine Reihe von Importanlagen gebaut. Aufgrund des jüngsten Booms der US-Erdgasproduktion (2010–2014), der durch hydraulische Frakturierung („Fracking“) ermöglicht wurde, werden viele dieser Importanlagen jedoch als Exportanlagen betrachtet. Der erste US-LNG-Export wurde Anfang 2016 abgeschlossen.

LNG-Lebenszyklus

LNG-Lebenszyklus.

Der Prozess beginnt mit der Vorbehandlung eines in das System eintretenden Erdgaseinsatzmaterials, um Verunreinigungen wie H 2 S , CO 2 , H 2 O, Quecksilber und höherkettige Kohlenwasserstoffe zu entfernen . Das Ausgangsgas gelangt dann in die Verflüssigungseinheit, wo es auf -145 °C bis -163 °C gekühlt wird. Obwohl die Art oder Anzahl der Heizzyklen und/oder der verwendeten Kältemittel je nach Technologie variieren kann, besteht der grundlegende Prozess darin, das Gas im Kreislauf zu führen Aluminiumrohrschlangen und Kontakt mit einem komprimierten Kältemittel. Wenn das Kältemittel verdampft, bewirkt die Wärmeübertragung, dass sich das Gas in den Spulen abkühlt. Das LNG wird dann in einem speziellen doppelwandigen, isolierten Tank bei atmosphärischem Druck gelagert , bereit für den Transport zu seinem endgültigen Bestimmungsort.

Das meiste heimische LNG wird auf dem Landweg per LKW/Anhänger transportiert, der für kryogene Temperaturen ausgelegt ist. Der interkontinentale LNG-Transport erfolgt mit speziellen Tankschiffen. LNG-Transporttanks bestehen aus einem inneren Stahl- oder Aluminiumfach und einem äußeren Karbon- oder Stahlfach mit einem Vakuumsystem dazwischen, um die Wärmeübertragung zu reduzieren. Am Standort muss das LNG in vakuumisolierten oder Flachboden- Lagertanks gelagert werden . Wenn es zur Verteilung bereit ist, gelangt das LNG in eine Wiederverdampfungsanlage, wo es in einen Verdampfer gepumpt und wieder in gasförmige Form erhitzt wird. Das Gas gelangt dann in das Gasleitungsverteilungssystem und wird an den Endverbraucher geliefert.

Produktion

Das in die LNG-Anlage eingespeiste Erdgas wird behandelt, um Wasser, Schwefelwasserstoff , Kohlendioxid , Benzol und andere Komponenten zu entfernen, die bei den für die Lagerung erforderlichen niedrigen Temperaturen gefrieren oder die Verflüssigungsanlage zerstören. LNG enthält typischerweise mehr als 90 %  Methan . Es enthält auch kleine Mengen an Ethan , Propan , Butan , einigen schwereren Alkanen und Stickstoff. Der Reinigungsprozess kann so gestaltet werden, dass er nahezu 100 %  Methan ergibt . Eines der Risiken von LNG ist eine schnelle Phasenübergangsexplosion (RPT), die auftritt, wenn kaltes LNG mit Wasser in Kontakt 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-Zügen besteht, von denen jeder eine unabhängige Einheit zur Gasverflüssigung und -reinigung darstellt. Ein typischer Zug besteht aus einem Kompressionsbereich, einem Propankondensatorbereich und Methan- und Ethanbereichen .

Der größte in Betrieb befindliche LNG-Zug befindet sich in Katar mit einer Gesamtproduktionskapazität von 7,8 Millionen Tonnen pro Jahr (MTPA). LNG wird auf Schiffe geladen und zu einem Regasifizierungsterminal geliefert, wo das LNG expandieren und wieder in Gas umgewandelt werden kann. Regasifizierungsterminals sind normalerweise an ein Speicher- und Pipeline-Verteilernetz angeschlossen, um Erdgas an lokale Verteilerunternehmen (LDCs) oder unabhängige Kraftwerke (IPPs) zu verteilen.

Produktion von LNG-Anlagen

Die Informationen für die folgende Tabelle stammen teilweise aus der Veröffentlichung der US Energy Information Administration.
Siehe auch Liste der LNG-Terminals

Pflanzenname Standort Land Update starten Kapazität (MTPA) Konzern
Gorgo LNG Barrow-Insel Australien 2016 15 (3 x 5) Winkel 47%
GLNG Curtis-Insel Australien 2015 7.8 Santos GLNG
Ichthys Becken durchsuchen Australien 2016 8,4 (2 x 4,2) INPEX , Total Energies 24 %
Northwest Shelf Venture Karratha Australien 1984 16.3
DLNG: Darwin-LNG Darwin, NT Australien 2006 3.7 Santos begrenzt
QLNG: Queensland Curtis LNG Curtis-Insel Australien ? 8,5 (2 Züge) BG-Gruppe
APLNG: Australien-Pazifik-LNG Standort Australien ? 9,0 (2 Züge) Herkunft Energie
North West Shelf Venture , Gaswerk Karratha Karratha Australien ? 16.3 (5 Züge) Woodside-Energie
Pluto-LNG Karratha Australien ? 4.3 (1 Zug) Woodside-Energie
Wheatstone-LNG Barrow-Insel Australien ? 8,9 (2 Züge) Chevron Corporation
FLNG: Auftakt schwimmendes LNG Timorsee Australien ? 3,6 (1 Zug) Hülse
Das Island I Züge 1–2 Abu Dhabi VAE 1977 3,4 (1,7 x 2) ADGAS ( ADNOC , BP , TotalEnergies , Mitsui )
Das Island II Zug 3 Abu Dhabi VAE 1994 2.6 ADGAS ( ADNOC , BP , TotalEnergies , Mitsui )
Arzew (CAMEL) GL4Z Züge 1–3 Oran Algerien 1964 0,9 (0,3 x 3) Sonatrach . Abschaltung 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 (gesamt) 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 Soja Angola 2013 5.2 Sparren
Lumut 1 Lumut Brunei 1972 7.2
Badak NGL AB Bontang Indonesien 1977 4 Pertamina
Badak NGL -CD 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
Donggi Senoro LNG Luwuk Indonesien 2015 2 Mitsubishi , Pertamina , Medco
Atlantisches LNG Punkt Fortin Trinidad und Tobago 1999 Atlantisches LNG
Atlantisches LNG Punkt Fortin Trinidad und Tobago 2003 9.9 Atlantisches LNG
SEGAS-LNG Damiette Ägypten 2004 5.5 SEGAS-LNG
Ägyptisches LNG Ich kenne dich nicht Ägypten 2005 7.2
Bintulu MLNG 1 Bintulu Malaysia 1983 7.6 PETRONAS
BintuluMLNG 2 Bintulu Malaysia 1994 7.8 PETRONAS
BintuluMLNG 3 Bintulu Malaysia 2003 3.4 PETRONAS
LNG aus Nigeria Bonny-Insel Nigeria 1999 23.5 NNPC (49 %), Shell (25,6 %), Total Energies (15 %), Eni (10,4 %)
Withnell Bay Karratha Australien 1989
Withnell Bay 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
Qatargas- Zug 2 Ras Laffan Katar 1997 3.3
Qatargas- Zug 3 Ras Laffan Katar 1998 3.3
Qatargas- Zug 4 Ras Laffan Katar 2009 7.8
Qatargas- Zug 5 Ras Laffan Katar 2009 7.8
Qatargas- Zug 6 Ras Laffan Katar 2010 7.8
Qatargas- 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
ZB LNG Malabo Äquatorialguinea 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

Weltgesamtproduktion

Globale LNG-Importtrends nach Volumen (in Rot) und als Prozentsatz der globalen Erdgasimporte (in Schwarz) (US-EIA-Daten)
Trends in den fünf größten LNG-Importnationen ab 2009 (US-EIA-Daten)
Jahr Kapazität (MTPA)
1990 50
2002 130
2007 160
2014 246

Die LNG-Industrie hat sich in der zweiten Hälfte des letzten Jahrhunderts nur langsam entwickelt, da sich die meisten LNG-Anlagen in abgelegenen Gebieten befinden, die nicht durch Pipelines versorgt werden, und aufgrund der hohen Kosten für die Behandlung und den Transport von LNG. Der Bau einer LNG-Anlage kostet mindestens 1,5 Milliarden US-Dollar pro 1 MTPA-Kapazität, ein Empfangsterminal kostet 1 Milliarde US-Dollar pro 1 bcf/Tag Durchsatzkapazität und LNG-Schiffe kosten 200 bis 300 Millionen US-Dollar.

In den frühen 2000er Jahren fielen die Preise für den Bau von LNG-Anlagen, Empfangsterminals und Schiffen, als neue Technologien aufkamen und mehr Akteure in Verflüssigung und Regasifizierung investierten. Dies machte LNG als Mittel zur Energieverteilung tendenziell wettbewerbsfähiger, aber steigende Materialkosten und die Nachfrage nach Bauunternehmen haben die Preise in den letzten Jahren unter Druck gesetzt. Der Standardpreis für ein 125.000-Kubikmeter-LNG-Schiff, das in europäischen und japanischen Werften gebaut wurde, betrug früher 250 Millionen US-Dollar. Als koreanische und chinesische Werften ins Rennen gingen, verringerte der verschärfte Wettbewerb die Gewinnspannen und verbesserte die Effizienz – wodurch die Kosten um 60 Prozent gesenkt wurden. Auch die Kosten in US-Dollar sanken aufgrund der Abwertung der Währungen der weltgrößten Schiffbauer: japanischer Yen und koreanischer Won.

Seit 2004 hat die große Anzahl von Bestellungen die Nachfrage nach Werftplätzen erhöht, deren Preis erhöht und die Schiffskosten erhöht. Die Baukosten pro Tonne einer LNG-Verflüssigungsanlage sind von den 1970er bis in die 1990er Jahre stetig gesunken. Die Kosten reduzierten sich um etwa 35 Prozent. In letzter Zeit haben sich jedoch die Kosten für den Bau von Verflüssigungs- und Regasifizierungsterminals aufgrund gestiegener Materialkosten und eines Mangels an qualifizierten Arbeitskräften, professionellen Ingenieuren, Designern, Managern und anderen Angestellten verdoppelt.

Aufgrund von Erdgasknappheit im Nordosten der USA und überschüssigem Erdgas im Rest des Landes werden in den Vereinigten Staaten viele neue LNG-Import- und Exportterminals in Betracht gezogen. Bedenken hinsichtlich der Sicherheit solcher Einrichtungen führen in einigen Regionen, in denen sie vorgeschlagen werden, zu Kontroversen. Ein solcher Ort befindet sich im Long Island Sound zwischen Connecticut und Long Island. Broadwater Energy , ein Unternehmen von TransCanada Corp. und Shell, möchte ein LNG-Importterminal im Sound auf der New Yorker Seite bauen. Lokale Politiker, darunter die Exekutive von Suffolk County, stellten Fragen zum Terminal. 2005 kündigten auch die New Yorker Senatoren Chuck Schumer und Hillary Clinton ihren Widerstand gegen das Projekt an. Mehrere Vorschläge für Importterminals entlang 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, bis zu 770 Millionen Kubikfuß LNG pro Tag in Länder zu exportieren, die kein Freihandelsabkommen mit den USA haben. Im Mai 2014 schloss die FERC seine Umweltverträglichkeitsprüfung des Cove Point LNG-Projekts, die ergab, dass das vorgeschlagene Erdgasexportprojekt sicher gebaut und betrieben werden kann. Ein weiteres LNG-Terminal wird derzeit für Elba Island , Georgia, vorgeschlagen. Pläne für drei LNG-Exportterminals in der US-Golfküstenregion haben ebenfalls eine bedingte Bundesgenehmigung erhalten. In Kanada befindet sich ein LNG-Exportterminal in der Nähe von Guysborough , Nova Scotia, im Bau.

Kaufmännische Aspekte

Welthandel

Bei der kommerziellen Entwicklung einer LNG-Wertschöpfungskette bestätigen die LNG-Lieferanten zunächst die Verkäufe an die nachgelagerten Käufer und unterzeichnen dann langfristige Verträge (normalerweise 20–25 Jahre) mit strengen Bedingungen und Strukturen für die Gaspreisgestaltung. Erst wenn die Kunden bestätigt sind und die Entwicklung eines Greenfield-Projekts als wirtschaftlich machbar angesehen wird, könnten die Sponsoren eines LNG-Projekts in dessen Entwicklung und Betrieb investieren. Daher war das LNG-Verflüssigungsgeschäft auf Akteure mit starken finanziellen und politischen Ressourcen beschränkt. Große internationale Ölgesellschaften (IOCs) wie ExxonMobil , Royal Dutch Shell , BP , Chevron , TotalEnergies und nationale Ölgesellschaften (NOCs) wie Pertamina und Petronas sind aktive Akteure.

LNG wird in speziell konstruierten Seeschiffen um die Welt verschifft . Der Handel mit LNG wird durch die Unterzeichnung eines SPA (Verkaufs- und Kaufvertrags) zwischen einem Lieferanten und einem empfangenden Terminal und durch die Unterzeichnung eines GSA (Gasverkaufsvertrags) zwischen einem empfangenden Terminal und den Endverbrauchern abgeschlossen. Die meisten Vertragsklauseln lauteten früher DES oder ab Schiff , wobei der Verkäufer für den Transport des Gases verantwortlich war. Angesichts niedriger Schiffbaukosten und Käufern, die es vorziehen, eine zuverlässige und stabile Versorgung sicherzustellen, nahmen jedoch Verträge mit FOB- Bedingungen zu. Unter solchen Bedingungen ist der Käufer, der häufig ein Schiff besitzt oder einen langfristigen Chartervertrag mit unabhängigen Spediteuren abschließt, für den Transport verantwortlich.

LNG-Kaufverträge waren früher langfristig mit relativ wenig Flexibilität sowohl in Preis als auch in Menge. Wird die Jahresvertragsmenge bestätigt, ist der Käufer verpflichtet, das Produkt abzunehmen und zu bezahlen, oder es auch bei Nichtabnahme zu bezahlen, im Rahmen des sogenannten Take-or-Pay- Vertrags (TOP).

Mitte der 1990er Jahre war LNG ein Käufermarkt. Auf Wunsch der Käufer begannen die SPAs, gewisse Flexibilitäten in Bezug auf Menge und Preis einzuführen. Die Käufer hatten mehr Aufwärts- und Abwärtsflexibilität in TOP, und kurzfristige SPAs von weniger als 16 Jahren traten in Kraft. Gleichzeitig wurden auch alternative Ziele für Fracht und Arbitrage zugelassen. Um die Wende des 21. Jahrhunderts war der Markt wieder zugunsten der Verkäufer. Die Verkäufer sind jedoch anspruchsvoller geworden und schlagen nun vor, Arbitragemöglichkeiten zu teilen und sich von der S-Kurven-Preisgestaltung zu entfernen. Es gab viele Diskussionen über die Schaffung einer „OGC“ als Erdgasäquivalent der OPEC . Russland und Katar , Länder mit den größten und drittgrößten Erdgasreserven der Welt, haben diesen Schritt endlich unterstützt.

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

Bis 2003 folgten die LNG-Preise eng den Ölpreisen. 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 Großbritannien kürzlich in die Höhe geschossen und dann infolge von Änderungen bei Angebot und Lagerung gefallen. In den späten 1990er und frühen 2000er Jahren verlagerte sich der Markt für Käufer, aber seit 2003 und 2004 ist er ein starker Verkäufermarkt, mit Net-Back als beste Schätzung für Preise.

Untersuchungen von Global Energy Monitor aus dem Jahr 2019 warnen davor, dass bis zu 1,3 Billionen US-Dollar an neuer LNG-Export- und -Importinfrastruktur, die sich derzeit in der Entwicklung befindet, einem erheblichen Risiko ausgesetzt sind, gestrandet zu sein, da das globale Gasrisiko droht, überversorgt zu werden, insbesondere wenn die Vereinigten Staaten und Kanada eine größere Rolle spielen .

Der derzeitige Anstieg von unkonventionellem Öl und Gas in den USA hat zu niedrigeren Gaspreisen in den USA geführt. Dies hat zu Diskussionen auf den ölgebundenen Gasmärkten Asiens geführt, Gas auf der Grundlage des Henry-Hub-Index zu importieren. Die jüngste hochrangige Konferenz in Vancouver, der Pacific Energy Summit 2013, traf politische Entscheidungsträger und Experten aus Asien und den USA zusammen, um die LNG-Handelsbeziehungen zwischen diesen Regionen zu diskutieren.

Empfangsterminals gibt es in etwa 40 Ländern, darunter Belgien, Chile, China, die Dominikanische Republik, Frankreich, Griechenland, Indien, Italien, Japan, Korea, Polen, Spanien, Taiwan, Großbritannien, die USA und andere. Es bestehen Pläne für Bahrain, Deutschland, Ghana, Marokko, die Philippinen, Vietnam und andere, ebenfalls neue Empfangsterminals ( Regasifizierungsterminals ) zu bauen .

Screening von LNG-Projekten

LNG-Projekte mit Grundlast (groß angelegt, >1 MTPA) erfordern Erdgasreserven, Käufer und Finanzierung. Der Einsatz bewährter Technologie und eines bewährten Auftragnehmers ist sowohl für Investoren als auch für Käufer äußerst wichtig. Erforderliche Gasreserven: 1 tcf Gas pro Mtpa LNG über 20 Jahre erforderlich.

LNG wird aufgrund von Skaleneffekten am kosteneffizientesten in relativ großen Anlagen produziert , an Standorten mit Meereszugang, die regelmäßige große Massenlieferungen direkt auf den Markt ermöglichen. Dies erfordert eine sichere Gasversorgung mit ausreichender Kapazität. Idealerweise befinden sich die Anlagen in der Nähe der Gasquelle, um die Kosten für die Zwischentransportinfrastruktur und die Gasschrumpfung (Brennstoffverlust beim Transport) zu minimieren. Die hohen Kosten für den Bau großer LNG-Anlagen machen die fortschreitende Entwicklung von Gasquellen zur Maximierung der Anlagennutzung unerlässlich und die Verlängerung der Lebensdauer bestehender, finanziell abgeschriebener LNG-Anlagen kostengünstig. Insbesondere in Kombination mit niedrigeren Verkaufspreisen aufgrund großer installierter Kapazität und steigender Baukosten macht dies die wirtschaftliche Überprüfung/Rechtfertigung für die Entwicklung neuer und insbesondere Greenfield-LNG-Anlagen zu einer Herausforderung, selbst wenn diese umweltfreundlicher sein könnten als bestehende Anlagen mit allen Beteiligten Bedenken befriedigt. Aufgrund des hohen finanziellen Risikos ist es üblich, Gaslieferungen/Konzessionen und Gasverkäufe für längere Zeiträume vertraglich abzusichern, bevor eine Investitionsentscheidung getroffen wird.

Verwendet

Die Hauptanwendung von LNG besteht darin, den Transport von Erdgas von der Quelle zum Bestimmungsort zu vereinfachen. Im großen Maßstab geschieht dies, wenn sich Quelle und Ziel auf der anderen Seite des Ozeans befinden. Es kann auch verwendet werden, wenn keine ausreichende Pipeline-Kapazität verfügbar ist. Für groß angelegte Transportanwendungen wird das LNG typischerweise am empfangenden Ende wieder vergast und in die lokale Erdgaspipeline-Infrastruktur geschoben.

LNG kann auch verwendet werden, um den Spitzenbedarf zu decken, wenn die normale Pipeline-Infrastruktur den meisten Bedarf decken kann, aber nicht den Spitzenbedarf. Diese Anlagen werden in der Regel als LNG-Peak-Shaving-Anlagen bezeichnet, da der Zweck darin besteht, einen Teil der Spitzennachfrage von dem abzuschneiden, was aus der Versorgungsleitung benötigt wird.

LNG kann zum Betanken von Verbrennungsmotoren verwendet werden. LNG befindet sich in der Anfangsphase, sich zu einem Mainstream-Kraftstoff für Transportzwecke zu entwickeln. Es wird für LKW-, Offroad-, Schiffs- und Zuganwendungen auf der Straße evaluiert und getestet. Es gibt bekannte Probleme mit den Kraftstofftanks und der Gasversorgung des Motors, 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 kann Anwendungen geben, bei denen LNG-Lkw, -Busse, -Züge und -Boote kosteneffektiv sein könnten, um LNG-Energie regelmäßig zusammen mit Stückgut und/oder Passagieren an kleinere, isolierte Gemeinden ohne lokale Gasquelle oder Zugang zu Pipelines zu verteilen.

Einsatz von LNG zur Betankung großer Straßen-Lkw

China ist führend in der Nutzung von LNG-Fahrzeugen mit über 100.000 LNG-betriebenen Fahrzeugen auf der Straße (Stand: September 2014).

In den Vereinigten Staaten werden die Anfänge einer öffentlichen LNG-Betankungsanlage aufgebaut. Eine Tracking-Site für alternative Tankstellen zeigt 84 öffentliche LKW-LNG-Tankstellen (Stand: Dezember 2016). Es ist für große LKW möglich, Überlandfahrten wie Los Angeles nach Boston zu unternehmen und alle 500 Meilen an öffentlichen Tankstellen aufzutanken. Das National Trucker's Directory von 2013 listet etwa 7.000 Truckstops auf, sodass etwa 1 % der US-Truckstops über LNG verfügen.

Während LNG-Kraftstoff und Erdgasfahrzeuge im Dezember 2014 nicht sehr schnell in Europa eingeführt wurden und es fraglich war, ob LNG jemals der Kraftstoff der Wahl unter Flottenbetreibern werden wird, zeigen die jüngsten Trends ab 2018 andere Aussichten. Im Laufe des Jahres 2015 führten die Niederlande LNG-betriebene Lkw im Transportsektor ein. Die australische Regierung plant den Bau einer LNG-Autobahn, um das lokal produzierte LNG zu nutzen und den importierten Dieselkraftstoff zu ersetzen, der von zwischenstaatlichen Transportfahrzeugen verwendet wird.

Auch Indien hat im Jahr 2015 mit dem Transport von LNG durch LNG-betriebene Straßentankwagen im Bundesstaat Kerala einen kleinen Anfang gemacht. Im Jahr 2017 errichtet Petronet LNG 20 LNG-Stationen an Autobahnen entlang der indischen Westküste, die Delhi mit Thiruvananthapuram über eine Gesamtstrecke von 4.500 km über Mumbai und Bengaluru verbinden. Im Jahr 2020 plante Indien die Installation von 24 LNG-Tankstellen entlang der 6.000 km langen Golden Quadrilateral Highways, die die vier U-Bahnen verbinden, da die LNG-Preise im Preis sinken.

Japan, der weltweit größte Importeur von LNG, wird LNG als Kraftstoff für den Straßenverkehr verwenden.

PS-starke/drehmomentstarke Motoren

Der Hubraum ist ein wichtiger Faktor für die Leistung eines Verbrennungsmotors . Somit wäre ein 2.000-cm³-Motor typischerweise stärker als ein 1.800-cm³-Motor, aber das setzt voraus, dass ein ähnliches Luft-Kraftstoff-Gemisch verwendet wird.

Wenn der kleinere Motor jedoch ein Luft-Kraftstoff-Gemisch mit höherer Energiedichte verwendet (z. B. über einen Turbolader), kann er möglicherweise mehr Leistung erzeugen als der größere Motor, der ein Luft-Kraftstoff-Gemisch mit geringerer Energiedichte verbrennt. Dies ist nicht leicht zu erreichen, da Turbolader sowohl komplex als auch teuer sind. Daher wird für Motoren mit hoher Pferdestärke/hohem Drehmoment ein Kraftstoff bevorzugt, der ein energiedichteres Luft-Kraftstoff-Gemisch erzeugt, da ein kleinerer und einfacherer Motor die gleiche Leistung erzeugen kann.

Bei herkömmlichen Benzin- und Dieselmotoren ist die Energiedichte des Luft-Kraftstoff-Gemisches begrenzt, da sich die flüssigen Kraftstoffe im Zylinder nicht gut vermischen. Ferner haben Benzin- und Dieselkraftstoffe Selbstzündungstemperaturen und -drücke, die für die Motorkonstruktion relevant sind. Ein wichtiger Teil des traditionellen Motordesigns besteht darin, die Zylinder, Verdichtungsverhältnisse und Kraftstoffeinspritzdüsen so zu gestalten, dass eine Vorzündung verhindert wird, aber gleichzeitig so viel Kraftstoff wie möglich eingespritzt werden kann, gut gemischt wird und noch Zeit bleibt, die zu vervollständigen Verbrennungsprozess während des Arbeitstaktes.

Erdgas entzündet sich bei Drücken und Temperaturen, die für die Konstruktion herkömmlicher Benzin- und Dieselmotoren relevant sind, nicht selbst, wodurch mehr Flexibilität bei der Konstruktion eines Erdgasmotors bereitgestellt wird. Methan, der Hauptbestandteil von Erdgas, hat eine Selbstentzündungstemperatur von 580 °C (1.076 °F), während sich Benzin und Diesel bei etwa 250 °C (482 °F) bzw. 210 °C (410 °F) selbst entzünden.

Bei einem komprimierten Erdgasmotor (CNG) ist das Mischen des Kraftstoffs und der Luft effektiver, da sich Gase typischerweise in kurzer Zeit gut vermischen, aber bei typischen CNG-Kompressionsdrücken ist der Kraftstoff selbst weniger energiedicht als Benzin oder Diesel somit ist das Ergebnis ein weniger energiedichtes Luft-Kraftstoff-Gemisch. Somit ist bei einem Motor mit gleichem Hubraum ein nicht turboaufgeladener CNG-betriebener Motor typischerweise weniger leistungsstark als ein Benzin- oder Dieselmotor ähnlicher Größe. Aus diesem Grund sind Turbolader bei europäischen CNG-Autos beliebt. Trotz dieser Einschränkung ist der 12-Liter-Cummins-Westport-ISX12G-Motor ein Beispiel für einen CNG-fähigen Motor, der zum Ziehen von Traktor-/Anhängerlasten bis zu 80.000 lbs ausgelegt ist und zeigt, dass CNG in den meisten, wenn nicht allen Lkw-Anwendungen auf der Straße verwendet werden kann. Die ursprünglichen ISX G-Motoren enthielten einen Turbolader, um die Luft-Kraftstoff-Energiedichte zu verbessern.

LNG bietet einen einzigartigen Vorteil gegenüber CNG für anspruchsvollere Anwendungen mit hoher Leistung, da kein Turbolader erforderlich ist. Da LNG bei etwa –160 °C (–256 °F) siedet, kann durch die Verwendung eines einfachen Wärmetauschers eine kleine Menge LNG bei extrem hohem Druck mit wenig oder keiner mechanischen Energie in seine gasförmige Form umgewandelt werden. Ein richtig ausgelegter PS-starker Motor kann diese energiedichte Gaskraftstoffquelle mit extrem hohem Druck nutzen, um ein Luft-Kraftstoff-Gemisch mit höherer Energiedichte zu erzeugen, als es mit einem CNG-betriebenen Motor effizient erzeugt werden kann. Das Ergebnis im Vergleich zu CNG-Motoren ist ein höherer Gesamtwirkungsgrad in PS-starken Motoranwendungen, 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 fortschrittliche Hochdrucktechnologie nutzt.

Westport empfiehlt CNG für Motoren mit 7 Litern oder kleiner 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 ihrer NGV Bruxelles – Industry Innovation Session-Präsentation

PS-starke Motoren in den Bereichen Ölbohren, Bergbau, Lokomotiven und Schifffahrt wurden entwickelt oder werden entwickelt. Paul Blomerus hat ein Papier geschrieben, in dem er zu dem Schluss kommt, dass bis zu 40 Millionen Tonnen LNG pro Jahr (ungefähr 26,1 Milliarden Gallonen/Jahr oder 71 Millionen Gallonen/Tag) erforderlich sein könnten, nur um den weltweiten Bedarf an PS-starken Motoren von 2025 bis 2030 zu decken .

Zum Ende des 1. Quartals 2015 gab Prometheus Energy Group Inc an, in den letzten vier Jahren über 100 Millionen Gallonen LNG an den Industriemarkt geliefert zu haben, und gewinnt weiterhin neue Kunden hinzu.

Einsatz von LNG in maritimen Anwendungen

LNG-Bunkerung wurde in einigen Häfen über Truck-to-Ship-Betankung etabliert. Diese Art der LNG-Betankung ist einfach zu implementieren, vorausgesetzt, eine Versorgung mit LNG ist verfügbar.

Die Feeder- und Kurzstreckenseeschifffahrtsgesellschaft Unifeeder betreibt seit Ende 2017 das weltweit erste LNG-betriebene Containerschiff Wes Amelie, das wöchentlich zwischen dem Hafen von Rotterdam und dem Baltikum verkehrt. Die Containerreederei Maersk Group hat sich für die Einführung von LNG-betriebenen Containerschiffen entschieden. Die DEME-Gruppe hat Wärtsilä beauftragt , seine Schwimmbagger der neuen Generation der „Antigoon“-Klasse mit Dual-Fuel (DF)-Motoren anzutreiben. Crowley Maritime aus Jacksonville, Florida , startete 2018 bzw. 2019 zwei LNG-betriebene ConRo-Schiffe, die Coquí und die Taino.

2014 bestellte Shell ein spezielles LNG-Bunkerschiff. Es soll im Sommer 2017 in Rotterdam in Betrieb gehen

Das von der IMO verabschiedete Internationale Übereinkommen zur Verhütung der Meeresverschmutzung durch Schiffe (MARPOL) hat vorgeschrieben, dass Seeschiffe ab dem Jahr 2020 keinen Kraftstoff (Bunker, Diesel usw.) mit einem Schwefelgehalt von mehr als 0,5 % verbrauchen dürfen internationale Gewässer und die Küstengebiete von Ländern, die die gleiche Verordnung erlassen haben. Der Ersatz von schwefelreichem Bunkerkraftstoff durch schwefelfreies LNG ist im Seeverkehr in großem Umfang erforderlich, da flüssige Kraftstoffe mit niedrigem Schwefelgehalt teurer sind als LNG. Japan plant bis 2020 den Einsatz von LNG als Bunkertreibstoff.

BHP , eines der größten Bergbauunternehmen der Welt, strebt an, bis Ende 2021 mit LNG betriebene Mineralientransportschiffe in Betrieb zu nehmen.

Im Januar 2021 waren 175 seegängige LNG-betriebene Schiffe im Einsatz, weitere 200 Schiffe wurden 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 angepasst sind.

Handeln

Der weltweite Handel mit LNG wächst schnell von vernachlässigbar im Jahr 1970 auf eine voraussichtlich weltweit beträchtliche Menge bis 2020. Als Referenz: Die weltweite Rohölproduktion im Jahr 2014 betrug 14,6 Millionen Kubikmeter (92 Millionen Barrel) pro Tag oder 54.600 Terawattstunden (186,4 Billiarden britische Wärmeeinheiten ) pro Jahr.

1970 betrug der weltweite LNG-Handel 3 Milliarden Kubikmeter (bcm) (0,11 Quads). 2011 waren es 331 bcm (11,92 Quads). Die USA begannen im Februar 2016 mit dem Export von LNG. Die Prognose von Black & Veatch vom Oktober 2014 besagt, dass allein die USA bis 2020 zwischen 10 und 14 Milliarden Kubikfuß/Tag (280 bis 400 Millionen m 3 /Tag) oder einen Heizwert von 3,75 exportieren werden bis 5,25 Quad (1.100 bis 1.540 TWh). E&Y prognostiziert, 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 Rohölmarkts betragen, und das gilt nicht für die überwiegende Mehrheit des Erdgases per Pipeline direkt vom Bohrloch zum Verbraucher geliefert.

Im Jahr 2004 entfielen 7 Prozent des weltweiten Erdgasbedarfs auf LNG. Der weltweite Handel mit LNG, der in den zehn Jahren von 1995 bis 2005 um 7,4 Prozent pro Jahr gewachsen ist, wird voraussichtlich weiter stark wachsen. Der LNG-Handel soll von 2005 bis 2020 um 6,7 Prozent pro Jahr zunehmen.

Bis Mitte der 1990er Jahre konzentrierte sich die LNG-Nachfrage stark auf Nordostasien: Japan, Südkorea und Taiwan . Gleichzeitig dominierten die Lieferungen aus dem pazifischen Becken den weltweiten LNG-Handel. Das weltweite Interesse an der Verwendung von erdgasbefeuerten Kombikraftwerken zur Stromerzeugung in Verbindung mit der Unfähigkeit der nordamerikanischen und der Nordsee-Erdgasversorgung, die wachsende Nachfrage zu befriedigen, hat die regionalen Märkte für LNG erheblich erweitert. Es brachte auch neue Lieferanten aus dem Atlantikbecken und dem Nahen Osten in den Handel.

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

Ende 2017 gab es 19 LNG-Exportländer und 40 LNG-Importländer. 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 betrug 246 MT im Jahr 2014, von denen die meisten im Handel zwischen Ländern verwendet wurden. In den nächsten Jahren würde das Volumen des LNG-Handels erheblich zunehmen. Beispielsweise kamen allein im Jahr 2009 etwa 59 MTPA neuer LNG-Lieferungen aus sechs neuen Anlagen auf den Markt, darunter:

Im Jahr 2006 wurde Katar zum weltgrößten Exporteur von LNG. Ab 2012 ist Katar die Quelle von 25 Prozent der weltweiten LNG-Exporte. Ab 2017 liefert Katar schätzungsweise 26,7 % des weltweiten LNG.

Die Investitionen in US-Exportanlagen nahmen bis 2013 zu, diese Investitionen wurden durch die zunehmende Schiefergasproduktion in den Vereinigten Staaten und einen großen Preisunterschied zwischen den Erdgaspreisen in den USA und denen in Europa und Asien angespornt. Cheniere Energy war das erste Unternehmen in den Vereinigten Staaten, das 2016 die Genehmigung erhielt und LNG exportierte. Nach einem Abkommen zwischen den USA und der EU im Jahr 2018 nahmen die Exporte aus den USA in die EU zu. Im November 2021 unterzeichnete der US-Produzent Venture Global LNG einen Zwanzigjahresvertrag mit dem chinesischen Staatsunternehmen Sinopec zur Lieferung von verflüssigtem Erdgas. Chinas Importe von US-Erdgas werden sich mehr als verdoppeln. Die US-Exporte von verflüssigtem Erdgas nach China und in andere asiatische Länder sind im Jahr 2021 stark gestiegen , wobei asiatische Käufer bereit sind, höhere Preise zu zahlen als europäische Importeure. Dies kehrte sich 2022 um, als der größte Teil des US-LNG nach Europa ging. US-LNG-Exportverträge werden hauptsächlich für 15 bis 20 Jahre abgeschlossen.

Importe

1964 führten das Vereinigte Königreich und Frankreich den ersten LNG-Handel durch, indem sie Gas aus Algerien kauften und Zeugen einer neuen Energieära wurden.

2014 exportierten 19 Länder LNG.

Verglichen mit dem Rohölmarkt machte der Erdgasmarkt im Jahr 2013 etwa 72 Prozent des Rohölmarktes (gemessen in Wärmeäquivalenten) aus, von denen LNG einen kleinen, aber schnell wachsenden Teil ausmacht. Ein Großteil dieses Wachstums wird durch den Bedarf an sauberen Brennstoffen und einen gewissen Substitutionseffekt aufgrund des hohen Ölpreises (hauptsächlich in den Sektoren Wärme und Stromerzeugung) getrieben.

Japan, Südkorea , Spanien, Frankreich, Italien und Taiwan importieren aufgrund ihrer Energieknappheit große Mengen LNG. Im Jahr 2005 importierte Japan 58,6 Millionen Tonnen LNG, was etwa 30 Prozent des weltweiten LNG-Handels in diesem Jahr entspricht. Ebenfalls im Jahr 2005 importierte Südkorea 22,1 Millionen Tonnen und im Jahr 2004 importierte Taiwan 6,8 Millionen Tonnen. Diese drei Hauptabnehmer kaufen ungefähr zwei Drittel der weltweiten LNG-Nachfrage. Darüber hinaus importierte Spanien im Jahr 2006 rund 8,2 MTPA und ist damit der drittgrößte Importeur. Auch Frankreich importierte ähnliche Mengen wie Spanien. Nach der Nuklearkatastrophe von Fukushima Daiichi im März 2011 wurde Japan mit einem Anteil von einem Drittel an der Gesamtmenge zu einem wichtigen Importeur. Die europäischen LNG-Importe gingen 2012 um 30 Prozent zurück und gingen 2013 weiter um 24 Prozent zurück, da südamerikanische und asiatische Importeure mehr zahlten. Die europäischen LNG-Importe stiegen 2019 auf neue Höhen, blieben 2020 und 2021 hoch und stiegen 2022 noch stärker an. Hauptverantwortlich dafür waren Katar, die USA und Russland.

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

Frachtumleitung

Basierend auf den LNG SPAs ist LNG für vorab 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 zulässig – vorbehaltlich der Teilung des zusätzlichen Gewinns, der durch eine solche Umleitung entsteht, durch Zahlung einer Strafgebühr. In der Europäischen Union und einigen anderen Gerichtsbarkeiten ist es nicht gestattet, die Gewinnbeteiligungsklausel in LNG-SPAs anzuwenden.

Kosten von LNG-Anlagen

Konstruktionsverbesserungen bei Verflüssigungsanlagen und Tankschiffen wirkten sich über einen längeren Zeitraum kostensenkend aus.

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

Noch im Jahr 2003 war die Annahme üblich, dass dies ein „Lernkurven“-Effekt sei und sich in die Zukunft fortsetzen würde. Doch diese Wahrnehmung stetig sinkender Kosten für LNG wurde in den letzten Jahren zunichte gemacht.

Die Baukosten für Greenfield-LNG-Projekte begannen ab 2004 in die Höhe zu schießen und sind von etwa 400 $ pro Tonne und Jahr Kapazität auf 1.000 $ pro Tonne und Jahr Kapazität im Jahr 2008 gestiegen.

Die Hauptgründe für die explodierenden Kosten in der LNG-Industrie können wie folgt beschrieben werden:

  1. Geringe Verfügbarkeit von EPC- Vertragspartnern als Folge des außergewöhnlich hohen Niveaus laufender Erdölprojekte weltweit.
  2. Hohe Rohstoffpreise infolge starker Nachfrage nach Rohstoffen.
  3. Mangel an qualifizierten und erfahrenen Arbeitskräften in der LNG-Industrie.
  4. Abwertung des US-Dollars.
  5. Sehr komplexe Natur von Projekten, die an abgelegenen Orten gebaut werden und wo die Baukosten zu den höchsten der Welt gehören.

Ohne kostspielige Projekte entspricht der Anstieg von 120 % im Zeitraum 2002-2012 eher der Eskalation in der vorgelagerten Öl- und Gasindustrie, wie sie vom UCCI-Index gemeldet wird

Die globale Finanzkrise 2007–2008 verursachte einen allgemeinen Rückgang der Rohstoff- und Ausrüstungspreise, was die Baukosten von LNG-Anlagen etwas senkte. Bis 2012 wurde dies jedoch durch die steigende Nachfrage nach Materialien und Arbeitskräften für den LNG-Markt mehr als ausgeglichen.

Kleine Verflüssigungsanlagen

Kleine Verflüssigungsanlagen eignen sich zum Ausgleich von Spitzenlasten bei Erdgaspipelines, Transportkraftstoffen oder zur Lieferung von Erdgas in abgelegene Gebiete, die nicht an Pipelines angeschlossen sind. Sie haben in der Regel eine kompakte Größe, werden von einer Erdgasleitung 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. Es vermeidet auch die zusätzlichen Treibhausgasemissionen, die während langer Transporte entstehen.

Die kleine LNG-Anlage ermöglicht auch das Auftreten lokaler Spitzenlasten, wodurch die Verfügbarkeit von Erdgas in Zeiten hoher und niedriger Nachfrage ausgeglichen wird. Es ermöglicht auch Gemeinden ohne Zugang zu Erdgaspipelines, lokale Verteilersysteme zu installieren und diese mit gespeichertem LNG zu versorgen.

LNG-Preise

In den aktuellen LNG-Verträgen gibt es drei große Preissysteme:

  • Ölindizierter Kontrakt, der hauptsächlich in Japan, Korea, Taiwan und China verwendet wird;
  • Indexierte Verträge für Öl, Ölprodukte und andere Energieträger, die hauptsächlich in Kontinentaleuropa verwendet werden; Und
  • Marktindizierte Kontrakte, die in den USA und Großbritannien verwendet werden.

Die Formel für einen indexierten Preis lautet wie folgt:

CP = BP + βX

  • BP: konstanter Teil- oder Grundpreis
  • β: Gradient
  • X: Indexierung

Die Formel wurde in asiatischen LNG-SPAs häufig verwendet, wo der Grundpreis verschiedene Nicht-Öl-Faktoren darstellt, aber normalerweise eine Konstante ist, die durch Verhandlungen auf einem Niveau festgelegt wird, das verhindern kann, dass die LNG-Preise unter ein bestimmtes Niveau fallen. Sie variiert somit unabhängig von Ölpreisschwankungen.

Henry Hub Plus

Einige LNG-Käufer haben bereits Verträge für zukünftige US-basierte Frachten zu an Henry Hub gebundenen Preisen unterzeichnet. Die Preise des LNG-Exportvertrags von Cheniere Energy bestehen aus einer festen Gebühr (Verflüssigungsmautgebühr) plus 115 % von Henry Hub pro Million britischer thermischer LNG-Einheiten. Die Mautgebühren in den Cheniere-Verträgen variieren: 2,25 US-Dollar pro Million britischer thermischer Einheiten (7,7 US-Dollar/MWh) mit der BG Group, die 2011 unterzeichnet wurde; 2,49 $ pro Million britischer thermischer Einheiten (8,5 $/MWh) mit dem spanischen GNF, der 2012 unterzeichnet wurde; und 3,00 USD pro Million britischer thermischer Einheiten (10,2 USD/MWh) mit den südkoreanischen Unternehmen Kogas und Centrica, die 2013 unterzeichnet wurden.

Ölparität

Die Ölparität ist der LNG-Preis, der dem von Rohöl auf Basis eines Barrel Öläquivalents (BOE) entsprechen würde . Wenn der LNG-Preis den Rohölpreis in BOE-Bedingungen übersteigt, wird die Situation als gebrochene Ölparität bezeichnet. Ein Koeffizient von 0,1724 ergibt die volle Ölparität. In den meisten Fällen ist der Preis für LNG niedriger als der Preis für Rohöl in BOE-Berechnungen. Im Jahr 2009 näherte sich die Ölparität bei mehreren Spotfrachtgeschäften, insbesondere in Ostasien, der vollen Ölparität oder übertraf sogar die Ölparität. Im Januar 2016 hat der Spot-LNG-Preis 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 seinen Ölparitätspreis gefallen, wodurch es im Verkehrssektor wirtschaftlicher ist als umweltschädlicheres Diesel-/Gasöl.

S-Kurve

Der Großteil des LNG-Handels wird durch langfristige Verträge geregelt. Viele Formeln enthalten eine S-Kurve , bei der die Preisformel über und unter einem bestimmten Ölpreis unterschiedlich ist, um die Auswirkungen hoher Ölpreise auf den Käufer und niedriger Ölpreise auf den Verkäufer zu dämpfen. Wenn der Spot-LNG-Preis günstiger ist als langfristige ölpreisindizierte Verträge, ist die rentabelste LNG-Endverwendung der Antrieb mobiler Motoren, um den teuren Benzin- und Dieselverbrauch zu ersetzen.

In den meisten ostasiatischen LNG-Kontrakten ist die Preisformel an einen nach Japan importierten Rohölkorb namens Japan Crude Cocktail (JCC) gekoppelt. In indonesischen LNG-Verträgen ist die Preisformel an den indonesischen Rohpreis (ICP) gekoppelt.

In Kontinentaleuropa folgt die Indexierung der Preisformeln nicht dem gleichen Format und variiert von Vertrag zu Vertrag. Brent-Rohölpreis (B), Schwerölpreis (HFO), Leichtölpreis (LFO), Gasölpreis (GO), Kohlepreis , Strompreis und in einigen Fällen Verbraucher- und Erzeugerpreisindizes sind die Indexelemente von Preisformeln.

Preisüberprüfung

Normalerweise gibt es eine Klausel, die es Parteien erlaubt, die Preisanpassung oder Preiserneuerung in LNG-SPAs auszulösen. Bei manchen Verträgen gibt es zwei Möglichkeiten, eine Preisanpassung auszulösen. regelmäßig und besonders. Reguläre sind die Termine, die in den LNG SPAs zum Zweck der Preisüberprüfung vereinbart und definiert werden.

Qualität von LNG

Die LNG-Qualität ist eines der wichtigsten Themen im LNG-Geschäft. Jedes Gas, das nicht den vereinbarten Spezifikationen im Kaufvertrag entspricht, gilt als „Off-Spec“- oder „Off-Quality“-Gas oder LNG. Qualitätsvorschriften dienen drei Zwecken:

1 – um sicherzustellen, dass das verteilte Gas nicht korrosiv und nicht toxisch ist und unter den oberen Grenzwerten für H 2 S, Gesamtschwefel, CO 2 und Hg-Gehalt liegt;
2 – zum Schutz vor der Bildung von Flüssigkeiten oder Hydraten in den Netzen durch maximale Wasser- und Kohlenwasserstoff-Taupunkte;
3 – Um die Austauschbarkeit der verteilten Gase zu ermöglichen, durch Begrenzung des Variationsbereichs für Parameter, die die Verbrennung beeinflussen: Gehalt an Inertgasen, Heizwert, Wobbe- Index , Rußindex, Incomplete Combustion Factor, Yellow Tip Index usw.

Bei Off-Spec-Gas oder LNG kann der Käufer die Annahme des Gases bzw. LNG verweigern und der Verkäufer hat eine Vertragsstrafe für die jeweiligen Off-Spec-Gasmengen zu zahlen.

Die Qualität von Gas oder LNG wird am Abgabepunkt mit einem Instrument wie einem Gaschromatographen gemessen.

Die wichtigsten Bedenken hinsichtlich der Gasqualität betreffen den Schwefel- und Quecksilbergehalt sowie den Brennwert. Aufgrund der Empfindlichkeit von Verflüssigungsanlagen gegenüber Schwefel- und Quecksilberelementen muss das dem Verflüssigungsprozess zugeführte Gas genau raffiniert und getestet werden, um die minimal mögliche Konzentration dieser beiden Elemente sicherzustellen, bevor es in die Verflüssigungsanlage gelangt, daher gibt es nicht viel Sorge um sie.

Das Hauptanliegen ist jedoch der Heizwert von Gas. Üblicherweise lassen sich Erdgasmärkte in Bezug auf den Heizwert in drei Märkte einteilen:

  • Asien (Japan, Korea, Taiwan), wo reichlich Gas verteilt wird, mit einem Bruttoheizwert (GCV) von mehr als 43 MJ/m 3 (n), dh 1.090 Btu/scf,
  • das Vereinigte Königreich und die USA, wo das verteilte Gas mager ist, mit einem GCV in der Regel unter 42 MJ/m 3 (n), dh 1.065 Btu/scf,
  • Kontinentaleuropa, wo der akzeptable GCV-Bereich ziemlich breit ist: ca. 39 bis 46 MJ/m 3 (n), also 990 bis 1.160 Btu/scf.

Es gibt einige Methoden, um den Heizwert des produzierten LNG auf das gewünschte Niveau zu modifizieren. Zwecks Heizwerterhöhung ist das Einblasen von Propan und Butan eine Lösung. Zur Senkung des Heizwertes haben sich die Stickstoffinjektion und die Extraktion von Butan und Propan bewährt. Mischen mit Gas oder LNG kann eine Lösung sein; Alle diese Lösungen sind zwar theoretisch realisierbar, können jedoch in großem Maßstab kostspielig und logistisch schwierig zu handhaben sein. Der magere LNG-Preis in Bezug auf den Energiewert ist niedriger als der fette LNG-Preis.

Verflüssigungstechnologie

Für große Grundlast-LNG-Anlagen stehen mehrere Verflüssigungsverfahren zur Verfügung (in der Reihenfolge ihrer Verbreitung):

  1. AP-C3MR – entwickelt von Air Products & Chemicals , Inc. (APCI)
  2. Kaskade – entworfen von ConocoPhillips
  3. AP-X – entwickelt von Air Products & Chemicals , Inc. (APCI)
  4. AP-SMR (Single Mixed Refrigerant) – entwickelt von Air Products & Chemicals , Inc. (APCI)
  5. AP-N (Stickstoffkältemittel) – entwickelt von Air Products & Chemicals , Inc. (APCI)
  6. MFC (Mixed Fluid Cascade) – entwickelt von Linde
  7. PRICO (SMR) – entworfen von Black & Veatch
  8. AP-DMR (Dual Mixed Refrigerant) – entwickelt von Air Products & Chemicals , Inc. (APCI)
  9. Liquefin – entworfen von Air Liquide

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

Die meisten dieser Züge verwenden entweder APCI AP-C3MR oder Cascade-Technologie für den Verflüssigungsprozess. Zu den anderen Verfahren, die in einer kleinen Minderheit einiger Verflüssigungsanlagen verwendet werden, gehören Shells DMR-Technologie (doppelt gemischtes Kältemittel) und die Linde-Technologie.

Die APCI-Technologie ist das am häufigsten verwendete Verflüssigungsverfahren in LNG-Anlagen: Von 100 laufenden oder im Bau befindlichen Verflüssigungszügen wurden 86 Züge mit einer Gesamtkapazität von 243 MTPA auf der Grundlage des APCI-Prozesses entworfen. Das Cascade-Verfahren von Phillips ist das am zweithäufigsten verwendete und wird in 10 Zügen mit einer Gesamtkapazität von 36,16 MTPA verwendet. Das Shell DMR-Verfahren wurde in drei Zügen mit einer Gesamtkapazität von 13,9 MTPA eingesetzt; und schließlich kommt das Linde/Statoil-Verfahren im Einzelzug Snohvit 4.2 MTPA zum Einsatz.

Schwimmende Flüssigerdgasanlagen (FLNG) schwimmen über einem Offshore-Gasfeld und produzieren, verflüssigen, speichern und übertragen LNG (und möglicherweise LPG und Kondensat ) auf See, bevor Transportunternehmen es direkt an die Märkte liefern. Die erste FLNG-Anlage wird derzeit von Shell entwickelt und soll 2018 fertiggestellt werden.

Lagerung

LNG-Lagertank bei EG LNG

Moderne LNG-Lagertanks sind typischerweise vom Typ Full Containment, der eine Außenwand aus vorgespanntem Beton und einen Innentank aus hochvernickeltem Stahl mit einer äußerst effizienten Isolierung zwischen den Wänden hat. Große Tanks haben ein niedriges Seitenverhältnis (Höhe zu Breite) und sind zylindrisch mit einem gewölbten Stahl- oder Betondach. Der Speicherdruck in diesen Tanks ist sehr niedrig, weniger als 10 Kilopascal (1,5  psi ). Manchmal werden teurere Erdtanks zur Lagerung verwendet. Kleinere Mengen (z. B. 700 Kubikmeter (180.000 US-Gallonen) und weniger) können in horizontalen oder vertikalen Druckbehältern mit Vakuummantel gelagert werden. Diese Tanks können einen Druck von weniger als 50 bis über 1.700 kPa (7,3–246,6 psi) haben.

LNG muss kalt gehalten werden, um druckunabhängig flüssig zu bleiben. Trotz wirksamer Isolierung wird es unvermeidlich zu einem gewissen Wärmeverlust in das LNG kommen, was zur Verdampfung des LNG führt. Dieses Boil-off-Gas dient dazu, das LNG kalt zu halten (siehe „ Kühlung “ unten). Das Boil-Off-Gas wird typischerweise komprimiert und als Erdgas exportiert oder es wird wieder verflüssigt und in die Speicherung zurückgeführt.

Transport

Modell des Tankers LNG Rivers , LNG-Kapazität von 135.000 Kubikmetern
Innenraum eines LNG-Ladetanks

LNG wird in speziell konstruierten Schiffen mit Doppelhüllen transportiert, die die Frachtsysteme vor Beschädigungen oder Lecks schützen. Es stehen mehrere spezielle Lecktestmethoden zur Verfügung, um die Integrität der Membranladetanks eines LNG-Schiffes zu testen.

Die Tanker kosten jeweils rund 200 Millionen US-Dollar.

Transport und Versorgung sind ein wichtiger Aspekt des Gasgeschäfts, da Erdgasreserven normalerweise ziemlich weit von den Verbrauchermärkten entfernt sind. Erdgas hat ein weitaus größeres Transportvolumen als Öl, und das meiste Gas wird über Pipelines transportiert. Es gibt ein Erdgasleitungsnetz in der ehemaligen Sowjetunion , Europa und Nordamerika. Erdgas ist auch bei höheren Drücken weniger dicht. Erdgas wird durch eine Hochdruckleitung viel schneller transportiert als Öl, kann aber aufgrund der geringeren Dichte nur etwa ein Fünftel der Energiemenge pro Tag übertragen. Erdgas wird normalerweise am Ende der Pipeline vor dem Versand zu LNG verflüssigt.

Es sind kurze LNG-Pipelines für den Transport von Produkten von LNG-Schiffen zur Onshore-Lagerung verfügbar. Längere Pipelines, die es Schiffen ermöglichen, LNG in größerer Entfernung von Hafenanlagen abzuladen, sind in der Entwicklung. Dies erfordert aufgrund der Anforderungen an die Kalthaltung des LNG eine Rohr-in-Rohr-Technologie.

LNG wird mit Tankwagen, Eisenbahntankwagen und speziell gebauten Schiffen transportiert, die als LNG-Tanker bekannt sind . LNG wird manchmal auf kryogene Temperaturen gebracht, um die Tankerkapazität zu erhöhen. Die ersten kommerziellen Schiff-zu-Schiff-Transfers (STS) wurden im Februar 2007 in der Flotta-Anlage in Scapa Flow durchgeführt, wobei 132.000 m 3 LNG zwischen den Schiffen Excalibur und Excelsior ausgetauscht wurden. Transfers wurden auch von Exmar Shipmanagement , dem belgischen Gastankereigner im Golf von Mexiko , durchgeführt , bei dem LNG von einem konventionellen LNG-Tanker auf ein LNG-Regasifizierungsschiff (LNGRV) umgeladen wurde. Vor dieser kommerziellen Übung war LNG nur wenige Male als Notwendigkeit nach einem Zwischenfall zwischen Schiffen umgeladen worden. Die Society of International Gas Tanker and Terminal Operators ( SIGTTO ) ist die verantwortliche Stelle für LNG-Betreiber auf der ganzen Welt und versucht, Wissen über den sicheren Transport von LNG auf See zu verbreiten.

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

Terminals

Verflüssigtes Erdgas wird verwendet, um Erdgas über große Entfernungen zu transportieren, oft auf dem Seeweg. In den meisten Fällen handelt es sich bei LNG-Terminals um speziell gebaute Häfen, die ausschließlich für den Export oder Import von LNG verwendet werden.

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

Kühlung

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

Boil-off-Gas aus landgestützten LNG-Lagertanks wird normalerweise komprimiert und in Erdgasleitungsnetze eingespeist . Einige LNG-Tanker verwenden Boil-Off-Gas als Treibstoff.

Umweltsorgen

Protest gegen Schiefergasförderung in den USA, 2016

Erdgas könnte als der am wenigsten umweltschädliche fossile Brennstoff angesehen werden, da es die geringsten CO 2 -Emissionen pro Energieeinheit aufweist und für den Einsatz in hocheffizienten GuD- Kraftwerken geeignet ist. Bei gleicher Wärmemenge erzeugt die Verbrennung von Erdgas etwa 30 Prozent weniger Kohlendioxid als die Verbrennung von Erdöl und etwa 45 Prozent weniger als die Verbrennung von Kohle . Biomethan gilt als annähernd CO 2 -neutral und vermeidet den größten Teil der CO 2 -Emissionen. Verflüssigt (als LBM) dient es denselben Funktionen wie LNG.

Pro transportiertem Kilometer sind die Emissionen von LNG geringer als die von Pipeline-Erdgas, was in Europa ein besonderes Problem darstellt, wo erhebliche Gasmengen mehrere tausend Kilometer von Russland entfernt geleitet werden. Die Emissionen von Erdgas, das als LNG transportiert wird, sind jedoch höher als die von Erdgas, das vor Ort bis zur Verbrennung produziert wird, da die mit dem Transport verbundenen Emissionen bei letzterem geringer sind.

An der Westküste der Vereinigten Staaten, wo vor dem US-Fracking-Boom bis zu drei neue LNG-Importterminals vorgeschlagen wurden, waren Umweltgruppen wie Pacific Environment , Ratepayers for Affordable Clean Energy (RACE) und Rising Tide zugezogen widerstehen ihnen. Sie behaupteten, dass Erdgaskraftwerke zwar etwa die Hälfte des Kohlendioxids eines gleichwertigen Kohlekraftwerks emittieren, die Erdgasverbrennung, die zur Herstellung und zum Transport von LNG zu den Anlagen erforderlich ist, jedoch 20 bis 40 Prozent mehr Kohlendioxid hinzufügt als die Verbrennung von Erdgas allein. Eine Peer-Review-Studie aus dem Jahr 2015 bewertete den gesamten End-to-End-Lebenszyklus von LNG, das in den USA produziert und in Europa oder Asien verbraucht wird. Es kam zu dem Schluss, dass die weltweite CO 2 -Produktion aufgrund der daraus resultierenden Verringerung der Verbrennung anderer fossiler Brennstoffe reduziert werden würde.

Grün umrandetes weißes Rautensymbol, das in China für LNG-betriebene Fahrzeuge verwendet wird

Einige Wissenschaftler und Anwohner haben Bedenken hinsichtlich der möglichen Auswirkungen der unterirdischen LNG-Speicherinfrastruktur Polens auf das Meeresleben in der Ostsee geäußert . Ähnliche Bedenken wurden in Kroatien geäußert .

Sicherheit und Unfälle

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

LNG ist im flüssigen Zustand nicht explosiv und kann sich nicht entzünden. Damit LNG brennt, muss es zuerst verdampfen, sich dann im richtigen Verhältnis mit Luft vermischen (der Zündbereich beträgt 5 bis 15 Prozent) und dann entzündet werden. Im Falle eines Lecks verdampft LNG schnell, wird zu einem Gas (Methan plus Spurengase) und vermischt sich mit Luft. Wenn sich dieses Gemisch im brennbaren Bereich befindet , besteht die Gefahr einer Entzündung, die zu Brand- und Wärmestrahlungsgefahren führen würde .

Die Gasentlüftung von Fahrzeugen, die mit LNG betrieben werden, kann eine Brandgefahr darstellen, wenn sie länger als eine Woche in Innenräumen geparkt werden. Darüber hinaus erfordert das Betanken eines mit LNG betriebenen Fahrzeugs aufgrund seiner niedrigen Temperatur eine Schulung, um das Risiko von Erfrierungen zu vermeiden .

LNG-Tanker sind über 100 Millionen Meilen ohne einen Todesfall an Bord oder sogar einen größeren Unfall gesegelt.

Nachfolgend sind mehrere Unfälle vor Ort mit oder im Zusammenhang mit LNG aufgeführt:

  • 20. Oktober 1944 , Cleveland , Ohio, USA Die East Ohio Natural Gas Co. erlebte einen Ausfall eines LNG-Tanks. 128 Menschen kamen bei der Explosion und dem Brand ums Leben . Der Tank hatte keine Deichstützmauer und wurde während des Zweiten Weltkriegs hergestellt, als die Metallrationierung sehr streng war. Der Stahl des Tanks wurde mit einem extrem geringen Nickelgehalt hergestellt , was bedeutete, dass der Tank spröde war, wenn er der kryogenen Natur von LNG ausgesetzt wurde. Der Tank platzte und LNG gelangte in die städtische Kanalisation. Das LNG verdampfte und verwandelte sich in Gas, das explodierte und brannte.
  • 10. Februar 1973 , Staten Island , New York, USA Während einer Reinigungsaktion befanden sich 42 Arbeiter in einem der LNG-Tanks von TETCo , der zehn Monate zuvor angeblich vollständig geleert worden war. Es kam jedoch zu einer Entzündung, die dazu führte, dass eine Wolke aus brennendem Gas innerhalb des Tanks aufstieg. Zwei Arbeiter in der Nähe der Spitze spürten die Hitze und eilten in die Sicherheit des Gerüsts draußen, während die anderen 40 Arbeiter starben , als die Betonkappe des Tanks 20 bis 30 Fuß in die Luft stieg und dann wieder herunterstürzte und sie zu Tode zerquetschte.
  • 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 eindrangen. Ein Arbeiter schaltete einen Leistungsschalter aus, der die Gasdämpfe entzündete. Die resultierende Explosion tötete einen Arbeiter, verletzte einen anderen schwer und verursachte schwere Schäden am Gebäude. Eine Sicherheitsanalyse war zu diesem Zeitpunkt nicht erforderlich und wurde während der Planung, des Entwurfs oder des Baus der Anlage nicht durchgeführt. Infolge des Unfalls wurden die nationalen Brandschutzvorschriften geändert.
  • 19. Januar 2004, Skikda , Algerien . Explosion in der LNG-Verflüssigungsanlage Sonatrach. 27 Tote, 56 Verletzte, drei LNG-Züge zerstört, ein Schiffsanlegeplatz beschädigt. 2004 wurde die Produktion um 76 Prozent reduziert. Der Gesamtschaden betrug 900 Millionen US-Dollar. Ein Dampfkessel, der Teil eines LNG-Verflüssigungszuges war, explodierte und löste eine massive Kohlenwasserstoffgasexplosion aus. Die Explosion ereignete sich dort, wo sich Propan- und Ethan-Kühllager befanden. Die Standortverteilung der Einheiten verursachte einen Dominoeffekt von Explosionen. Es bleibt unklar, ob LNG oder LNG-Dampf oder andere Kohlenwasserstoffgase, die Teil des Verflüssigungsprozesses sind, die Explosionen ausgelöst haben. In einem Bericht der US-Regierungsteam-Standortinspektion der LNG-Anlage Sonatrach Skikda in Skikda, Algerien, vom 12. bis 16. März 2004, wurde angeführt, dass es sich um ein Leck von Kohlenwasserstoffen aus dem Kältemittel-(Verflüssigungs-)Prozesssystem handelte.

Sicherheitsbedenken

Am 8. Mai 2018 zogen sich die Vereinigten Staaten aus dem Gemeinsamen Umfassenden Aktionsplan mit dem Iran zurück und führten die Iran-Sanktionen gegen ihr Atomprogramm wieder ein. Als Reaktion darauf drohte der Iran, die Straße von Hormus für die internationale Schifffahrt zu sperren . Die Straße von Hormuz ist eine strategische Route, über die ein Drittel des weltweiten LNG von Produzenten aus dem Nahen Osten transportiert wird.

Siehe auch

Verweise

Externe Links