Prozesskettenanalyse für Erdgas

Zuletzt aktualisiert am 05.02.2017

Erdgas kann gasförmig oder flüssig von der Quelle bis zum Verbraucher transportiert werden und als CNG (compressed natural gas) oder als LNG (liquefied natural gas) an Kraftfahrzeuge abgegeben werden. Die unterschiedlichen Arten der Kraftstoffbereitstellung wurden im Rahmen dieser Studie energetisch analysiert und gegenübergestellt. Dabei wurde die gesamte Prozesskette von der Exploration über die Erschließung, Aufbereitung und den Ferntransport bis zur Verteilung des Erdgases in Deutschland betrachtet.

Erdgas wird nach Deutschland derzeit ausschließlich gasförmig importiert. Die Bereitstellungsaufwendungen werden dabei im Wesentlichen durch die Aufwendungen des Ferntransports geprägt. Für Erdgas beim klassischen Endverbraucher wurde ein Bereitstellungsnutzungsgrad von 88,9 % (z.B. Haushalte im Niederdrucknetz, ohne Berücksichtigung der Betriebsmittel) ermittelt.

Bei der derzeitigen Versorgungsstruktur in Deutschland ist die Bereitstellung von Erdgas als Kraftstoff in Form von CNG energetisch günstiger als in Form von LNG. Abhängig von der Art der Betankung errechnen sich für CNG Bereitstellungsnutzungsgrade von 80,5 % bis 85,4 %. Für die Bereitstellung von LNG ergeben sich Nutzungsgrade von 71,8 % bis 78,7 % bei der Verflüssigung mit Kleinverflüssigern direkt an der Tankstelle bzw. 76,0 % bei der Verflüssigung an regionalen Peakshavinganlagen. Der Einsatz von energetisch optimierten Großverflüssigungsanlagen an Fernpipelineübergabestationen bzw. mit Erdgasexpandern an Druckreduzierstationen könnte zu Bereitstellungsnutzungsgraden von 80,8 % bzw. 87,3 % führen. Die Studie zeigt, dass die Bereitstellung von Erdgas mit ähnlichem Energieaufwand verbunden ist wie die Bezinbereitstellung.

Bei der Bereitstellung von LNG ist der Import energetisch günstiger als die Inlandsverflüssigung. Für große Transportentfernungen über etwa 6000 km errechnen sich für LNG bereits heute günstigere Bereitstellungsaufwendungen als für CNG beim klassischen Erdgasimport. Dieser break-even-point dürfte sich in Zukunft hin zu kleineren Transportentfernungen verschieben.

Das größte Verbesserungspotenzial beim Pipelineferntransport ist durch eine effizientere Kraftbereitstellung und durch geringere Leckagen gegeben. Beim gasförmigen Ferntransport muss mechanische Leistung entlang der Pipelines dezentral an einer Vielzahl von Verdichterstationen bereitgestellt werden. Beim Import von LNG entsteht ein Großteil der energetischen Aufwendungen zentral bei der Verflüssigung, dadurch sind Verbesserungen bei der Kraftbereitstellung weitaus einfacher zu realisieren als beim gasförmigen Import. Die Aufwendungen für die Bereitstellung von importierten LNG werden sich in Zukunft stärker reduzieren als beim gasförmigen Import von CNG.

Die Entscheidung, ob zukünftig vermehrt CNG oder LNG in Fahrzeugen eingesetzt werden soll, darf nicht nur auf energetischen Aspekten basieren, sondern es müssen vor allem auch fahrzeugtechnische Aspekte, wie beispielsweise die höhere Energiedichte und konstantere Gasqualität von LNG, sowie Gesichtspunkte der Verfügbarkeit mit einbezogen werden. Vor allem dann, wenn Erdgasfahrzeuge als Wegbereiter für Wasserstoffahrzeuge dienen sollen, ist der Einsatz von LNG zu favorisieren, da Wasserstoff in Fahrzeugen ebenfalls bevorzugt verflüssigt und tiefkalt gespeichert wird.

Unter Ansatz der derzeitigen Förderung, d.h. statischen Annahmen, wären die sicher gewinnbaren Erdgasreserven in etwa 70 Jahren ausgebeutet. Im Vergleich dazu liegen die statischen Reichweiten für Erdöl bei etwa 44 Jahren. Während sich die Erdölreserven fast ausschließlich im Nahen Osten befinden, entfallen die Erdgasvorkommen zu etwa 70 % auf Russland und den Nahen Osten, der Rest ist mehr oder minder gleichmäßig auf der Welt verteilt.

 

Mit zunehmender Ausbeutung der heimischen Erdgasreserven sind Regionen mit hohem Erdgasverbrauch vermehrt auf den Import von Erdgas angewiesen. Dies führt zu einer stetigen Zunahme des internationalen Erdgashandels. Derzeit werden etwa 75 % des gehandelten Erdgases über Ferngaspipelines und 25 % in Form von LNG transportiert. LNG wird heute im Importland fast ausschließlich wiederverdampft und in Pipelinenetze eingespeist. Aufgrund der hohen Investitionen für Export- und Importterminals ist der Transport von Erdgas in Form von LNG erst bei großen Entfernung kostengünstiger als der Pipelinetransport.

Die Preise für Erdgas werden im allgemeinen nach dem Prinzip des anlegbaren Gaspreises gebildet. Nicht die tatsächlichen Kosten der Erdgasbereitstellung, sondern die Preise konkurrierender Brennstoffe bestimmen den Verkaufspreis. Ebenso unterscheiden sich in Ländern mit gleichzeitigem CNG- und LNG-Import die Importpreise von CNG und LNG nur unwesentlich. In den meisten Ländern orientieren sich die Abgabepreise für CNG und LNG als Kraftstoff an den Preisen von Benzin und Diesel.

In Deutschland konnte sich unter anderem wegen der bestehenden flächendeckenden Pipeline-Infrastruktur und den erforderlichen Kosten bisher keine nennenswerte LNG-Infrastruktur bilden. Der Einsatz von LNG ist vor allem dann sinnvoll, wenn z.B. hohe Energiedichte, konstante Gasqualität oder eine Diversifizierung des Energiebezugs den Aufwand für die erforderliche Verflüssigung und tiefkalte Speicherung rechtfertigen. Der zügige Aufbau einer LNG-Infrastruktur setzt voraus, dass die Vorteile von LNG nicht nur im Fahrzeug, sondern für ein möglichst breites Einsatzspektrum genutzt werden.