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VERGLEICH VON CNG UND LNG ZUM EINSATZ IN LKW IM FERNVERKEHR
EINE EXPERTISE FÜR DIE OPEN GRID EUROPE GMBH | ABSCHLUSSBERICHT
Dr. Ulrich Bünger
Hubert Landinger
Werner Weindorf
Reinhold Wurster
Jan Zerhusen
Dr. Werner Zittel
ABSCHLUSSBERICHT
MAI 2016
www.lbst.de
R E P O R T
Haftungsausschluss
Der Mitarbeiterstab der Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH hat diesen Bericht erstellt.
Die Sichtweisen und Schlüsse, die in diesem Bericht ausgedrückt werden, sind jene der Mitarbeiter
der Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH. Alle Angaben und Daten sind sorgfältig recherchiert.
Allerdings gibt weder die Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH noch irgendeiner ihrer Mitarbeiter,
Vertragspartner oder Unterauftragnehmer irgendeine ausdrückliche oder implizierte Garantie oder
übernimmt irgendeine rechtliche oder sonstige Verantwortung für die Korrektheit, Vollständigkeit
oder Nutzbarkeit irgendeiner Information, eines Produktes oder eines enthaltenen Prozesses, oder
versichert, dass deren Nutzung private Rechte nicht verletzen würden.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Abschlussbericht
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INHALT
TABELLEN .................................................................................................................... V
ABBILDUNGEN ............................................................................................................ VII
ABKÜRZUNGEN ............................................................................................................. X
ZUSAMMENFASSUNG ................................................................................................... XII
0 HINTERGRUND, ZIELSETZUNG UND ABGRENZUNG DER ARBEIT .................................... 17
1 BESCHREIBUNG STATUS QUO ............................................................................... 20
1.1 Aktueller Stand beim Einsatz von Erdgas in schweren
Nutzfahrzeugen ............................................................................................. 20
1.2 Aktueller Stand der Fahrzeugtechnik ............................................................. 24
1.2.1 Erdgasmotorentechnologien ........................................................... 24
1.2.2 Tanktechnologien ............................................................................ 28
1.2.2.1 CNG ............................................................................ 28
1.2.2.2 LNG ............................................................................ 31
1.2.2.3 Vergleich CNG / LNG Tanktechnologie ....................... 33
1.3 Aktueller Stand der Tankstellentechnik .......................................................... 34
1.3.1 CNG ................................................................................................ 34
1.3.2 LNG ................................................................................................. 35
1.4 Stand der Diskussionen zu einer CNG- bzw. LNG-Infrastruktur in
Deutschland ................................................................................................... 37
1.4.1 Interessen der Industrie ................................................................... 38
1.4.2 Interessen der Betreiber / Nutzer..................................................... 38
1.4.3 Kompetenzen der Genehmigungsinstitutionen ............................... 39
2 VERGLEICHENDE ENERGIE-, THG- UND KOSTENANALYSE WTT UND WTW .................... 40
2.1 Methodologie ................................................................................................ 40
2.1.1 Treibhausgasemissionen ................................................................. 40
2.1.2 Wirkungsgradmethode .................................................................... 41
2.2 Well-to-Tank .................................................................................................. 41
2.2.1 Diesel aus Rohöl .............................................................................. 41
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2.2.2 CNG aus Erdgas aus Norwegen (1.700 km) .................................... 42
2.2.3 CNG aus Erdgas aus Iran (4.000 km) .............................................. 45
2.2.4 CNG aus Erdgas aus Russland (5.000 km) ...................................... 46
2.2.5 LNG Import aus Katar / Iran ............................................................ 47
2.2.6 LNG Import aus Trinidad und Tobago ............................................. 52
2.2.7 LNG Import aus USA (Shale Gas) .................................................... 52
2.2.8 Ergebnisse Well-to-Tank ................................................................. 54
2.3 Tank-to-Wheel ............................................................................................... 63
2.4 Well-to-Wheel ................................................................................................ 65
2.4.1 Energieeinsatz und Treibhausgasemissionen .................................. 65
2.4.2 Kosten ............................................................................................. 70
3 POTENZIELLE AUSWIRKUNGEN VON AUS DEN USA IMPORTIERTEM SHALE GAS ............... 75
3.1 Die Förderung von Shale Gas in den USA ...................................................... 75
3.1.1 Förderstatistiken von US Shale Gas ................................................. 75
3.1.2 Förderszenarien der künftigen Entwicklung .................................... 78
3.2 Methanemissionen von US Shale Gas ............................................................ 81
3.2.1 Literatur .......................................................................................... 81
3.2.2 Eigene Analysen .............................................................................. 84
3.3 Weitere Umweltauswirkungen der Shale Gas Förderung in den
USA ................................................................................................................ 84
3.4 Ökonomische Aspekte ................................................................................... 85
3.4.1 Bohrkosten und Abschätzung der Gesamtkosten ............................ 85
3.4.2 Ökonomische Situation der Förderfirmen ........................................ 88
3.5 Potenzielle Auswirkungen auf den deutschen Erdgasmarkt ........................... 90
3.5.1 Abschätzung für den Export verfügbarer Mengen und
deren Kosten ................................................................................... 90
3.5.2 Kritische Bemerkungen zum Annual Energy Outlook
2016 ................................................................................................ 92
4 CNG-TANKMONTAGE HINTER DEM FAHRERHAUS ..................................................... 94
4.1 Grundsätzliche Einordnung ............................................................................ 94
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4.2 Beispiele aus der Praxis ................................................................................. 95
4.3 Zulassungsfähigkeit in Europa ....................................................................... 97
4.4 Maßnahmen und Aufwände, um Zulassungsfähigkeit in Europa
herzustellen ................................................................................................. 101
5 ANALYSE VON TANKSTELLEN MIT HOCHLEISTUNGSKOMPRESSOREN ............................ 102
5.1 Übersicht Tankstellen-Systemintegratoren und Hersteller von
Hochdruckkompressoren .............................................................................. 102
5.1.1 Hersteller von Hochdruckkompressoren ........................................ 102
5.1.2 Tankstellen-Systemintegratoren .................................................... 107
5.2 Grobauslegung einer großen CNG-Tankstelle für schwere
Nutzfahrzeuge ............................................................................................. 108
5.3 Grundausstattung für CNG-Tankstellen-Netz an deutschen
Autobahnen ................................................................................................. 110
6 MARKTEINFÜHRUNG EINER CNG INFRASTRUKTUR FÜR SCHWERE
NUTZFAHRZEUGE ............................................................................................ 117
6.1 Globale Marktentwicklung von Erdgasfahrzeugen ...................................... 117
6.2 Die USA als Fallbeispiel für einen erfolgreichen Einsatz von
Erdgas in schweren Nutzfahrzeugen ............................................................ 120
6.3 Kriterienbasierte Einschätzung des Entwicklungsstandes von
CNG für schwere Nutzfahrzeuge im Fernverkehr ......................................... 124
6.4 Stärken-Schwächen-Analyse ........................................................................ 125
6.5 Politische Maßnahmen zur Förderung von CNG in schweren
Nutzfahrzeugen im Fernverkehr ................................................................... 128
6.6 Akteursanalyse ............................................................................................ 132
6.7 Wettbewerbliches Umfeld für den Einsatz von CNG in schweren
Nutzfahrzeugen im Fernverkehr ................................................................... 133
6.7.1 Oberleitungs-Lkw .......................................................................... 133
6.7.2 Brennstoffzellen-Lkw .................................................................... 134
6.7.3 Methanol als Ottomotorkraftstoff ................................................. 136
6.7.4 Diesel aus PtL ................................................................................ 136
6.7.5 Batterieangetriebener Lkw ............................................................ 136
6.8 Offen gebliebene Fragen / Handlungsempfehlungen ................................... 137
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6.9 Einführungsstrategie für CNG zum Einsatz in schweren
Nutzfahrzeugen im Fernverkehr ................................................................... 137
6.10 Antworten auf strategische Fragen seitens OGE .......................................... 139
7 LITERATUR ..................................................................................................... 141
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TABELLEN
Tabelle 1: Mittlere und schwere Nutzfahrzeuge mit Erdgasantrieb /
Welt [GVR 2015] ................................................................................. 20
Tabelle 2: Mittlere und schwere Nutzfahrzeuge mit Erdgasantrieb /
Europäische Union [NGVA europe 2014] ............................................ 21
Tabelle 3: Erdgastankstellen weltweit und in Deutschlands
Nachbarländern [NGVA europe 2013], [NGVA europe
2014], [GVR 2016], [NGV Today 2015] ............................................... 24
Tabelle 4: Unterschied im Kraftstoffverbrauch von Fahrzeugen mit
CNG/LNG gegenüber Dieselantrieb ..................................................... 26
Tabelle 5: CNG-Tankhersteller mit für Lkw-geeigneten Tankgrößen ................... 29
Tabelle 6: Lkw-geeignete CNG-Tankgrößen ........................................................ 30
Tabelle 7: Lkw-geeignete LNG-Tankgrößen ......................................................... 32
Tabelle 8: Speichermassenvergleich CNG Typ IV versus LNG .............................. 34
Tabelle 9: Interesse an / Kompetenz in CNG- / LNG-Infrastruktur in
Deutschland ........................................................................................ 37
Tabelle 10: Treibhausgaspotenzial verschiedener Treibhausgase [IPCC
2007], [IPCC 2013] .............................................................................. 40
Tabelle 11: Rohölpreis und daraus resultierender Dieselpreis (ohne
Steuern) .............................................................................................. 42
Tabelle 12: Erdgasförderung in Norwegen (offshore) ............................................ 42
Tabelle 13: Erdgasaufbereitung in Norwegen (onshore) ....................................... 42
Tabelle 14: Technische und ökonomische Daten CNG-Tankstelle.......................... 44
Tabelle 15: Erdgasförderung und -aufbereitung nach [JEC 2014] .......................... 45
Tabelle 16: Erdgasförderung in Russland (onshore) [GEMIS 2014]........................ 46
Tabelle 17: Erdgasaufbereitung in Russland (onshore) [GEMIS 2014] ................... 47
Tabelle 18: Technische und ökonomische Daten Tanksattelauflieger .................... 49
Tabelle 19: Technische und ökonomische Daten Zugmaschine ............................. 49
Tabelle 20: Technische und ökonomische Daten der LNG-Tankstelle .................... 51
Tabelle 21: Treibhausgasemissionen aus Exploration, Förderung und
Verarbeitung von Shale Gas ................................................................ 53
Tabelle 22: Treibhausgasemissionen aus Bereitstellung und Nutzung
von Dieselkraftstoff, CNG und LNG, aufgeteilt in einzelne
Prozessschritte (g CO2-Äquivalent/MJ) ................................................ 60
Tabelle 23: Treibhausgasemissionen aus Bereitstellung und Nutzung
von Dieselkraftstoff, CNG und LNG, aufgeteilt in einzelne
Prozessschritte (g CO2-Äquivalent/kWh) ............................................. 60
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Abschlussbericht
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Tabelle 24: Treibhausgasemissionen aus Bereitstellung und Nutzung
von Dieselkraftstoff, CNG und LNG, aufgeteilt in einzelne
Prozessschritte (g CO2-Äquivalent/Nm³) .............................................. 61
Tabelle 25: Kosten für die Bereitstellung von LNG und CNG im
Vergleich zu Dieselkraftstoff aus Rohöl (Wegfall der
Steuerermäßigung von Erdgas als Kraftstoff nach 31. DEZ
2018) .................................................................................................. 62
Tabelle 26: Kosten für die Bereitstellung von LNG und CNG im
Vergleich zu Dieselkraftstoff aus Rohöl (Verlängerung der
Steuerermäßigung von Erdgas als Kraftstoff über das Jahr
2018 hinaus) ....................................................................................... 63
Tabelle 27: Kraftstoffverbrauch und Nicht-CO2-
Treibhausgasemissionen der Lkw ........................................................ 65
Tabelle 28: CH4-Emissionen aus Shale Gas Fördergebieten ................................... 83
Tabelle 29: Abschätzung des Break-Even-Gaspreises, über dem die
Gasförderung in unterschiedlichen Shales für die Firmen
rentabel wird ....................................................................................... 88
Tabelle 30: Genehmigte und im Bau befindliche LNG-Exportterminals
in den USA [FERC 2016a] .................................................................... 91
Tabelle 31: Einbaualternativen für CNG-Speichermodule mit 20 MPa ................ 100
Tabelle 32: Übersicht über ausgewählte Hersteller von CNG-
Kompressoren ................................................................................... 106
Tabelle 33: Identifizierte Systemintegratoren von CNG-Tankstellen .................... 108
Tabelle 34: Verbundmaterialtankhersteller weltweit und ihre
geschätzten Marktanteile (Auswahl) (LBST auf Basis
[Composites 2014]) ........................................................................... 120
Tabelle 35: Eckdaten für die Umsetzung der Alternative Fuels
Infrastructure Directive (AFID) spezifisch für das Thema
Wasserstoff ....................................................................................... 130
Tabelle 36: Offene Punkte / unbeantwortete Fragen,
Handlungsempfehlungen .................................................................. 137
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Abschlussbericht
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ABBILDUNGEN
Abbildung 1: Verteilung der Fahrleistung von Lkw >7,5 t in Deutschland
2013 (LBST auf Basis TREMOD) .......................................................... 19
Abbildung 2: Verteilung der Verbräuche von Lkw >7,5 t in Deutschland
2013 (LBST auf Basis TREMOD & EMEP / EEA) ................................... 19
Abbildung 3: Entwicklung LNG-Lkw in China (LBST auf Basis
[UN ECE 2015] und [NGV Today 2013]) .............................................. 22
Abbildung 4: Erdgasmotorentechnologien und ihre
Entwicklungspotenziale [Gruber 2015] ............................................... 27
Abbildung 5: LNG-Tank, Tilburg, Niederlande, 18. NOV 2014
(Foto: LBST) ......................................................................................... 33
Abbildung 6: LNG-Tankstelle, Tilburg, Niederlande, 18. NOV 2014
(Foto: LBST) ......................................................................................... 37
Abbildung 7: Entwicklung der Preise für Erdgas und LNG (LBST auf Basis
[EIA 2015]) .......................................................................................... 48
Abbildung 8: LNG-Tankstelle, Tilburg, Niederlande, 18. NOV 2014
(Foto: LBST) ......................................................................................... 50
Abbildung 9: Energieverlust „Well-to-Tank“, aufgeteilt in einzelne
Prozessschritte .................................................................................... 55
Abbildung 10: Energieverlust für die Bereitstellung und Nutzung von
Dieselkraftstoff, CNG und LNG, aufgeteilt in einzelne
Prozessschritte .................................................................................... 56
Abbildung 11: Energieverlust für die Bereitstellung und Nutzung von
Dieselkraftstoff, CNG und LNG, aufgeteilt in fossile,
nukleare und erneuerbare Energieträger ............................................. 57
Abbildung 12: Treibhausgasemissionen „Well-to-Tank“, aufgeteilt in
einzelne Prozessschritte ...................................................................... 58
Abbildung 13: Treibhausgasemissionen aus Bereitstellung und Nutzung
von Dieselkraftstoff, CNG und LNG, aufgeteilt in einzelne
Prozessschritte .................................................................................... 59
Abbildung 14: Energieeinsatz „Well-to-Wheel“, aufgeteilt in einzelne
Prozessschritte .................................................................................... 66
Abbildung 15: Energieeinsatz „Well-to-Wheel“, aufgeteilt in fossile,
nukleare und erneuerbare Primärenergie ............................................ 67
Abbildung 16: Spezifischer Energieeinsatz WtT und WtW in Relation zu
Diesel .................................................................................................. 68
Abbildung 17: Treibhausgasemissionen „Well-to-Wheel“, aufgeteilt in
einzelne Prozessschritte ...................................................................... 69
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Abschlussbericht
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Abbildung 18: Spezifische Treibhausgasemissionen WtT und WtW in
Relation zu Diesel ............................................................................... 70
Abbildung 19: Kraftstoffkosten „Well-to-Wheel“ (Wegfall der
Steuerermäßigung von Erdgas als Kraftstoff nach 31. DEZ
2018) .................................................................................................. 71
Abbildung 20: Kraftstoffkosten „Well-to-Wheel“ (Verlängerung der
Steuerermäßigung von Erdgas als Kraftstoff über das Jahr
2018 hinaus) ....................................................................................... 72
Abbildung 21: Kraftstoffkosten (km-spezifisch) in Relation zu Diesel –
Rohöl- und Dieselpreise nach [EWI et al. 2014] .................................. 73
Abbildung 22: Kraftstoffkosten (km-spezifisch) in Relation zu Diesel –
Rohöl- und Dieselpreis 2016 (Sensitivitätsbetrachtung) ...................... 74
Abbildung 23: Monatliche Gasförderung im Fayetteville Shale (Arkansas)
[Zittel 2016, S. 198-200] ..................................................................... 76
Abbildung 24: Monatliche Anzahl der aktiven Fördersonden und
spezifischer Ertrag je Sonde [Zittel 2016, S. 198-200] ......................... 77
Abbildung 25: US-Gasförderung seit 1980; dargestellt ist der Beitrag der
wichtigsten Gas Shales und die Summe der sonstigen
Gasförderung ...................................................................................... 78
Abbildung 26: Erdgasförderung USA und zwei Szenarien zur künftigen
Entwicklung: Starke Ausweitung der Förderung um 50%
bis zum Jahr 2040 [AEO 2016] oder Halbierung der
Förderung bis 2040 (LBST / [Hughes 2015]) ........................................ 79
Abbildung 27: Erdgasförderung im Haynesville Shale – reale Entwicklung
bis 2014, Szenario nach David Hughes und Szenario der
US-EIA [AEO 2015].............................................................................. 80
Abbildung 28: Methanemissionen anhand von Flugzeugmessungen und
Rückrechnung auf die Quellstärke (LBST auf Basis [NOAA
2016], [Peischl et al. 2015]) ................................................................ 83
Abbildung 29: Störfallstatistik im Bundesstaat Norddakota [NDHealth
2016] und [Zittel 2016, S. 207ff] ......................................................... 84
Abbildung 30: Entwicklung der durchschnittlichen Bohrkosten in den USA
und des Gaspreis (1 USD/1.000 scf / ~3,53 €ct/m³) ............................ 86
Abbildung 31: Gewinne und Verluste von 31 weltweit aktiven Ölfirmen in
2015, deren Anteil an der weltweiten Öl- und
Gasförderung gemeinsam etwa 30% beträgt ..................................... 90
Abbildung 32: Entwicklung der für den Export zur Verfügung stehenden
LNG-Mengen gemäß Annual Energy Outlook 2016
[AEO 2016] ......................................................................................... 92
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Abschlussbericht
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Abbildung 33: Einschätzung von Daimler zur Integration von CNG-
Speichermodulen hinter dem Fahrerhaus [Schuckert 2014] ................ 94
Abbildung 34: Abmessungen des Quantum 180 Gen 2 Back Of Cab Fuel
Storage Module [Quantum 2015] ....................................................... 96
Abbildung 35: Generelle Fahrzeuganforderungen beim Einsatz von
Quantum Fuel Storage Modules (FSM) in den USA
[Quantum 2015].................................................................................. 97
Abbildung 36: Richtlinie 96/53/EG idF (EU) 2015/719 – Zeitschiene
denkbare Umsetzung der Richtlinie (LBST auf Basis
[MAN 2015]) ..................................................................................... 101
Abbildung 37: Galileo Kompressorprodukte [Galileo 2014] ..................................... 104
Abbildung 38: Angenommene prozentuale Verteilung der
Betankungsmengen (LBST auf Basis [Jung 2016]) ............................. 109
Abbildung 39: Lkw-Aufkommen auf deutschen Autobahnen 2010
[BAST 2010] ...................................................................................... 112
Abbildung 40: Mögliche Standorträume bei 15 Betankungsmöglichkeiten .............. 113
Abbildung 41: Mögliche Standorträume bei 30 Betankungsmöglichkeiten .............. 115
Abbildung 42: Globale Erdgasfahrzeugentwicklung (LBST auf Basis
[Composites 2014]) ........................................................................... 118
Abbildung 43: Globale Produktionsvorhersage für Druckgasbehälter (CNG
und CGH2), 2006-2023 (LBST auf Basis [Composites 2014]) ............. 119
Abbildung 44: Vertikale Unterbringung von Drucktanks hinter dem
Fahrerhaus US-amerikanischer Lkw [Quantum 2015] ....................... 123
Abbildung 45: Entwicklungsstand der CNG-Technologie zum Betrieb von
Nutzfahrzeugen für den Fernverkehr (diese Studie) .......................... 125
Abbildung 46: Zuordnungsmatrix alternativer Kraftstoffe zu
Verkehrssektoren (LBST auf Basis [MKS 2011]) ................................. 131
Abbildung 47: Aktivitätsniveau relevanter Akteure zum Einsatz von CNG
in schweren Nutzfahrzeugen ............................................................. 132
Abbildung 48: Probebetrieb eines von Siemens entwickelten
Oberleitungs-Lkw in Deutschland, © Siemens AG
[Siemens 2015] ................................................................................. 134
Abbildung 49: Brennstoffzellenangetriebener Schwerlast-Lkw
[Tosca 2016] ..................................................................................... 135
Abbildung 50: Wichtige Schritte auf dem Weg zu einer erfolgreichen
Markteinführung von CNG für den Einsatz in
Nutzfahrzeugen für den Fernverkehr ................................................. 138
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Abschlussbericht
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ABKÜRZUNGEN
AEO Annual Energy Outlook der US-EIA
AFID Alternative Fuels Infrastructure Directive
BAB Bundesautobahnen
BMVI Bundesministerium für Verkehr und Infrastruktur
BSR Berliner Stadtreinigung
CBM Coalbed Methane (Kohleflözgas)
CH4 Methan
CNG Compressed Natural Gas (verdichtetes Erdgas)
CO2 Kohlendioxid
CPT Clean Power for Transport
DI Direct Injection (Direkteinspritzung)
DVGW Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches e.V.
EC European Commission (Europäische Kommission)
EEV Enhanced Environmentally-friendly Vehicle (besonders umweltfreundliches
Fahrzeug)
EPA Environmental Protection Agency
EU Europäische Union
FSM Fuel Storage Module (Modul zur Kraftstoffspeicherung)
GDE Gallone Diesel Equivalent
GVR Gas Vehicle Report
HD Heavy Duty (Schwerlast-)
HPDI High Pressure Direct Injection (Hochdruck-Direkteinspritzung)
IPCC Intergovernmental Panel on Climate Change
l Liter
kg Kilogramm
km Kilometer
LBST Ludwig-Bölkow-Systemtechnik
L-CNG Liquefied-Compressed Natural Gas (Druckerdgas durch Verdampfung und
Verdichtung aus Flüssigphase erzeugt)
Lkw Lastkraftwagen
LNG Liquid Natural Gas (verflüssigtes Erdgas)
MD Medium Duty (Mittellast-)
Mio. Millionen
MPa Megapascal
MKS Mobilitäts- und Kraftstoffstrategie der deutschen Bundesregierung
Mrd. Milliarden
NG Natural Gas (Erdgas)
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Abschlussbericht
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NGVA Natural Gas Vehicle Association
NOx Stickoxide
NSR Nationaler Strategierahmen
Pkw Personenkraftwagen
psig Pounds-force per square inch gauge
scf Square cubic feet
SCR Selective Catalytic Reduction (selektive katalytische Reduktion)
StVZO Straßenverkehrs-Zulassungs-Ordnung
t Tonne
TCO Total Cost of Ownership (Vollkostenrechnung)
Tg/a Teragramm pro Jahr (106 t/a)
TEN-V Transeuropäische Netzwerke Verkehr
THG Treibhausgas
TtW Tank-to-Wheel
US Vereinigte Staaten
US-EIA US Energy Information Administration (US-amerikanische Energiebehörde)
USA Vereinigte Staaten von Amerika
WtT Well-to-Tank
WtW Well-to-Wheel
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Abschlussbericht
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ZUSAMMENFASSUNG
Motiviert durch den Rückgang im Erdgasabsatz sehen sich Betreiber von Erdgastransport-
netzen wie OGE veranlasst, sich intensiv mit der Erschließung neuer, langfristig tragender
Erdgasmärkte zu befassen. Technisch machbar, bisher aber vor allem in Deutschland noch
kaum implementiert, ist der Einsatz von Erdgas im Mobilitätssektor. Daher gilt der
Mobilitätssektor als potenziell wichtiger Wachstumsmarkt für die Erdgasindustrie.
Insbesondere dem Einsatz von Erdgas zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr wird besondere
Aufmerksamkeit geschenkt, da in diesem Segment weniger Wettbewerb durch alternative
Antriebe und Kraftstoffe sowie ein hohes Absatzpotenzial zu erwarten sind, steht jedoch
im direkten Wettbewerb zur Versorgung mit LNG.
Basierend auf bisherigen Erkenntnissen kann die Fragestellung, ob LNG oder CNG für den
Einsatz in Lkw im Fernverkehr zu favorisieren ist, nicht eindeutig geklärt werden. Es
stellten sich also die Fragen, ob die „Setzung“ von LNG durch die europäische Alternative
Fuels Directive (AFID) für Deutschland gerechtfertigt ist und ob der Aufbau einer neuen
LNG-Infrastruktur gegenüber einer bestehenden Verteilinfrastruktur für gasförmiges
Erdgas zielführend ist. Allerdings sind selbst Experten noch nicht endgültig von der
Umsetzbarkeit von CNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr überzeugt.
Aus vorgenannten Gründen sollten daher für OGE im Rahmen dieser Studie die folgenden
strategischen Fragen beantwortet werden:
Warum soll sich die Gaswirtschaft überhaupt für CNG in schweren Nutzfahrzeugen engagieren?
Ist CNG besser als Diesel?
Ist CNG besser als LNG?
Was braucht es (jetzt), um CNG in den Markt zu bekommen?
Dazu wurden schwerpunktmäßig die Themen Motorentechnik, Tanktechnologie und
Tankunterbringung im Fahrzeug, Tankstellentechnik, Aufbau einer Tankstellen-Grund-
versorgung, Kompetenz und Interesse der Akteure und Roadmap zur Markteinführung
behandelt sowie eine Well-to-Wheel-Analyse zu Energieeinsatz, Treibhausgasemissionen
und Kosten erstellt. Auch eine mögliche Konkurrenz durch preisgünstige LNG-Importe aus
den USA (Shale Gas) wurde untersucht.
Motorentechnik
Grundsätzlich kann festgehalten werden, dass die Erdgas-Motorentechnik nur marginalen
Einfluss auf den Vergleich zwischen CNG und LNG als Kraftstoff an Bord des Fahrzeugs
hat. Es ist zu berücksichtigen, dass bei HPDI-Motoren beim Einsatz von CNG zusätzlich ein
Kompressor an Bord des Fahrzeugs benötigt wird, der zu einem geringen Mehrverbrauch
führt.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Abschlussbericht
xiii
Viel wichtiger ist es aber darauf hinzuweisen, dass mit dem derzeitigen Stand der
Motorentechnik nur für CNG aus nahen Quellen eine Reduzierung der Treibhausgas-
emissionen gegenüber dem Diesel-Lkw erreicht werden kann. Daher ist (nicht nur für
CNG, sondern auch für den Einsatz von Erdgas für die Mobilität im Allgemeinen) eine
Verbesserung der Motorentechnik und eine damit einhergehende Effizienzsteigerung (z.B.
durch Abgasrückführung, Direkteinspritzung und Einführung variabler Steuerzeiten)
dringend angezeigt, damit Erdgas als Kraftstoff für schwere Nutzfahrzeuge seine Vorteile
zur Reduzierung der Treibhausgasemissionen voll ausspielen kann.
Tanktechnologie und Tankunterbringung im Fahrzeug
Zur Speicherung von CNG an Bord schwerer Lkw eignen sich in erster Linie Vollkomposit-
Tanks vom Typ IV. Diese Behälter werden von einigen Herstellern angeboten, allerdings
müssen dedizierte Tanksysteme für den spezifischen Einsatz im Lkw (Einbau zwischen den
Achsen und/oder hinter dem Fahrerhaus) für Europa erst noch entwickelt bzw. adaptiert
sowie die Zulassungsfähigkeit hergestellt werden, in den USA sind diese bereits
verfügbar.
Nach geltendem Regelwerk können heute CNG-Tanks in Deutschland nur im Fahrgestell
integriert werden, aber nicht hinter dem Fahrerhaus (ohne Verzicht auf Nutzvolumen
und/oder Schlafkabine). Die Einschätzung der Lkw-Hersteller zur Interpretation bzw.
Anpassung des Regelwerks bezüglich einer möglichen Installation von CNG-Behältern
hinter dem Fahrerhaus ist nicht eindeutig:
Daimler sieht eine zusätzliche Einbaulänge auf Basis der Richtlinie 2015/719 von 0,6 - 0,7 m im Rahmen von aerodynamischen Anpassungen als umsetzbar an.
Andere OEMs wollen sich darum bemühen, dass die Richtlinie im Hinblick auf die Unterbringung von CNG-Tanks hinter dem Fahrerhaus auf alternative Kraftstoffe ausgeweitet wird und dadurch Zugfahrzeuglängenänderungen bis zu ca. 1 m möglich werden.
Bei einer Installation von CNG-Tanks im Fahrgestell (zwischen den Achsen) kann bei
einseitiger Montage eine Reichweite von ca. 300 km, bei beidseitiger Montage ent-
sprechend eine Reichweite von ca. 600 km erreicht werden. Mit einem CNG-Tankmodul
hinter dem Fahrerhaus bestehend aus drei Einzelbehältern kann eine Reichweite von ca.
700 km erzielt werden.
Für CNG-Lkw lassen sich Reichweiten größer als 600 - 700 km nur durch Maßnahmen-
kombinationen erzielen: Anpassung bzw. Umsetzung der Regulatorik auf „Installation
hinter dem Fahrerhaus“ und Entwicklung angepasster Erdgasmotoren. Die Kombination
aus zwei fahrgestellintegrierten Tanks und einem kleinen Tankmodul hinter dem Fahrer-
haus erlaubt eine Reichweite von bis zu 1.300 km, ohne die zulässige Freigrenze von 1 t
Zusatzgewicht für alternative Kraftstoffe nach Richtlinie 2015/719 zu überschreiten.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Abschlussbericht
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CNG-Tankstellentechnik
Als eines der Ergebnisse dieser Studie kann festgehalten werden, dass die Verfügbarkeit
von CNG-Tankstellentechnologie kein Hindernis für die Einführung von CNG zum Einsatz
in Lkw im Fernverkehr darstellt. Öffentliche CNG-Tankstellen für große Durchflussmengen
sind in Argentinien (Pkw), Spanien und den Niederlanden sowie in den USA (Lkw) in
Betrieb. Nicht-öffentliche CNG-Tankstellen mit großem Durchsatz für Stadtbusse gibt es in
Spanien, den Niederlanden und auch in Deutschland (z.B. in Augsburg). Verschiedene
Hersteller von Verdichtern mit hohem Durchsatz (unterer Leistungsbereich) sind auch in
Deutschland angesiedelt.
Ein Vergleich verschiedener Aspekte für CNG- und LNG-Tankstellen fördert keine
Erkenntnisse zu Tage, die eine Favorisierung der einen oder der anderen Technologie
erzwingen würde, wie aus der unten stehenden Abbildung gut zu erkennen ist.
Aufbau einer CNG-Tankstellen Grundversorgung
Eine Flächendeckung zur Versorgung des Fernverkehrs mit schweren Nutzfahrzeugen in
Deutschland könnte mit ca. 30 Tankstellen erreicht werden. Bei gleichem Mengengerüst
sind LNG-Tankstellen investiv etwas günstiger als CNG-Tankstellen. Diesen stehen jedoch
niedrigere Erdgasbereitstellungskosten für CNG gegenüber. Aus öffentlichem Interesse
(Verkehrsvermeidung, Reduzierung von Gefahrguttransporten) ist die Nutzung des
bestehenden Erdgasnetzes LNG-(Straßen-)Transporten vorzuziehen. Eine genaue Analyse
der Nähe geeigneter Tankstellenstandorte zum existierenden Erdgas(transport)netz in
Deutschland steht noch aus, kann wegen der hohen spezifischen Anschlusskosten an das
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Abschlussbericht
xv
Erdgastransportnetz jedoch entscheidend sein. Methanemissionen beim Umfüllen /
Betanken von CNG und LNG müssen weiter untersucht bzw. technische Lösungen zu
deren Vermeidung entwickelt werden. Zusätzlich lässt sich bei CNG-Tankstellen THG-
reduziertes Methan (Biogas, Power-to-Gas) einfach integrieren.
Kompetenz und Interesse der Akteure
LNG als Kraftstoff für Lkw im Fernverkehr gilt für eine Vielzahl der Akteure bereits als
gesetzt. Allerdings bestehen bei den verschiedenen Interessensgruppen unterschiedliche
Sichtweisen.
Im Prinzip sind Technologien (Infrastruktur) und Motorenentwicklungs- als auch
Genehmigungskompetenz in Deutschland vorhanden. Es fehlt aber an der Motivation und
Überzeugung der Betreiber, potenzieller Nutzer und der Politik, und damit an der
Investitionsbereitschaft, um auch Fahrzeuge und Infrastruktur für den CNG-Einsatz
bereitzustellen. Kurz gesagt: Würde die Politik eine klare Treibhausgas-Reduktions-
strategie verfolgen, würden alle Akteure handeln müssen!
Roadmap zur Markteinführung von CNG als Kraftstoff zum Einsatz in Lkw im
Fernverkehr
Als wichtigster und einziger Vorbereitungsschritt gilt eine TCO-Analyse auf Basis der mit
dieser Studie vorgelegten Wirtschaftlichkeitsdaten im Konsortium mit einem oder
mehreren Vertretern aus der Nutzfahrzeugbranche, der CNG-Verbundmaterialtank-
hersteller (Typ IV-Tanks) und der CNG-Tankstellenhersteller mit ersten Erfahrungen in der
Entwicklung von CNG-Tankstellen mit großem Durchsatz und redundanter Auslegung.
Zeitgleich sollte an einem Konsens innerhalb der Erdgasindustrie im Sinne einer
abgestimmten CNG-/LNG-Strategie gearbeitet werden, die dann in einer politischen
Etablierung der CNG-Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge in Deutschland mündet und
auch im nationalen Strategierahmen an die Europäische Kommission berichtet wird.
Wichtigste Ergebnisse dieses Schrittes sind dabei die Formulierung auch mengenmäßiger
Ziele sowie die Formulierung einer Kommunikationsstrategie.
Alle weiteren Schritte dienen dann bereits der Vorbereitung konkreter Projekte, begleitet
durch entsprechende Informationskampagnen und Gewinnung von Pilotkunden für erste
reale Felderprobungen.
Well-to-Wheel Analyse zu Energieeinsatz, Treibhausgasemissionen und Kosten
Energieeinsatz
Aufgrund des niedrigeren Wirkungsgrades von Gasmotoren (Otto-Zyklus) gegenüber
Dieselmotoren liegt der Primärenergieeinsatz für Lkw mit Gasmotoren heute höher als
beim Lkw mit konventionellem Dieselmotor. Lkw mit HPDI-Motor weisen unter den in
dieser Studie getroffenen Annahmen (kein Mehrverbrauch gegenüber dem Lkw mit
konventionellem Dieselmotor bei LNG, 2% Mehrverbrauch im Fall von CNG aufgrund des
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Abschlussbericht
xvi
On-Board-Kompressors) im Fall von CNG aus norwegischem und iranischem Erdgas einen
geringfügig niedrigeren und bei den anderen Erdgasvarianten einen geringfügig höheren
Primärenergieeinsatz auf als Lkw mit konventionellem Dieselmotor. Optimierte Erdgas-
motoren nach dem Ottoprinzip sollen idealerweise bis zu 95% des Dieselwirkungsgrades
erreichen können. Außerdem benötigen sie bei CNG-Betrieb keine Druckerhöhung wie
beim HPDI-Motor.
Treibhausgasemissionen
Aufgrund des niedrigeren Wirkungsgrades von Gasmotoren (Otto-Zyklus) gegenüber
Dieselmotoren liegen die Treibhausgasemissionen für Lkw mit Gasmotoren mit Ausnahme
von CNG aus norwegischem und iranischem Erdgas höher als beim Lkw mit konventio-
nellem Dieselmotor. Lkw mit HPDI-Motor weisen unter den in dieser Studie getroffenen
Annahmen (kein Mehrverbrauch gegenüber dem Lkw mit konventionellem Dieselmotor
bei LNG, 2% Mehrverbrauch im Fall von CNG aufgrund des On-Board-Kompressors) mit
Ausnahme von LNG aus US-amerikanischem Shale Gas geringere Treibhausgasemissionen
auf als Lkw mit konventionellem Dieselmotor. Die Treibhausgas-Emissionen für Szenarien
mit optimierten Ottomotoren werden sich tendenziell in Richtung der THG-Emissionen von
HPDI-Motoren bewegen.
Kosten
Unter den in dieser Studie getroffenen Annahmen für die Preise von Erdgas und Rohöl
(Basisszenario) weisen alle LNG- und CNG-Lkw niedrigere Kraftstoffkosten auf als Lkw mit
konventionellem Dieselmotor. Niedrigere Rohölpreise, wie in der Sensitivitätsbetrachtung
gezeigt, und/oder höhere Preise für Erdgas können das Ergebnis erheblich verändern. Die
Preise für Dieselkraftstoff sind sehr großen Schwankungen unterworfen.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Hintergrund, Zielsetzung und Abgrenzung der Arbeit
0-17
0 HINTERGRUND, ZIELSETZUNG UND ABGRENZUNG DER ARBEIT
Im Hinblick auf die Notwendigkeit der Ablösung von erdölbasierten Kraftstoffen durch
CO2-reduzierte und langfristig vor allen Dingen erneuerbare Kraftstoffe wird Erdgas eine
bedeutende Rolle als Übergangskraftstoff in der Mobilität zugeschrieben. Nachdem sich
die Einführung von Erdgas via CNG als Kraftstoff für Pkw nicht nur in Deutschland als
schwierig herausgestellt hat und aktuell sich insbesondere durch den direkten Schritt in
die erneuerbar versorgte Elektromobilität mit Nullemissionsfähigkeit ein starker Wett-
bewerb entwickelt hat, stellt sich die Frage, ob sich mit dem als herausfordernd anzu-
sehenden Betrieb von schweren Nutzfahrzeugen ein Wachstumsmarkt für Erdgas
entwickeln kann, der auch noch längerfristig trägt. Hier gehen die Experten davon aus,
dass (a) biogen basierte flüssige Kraftstoffe auch für den Einsatz im Güterverkehr stark
potenzialbeschränkt sind und (b) die Elektromobilität die Nutzeranforderungen an
Gewicht / Volumen / Leistung / Kosten kurz- oder mittelfristig noch nicht erfüllen kann.
Die Europäische Kommission (EC) hat durch die Vorgaben der Alternative Fuels
Infrastructure Directive (AFID; 2014/94/EU) neben der europaweiten Infrastruktur für
andere Kraftstoffalternativen auch den Aufbau einer LNG-Infrastruktur zur Betankung
schwerer Nutzfahrzeuge weitestgehend festgeschrieben. In Folge dessen hat das
Bundesverkehrsministerium (BMVI) Plattformen für die einzelnen Kraftstoffe ins Leben
gerufen, in denen sich die Akteure zusammenschließen mögen, um die Bundesregierung
bei der Entwicklung sogenannter Nationaler Strategierahmen (NSR) zu den einzelnen
Alternativkraftstoffen zu unterstützen. Daher wurden für die Entwicklung einer
bundesweiten CNG-Betankungsinfrastruktur und die Errichtung einer LNG-Infrastruktur
für schwere Nutzfahrzeuge getrennte Plattformen eingerichtet. Letztere entfaltet
Aktivitäten (dena, DVGW, Zukunft Erdgas), erstere ist bisher nicht sichtbar.
Zum Teil unabhängig davon wurden im Rahmen der bundesdeutschen Mobilitäts- und
Kraftstoffstrategie (MKS) schon seit 2013 einige Kurzstudien an die wissenschaftlich
begleitenden Institute ausgeschrieben, die sich mit Aspekten des Infrastrukturaufbaus für
unterschiedliche Kraftstoffe im Detail befassten. Eine dieser Studien hat einen
systemischen Vergleich von CNG und LNG als Alternativkraftstoffe für Lkw im Fernverkehr
erarbeitet. Diese ging jedoch weitgehend von der Prämisse aus, dass LNG als Kraftstoff für
Lkw im Fernverkehr bereits gesetzt ist. Neben Energie- und Umweltbilanzen im Well-to-
Tank- und Well-to-Wheel-Vergleich wurden auch Kostenvergleiche für unterschiedliche
Versorgungspfade erstellt. Die THG-Emissionen zeigen einen insbesondere in der
Erdgaslieferkette begründeten Vorteil für den Einsatz von CNG im Vergleich zu LNG auf.
Beide haben, insbesondere bei Erschließung hocheffizienter Erdgasmotoren, einen klaren
Vorteil gegenüber Dieselantrieben.
Neben der politischen Zeichensetzung zur Nutzung von LNG zum Betrieb schwerer
Nutzfahrzeuge in Europa sind auch relevante technische Entwicklungen der Erdgas-
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Hintergrund, Zielsetzung und Abgrenzung der Arbeit
0-18
Motorentechnik bzw. der CNG-Verbundmaterial-Tanktechnologie zu beobachten. So sind
einerseits Motorenentwickler damit befasst, die HPDI-Dual-Fuel Motorentechnik für hohe
Anteile an Erdgas im Kraftstoffmix für schwere Nutzfahrzeuge zu entwickeln, was
Antriebe mit Erdgas als Kraftstoff, unabhängig davon in welchem Aggregatszustand das
Gas im Fahrzeug gespeichert wird, auf eine vergleichbare Effizienz mit Dieselantrieben
stellen kann, wie auch die sauberen ottomotorischen Antriebe weiter zu verfeinern. Zum
anderen werden in den USA bereits mehrfach CNG-Flaschenbündelmontagen hinter
Fahrerhäusern eingesetzt, die z.B. bei einer Bautiefe von etwa 1,3 Metern über die Lkw-
Breite Reichweiten von bis zu 2.200 km pro Tankfüllung (bei 25 MPa) erlauben.
Da eine wichtige Voraussetzung für die Einführung von CNG in Lkw für den Fernverkehr
zum einen die Unterbringung der CNG-Behälter an Bord der Zugmaschine und deren
Straßenzulassung in Deutschland bzw. Europa ist und eine andere die Umsetzbarkeit der
Schnellbetankung und die Verfügbarkeit der erforderlichen Tankstellentechnologie in
Deutschland und Europa, liegt neben einem kurzen Überblick über den Status Quo des
CNG-Marktes für diesen Anwendungssektor der Schwerpunkt dieser Arbeit auf der
Erfüllbarkeit der beiden oben skizzierten Herausforderungen. Ein zweiter Schwerpunkt ist
die Analyse der Wahrscheinlichkeit und die Entwicklung von Ansätzen zur Marktein-
führung von CNG für Lkw im Fernverkehr, die die Erdgasindustrie bei ihrer Suche nach
neuen Ansätzen für die Infrastrukturentwicklung auch unter Berücksichtigung der
Optionen eines wettbewerblichen LNG-Infrastrukturaufbaus frühzeitig unterstützt.
Basierend auf den oben genannten Arbeiten im Rahmen der Mobilitäts- und Kraftstoff-
strategie (MKS) und bezugnehmend auf eine Umsetzbarkeit der Alternative Fuels
Infrastructure Directive (AFID) wurde für diese Arbeit ebenfalls ein Top-Down Ansatz
gewählt, der vordergründig die Herstellung einer „Fahrfähigkeit“ in der Fläche in den
Mittelpunkt stellt und vom Einsatz von Lkw im Fernverkehr ausgeht. Ein Bottom-Up
Ansatz, der eine Versorgung einzelner Teilstrecken oder die Verknüpfung verschiedener
Logistikzentren verfolgen würde, um dann in die Fläche „hineinzuwachsen“, würde
vermutlich das Thema Verteilverkehr (z.B. für die Lebensmittellogistik) mit wesentlich
geringeren erforderlichen Fahrzeugreichweiten, aber dadurch einer wesentlich höheren
erforderlichen Tankstellendichte zur Flächenabdeckung in den Vordergrund stellen.
Hauptgrund für die Fokussierung auf Lkw im Fernverkehr in dieser Arbeit ist jedoch die
Tatsache, dass Lkw zwischen 34 und 40 t den Großteil der Fahrleistung (72%) aller Lkw
größer 7,5 t erbringen und dafür auch einen Großteil des Kraftstoffs (77%) in diesem
Segment benötigen (siehe Abbildung 1 und Abbildung 2).
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Hintergrund, Zielsetzung und Abgrenzung der Arbeit
0-19
Abbildung 1: Verteilung der Fahrleistung von Lkw >7,5 t in Deutschland 2013
(LBST auf Basis TREMOD)
Abbildung 2: Verteilung der Verbräuche von Lkw >7,5 t in Deutschland 2013
(LBST auf Basis TREMOD & EMEP / EEA)
Die für diese Lkw benötigte Tankstelleninfrastruktur kann auf Autohöfe, Autobahn-
raststätten und eventuell Logistikzentren beschränkt sein und erfordert daher insgesamt
niedrigere Investitionen als eine Infrastruktur für den Verteilverkehr. Ein weiterer Grund
ist, dass die AFID für LNG auf die Langstrecken-Betankungsinfrastruktur entlang der TEN-
V-Korridore abhebt. Wenn CNG einen äquivalenten Ersatz darstellen will, muss es sich
dieser Herausforderung stellen.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Beschreibung Status Quo
1-20
1 BESCHREIBUNG STATUS QUO
Dieses Kapitel liefert eine systematische Darstellung des Entwicklungsstandes der CNG-
und LNG-Technologie im Hinblick auf deren Weiterentwicklung zum Aufbau einer
Betankungsinfrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge.
1.1 Aktueller Stand beim Einsatz von Erdgas in schweren Nutzfahrzeugen
Beim Einsatz von Erdgas in schweren Nutzfahrzeugen gibt es derzeit regional sehr starke
Unterschiede, die sowohl mit der Verfügbarkeit der Infrastruktur als auch mit der
Verfügbarkeit der Fahrzeuge selbst zu tun hat. Leider wird in den Statistiken nicht
zwischen MD-Trucks und HD-Trucks, also mittleren und schweren Nutzfahrzeugen,
unterschieden.1 Insgesamt sind laut [GVR 2015] weltweit etwa 794.000 mittlere und
schwere Nutzfahrzeuge mit Erdgasantrieb im Einsatz. In neun Ländern, die alle außerhalb
der Europäischen Union liegen, sind jeweils mehr als 10.000 dieser Fahrzeuge im Einsatz
(siehe Tabelle 1).
Tabelle 1: Mittlere und schwere Nutzfahrzeuge mit Erdgasantrieb / Welt
[GVR 2015]
Land Anzahl mittlerer und
schwerer Nutzfahrzeuge mit Erdgasantrieb
China 331.531
Indien 200.000
Ukraine 59.748
Thailand 54.268
Armenien 34.700
Bangladesch 27.000
USA 22.700
Japan 22.516
Russland 15.000
Andere 26.152
Gesamt 793.615
Innerhalb der Europäischen Union ist der Einsatz von Erdgas in mittleren und schweren
Nutzfahrzeugen noch nicht sehr weit verbreitet. Beim Blick in die Statistiken ergibt sich,
dass wie in Tabelle 2 dargestellt, nur in den folgenden acht Ländern mehr als 100 mittlere
und schwere Nutzfahrzeuge im Einsatz sind.
1 GVR und NGVA führen in ihren Statistiken Medium Duty (MD) und Heavy Duty (HD) Fahrzeuge nicht
separiert, sondern nur gebündelt auf. Die Klasse MD beginnt bei 14.000 Pfund (engl. Einheit lb.)
entsprechend etwa 6,3 t.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Beschreibung Status Quo
1-21
Tabelle 2: Mittlere und schwere Nutzfahrzeuge mit Erdgasantrieb /
Europäische Union [NGVA europe 2014]
Land Anzahl mittlerer und
schwerer Nutzfahrzeuge mit Erdgasantrieb
Italien 3.000
Schweden 2.163
Spanien 1.322
Frankreich 1.100
Großbritannien 621
Niederlande 386
Deutschland 176
Griechenland 102
Andere 479
Gesamt 9.349
Kostenfreie Statistiken darüber, wie sich die mittleren und schweren Nutzfahrzeuge in
Fahrzeuge mit CNG- bzw. LNG-Kraftstoffspeicherung aufteilen, sind derzeit nicht verfüg-
bar. Für eine grobe Einordnung sind aber folgende Hinweise zu LNG-Lkw in China, USA
und Europa durchaus hilfreich [UN ECE 2015]:
China: In China kann derzeit ein sehr starkes Wachstum an LNG-Lkw beobachtet werden,
wie aus Abbildung 3 zu sehen ist.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Beschreibung Status Quo
1-22
Abbildung 3: Entwicklung LNG-Lkw in China (LBST auf Basis [UN ECE 2015]
und [NGV Today 2013])
* geschätzter Wert aus [NGV Today 2013]
USA: Von den 22.700 mittleren und schweren Nutzfahrzeugen in den USA wurden in 2014
laut [Zeus 2014] etwa 4.500 mit LNG als Kraftstoff betrieben.
Europa: In 2014 waren in Europa über 1.500 Lkw mit LNG als Kraftstoff im Einsatz.
Aufgrund der favorablen Bedingungen durch die Politik der Europäischen Union sowie der
von der Europäischen Kommission geförderten Projekte zur Ausweitung der LNG
Betankungsinfrastruktur für Lkw wird hier ein starkes Wachstum in den nächsten Jahren
erwartet.
Folgende Prognosen zur Entwicklung des Nutzfahrzeugmarktes (Lkw und Busse) konnten
identifiziert werden:
Bosch geht in den kommenden Jahren von einem durchschnittlichen Wachstum des Erdgas-Lkw- und Bus-Marktes von 13% aus [VDI 2015]. Im Jahr 2013 sollen weltweit rund 100.000 Erdgas-Lkw und -Busse hergestellt worden sein. Diese Zahl soll bis 2020 auf über 200.000 pro Jahr ansteigen.
Frost geht davon aus, dass in China im Jahr 2020 die jährlichen Erdgas-Nutzfahrzeug- und Busverkäufe eine ¼ Mio. erreicht haben werden. Die größten NG-Lkw-Hersteller in China sind China National Heavy Duty Truck (CNHTC), Dongfeng Commercial Vehicle, FAW Jiefang, Foton Motor und Shaanxi Automobile. Die wichtigsten NG-Bushersteller sind Ankai Automobile (Anhui Ankai Automobile), Golden Dragon, King Long Motor (Xiamen King Long), King Long United und Yutong Bus (Zhengzhou Yutong Bus).
6.800 17.500
51.000
247.000*
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
2010 2011 2012 2013 2014 2015
Entwicklung LNG-Lkw in China
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Beschreibung Status Quo
1-23
[Shell 2015a] geht davon aus, dass sich der chinesische Bestand an mittelschweren und schweren Nutzfahrzeugen bis 2020 von heute etwa 330.000 auf dann rund 1 Mio. verdreifachen wird.
Im Verlauf des Jahres 2015 ist aufgrund des gefallenen Dieselpreises der Preisvorteil für Erdgas geschrumpft und hat damit die Dynamik des Umstiegs auf Erdgas-Lkw und -Busse in den USA verlangsamt [BT 2015]. Die Betreiber, die bereits umgestiegen waren, scheinen jedoch in der Technologie bleiben zu wollen und die Infrastruktur-erweiterung findet jetzt verstärkt an strategischen Standpunkten statt. In den nächsten Jahren werden nur einstellige Fahrzeugzuwachsraten erwartet.
Da der Straßengüterverkehr in der Regel auch grenzüberschreitende Lkw-Fernverkehre
berücksichtigt, ist für die Erfolgschancen von Alternativkraftstoffe auch die Verfügbarkeit
in den angrenzenden Ländern mitentscheidend. Ein weiteres Kriterium ist die globale
Anwendung des Alternativkraftstoffs, da sich die Einführung durch Erfahrungswerte und
Synergieeffekte wesentlich kostengünstiger gestalten könnte In Tabelle 3 sind deshalb
nicht nur die derzeitigen Zahlen von Erdgastankstellen in Deutschland und seinen
Nachbarländern, aufgeschlüsselt in CNG-, LNG-, und CNG/LNG-Tankstellen, dargestellt,
sondern auch die einer Reihe von Ländern, in denen Erdgas als Kraftstoff bereits breite
Anwendung findet.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Beschreibung Status Quo
1-24
Tabelle 3: Erdgastankstellen weltweit und in Deutschlands Nachbarländern
[NGVA europe 2013], [NGVA europe 2014], [GVR 2016], [NGV
Today 2015]
Land
Erdgas-Tankstellen
gesamt (2013/14)
davon CNG-
Tankstellen
davon LNG-Tankstellen
davon L-CNG-
Tankstellen
Erdgas-Tankstellen
gesamt (2016)
China 5.080 3.350 1.330 (2.500)2 400 6.502
Pakistan 2.997 2.997 2.997
Iran 1.992 1.992 2.220
Argentinien 1.916 1.916 1.939
Brasilien 1.793 1.793 1.805
USA 1.647 1.538 109 1.615
Italien 1.049 1.040 1 8 1.060
Deutschland 920 920 921
Indien 724 724 936
Frankreich 310 310 311
Schweden 213 205 4 4 213
Österreich 180 180 180
Niederlande 147 141 6 ≥ 1 (auch LNG) 147
Schweiz 141 139 1 1 167
Polen 88 86 1 1 88
Tschechien 88 88 101
Spanien 86 69 17 (auch L-CNG) 17 (auch LNG) 86
Belgien 16 16 13 20
Dänemark 7 7 7
Luxemburg 7 7 7
1.2 Aktueller Stand der Fahrzeugtechnik
1.2.1 Erdgasmotorentechnologien
Prinzipiell kann CNG und LNG in verschiedenen Motorkonzepten genutzt werden. Derzeit
werden jedoch für den europäischen Markt ausschließlich Lkw-Modelle mit stöchio-
metrischen Monofuel-Ottomotoren mit 3-Wege-Katalysatoren angeboten, die Euro VI
erfüllen. Hierfür werden vor allem die Anforderungen zur Einhaltung der Euro VI
Emissionsgrenzwerte als Ursache angesehen. Nach Einschätzung von Daimler untersuchen
die Fahrzeughersteller derzeit verschiedene Motorentechnologien z.B. Motoren mit
stöchiometrisch oder lean-burn arbeitenden Verbrennungsverfahren sowie HPDI für Gas-
Lkw [Daimler 2015].
2 laut [LNG Industry 2015] gab es 2015 bereits 2.500 LNG-Tankstellen in China.
3 HAM hat für Fluxys in 2014 eine LNG-Tankstelle in Belgien errichtet.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Beschreibung Status Quo
1-25
Soll ein Mischbetrieb von Gas (Erdgas oder Methangas) mit Dieselkraftstoff (Dual-Fuel)
möglich sein, besteht die Herausforderung darin, einerseits den Methangrenzwert (im
Zusammenhang mit dem Methanschlupf bei der Verbrennung) und andererseits die NOx-
und Partikelemissionen unterhalb der Euro VI Grenzwerte durch eine aufwändige
Abgasnachbehandlung zu realisieren. Dies wäre die Voraussetzung, um den potenziellen
Vorteil von Dual-Fuel- und HPDI-Motoren – höhere Motorleistung und höhere Kraftstoff-
effizienz, also die Vorteile eines Dieselmotors – weiter zu erhalten. Laut [Westport 2015a]
haben moderne HPDI-Motoren einen um 15-20% geringeren Kraftstoffverbrauch als
Ottomotoren und sind daher ähnlich effizient wie reine Dieselmotoren, können jedoch
nicht mit 100% Diesel oder mit 100% Erdgas / Methan betrieben werden.
Die derzeit in Deutschland verfügbaren CNG- und LNG-Fahrzeuge haben in der Regel
einen deutlich geringeren Motorenwirkungsgrad als Dieselfahrzeuge, weshalb ihr
energetischer Kraftstoffverbrauch um ca. 10-30% höher liegen kann. Die Verbrauchs-
unterschiede zwischen Diesel- und Gasfahrzeugen hängen neben der Fahrzeugtechnik
auch vom realen Einsatz- und Fahrprofil ab, welches aus den Angaben einzelner
Fahrzeugbetreiber nicht immer im Detail nachvollziehbar ist. Diese Faktoren werden
jedoch im Simulationsmodell VECTO, welches im Auftrag der EU-Kommission und in
Zusammenarbeit mit der Fahrzeugindustrie entwickelt wurde, berücksichtigt [ifeu & TU
Graz 2015]. Der mit VECTO ermittelte Mehrverbrauch für einen 40 t Sattelzug spiegelt mit
18-20% die Größenordnung einiger Betreiberangaben wieder (siehe Tabelle 4).
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Beschreibung Status Quo
1-26
Tabelle 4: Unterschied im Kraftstoffverbrauch von Fahrzeugen mit
CNG/LNG gegenüber Dieselantrieb
Quelle Art der Daten,
Einsatzprofil
Fahrzeugtyp, Motor Verfügbarkeit
Fahrzeug in
Deutschland
Diff. Verbrauch
(%) Gas / Diesel
[ifeu & TU
Graz 2015]
Simulation mit
VECTO-Modell,
Fern- /
Verteilerverkehr
LNG-Sattelzug 40 t,
Ottomotor Euro VI
CNG-Verteiler-Lkw 12
t, Ottomotor Euro VI
heute
+ 18-20%
+ 18%
[Hendrickx
2015] &
interne
Informationen
Betreiberangaben,
regionaler
Verteilerverkehr
LNG-Sattelzug,
Ottomotor EEV
LNG-Sattelzug,
Ottomotor Euro VI
bis 2013
heute
+ 24%*
+ 10-21%*,**
[Schwanke
2015]
Betreiberangaben,
Entsorgungsfahrze
ug Stadtverkehr
CNG-Sattelzug,
Ottomotor, Mittelwert
Fuhrpark
bis 2013 + 33%*
[Güterverkehr
2012]
Testfahrt,
vorwiegend
Autobahn
CNG-Sattelzug (Scania
P310), Ottomotor
Euro V / EEV
bis 2013 + 26%*
* umgerechnet mit folgenden Heizwerten: Diesel 43,2 MJ/kg, LNG: 49,2 MJ/kg [JEC 2014]; CNG: 49,3 MJ/kg (Angabe BSR); ** bedingt durch Bandbreite LNG-Verbrauch bei IVECO Stralis
Die zukünftigen Entwicklungspotenziale bei Gasmotoren und Lkw insgesamt sind aktuell
noch Gegenstand von Forschung und Entwicklung. Grundsätzlich ist davon auszugehen,
dass der spezifische Kraftstoffverbrauch sowohl bei Diesel- als auch bei Gasfahrzeugen
weiter reduziert werden kann. Nach [ifeu & TU Graz 2015] sind Reduktionen von bis zu
ca. 20% gegenüber heutigen Euro VI Fahrzeugen möglich, wobei neben Veränderungen
am Antriebsstrang vor allem technische Maßnahmen am Fahrzeug (z.B. Aerodynamik,
Reifen, etc.) zu einer Verringerung des Kraftstoffbedarfs beitragen können.
Westport und Daimler [Westport 2015b] haben im ersten Halbjahr 2015 in Nordamerika
ein Programm abgeschlossen, in welchem sie die HPDI-Einblastechnologie für einen
Daimlermotor für Lkw im Fernverkehr entwickelt und ausgewertet haben. Der Motor soll
die Leistung und Kraftstoffökonomie eines Diesels bei über 90% Erdgassubstitution haben
und nach EPA2014 und Euro VI zertifiziert werden können. Dieser Motor benötigt jedoch
hohe Einblasdrücke von 30-50 MPa. Im Fall von CNG als Kraftstoff wird zusätzlich ein
entsprechender Verdichter an Bord benötigt (siehe auch Kapitel 2.3). Im Fall von LNG wird
dieses mit einer Kryopumpe vorverdichtet, durch Wärmetauscher verdampft und mit
hohem Druck in den Motor eingeblasen. Der HPDI-Motor benötigt wie der Dual-Fuel- und
der Dieselmotor SCR und Adblue, um die NOx-Grenzwerte einhalten zu können. Selbst der
mager betriebene Ottomotor (Lambda >1) wird diese Nachreinigungstechnik künftig
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Beschreibung Status Quo
1-27
benötigen. Einzig der stöchiometrisch betriebene Ottomotor kann darauf verzichten und
wird mit einem 3-Wege-Katalysator betrieben.
Die heutigen Nachteile des Ottomotors (geringe Leistungsdichte, geringes Drehmoment,
schlechte Effizienz im Teillastbetrieb) lassen sich künftig durch motoren- und regelungs-
technische Maßnahmen deutlich verringern. Durch Abgasrückführung, Direkteinspritzung
und variable Steuerzeiten sollen sich die Wirkungsgrade und die Leistungsdichte bis auf
90-95% des Diesels steigern lassen (siehe Abbildung 4).
Abbildung 4: Erdgasmotorentechnologien und ihre Entwicklungspotenziale
[Gruber 2015]
Sofern sich die durch die Direkteinspritzung eventuell entstehenden Feinpartikel-
emissionen in Grenzen halten lassen, würde mit dieser Motorentechnologie ein kosten-
günstiger, sauberer und effizienter Antrieb zur Verfügung stehen.
Auf dem MKS CNG-LNG-Lkw-Abschlussworkshop in Berlin am 15. NOV 2015 hat Scania
mitgeteilt, dass ihre Diesel- und Erdgas-Ottomotoren im Bestpunkt Wirkungsgrade von
43% respektive 41% erreicht haben. Geht man davon aus, dass ein Dieselmotor im 40 t
Lkw auf der Autobahn einen Zykluswirkungsgrad von etwa 39% erreicht (also etwa 4%-
Punkte weniger als im Bestpunkt), dann kann man vermutlich für einen ottomotorischen
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Beschreibung Status Quo
1-28
Lkw in diesem Fahrprofil etwa 37% annehmen. Der Unterschied zwischen Diesel- und
Ottomotor würde sich bei heutigen Motoren im Teillastbetrieb wahrnehmbar vergrößern
(Drosselklappenverluste), würde sich aber wie oben vermerkt durch die Implementierung
variabler Steuerzeiten wiederum vermindern lassen.
1.2.2 Tanktechnologien
1.2.2.1 CNG
Mehrere Tankhersteller stellen Tanks geeigneter Geometrien her, die für die Integration in
Lkw-Fahrgestelle geeignet erscheinen. Nicht bei allen z.B. in Nordamerika beheimateten
Herstellern (z.B. 3M CNG, Hexagon Lincoln, Quantum, Sun CNG, Wire Tough,
Worthington) kann davon ausgegangen werden, dass die Tanks auch eine europäische
Zulassung haben. Mehrere Hersteller bieten die Tanks in erster Linie in einer 3,600 psig
(~25 MPa) Ausführung an, die meist in Europa nicht zulassungsfähig ist.
Bei den meisten Herstellern ist erkennbar, dass der Trend zu leichteren Tanks geht (Typ III
und Typ IV).
Eine Übersicht über recherchierte Tankhersteller bietet Tabelle 5. Ausgewählte Tanks, die
für die Integration in ein Sattelzugmaschinen-Fahrgestell geeignet erscheinen zeigt
Tabelle 6.
Eine Feldrecherche auf einem Rastplatz bei München scheint zu erhärten, dass von einem
Einbauraum zwischen der Vorder- und Hinterachse einer Sattelzugmaschine von mindes-
tens 2,2 m ausgegangen werden kann.
Ein Abgleich mit typischen Radständen einer IVECO Stralis 4 x 2 Zugmaschine vom Typ
440S42 / 45T/FP-CT von 3.790 mm bzw. mit MAN-Zugmaschinen der 06X- und 10X-Serie
mit typischerweise 3.900 mm und der Anwendung eines Sattelvormaßes von 700 mm auf
beide Achsen (1.400 mm) ergibt deduktiv ein Einbaumaß von zwischen 2.390 mm bis
2.500 mm. Dies bedeutet, dass man von einer Einbaulänge von zwischen knapp 2,4 m bis
2,5 m ausgehen könnte, was Tanks von 2,2 m bis 2,3 m Außenlänge + Armaturen
erlauben würde.
Mit zwei großen Typ IV CNG-Tanks von 2,3 m Außenlänge lassen sich mit einem
optimierten Ottomotor-Antrieb 710 km Reichweite realisieren, anstatt nur 600 km bis
630 km mit Tanks von nur 2 m Außenlänge, also fast 20% mehr.
Die in dieser Analyse unterlegten Tanks sind folgende:
2 m-Version für 2,2 m Einbauraum bei 20 MPa:
Hexagon Typ IV mit 2.032 mm Außenlänge und 658 bzw. 685 mm Außendurchmesser
(Volumen
2,3 m-Version für 2,5 m Einbauraum bei 20 MPa:
Quantum Typ IV mit 2.298 mm Außenlänge und 648 mm Außendurchmesser
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Beschreibung Status Quo
1-29
Tabelle 5: CNG-Tankhersteller mit für Lkw-geeigneten Tankgrößen
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Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Beschreibung Status Quo
1-30
Tabelle 6: Lkw-geeignete CNG-Tankgrößen
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Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Beschreibung Status Quo
1-31
1.2.2.2 LNG
Um im Rahmen dieser Studie einen objektiven Vergleich zwischen CNG- und LNG-Lkw zu
ermöglichen, wurden entsprechende Tankdaten auch für LNG-Tanks zur Integration in den
Fahrgestellen von Sattelzugmaschinen recherchiert. Die Ergebnisse dieser Recherche sind
in Tabelle 7 dargestellt.
Allgemein ist festzuhalten, dass LNG-Tanks für Lkw von einer begrenzten Anzahl von
Anbietern verfügbar und für Europa zugelassen sind.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Beschreibung Status Quo
1-32
Tabelle 7: Lkw-geeignete LNG-Tankgrößen
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Beschreibung Status Quo
1-33
Abbildung 5: LNG-Tank, Tilburg, Niederlande, 18. NOV 2014 (Foto: LBST)
1.2.2.3 Vergleich CNG / LNG Tanktechnologie
Eine wichtige Aufgabe dieser Studie war es, die weitverbreite Vermutung, dass CNG-
Speicher zu schwer seien und aus diesem Grund CNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
ungeeignet sei, einer faktenbasierten Prüfung zu unterziehen. Zu diesem Zweck wurde ein
Speichermassenvergleich durchgeführt (siehe Tabelle 8), der zu dem Ergebnis geführt hat,
dass es gewichtsspezifisch keine großen Unterschiede zwischen CNG und LNG Speichern
in der für Fern-Lkw relevanten Größenordnung gibt. Ein leichter Gewichtsvorteil lässt sich
sogar für CNG Speichersysteme mit Typ IV Behältern erwarten.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Beschreibung Status Quo
1-34
Tabelle 8: Speichermassenvergleich CNG Typ IV versus LNG
Verwendete Quellen: [Quantum 2014a], [Quantum 2014b], [Cryo Diffusion 2013], [Taylor-
Wharton 2004]
Die durchgeführte Analyse zeigt einerseits, dass LNG-Tanks und Typ IV CNG-Tanks für
vergleichbare Reichweiten oder Energieinhalte vergleichbare Massen haben. Andererseits
zeigen die Analysen auch, dass auf volumetrischer Vergleichsbasis LNG in etwa die
doppelte Reichweite in einem vergleichbaren volumetrischen Einbauraum ermöglicht.
Mit optimierter CNG-Tanktechnologie beidseitig integriert in typischen Lkw-Zug-
maschinen-Fahrgestellen lassen sich etwa 700 km Reichweite erzielen, wohingegen sich
mit LNG-Speichern vergleichbarer Außenabmessungen etwa die doppelte Reichweite
erzielen lässt.
1.3 Aktueller Stand der Tankstellentechnik
1.3.1 CNG
In Europa werden seit einigen Jahren nur noch CNG-Schnellbetankungstankstellen
realisiert. Dafür gibt es verschiedene Gründe. Ein wesentlicher Grund ist, dass z.B. bei der
Betankung größerer Zahlen von Erdgasbussen von gewerkschaftlicher Seite nur begrenzte
Zeitkontingente zugelassen werden, um abends die einkommenden Busse zu betanken.
Beispielhaft seien ein deutscher und ein spanischer Fall angeführt, Augsburg und Madrid.
Augsburg
In Augsburg existiert eine Kompressorkapazität von rund 6.000 Nm³/h, die von 6
Kompressoren bereitgestellt und über 4 Dispenser abgegeben werden [Braun 2016].
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Beschreibung Status Quo
1-35
Damit werden täglich rund 100 CNG-Busse betankt. Augsburg betreibt ausschließlich
CNG-Busse.
Madrid
In Madrid existiert eine Kapazität von 25.000 Nm³/h, die über 9 Kompressoren bereit-
gestellt und über 9 Dispenser abgegeben wird. Es lassen sich damit 120 Busse in 1 ½ h
mit je bis zu 180 Nm³ (129 kg) je Bus und maximal 400 Busse in 3 ½ h betanken. Die
Betankungszeit je Bus beträgt drei Minuten. Die Investitionskosten der Anlage lagen bei
47 Mio. €.
Die größten in Deutschland installierten CNG-Tankstellen neben der Anlage in Augsburg
haben Kapazitäten von maximal 1.500 Nm³/h. Die Verdichterleistung der Mehrheit der
CNG-Tankstellen in Deutschland liegt zwischen 100 und 150 Nm³/h [es 2010]. Solch
kleine Tankstellen liegen bei Investitionskosten von etwa 200.000 €. Sie können aber nur
zur Betankung von wenigen Pkw genutzt werden.
1.3.2 LNG
Die Beschreibung des aktuellen Stands der LNG-Tankstellentechnik findet statt am
Beispiel der LNG-Tankstelle von Rolande LNG in Tilburg, Niederlande.
Die Tankstelle umfasst zwei Dispenser für LNG. Die Anlage wird alle drei Tage mit LNG
aus Zeebrügge, vorzugsweise nachts, beliefert. Nach Auslaufen des Vertrages mit der
Anlage in Zeebrügge wird das LNG aus Rotterdam geliefert werden. Der zylindrische
Kroystandtank fasst 19 t LNG. Ein Trailer hat typischerweise eine Liefermenge von 16 t.
(Von Chart Industries scheint es auch einen Auflieger mit 19 t Transportkapazität zu
geben, der auch in Europa zulassungsfähig ist.)
Das LNG stammt aus Katar und besteht zu 93% aus Methan, zu 6% aus Ethan sowie aus
längerkettigen Gasen und wird bei ca. -163 °C mit einem Druck von 0,1 bis 0,2 MPa in die
Anlage eingefüllt. Danach kann die Tankstelle für ca. zwei Stunden nicht genutzt werden,
da über einen Wärmetauscher das LNG auf eine Temperatur von ca. -130 °C erwärmt und
auf einen Siededruck von 0,7 bis 1 MPa gebracht werden muss. Ein Problem für
Tankstellenbetreiber ist es, wenn Fahrzeuge unterschiedlicher Hersteller mit einem unter-
schiedlichen Siededruck betankt werden müssen, da dies die Anlage verteuert und den
Betankungsvorgang verlängert.
Das Boil-off Gas der Anlage wird über einen Kompressor (25 MPa) in Druckflaschen
abgefüllt und gespeichert und zuvor mit einem Zusatzstoff (Odorant) versetzt, um es
riechbar zu machen. Da die LNG-Lkw als Notreserve auch über Drucktanks verfügen, wird
CNG bei Bedarf in einem separaten Betankungsvorgang nachgetankt. Eine Abgabe ins
öffentliche Erdgasnetz ist zurzeit nicht möglich, da dort sogenanntes „L-Gas“ genutzt
wird, die Anlage aber „H-Gas“ abgegeben würde. Dies könnte bei angeschlossenen
Verbrauchern zu Problemen führen.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Beschreibung Status Quo
1-36
Während der Besichtigung tankten acht Lkw, Fahrer trugen Schutzhandschuhe und meist
Brille und sollen (was in den Sommermonaten nicht immer gegeben ist) auch lange Hosen
und die Arme bedeckende Oberbekleidung tragen, da die Berührung mit der tiefkalten
Flüssigkeit zu Verbrennungen führt. Fahrer identifizieren sich mit einer Tankkarte und
verfügen über ein vom Betreiber der Anlage erteiltes Zertifikat, welches eine ca. 30-
minütige Einweisung in die Anlage nachweist. Fahrer reinigen den Kupplungsteil des
Dispensers und den Tankstutzen am Fahrzeug mit gasförmigem Stickstoff aus der
Druckpistole, um zu verhindern, dass die Kupplung während des Tankvorgangs vereisen
und nicht mehr geöffnet werden könnte. Kommt es zu dieser Vereisung der
Betankungskupplung, wird an der Tankstelle vorrätiges warmes Wasser auf die Kupplung
gegossen, bis sich diese wieder öffnen lässt.
Anschließend betätigt der Fahrer eine Starttaste, die dafür sorgt, dass eine Pumpe in der
Anlage auf Betriebstemperatur heruntergekühlt wird (Pumpe darf erst ab -70 °C anlaufen,
um Kavitation zu verhindern) und das ca. -130 °C kalte LNG dann zum Dispenser fördern
kann. Während des Tankvorganges drückt der Fahrer eine Tot-Mann-Taste. Das
Betriebspersonal der Tankstelle kann per Telefon erreicht werden und kann kleinere
Probleme durch Ferndiagnose beheben. Wird die Notaustaste betätigt, muss eine
autorisierte Person des Betreibers die Anlage vor Ort wieder in Betrieb nehmen. Die
Anlage ist komplett kameraüberwacht.
Der Methanschlupf der Anlage muss laut Genehmigung Null sein und wird über die
Software der Anlage, die die Liefermengen mit den abgegebenen bzw. vorhandenen
Mengen abgleicht, nachgewiesen. Die LNG-Abgabe wird über einen Corriolismassen-
messer erfasst und erfolgt mit einer Genauigkeit von maximal 0,5% Abweichung. Die
Zapfsäule mit Bedienoberfläche kostet ca. 80 k€ und die Betankungskupplung mit
Schlauch ca. 3,5 k€. Die Schläuche müssen wegen Versprödung gegenwärtig alle drei
Monate ausgetauscht werden (Materialkosten ca. 0,5 k€). Es läuft derzeit ein Forschungs-
vorhaben mit TNO, um einen kryofesten LNG-Schlauch von mindestens vier Jahren
Haltbarkeit zu entwickeln. Die besten Ergebnisse hinsichtlich Standfestigkeit hatte man
bisher mit einem Schlauch aus Glasfaserkunstoff.
Der Zubau eines zweiten Lagertanks für LNG wäre möglich, doch würde sich dabei die
Steuerung verkomplizieren. Dies will man derzeit nicht, um die Anlage möglichst einfach
zu halten. Die Bedienung am Dispenser könnte noch deutlich einfacher gestaltet werden.
Dabei ist es aber wichtiger, dass sich die Anlagenbauer auf ein einheitliches Bedien-
konzept verständigen, sodass die Fahrer nicht an jeder Tankstelle eine andere Bedien-
oberfläche mit unterschiedlichen Bedienprozessen vorfinden. Die Firma Rolande LNG
plant, fünf weitere LNG Tankstellen in den Niederlanden zu errichten. Dies wird von der
EU im Rahmen eines TEN-V Projektes mit 50% der Kosten gefördert.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Beschreibung Status Quo
1-37
Abbildung 6: LNG-Tankstelle, Tilburg, Niederlande, 18. NOV 2014 (Foto: LBST)
1.4 Stand der Diskussionen zu einer CNG- bzw. LNG-Infrastruktur in Deutschland
Wie im einleitenden Kapitel 0 „Hintergrund, Zielsetzung und Abgrenzung der Arbeit“
bereits erwähnt, gilt LNG als Kraftstoff für Lkw im Fernverkehr für eine Vielzahl der
Akteure bereits als gesetzt, obwohl derzeit noch keine einzige LNG-Tankstelle für Lkw in
Deutschland vorhanden ist. Allerdings bestehen bei den verschiedenen Interessens-
gruppen unterschiedliche Sichtweisen, auf die im Folgenden eingegangen wird.
Tabelle 9: Interesse an / Kompetenz in CNG- / LNG-Infrastruktur in
Deutschland
OEM-Lkw Infrastruktur-Technik
Betreiber / Nutzer
Kompetenz der ZÜSen
Position der Politik
CNG Interesse und Kompetenz vorhanden
Kompetenz vorhanden
LNG Interesse und Kompetenz vorhanden
Interesse und Kompetenz vorhanden
Interesse und Kompetenz vorhanden
Kompetenz vorhanden
Interesse und Kompetenz vorhanden
L-CNG Interesse und Kompetenz
zum Teil vorhanden
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LNG-Tank
Bild: LBST, 2015
LNG-DispenserCNG-Dispenser
KryopumpeCNG-SpeicherKompressor
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Beschreibung Status Quo
1-38
Im Prinzip sind Technologien (Infrastruktur) und Motorenentwicklungs- als auch
Genehmigungskompetenz in Deutschland vorhanden. Es fehlt aber an der Motivation und
Überzeugung der Betreiber, potenzieller Nutzer und der Politik, und damit an der
Investitionsbereitschaft, um auch Fahrzeuge und Infrastruktur für den CNG-Einsatz bereit-
zustellen. Kurz gesagt: Würde die Politik eine klare THG-Reduktionsstrategie verfolgen,
würden alle Akteure handeln müssen!
1.4.1 Interessen der Industrie
Selbst innerhalb der Industrie ist die Sichtweise zur zukünftigen Kraftstoffversorgung von
Lkw im Fernverkehr sehr inhomogen, was aufgrund der unterschiedlichen Unternehmens-
ausrichtungen und Geschäftsmodellen nicht weiter verwundert.
Für Gasnetzbetreiber wie OGE stellt der Einsatz von Erdgas in der Mobilität, und dort
speziell als Kraftstoff für Lkw im Fernverkehr, das Potenzial für einen wichtigen
Wachstumsmarkt dar, da gerade dort langfristig weniger Wettbewerb durch alternative
Kraftstoffe und ein hohes Absatzpotenzial zu erwarten sind, der langfristig tragende
Geschäftsmodelle verspricht. Da diese Geschäftsmodelle aber mit dem Vertrieb und dem
Transport von gasförmigem Erdgas verbunden sind, favorisiert diese Sparte den Einsatz
von CNG als Kraftstoff. Getrieben wird dieses Engagement auch vom Rückgang des
Erdgasabsatzes beim konventionellen Geschäft zur Hausenergieversorgung und des
Strommarkts.
Mineralölkonzerne wie Shell hingegen, die bereits ein sehr umfangreiches Know-How auf
dem Gebiet von LNG u.a. durch Beteiligungen an LNG Versorgungsprojekten und
Rückvergasungsanlagen, aber auch durch den Betrieb von LNG-Versorgungsstationen für
Schiffe haben, setzen sich stark für LNG als zukünftigen Kraftstoff für Lkw im Fernverkehr
ein. So hat Shell z.B. im OKT 2015 bereits seine vierte LNG-Tankstelle in den Niederlanden
eröffnet [Shell 2015b].
1.4.2 Interessen der Betreiber / Nutzer
Betreiber und Nutzer einer CNG- bzw. LNG-Infrastruktur wie Autohöfe, Speditionen,
Logistiker, etc. stehen alternativen Kraftstoffen in der Regel sehr offen gegenüber.
Allerdings sind diese Geschäftszweige, wie allgemein bekannt ist und durch die jetzt
bekanntgewordenen Tricksereien z.B. zur Einsparung des Harnstoffs AdBlue nur noch
unterstrichen wird, sehr kostensensitiv. Investitionen werden nur getätigt, wenn sich ein
rascher, mit der Firmenpolitik konformer Return on Invest (RoI) oder ein deutlicher
Wettbewerbsvorteil gegenüber der Konkurrenz ergibt.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Beschreibung Status Quo
1-39
1.4.3 Kompetenzen der Genehmigungsinstitutionen
Die eingeführten „Zuständigen Überwachungsstellen“ (ZÜSen) wie die TÜVs haben
teilweise langjährige Erfahrungen mit der Genehmigung von CNG-Tankstellen, sogar
teilweise mit der Genehmigung von Wasserstofftankstellen.
Auch in der Zulassung von einzel- oder typgeprüften CNG-Pkw haben die ZÜSen seit
Jahrzehnten Erfahrung.
Es hat sich in der Vergangenheit jedoch auch gezeigt, dass sich unterschiedliche ZÜSen
oder sogar dieselbe ZÜS an verschiedenen Standorten unterschiedlich stark für alternative
Kraftstoffe und Antriebe qualifiziert haben, was sehr oft von den Personen, die den
Prozess abwickeln, zu tun hat. Dies hat in der Anfangsphase der CNG-Mobilität in
Deutschland Anfang der 1990er Jahre teilweise dazu geführt, dass geplante Zulassungen
von CNG-Pkw durch große Auto-OEM aufgegeben wurden.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-40
2 VERGLEICHENDE ENERGIE-, THG- UND KOSTENANALYSE WTT UND WTW
Dieses Arbeitspaket bringt Einsichten zu den spezifischen Energiebedarfs-, THG-Emissions-
und Kostenvergleichen für die relevanten Verwendungsoptionen von Erdgas in schweren
Nutzfahrzeugen im Vergleich zum Einsatz von Dieselkraftstoff heute.
2.1 Methodologie
2.1.1 Treibhausgasemissionen
In dieser Studie werden über die jeweiligen Versorgungsketten die Treibhausgase CO2,
Methan (CH4) und Lachgas (N2O) berücksichtigt 4 . Das Treibhaugaspotenzial der
verschiedenen Treibhausgase wird in CO2-Äquivalenten dargestellt. Tabelle 10 zeigt das
Treibhausgaspotenzial für einen Betrachtungszeitraum von 100 Jahren nach dem „Fourth
Assessment Report“ (AR4) und des „Fifth Assessment Report“ (AR5) des
„Intergovernmental Panel on Climate Change“ (IPCC).
Tabelle 10: Treibhausgaspotenzial verschiedener Treibhausgase [IPCC 2007],
[IPCC 2013]
AR4
g CO2-Äquivalente/g AR5
g CO2-Äquivalente/g
CO2 1 1
CH4 25 30
N2O 298 265
In [JEC 2014] und in [DLR et al. 2014] wurden noch die Werte aus dem alten „Fourth
Assessment Report“ verwendet. Einige Forschungsinstitute wie z.B. das „Argonne
National Laboratory“ (ANL) in den USA verwenden in ihrem Berechnungswerkzeug
„GREET“ bereits den „Fifth Assessment Report“ (AR5) des IPCC. In dieser Studie wird
ebenfalls auf die Angaben im „Fifth Assessment Report“ (AR5) zurückgegriffen.
Es werden nur fossile CO2-Emissionen berücksichtigt. Die Verbrennung von Biomasse ist
CO2-neutral, da nur so viel CO2 freigesetzt wird, wie vorher beim Wachstum der Pflanzen
aus der Atmosphäre entzogen wurde.
Analog zu [JEC 2014] werden der Energieaufwand für den Bau von Anlagen und
Fahrzeugen und die damit verbundenen Emissionen nicht berücksichtigt.
4 Andere Treibhausgase sind FCKW, FKW und SF6, die hier aber nicht relevant sind.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-41
2.1.2 Wirkungsgradmethode
Entsprechend dem Vorgehen internationaler Organisationen (IEA, EUROSTAT, ECE) und
auch dem der AG Energiebilanzen (AGEB) wird für die Berechnung des Primär-
energieeinsatzes das sogenannte Wirkungsgradprinzip angewendet.
Demnach wird der Stromerzeugung aus Wasserkraft und anderen erneuerbaren Energie-
trägern, denen kein Heizwert beigemessen werden kann (Windkraft, Photovoltaik), der
jeweilige Energieeinsatz dem „Heizwert“ der erzeugten elektrischen Energie gleich-
gesetzt. Das impliziert jeweils einen „Wirkungsgrad“ von 100%.
Dementsprechend wird für die Bewertung der Kernenergie von der durch die Kernreaktion
freiwerdenden Wärme ausgegangen. Der Wirkungsgrad für die Erzeugung von Strom aus
Kernenergie wird dabei zu 33% angenommen.
Bei Strom aus geothermischen Kraftwerken wird der Wirkungsgrad mit 10% ange-
nommen.
2.2 Well-to-Tank
2.2.1 Diesel aus Rohöl
Für die Bereitstellung von Dieselkraftstoff aus Rohöl wurden die gleichen Annahmen
getroffen wie in [JEC 2014]. Jedoch wurden in dieser Studie für die Berechnung der
Treibhausgasemissionen die Treibhausgaspotenziale von Methan (CH4) und Lachgas (N2O)
nach [IPCC 2013] statt [IPCC 2007] verwendet, so dass sich die Ergebnisse geringfügig
gegenüber [JEC 2014] unterscheiden („Well-to-Tank“: 15,5 g CO2-Äquivalent/MJ statt
15,4 g CO2-Äquivalent/MJ). Die CO2-Emissionen aus der Verbrennung von Dieselkraftstoff
betragen etwa 73,2 g/MJ.
Der Rohölpreis für den hier betrachteten Zeithorizont (2020) wurde analog zu [EWI et al.
2014] mit 117 USD/bbl und 697 €/t aus entnommen. Über die Kostenangaben für die
Raffinerie ohne Rohölkosten und die Verteilung des Dieselkraftstoffs in [JEC 2007] sowie
den Wirkungsgrad der Raffinerie wurden die Gestehungskosten für Dieselkraftstoff
berechnet. Tabelle 11 zeigt den Rohölpreis und den daraus resultierenden Preis für
Dieselkraftstoff ohne Steuern.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-42
Tabelle 11: Rohölpreis und daraus resultierender Dieselpreis (ohne Steuern)
Einheit Rohölpreis Dieselpreis ohne Steuern
USD/bbl 117 -
€/t 697 896
€/kWh 0,059 0,075
€/GJ 16,5 20,8
€/l - 0,75
Die Energiesteuer für Diesel beträgt heute 0,4704 €/l. Die Mehrwertsteuer beträgt 19%
und wird auf die Summe von Dieselpreis ohne Steuern und der Energiesteuer erhoben. An
der Tankstelle würde der Dieselkraftstoff dann etwa 1,45 €/l kosten. Allerdings kann von
Unternehmen die Mehrwertsteuer als Vorsteuer abgezogen werden, so dass für Betreiber
von Nutzfahrzeugen der Kraftstoffpreis ohne Mehrwertsteuer angesetzt werden kann
(etwa 1,22 €/l).
2.2.2 CNG aus Erdgas aus Norwegen (1.700 km)
Die Daten für Energieaufwand und Emissionen für die Förderung, Aufbereitung und
Transport von Erdgas aus Norwegen wurden aus [GEMIS 2014] abgeleitet.
Tabelle 12: Erdgasförderung in Norwegen (offshore)
I/O Einheit Wert
Erdgas aus Erdgasfeld Input MJ/MJ 1,000
Mechanische Energie Input MJ/MJ 0,00125
Erdgas Output MJ 1,000
Emissionen
CO2 - g/MJ 0
CH4 - g/MJ 0,002
N2O - g/MJ 0
Der Energie-Input bezieht sich auf den unteren Heizwert des gelieferten Erdgases, d.h. der
Energie-Input ist umgekehrt proportional zum Wirkungsgrad. Die mechanische Energie
wird aus einer Gasturbine mit einem elektrischen Wirkungsgrad von 34% bezogen, die
vor Ort auf der Offshore-Plattform installiert ist.
Tabelle 13: Erdgasaufbereitung in Norwegen (onshore)
I/O Einheit Wert
Erdgas Input MJ/MJ 1,000
Strom Input MJ/MJ 0,001
Wärme Input MJ/MJ 0,001
Erdgas Output MJ 1,000
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-43
I/O Einheit Wert
Emissionen
CO2 - g/MJ 0
CH4 - g/MJ 0,00198
N2O - g/MJ 0
Im Gegensatz zur Erdgasförderung erfolgt die Erdgasverarbeitung an Land. Der Strom
wird daher aus dem norwegischen Strommix bezogen. Die Wärme wird aus einer mit
Erdgas betriebenen Wärmeerzeugungsanlage mit einem Wirkungsgrad von 85% bezogen.
Das aufbereitete Erdgas wird über eine Transportentfernung von 1.700 km über eine
Erdgaspipeline nach Deutschland transportiert. Der Erdgastransport benötigt eine
mechanische Arbeit von ca. 0,269 MJ/tkm. Der untere Heizwert von norwegischem Erdgas
beträgt etwa 47 MJ/kg [GEMIS 2014].
Die mechanische Arbeit für den Erdgastransport in Pipelines wird durch Gasturbinen er-
bracht, die mit Erdgas betrieben werden. Der Wirkungsgrad der Gasturbine beträgt 33%.
Die Emissionen für die Gasturbinen wurden ebenfalls aus [GEMIS 2014] entnommen.
Für die Verteilung über das Hochdruckpipelinenetz innerhalb der EU wurde analog zu [JEC
2014] eine mittlere Transportentfernung von 500 km angenommen. Die Methanverluste
bei der Verteilung von Erdgas über das Hochdrucknetz liegen nach [GEMIS 2014] bei ca.
0,0006% pro 100 km. Die für die Zwischenverdichtung benötigte mechanische Arbeit
beträgt etwa 0,003 MJ pro MJ Erdgas. Der Wirkungsgrad der für die Bereitstellung der
mechanischen Arbeit eingesetzten Gasturbinen wurde hier für den Zeithorizont ab 2020
mit 33% angenommen.
Die CNG-Tankstelle ist an das Hochdrucknetz angeschlossen, das Erdgas mit einem Druck
von 3,6 bis 6 MPa bereitstellt. Jedoch gibt es bisher keine Standardkompressoren, die für
einen Vordruck von 6 MPa ausgelegt sind. Verfügbar sind Standardkompressoren für
einen Vordruck von 3,6 MPa. Kompressoren für einen höheren Vordruck wären Sonder-
anfertigungen, was zu einem sehr hohen Investitionsbedarf führen würde. Bei höherem
Vordruck wird vor Eingang in den Kompressor eine Druckreduzierung durchgeführt
[Braun 2016].
Der Stromverbrauch einer CNG-Tankstelle beträgt bei einem Vordruck von 2,0 MPa etwa
0,014 MJ pro MJ CNG. Der Strom dafür wird aus dem Strommix EU5 nach [GEMIS 2014]
(0,4 kV-Ebene) bezogen.
5 Nach [GEMIS 2014] lagen die Treibhausgasemissionen aus der Bereitstellung von Strom in der EU im Jahr
2013 niedriger als in den Szenarien nach PRIMES für 2020. Daher wurden in dieser Studie für den
Strombezug der CNG-Tankstellen die Werte für 2013 verwendet. Die Verluste aus Stromtransport und -
verteilung wurden aus [JEC 2014] entnommen.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-44
Der Erdgaspreis wird nach [EWI et al. 2014] mit 0,030 € pro kWh bezogen auf den
unteren Heizwert angenommen. Dazu kommen noch Kosten für die lokale Verteilung
(0,0036 € pro kWh Erdgas bezogen auf den unteren Heizwert) und die Tankstelle.
Tabelle 14 zeigt die technischen und ökonomischen Daten für die CNG-Tankstelle für die
Betankung schwerer Lkw.
Tabelle 14: Technische und ökonomische Daten CNG-Tankstelle
Einheit Wert
Anzahl Dispenser 2
Kraftstoffabsatz Mio. kWh 22,4
Stromverbrauch MJ/MJCNG 0,014
Investition
Gaseinleitungsstrecke € 120.000
CNG-Speicher € 175.000
Kompressor € 450.000
Kühlsystem für Kompressoren € 30.000
Rückkühler Kühlkreislauf € 25.000
Steuerung und Schaltschränke für Kompressoren € 80.000
Einrichtungen zur Datenfernübertragung € 10.000
Odoriereinrichtung € 30.000
Gebäudemodule, Beton € 100.000
Gasausleitungsstrecke € 35.000
MF-Block PF € 10.000
Dispenser € 100.000
Sequencing Block für Zapfsäule € 16.000
Baukosten (Erdarbeiten, Boden, Dach, Bezahlsystem) € 280.000
Genehmigung* € 2.000
Sonstiges € 30.000
Werkmontage, Werkprüfung € 150.000
Transport, Errichtung vor Ort, Rohrleitungen, Kabel, Eichungen € 120.000
Projektabwicklung Dokumentation € 80.000
Summe € 1.843.000**
Laufende Kosten
Wartung und Instandhaltung Kompressor €/a 4.877
Sicherheitsüberprüfung Drucktanks €/a 2.880
Kalibrierung Dispenser €/a 1.430
* Genehmigung nach BetrSichV reicht aus, da Lagermenge unter 3 t Gas [Elliger 2016]
** Baukosten, Werkprüfung, Transport und Errichtung vor Ort lassen sich ggf. deutlich kostengünstiger realisieren (evtl. 10-15% günstiger).
INFOBOX CNG-TANKSTELLE
Obwohl bei der Erstellung dieser Studie darauf geachtet wurde, technische und
ökonomische Daten von CNG und LNG möglichst vergleichbar darzustellen, war dies nicht
an Stellen möglich. Bei der Zusammenstellung der Investitionskosten der CNG-Tankstelle
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-45
wurde ein redundantes System mit zwei Verdichtern berücksichtigt, da dies unter
Berücksichtigung des vorgesehen Anwendungsfalls als absolut geboten angesehen wurde.
Für die LNG-Tankstelle stand jedoch keine redundante Auslegung zur Verfügung, so dass
ein direkter Vergleich der jeweiligen gesamten Investitionskosten nur begrenzt sinnvoll ist.
Die Lebensdauer der Tankstelle wird mit 15 Jahren und der Zinssatz mit 4%
angenommen.
Die Energiesteuer beträgt nach dem derzeit gültigen EnergieStG vom 18. JUL 2014 für
Erdgas als Kraftstoff 0,01390 € pro kWh bezogen auf den oberen Heizwert, jedoch nur bis
zum 31. DEZ 2018. Danach steigt die Energiesteuer für Erdgas als Kraftstoff auf 0,03180 €
pro kWh bezogen auf den oberen Heizwert. Bezogen auf den unteren Heizwert ergeben
sich daraus 0,03498 € pro kWh Erdgas. In dieser Studie wird der Zeithorizont 2020
betrachtet, so dass für die Energiesteuer der Wert nach dem 31. DEZ 2018 gilt. Allerdings
gibt es Diskussionen, ob man den Zeitraum für die Steuermäßigung für Erdgas als
Kraftstoff über das Jahr 2018 hinaus verlängern soll. Daher wird auch eine Variante
gerechnet, bei der es auch im Jahr 2020 noch eine Steuerermäßigung für Erdgas als
Kraftstoff gibt.
2.2.3 CNG aus Erdgas aus Iran (4.000 km)
Die in [JEC 2014] angenommene Transportentfernung von 4.000 km für Pfad „GPCG1b“
entspricht in etwa der Transportentfernung für den Import von Erdgas aus dem Iran. Das
Erdgas wird „onshore“ gefördert und direkt am Gasfeld aufbereitet. Der hierfür
notwendige Energiebedarf und die Treibhausgasemissionen wurden nach [JEC 2014]
angenommen.
Tabelle 15: Erdgasförderung und -aufbereitung nach [JEC 2014]
I/O Einheit Wert
Erdgas aus Erdgasfeld Input MJ/MJ 1,024
Erdgas Output MJ 1,000
Emissionen
CO2 - g/MJ 1,65
CH4 - g/MJ 0,083
N2O - g/MJ 0,000
Der Energie-Input bezieht sich auf den unteren Heizwert des gelieferten Erdgases, d.h. der
Energie-Input ist umgekehrt proportional zum Wirkungsgrad. Das aufbereitete Erdgas
wird über eine Entfernung von 4.000 km über Pipeline vom Erdgasfeld in die EU
transportiert.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-46
Der Erdgastransport via Pipeline über eine Entfernung von 4.000 km benötigt eine
mechanische Arbeit von ca. 0,36 MJ/tkm [JEC 2014]. Der untere Heizwert von Erdgas
beträgt ca. 50 MJ/kg. Die Erdgasverluste durch Leckagen entlang der Transportroute
wurden aus [Wuppertal 2004] und [Wuppertal 2008] abgeleitet.
Die mechanische Arbeit für den Erdgastransport in Pipelines wird durch Gasturbinen er-
bracht, die mit Erdgas betrieben werden. Es wurde eine Gasturbine mit einem Wirkungs-
grad von ca. 32% angenommen. Der Energiebedarf und die Emissionen für die Gasturbine
wurden aus [GEMIS 2014] entnommen.
Analog zu [JEC 2014] wurde die mittlere Entfernung für die Verteilung von Erdgas über
das Hochdruckpipelinenetz mit 500 km angenommen. Die Methanverluste bei der
Verteilung von Erdgas über das Hochdrucknetz liegen nach [GEMIS 2014] bei ca. 0,0006%
pro 100 km. Die für die Zwischenverdichtung benötigte mechanische Arbeit beträgt etwa
0,003 MJ pro MJ Erdgas. Der Wirkungsgrad der für die Bereitstellung der mechanischen
Arbeit eingesetzten Gasturbinen wurde hier für den Zeithorizont ab 2020 mit 33% an-
genommen.
Für die CNG-Tankstelle wurden die gleichen Annahmen getroffen wie für Erdgas aus
Norwegen.
Für den Grenzübergangspreis von Erdgas wird in [EWI et al. 2014] nicht zwischen den
Herkunftsregionen unterschieden. Für die Kosten wurden daher die gleichen Annahmen
getroffen wie für die Bereitstellung von CNG aus norwegischem Erdgas.
2.2.4 CNG aus Erdgas aus Russland (5.000 km)
Die Daten für Energieaufwand und Emissionen für die Förderung, Aufbereitung und
Transport von Erdgas aus Russland wurden aus [GEMIS 2014] abgeleitet.
Tabelle 16: Erdgasförderung in Russland (onshore) [GEMIS 2014]
I/O Einheit Wert
Erdgas aus Erdgasfeld Input MJ/MJ 1,0016
Strom Input MJ/MJ 0,0012
Erdgas Output MJ 1,000
Emissionen
CO2 - g/MJ 0
CH4 - g/MJ 0,032
N2O - g/MJ 0
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-47
Tabelle 17: Erdgasaufbereitung in Russland (onshore) [GEMIS 2014]
I/O Einheit Wert
Erdgas Input MJ/MJ 1,0526
Strom Input MJ/MJ 0,0020
Wärme Input MJ/MJ 0,0064
Erdgas Output MJ 1,0000
Emissionen
CO2 - g/MJ 0
CH4 - g/MJ 0,0427
N2O - g/MJ 0
Der Strom für die Förderung und Aufbereitung von russischem Erdgas wird aus dem
russischen Strommix bezogen. Die Wärme wird aus einem mit Erdgas betriebenen Wärme-
erzeuger mit einem Wirkungsgrad von etwa 89% bezogen [GEMIS 2014].
Der Erdgastransport via Pipeline über eine Entfernung von 5.000 km benötigt eine
mechanische Arbeit von ca. 0,40 MJ/tkm [GEMIS 2014]. Der untere Heizwert von Erdgas
beträgt ca. 50 MJ/kg. Die Erdgasverluste durch Leckagen entlang der Transportroute
betragen etwa 0,8% ([GEMIS 2014] gibt unter anderem [Wuppertal 2005] als Quelle an).
Die mechanische Arbeit für den Erdgastransport in Pipelines wird durch Gasturbinen er-
bracht, die mit Erdgas betrieben werden. Der Wirkungsgrad der Gasturbinen in Russland
wird für 2020 mit 32% angegeben. Die Emissionen für die Gasturbinen wurden ebenfalls
aus [GEMIS 2014] entnommen.
Analog zu [JEC 2014] wurde die mittlere Entfernung für die Verteilung von Erdgas über
das Hochdruckpipelinenetz mit 500 km angenommen. Die Methanverluste bei der Vertei-
lung von Erdgas über das Hochdrucknetz liegen nach [GEMIS 2014] bei ca. 0,0006% pro
100 km. Die für die Zwischenverdichtung benötigte mechanische Arbeit beträgt etwa
0,003 MJ pro MJ Erdgas. Der Wirkungsgrad der für die Bereitstellung der mechanischen
Arbeit eingesetzten Gasturbinen wurde hier für den Zeithorizont ab 2020 mit 33% an-
genommen.
Für die CNG-Tankstelle wurden die gleichen Annahmen getroffen wie für Erdgas aus
Norwegen.
Für den Grenzübergangspreis von Erdgas wird in [EWI et al. 2014] nicht zwischen den
Herkunftsregionen unterschieden. Für die Kosten wurden daher die gleichen Annahmen
getroffen wie für die Bereitstellung von CNG aus norwegischem Erdgas.
2.2.5 LNG Import aus Katar / Iran
Erdgas wird in Katar gefördert, aufbereitet und in der Nähe der Erdgasfelder verflüssigt.
Für die Erdgasförderung und -aufbereitung wurden die gleichen Annahmen getroffen wie
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-48
in [JEC 2014]. Der Stromverbrauch der Verflüssigungsanlage wird analog zu [JEC 2014]
mit 0,036 MJ pro MJ LNG angenommen. Der Strombedarf der Verflüssigungsanlage wird
durch ein mit Erdgas betriebenes Gas- und Dampfturbinenkraftwerk mit einem
elektrischen Wirkungsgrad von 58,1% gedeckt.
Für LNG aus Import wurde analog zu [DLR et al. 2014] angenommen, dass das LNG aus
Katar nach Zeebrügge in Belgien über eine Entfernung von etwa 13.300 Kilometer
(einfach) transportiert wird. Von dort wird es mit Lkw über eine Transportentfernung von
500 Kilometer zu den Tankstellen transportiert.
Die Preise für über Pipeline angeliefertes Erdgas und Erdgas in Form von LNG weisen
große Schwankungen auf. Der Preis für LNG liegt dabei im Mittel über dem von Erdgas,
das über Pipeline angeliefert wurde (siehe Abbildung 7).
Abbildung 7: Entwicklung der Preise für Erdgas und LNG (LBST auf Basis
[EIA 2015])
Der Preis für LNG lag im langjährigen Mittel bei etwa 15% über dem von Erdgas,
zumindest in den USA. In dieser Studie wurde angenommen, dass das Preisverhältnis
zwischen LNG und Erdgas, das über Pipeline angeliefert wurde, in der EU auf dem
gleichen Niveau liegt wie in den USA.
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
Jan
-19
97
Jun
-19
97
No
v-1
99
7
Ap
r-1
99
8
Sep
-19
98
Feb
-19
99
Jul-
19
99
De
c-1
99
9
May
-20
00
Oct
-20
00
Mar
-20
01
Au
g-2
00
1
Jan
-20
02
Jun
-20
02
No
v-2
00
2
Ap
r-2
00
3
Sep
-20
03
Feb
-20
04
Jul-
20
04
De
c-2
00
4
May
-20
05
Oct
-20
05
Mar
-20
06
Au
g-2
00
6
Jan
-20
07
Jun
-20
07
No
v-2
00
7
Ap
r-2
00
8
Sep
-20
08
Feb
-20
09
Jul-
20
09
De
c-2
00
9
May
-20
10
Oct
-20
10
Mar
-20
11
Au
g-2
01
1
Jan
-20
12
Jun
-20
12
No
v-2
01
2
Ap
r-2
01
3
Sep
-20
13
Feb
-20
14
Jul-
20
14
Pri
ce (
US$
/(1
00
0 f
t³)
U.S. Natural Gas Pipeline Imports Price (Dollars per Thousand Cubic Feet)
Price of U.S. Natural Gas LNG Imports (Dollars per Thousand Cubic Feet)
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-49
Der Erdgaspreis wird in [EWI et al. 2014] mit 0,030 €/kWh angegeben. Bei einem
angenommen Aufschlag von 15% für LNG ergeben sich daraus etwa 0,034 €/kWh
bezogen auf den unteren Heizwert.
Dazu kommen noch Kosten für den Transport des LNG zur Tankstelle und die Tankstelle
selbst.
Das LNG wird mit Lkw über eine Transportentfernung von 500 Kilometern (einfach) zu den
Tankstellen transportiert.
Tabelle 18 zeigt die technischen und ökonomischen Daten für den LNG-Tanksattel-
auflieger.
Tabelle 18: Technische und ökonomische Daten Tanksattelauflieger
Parameter Wert
Transportkapazität 16 t LNG
Investitionsbedarf 207.000 €
Abschreibungsdauer 15 Jahre
Steuer, Versicherung, Verwaltung, Unterstellung 10.794 €/a
Wartung und Instandhaltung 0,0471 €/km
Der Investitionsbedarf für den Sattelauflieger für den Transport von Dieselkraftstoff sowie
die Kosten für Steuer, Versicherung, Verwaltung, Unterstellung, Wartung und Instand-
haltung für beide Sattelauflieger wurden aus [LAO Katalog 2015] entnommen. Die Kosten
für Wartung und Instandhaltung beinhalten Schmierstoffkosten (z. B. für die Schmierung
der Lager), Reifenkosten, Kosten für Reparatur und Wartung (z. B. Bremsanlage) sowie
Pflegekosten. Der Investitionsbedarf für den LNG-Sattelauflieger wurde aus [Bauer &
Schmittinger 1996] entnommen.
Der Sattelauflieger wird von einer Zugmaschine gezogen. Tabelle 19 zeigt die technischen
und ökonomischen Daten für die Zugmaschine.
Tabelle 19: Technische und ökonomische Daten Zugmaschine
Parameter Wert
Kraftstoffverbrauch 31 l Diesel pro 100 km
Investition 101.000 €
Lebensdauer 1.000.000 km
Steuer, Versicherung, Verwaltung, Unterstellung 15.871 €/a
Wartung und Instandhaltung 0,1705 €/km
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-50
Der Investitionsbedarf sowie die Kosten für Steuer, Versicherung, Verwaltung,
Unterstellung, Wartung und Instandhaltung für die Zugmaschine wurden aus
[LAO Katalog 2015] entnommen.
Technische und ökonomische Daten für die LNG-Tankstelle wurden auf Basis einer
Tankstelle der niederländischen Firma Rolande LNG ermittelt. Deren Tankstelle in Tilburg /
Niederlande wird alle drei Tage mit einem LNG-Sattelzug mit einer Transportkapazität von
16 t beliefert. Der stationäre LNG-Tank weist eine Bruttospeicherkapazität von 19 t LNG
auf. Da der Kryotank nicht vollständig entleert werden darf, kann man von einer
entnehmbaren Speicherkapazität von etwa 17 t LNG ausgehen. Die LNG-Tankstelle weist
zwei LNG-Dispenser und einen CNG-Dispenser auf. Der CNG-Dispenser dient zur Nutzung
des Boil-off-Gases. Einige LNG-Lkw-Modelle (IVECO Stralis Hi-Road LNG Euro VI) haben
neben dem LNG-Tank (195 kg) auch noch einen kleineren Speicher für CNG (40 kg) an
Bord [Hendrickx 2015].
Abbildung 8: LNG-Tankstelle, Tilburg, Niederlande, 18. NOV 2014 (Foto: LBST)
Maximal können pro Tag 150 bis 200 schwere Nutzfahrzeuge mit einer Speicherkapazität
von 195 kg LNG betankt werden [Hendricks 2015]. Dies entspräche 39 t LNG pro Tag.
Jedoch werden die Tanks der Lkw nie vollständig leer gefahren. Wenn man realistischer
Weise von einer durchschnittlichen Menge von 120 kg LNG pro Tankvorgang ausgeht,
würde sich eine LNG-Abgabe von maximal 18 bis 24 t pro Tag ergeben. Der stationäre
LNG-Tank an der Tankstelle wäre in weniger als einem Tag entleert. Für die Berechnung
der spezifischen Kosten aus dem Betrieb der Tankstelle wurde angenommen, dass an 250
Tagen im Jahr pro Tag 36 Lkw mit 179 kg LNG pro Betankungsvorgang betankt werden.
LNG-Tank
Bild: LBST, 2015
LNG-DispenserCNG-Dispenser
KryopumpeCNG-SpeicherKompressor
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-51
Der Stromverbrauch wurde aus der Angabe von 230 V und einem Volumenstrom von 190 l
LNG pro Minute auf dem Typenschild der Kryopumpe abgeleitet. Bei einem maximalen
Strom von 16 A ergibt sich daraus ein Stromverbrauch von etwa 0,000055 kWh pro kWh
LNG bezogen auf den unteren Heizwert.
Tabelle 20 zeigt die technischen und ökonomischen Daten für die LNG-Tankstelle auf
Basis von Daten von Rolande LNG. Da mehr als 3 t Gas gelagert werden, ist neben der
Genehmigung nach BetrSichV (etwa 2.000 €) ein Genehmigungsverfahren nach BImSchG
(etwa 8.000 €, wenn die relevanten Prozesse etabliert sind) erforderlich. Die Kosten für
die Genehmigung wurden aus [Elliger 2016] entnommen, die Kosten für Projekt-
abwicklung und Dokumentation sowie Einrichtungen zur Datenfernübertragung von
[Braun 2016].
Tabelle 20: Technische und ökonomische Daten der LNG-Tankstelle
Einheit Wert
Anzahl Dispenser 2
Kraftstoffabsatz Mio. kWh 22,4
Stromverbrauch MJ/MJCNG 0.000055
Investition
Dispenser € 189.000*
LNG-Speicher € 145.000
Kryopumpe inkl. Steuerung und Regelventile € 129.000
CNG-Speicher für Boil-Off-Nutzung € 20.000
Kompressor für Boil-Off-Nutzung € 25.000
Einrichtungen zur Datenfernübertragung € 10.000
Odoriereinrichtung für Boil-Off-Nutzung € 26.000
Baukosten (Erdarbeiten, Boden, Dach, Bezahlsystem, etc.) € 400.000
Genehmigung € 10.000
Projektabwicklung, Dokumentation € 80.000
Summe Investition € 1.034.000
Laufende Kosten
Wartung und Prüfung €/a 17.550
Wartung und Instandhaltung Kompressor €/a 2.500
Ersatzteile €/a 4.000
Stickstoff €/a 5.200
Kalibrierung Dispenser €/a 1.430
* 2 LNG Dispenser (83.500 €/Stück) plus 1 CNG Dispenser (22.000 €/Stück); **Genehmigung nach
BetrSichV (heute: 25.000 €; in Zukunft nach etwas Erfahrung: 8.000 €) und BImSchG (2.000 €) erforderlich,
da Lagermenge über 3 t Gas [Elliger 2016]
INFOBOX LNG-TANKSTELLE
Obwohl bei der Erstellung dieser Studie darauf geachtet wurde, technische und
ökonomische Daten von CNG und LNG möglichst vergleichbar darzustellen, war dies nicht
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-52
an Stellen möglich. Bei der Zusammenstellung der Investitionskosten der LNG-Tankstelle
konnte, obwohl es sinnvoll gewesen wäre, kein redundantes System berücksichtigt
werden, da dafür keine Auslegung bzw. Kostendaten zur Verfügung standen. Die CNG-
Tankstelle ist jedoch redundant ausgelegt, so dass ein direkter Vergleich der jeweiligen
gesamten Investitionskosten nur begrenzt sinnvoll ist.
Die Lebensdauer der Tankstelle wird mit 15 Jahren und der Zinssatz mit 4%
angenommen.
2.2.6 LNG Import aus Trinidad und Tobago
Erdgas wird in Trinidad und Tobago gefördert, aufbereitet und in der Nähe der
Erdgasfelder verflüssigt. Für die Erdgasförderung und -aufbereitung wurden die gleichen
Annahmen getroffen wie in [JEC 2014]. Der Stromverbrauch der Verflüssigungsanlage
wird analog zu [JEC 2014] mit 0,036 MJ pro MJ LNG angenommen.
Die Transportentfernung für den Export von LNG wird analog zu [JEC 2014] mit 5.500
nautischen Meilen (10.186 km) angenommen, was in etwa der Entfernung zwischen
Trinidad und Tobago und Zeebrügge entspricht. Von dort wird es mit Lkw über eine
Transportentfernung von 500 Kilometer zu den Tankstellen transportiert.
Der Pfad für die Bereitstellung von LNG aus Trinidad und Tobago entspricht somit dem
Pfad „GRLG1“ in [JEC 2014].
Für die Kosten der Bereitstellung von LNG aus Trinidad und Tobago wurden die gleichen
Annahmen getroffen wie für die Bereitstellung von LNG aus Katar.
2.2.7 LNG Import aus USA (Shale Gas)
Seit einigen Jahren wird der Import von Erdgas aus Schieferformationen in den USA in
Form von LNG diskutiert (siehe Kapitel 3).
Eine große Unsicherheit gibt es bzgl. der Methanemissionen bei der Förderung von Shale
Gas. In [Howarth et al. 2011] wurde eine Lebenszyklusanalyse für die Bereitstellung von
Shale Gas durchgeführt, auf deren Annahmen in dieser Studie zurückgegriffen wurde.
In den USA wird bei einigen Feldern das gesamte bei der Komplettierung der Bohrung
freiwerdende Methan in die Atmosphäre abgegeben. Bei anderen Feldern wird das
Methan zumindest zum Teil abgefackelt. In dieser Studie wird angenommen, dass 50%
des bei der Komplettierung der Bohrung freiwerdenden Methans abgefackelt und damit
zu CO2 umgesetzt werden und die anderen 50% als Methan freigesetzt werden. In
[Howarth et al. 2011] stellt dies die Variante mit den geringsten Treibhausgasemissionen
dar. Tabelle 21 zeigt die Treibhausgasemissionen aus Exploration, Förderung und
Verarbeitung von Shale Gas.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-53
Tabelle 21: Treibhausgasemissionen aus Exploration, Förderung und
Verarbeitung von Shale Gas
g CO2/MJ* g CH4/MJ* g N2O/MJ g CO2-Äquiv/MJ
Freilegen Baugelände
Erdbewegungen 0,018 0,000 0,000 0,018
Räumen und Roden 0,018 0,000 0,000 0,018
Bereitstellung Materialien 0,550 0,000 0,000 0,550
Exploration
Verbrennungsprozesse (Förderstelle) 0,660 0,007 0,000 0,860
Verbrennungsprozesse (Fahrzeuge) 0,293 0,007 0,000 0,493
Komplettierung 0,733 0,254 0,000 8,346
Erdgasförderung
Verbrennungsprozesse 2,089 0,000 0,000 2,089
Laugentank 0,000 0,000 0,000 0,000
Diffuse Emissionen 0,000 0,147 0,000 4,408
Erdgasaufbereitung
Verbrennungsprozesse 1,905 0,013 0,000 2,306
Diffuse Emissionen 0,330 0,027 0,000 1,131
Summe 6,60 0,454 0,00 20,219
* In [Howarth et al. 2011] wurden die CO2- und CH4-Emissionen jeweils in g Kohlenstoff angegeben. Sie
wurden daher in g CO2 und CH4 umgerechnet.
Eine Aktualisierung [Howarth 2014], die die Ergebnisse in [Howarth et al 2011] mit
anderen Studien und neueren Ergebnissen der United States Environmental Protection
Agency (EPA) vergleicht, bestätigt die in [Howarth et al 2011] getroffenen Annahmen.
In [Howarth et al 2011] und in [Howarth 2014] wurde für die Berechnung der Treibhaus-
gasemissionen bei den Treibhausgaspotenzialen von CH4 und N2O neben den
üblicherweise verwendeten Betrachtungszeitraum von 100 Jahren auch eine Variante mit
20 Jahren gerechnet. Das Treibhausgaspotenzial von CH4 würde dann von 30 g CO2-
Äquivalent/g auf 85 g CO2-Äquivalent/g steigen, was dann zu erheblich höheren
Treibhausgasemissionen für die Gewinnung von Shale Gas führt. Die Treibhausgas-
emissionen aus der Bereitstellung und Nutzung von Shale Gas würde sich dann denen der
Bereitstellung und Nutzung von Steinkohle annähern, bei ungünstigen Annahmen (alles
Methan aus der Komplettierung wird als Methan in die Atmosphäre freigesetzt) sogar
darüber liegen. Ein kürzerer Betrachtungszeitraum für das Treibhausgaspotenzial wird
damit begründet, dass Kipppunkte erreicht werden könnten, nach denen sich die Klima-
erwärmung durch Rückkopplungen verstärkt.
In dieser Studie wurde aus Gründen der Vergleichbarkeit nur der üblicherweise verwen-
dete Betrachtungszeitraum von 100 Jahren angenommen.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-54
Luftmessungen über den Fördergebieten im Haynesville-Shale (Arkansas, Louisiana,
Texas) ergaben Methanfreisetzungen von etwa 89 t/h, was bei einer Gasproduktion von
5,9 Mio. Nm³/h etwa 2,1% des geförderten Gases entspricht (siehe Kapitel 3). Daraus
ergeben sich etwa 0,42 g CH4/MJ, was in etwa auf dem Niveau der in Tabelle 21
angegebenen Werte liegt. In Ulintah Shale (Utah) wurden sogar Methanverluste von 6,2
bis 11,7% des geförderten Gas ermittelt, was CH4-Emissionen von 1,24 bis 2,34 g/MJ
entspricht.
Das aufbereitete Shale Gas wird über Pipeline über eine Entfernung von etwa 800 km zu
einer Verflüssigungsanlage in der Nähe eines Hafens transportiert. Das LNG wird über
Schiff über eine Entfernung von 9.500 km von Texas nach Zeebrügge transportiert. Von
dort wird es mit Lkw über eine Transportentfernung von 500 Kilometer zu den Tankstellen
transportiert.
Der Großteil der spezifischen Kosten für die Exploration, Förderung und Aufbereitung von
Erdgas resultiert aus den Kosten für die Bohrung. Bei Shale Gas sind die Erträge pro
Bohrung über die Lebensdauer jedoch erheblich niedriger als bei konventionellem Erdgas.
Hinzu kommen die Kosten für den Transport zum Hafen über Pipeline, die Verflüssigung,
den Transport des LNG in die EU, den Transport zur Tankstelle über Lkw und die Kosten
der LNG-Tankstelle. Die spezifischen Kosten für LNG aus Shale Gas aus den USA dürften
auf jeden Fall höher sein als bei LNG aus konventionellem Erdgas aus Katar oder Trinidad
und Tobago (siehe Kapitel 3).
2.2.8 Ergebnisse Well-to-Tank
Der Energieeinsatz lässt sich auf unterschiedliche Weise darstellen. In [JEC 2014] (dort z.B.
im „WTT APPENDIX 2“) wird für den Energieeinsatz „Well-to-Tank“ der Energieverlust
angegeben, also der Energieeinsatz ohne den Energieinhalt des Kraftstoffs selbst.
Abbildung 9 zeigt den Energieverlust bei der Bereitstellung von CNG und LNG im
Vergleich zu Dieselkraftstoff aus konventionellem Rohöl.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-55
Abbildung 9: Energieverlust „Well-to-Tank“, aufgeteilt in einzelne
Prozessschritte
Der Energieeinsatz kann auch als Kehrwert des Kraftstoffbereitstellungswirkungsgrads
dargestellt werden. In diesem Fall ist der Energiegehalt des bereitgestellten Kraftstoffs in
der Darstellung enthalten. Abbildung 10 zeigt die Energieverluste über die einzelnen
Prozessschritte für die Bereitstellung von CNG und LNG im Vergleich zu Dieselkraftstoff
aus Rohöl.
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
0,30
0,35
Diesel aus Rohöl CNG 1700 km(Norwegen)
CNG 4000 km(Iran)
CNG 5000 km(Russland)
LNG Katar LNG T&T LNG USA (shalegas)
Ene
rgie
verl
ust
(M
J/M
J)
Rohölförderung Rohöltransport Raffinerie Erdgasförderung, -aufbereitung
Erdgastransport über Pipeline Lokales Erdgasnetz Verflüssigung LNG-Transport nach EU
Kraftstoffverteilung Tankstelle
Benchmark: Diesel
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-56
Abbildung 10: Energieverlust für die Bereitstellung und Nutzung von
Dieselkraftstoff, CNG und LNG, aufgeteilt in einzelne
Prozessschritte
Abbildung 11 zeigt den Energieeinsatz für die Bereitstellung von CNG und LNG im
Vergleich zu Dieselkraftstoff, aufgeteilt in fossile, nukleare und erneuerbare Primär-
energie.
0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
1,40
Diesel aus Rohöl CNG 1700 km(Norwegen)
CNG 4000 km(Iran)
CNG 5000 km(Russland)
LNG Katar LNG T&T LNG USA (shalegas)
Ene
rgie
verl
ust
(M
J/M
J)
Rohölförderung Rohöltransport Raffinerie Erdgasförderung, -aufbereitung
Erdgastransport über Pipeline Lokales Erdgasnetz Verflüssigung LNG-Transport nach EU
Kraftstoffverteilung Tankstelle Nutzung (Verbrennung)
Benchmark: Diesel
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-57
Abbildung 11: Energieverlust für die Bereitstellung und Nutzung von
Dieselkraftstoff, CNG und LNG, aufgeteilt in fossile, nukleare
und erneuerbare Energieträger
Abbildung 12 zeigt die Treibhausgasemissionen „Well-to-Tank“ von CNG und LNG im
Vergleich zu Dieselkraftstoff aus konventionellem Rohöl.
0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
1,40
Diesel aus Rohöl CNG 1700 km(Norwegen)
CNG 4000 km(Iran)
CNG 5000 km(Russland)
LNG Katar LNG T&T LNG USA (shalegas)
Ene
rgie
ein
satz
(M
J/M
J)
Fossil Nuklear Erneuerbar
Benchmark: Diesel
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-58
Abbildung 12: Treibhausgasemissionen „Well-to-Tank“, aufgeteilt in einzelne
Prozessschritte
Bei CNG trägt der Erdgastransport über Pipeline zu einem erheblichen Teil zu den
Treibhausgasemissionen bei. Niedrige Treibhausgasemissionen ergeben sich aus der
Bereitstellung von CNG aus norwegischem Erdgas. Grund ist die niedrige Transport-
entfernung und die niedrigen Methanverluste bei der Erdgasförderung und -aufbereitung
in Norwegen nach [GEMIS 2014]. Bei LNG trägt der Energieaufwand für die Erdgas-
verflüssigung und die Transportvorgänge zu einem Großteil der Treibhausgasemissionen
bei. Bei LNG aus US-amerikanischem Shale Gas tragen darüber hinaus Erdgasexploration,
-förderung und -aufbereitung zu einen erheblichen Teil zu den Treibhausgasemissionen
bei. Nur geringe Treibhausgasemissionen ergeben sich aus dem Betrieb der LNG-Tank-
stelle.
Abbildung 13 zeigt die Treibhausgasemissionen aus der Bereitstellung und Nutzung von
CNG und LNG im Vergleich zu Diesel aus konventionellem Rohöl.
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
Diesel aus Rohöl CNG 1700 km(Norwegen)
CNG 4000 km(Iran)
CNG 5000 km(Russland)
LNG Katar LNG T&T LNG USA (shalegas)
THG
-Em
issi
on
en
"W
ell
-to
-Tan
k" (
g C
O2-Ä
qu
ival
en
t/M
J)
Rohölförderung Rohöltransport Raffinerie Erdgasförderung, -aufbereitung
Erdgastransport über Pipeline Lokales Erdgasnetz Verflüssigung LNG-Transport nach EU
Kraftstoffverteilung Tankstelle
Benchmark: Diesel
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-59
Abbildung 13: Treibhausgasemissionen aus Bereitstellung und Nutzung von
Dieselkraftstoff, CNG und LNG, aufgeteilt in einzelne
Prozessschritte
Tabelle 22, Tabelle 23 und Tabelle 24 zeigen die Treibhausgasemissionen aus der
Bereitstellung und Nutzung von Dieselkraftstoff, CNG und LNG, aufgeteilt in einzelne
Prozessschritte (je MJ, je kWh und je Nm³).
0
20
40
60
80
100
120
Diesel aus Rohöl CNG 1700 km(Norwegen)
CNG 4000 km(Iran)
CNG 5000 km(Russland)
LNG Katar LNG T&T LNG USA (shalegas)
THG
-Em
issi
on
en
"W
ell
-to
-Tan
k" (
g C
O2-Ä
qu
ival
en
t/M
J)
Rohölförderung Rohöltransport Raffinerie Erdgasförderung, -aufbereitung
Erdgastransport über Pipeline Lokales Erdgasnetz Verflüssigung LNG-Transport nach EU
Kraftstoffverteilung Tankstelle Nutzung (Verbrennung)
Benchmark: Diesel
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-60
Tabelle 22: Treibhausgasemissionen aus Bereitstellung und Nutzung von
Dieselkraftstoff, CNG und LNG, aufgeteilt in einzelne
Prozessschritte (g CO2-Äquivalent/MJ)
Die
sel aus
Ro
hö
l
CN
G 1
.700
km
(No
rweg
en)
CN
G 4
.000
km
(Ira
n)
CN
G 5
.000
km
(Russ
land
)
LNG
Kata
r
LNG
T&
T
LNG
USA
(Shale
Gas)
Rohölförderung 4,8 - - - - - -
Rohöltransport 1,0 - - - - - -
Raffinerie 8,6 - - - - - -
Erdgasförderung, -aufbereitung - 0,4 4,6 3,8 4,5 4,5 23,5
Erdgastransport über Pipeline - 1,8 8,2 12,0 0,0 0,0 1,9
Lokales Erdgasnetz - 0,5 0,5 0,5 - - -
Verflüssigung - - - - 5,8 5,7 5,5
LNG-Transport nach EU - - - - 7,6 6,1 5,9
Kraftstoffverteilung 0,6 - - - 4,1 4,1 4,1
Tankstelle 0,5 1,5 1,5 1,5 0,0 0,0 0,0
Summe WTT 15,5 4,2 14,8 17,7 22,0 20,4 40,9
Nutzung (Verbrennung) 73,2 57,2 55,1 55,1 55,0 55,0 55,0
Summe WTT + Nutzung 88,7 61,4 69,9 72,8 77,0 75,4 95,9
Tabelle 23: Treibhausgasemissionen aus Bereitstellung und Nutzung von
Dieselkraftstoff, CNG und LNG, aufgeteilt in einzelne
Prozessschritte (g CO2-Äquivalent/kWh)
Die
sel aus
Ro
hö
l
CN
G 1
.700
km
(No
rweg
en)
CN
G 4
.000
km
(Ira
n)
CN
G 5
.000
km
(Russ
land
)
LNG
Kata
r
LNG
T&
T
LNG
USA
(Shale
Gas)
Rohölförderung 17,3 - - - - - -
Rohöltransport 3,5 - - - - - -
Raffinerie 31,0 - - - - - -
Erdgasförderung, -aufbereitung - 1,5 16,5 13,5 16,3 16,1 84,5
Erdgastransport über Pipeline - 6,4 29,6 43,1 0,0 0,0 7,0
Lokales Erdgasnetz - 1,9 1,9 1,9 - - -
Verflüssigung - - - - 20,7 20,5 19,9
LNG-Transport nach EU - - - - 27,5 22,1 21,1
Kraftstoffverteilung 2,0 - - - 14,6 14,6 14,6
Tankstelle 1,9 5,4 5,4 5,4 0,0 0,0 0,0
Summe WTT 55,6 15,1 53,3 63,9 79,1 73,3 147,1
Nutzung (Verbrennung) 263,7 206,0 198,3 198,3 198 198 198
Summe WTT + Nutzung 319,3 221,0 251,6 262,2 277,1 271,3 345,1
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-61
Tabelle 24: Treibhausgasemissionen aus Bereitstellung und Nutzung von
Dieselkraftstoff, CNG und LNG, aufgeteilt in einzelne
Prozessschritte (g CO2-Äquivalent/Nm³)
Die
sel aus
Ro
hö
l
CN
G 1
.700
km
(No
rweg
en)
CN
G 4
.000
km
(Ira
n)
CN
G 5
.000
km
(Russ
land
)
LNG
Kata
r
LNG
T&
T
LNG
USA
(Shale
Gas)
Rohölförderung 173 - - - - - -
Rohöltransport 35 - - - - - -
Raffinerie 310 - - - - - -
Erdgasförderung, -aufbereitung - 15 165 135 163 161 845
Erdgastransport über Pipeline - 64 296 431 0 0 70
Lokales Erdgasnetz - 19 19 19 - - -
Verflüssigung - - - - 207 205 199
LNG-Transport nach EU - - - - 275 221 211
Kraftstoffverteilung 20 - - - 146 146 146
Tankstelle 19 54 54 54 0 0 0
Summe WTT 556 151 533 639 791 733 1.471
Nutzung (Verbrennung) 2.637 2.060 1.983 1.983 1.980 1.980 1.980
Summe WTT + Nutzung 3.193 2.210 2.516 2.622 2.771 2.713 3.451
Wird der im Kraftstoff gebundene Kohlenstoff und die damit verbundenen CO2-Emissionen
bei der Verbrennung miteinbezogen, dominiert bei allen Kraftstoffpfaden das CO2 aus der
Verbrennung. CNG und LNG weisen dabei mit Ausnahme von LNG aus US-amerika-
nischem Shale Gas in allen betrachteten Pfaden niedrigere Treibhausgasemissionen auf
als Diesel aus konventionellem Rohöl.
Bei den Kosten wird nicht zwischen der Herkunft des über Pipeline angelieferten Erdgases
oder der Herkunft des LNG unterschieden, da hier Marktpreise verwendet wurden.
Lediglich bei den Tankstellen wurde eine Vollkostenrechnung durchgeführt. Tabelle 25
zeigt die Kosten für die Bereitstellung von LNG und CNG im Vergleich zu Dieselkraftstoff
aus Rohöl inklusive Energiesteuer für den Fall, dass es bei der derzeitigen Regelung nach
§2 Absatz 2 EnergieStG bleibt (Wegfall der Steuerermäßigung von Erdgas als Kraftstoff
nach dem 31. DEZ 2018).
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-62
Tabelle 25: Kosten für die Bereitstellung von LNG und CNG im Vergleich zu
Dieselkraftstoff aus Rohöl (Wegfall der Steuerermäßigung von
Erdgas als Kraftstoff nach 31. DEZ 2018)
Diesel (€/lDiesel) LNG (€/lDieseläquivalent) CNG (€/lDieseläquivalent)
Erdgasbereitstellung ohne Verteilung 0,00 0,00 0,30
LNG frei Zeebrügge 0,00 0,34 0,00
Erdgasnetz 0,00 0,00 0,03
Verteilung über Lkw 0,00 0,11 0,00
Tankstelle 0,00 0,06 0,10
Diesel aus Rohöl 0,75 0,00 0,00
Energiesteuer 0,47 0,35 0,35
Summe inklusive Energiesteuer 1,22 0,85 0,78
Summe inklusive Energie- und MwSt. 1,45 1,02 0,93
Summe ohne Steuern 0,75 0,51 0,44
Mit der in [EWI et al. 2014] angenommenen Entwicklung der Preise für Rohöl und Erdgas
bis 2020 ergeben sich für LNG und CNG niedrigere Kraftstoffkosten als für Dieselkraftstoff
aus Rohöl. Niedrigere Rohölpreise und/oder höhere Preise für Erdgas können das Ergebnis
erheblich verändern. Die Preise für Dieselkraftstoff sind sehr großen Schwankungen
unterworfen. Anfang des Jahres 2016 betrugen die Preise von Diesel an der Tankstelle
etwa 1,00 €/l und somit in etwa auf dem Niveau der in Tabelle 25 angegebenen
Kraftstoffkosten für LNG. Im Jahr 2012 betrug der Preis für Dieselkraftstoff an den
Tankstellen im Mittel etwa 1,49 €/l und somit über den oben angegebenen 1,45 €/l
[BMWi 2015].
Es gibt zurzeit die Diskussion, ob die Steuerermäßigung für Erdgas als Kraftstoff nach §2
Absatz 2 EnergieStG über das Jahr 2018 hinaus verlängert werden soll. Tabelle 26 zeigt
die Kosten für die Bereitstellung von LNG und CNG im Vergleich zu Dieselkraftstoff aus
Rohöl inklusive Energiesteuer für den Fall, dass die Steuermäßigung für Erdgas als
Kraftstoff auch im Jahr 2020 noch existiert (Verlängerung der Steuerermäßigung von
Erdgas als Kraftstoff über das Jahr 2018 hinaus).
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-63
Tabelle 26: Kosten für die Bereitstellung von LNG und CNG im Vergleich zu
Dieselkraftstoff aus Rohöl (Verlängerung der Steuerermäßigung
von Erdgas als Kraftstoff über das Jahr 2018 hinaus)
Diesel (€/lDiesel) LNG (€/lDieseläquivalent) CNG (€/lDieseläquivalent)
Erdgasbereitstellung ohne Verteilung 0,00 0,00 0,30
LNG frei Zeebrügge 0,00 0,34 0,00
Erdgasnetz 0,00 0,00 0,03
Verteilung über Lkw 0,00 0,11 0,00
Tankstelle 0,00 0,06 0,10
Diesel aus Rohöl 0,75 0,00 0,00
Energiesteuer 0,47 0,15 0,15
Summe inklusive Energiesteuer 1,22 0,66 0,59
Summe inklusive Energie- und MwSt. 1,45 0,79 0,70
Summe ohne Steuern 0,75 0,51 0,44
Bleibt die derzeitige Steuerermäßigung auf Erdgas als Kraftstoff auch im Jahr 2020
bestehen, ergeben sich für CNG und LNG im Vergleich zu Dieselkraftstoff aus Rohöl um
etwa mehr als 40% niedrigere spezifische Kraftstoffkosten. CNG und LNG unterschreiten
dann sogar den Anfang dieses Jahres beobachteten Dieselpreis an der Tankstelle von
etwa 1,00 €/l.
2.3 Tank-to-Wheel
Es werden Lkw mit einem zulässigen Gesamtgewicht von 40 t betrachtet.
Gasmotoren basieren auf dem Otto-Zyklus und haben über den Fahrzyklus einen
niedrigeren Wirkungsgrad als Dieselmotoren, was zu einem energiebezogenen Mehrver-
brauch gegenüber Dieselmotoren führt. Motorenhersteller wollen diesen Nachteil durch
den Einsatz von HPDI-Motoren vermeiden, die nach dem Diesel-Zyklus funktionieren.
HPDI-Motoren brauchen jedoch etwas Dieselkraftstoff für die Zündung („flüssige
Zündkerze“). Nach [Westport 2015a] ist beim Betrieb von HPDI-Motoren ein Methananteil
von bis zu 95% möglich. Der gesamte Kraftstoffverbrauch liegt energetisch in etwa auf
dem Niveau von konventionellen Dieselmotoren.
Der Kraftstoffverbrauch der Lkw mit einem zulässigen Gesamtgewicht von 40 t wurde für
Diesel, CNG und LNG aus [Hendrickx 2014] entnommen. Dabei wurde im Fall des
Gasmotors angenommen, dass CNG- und LNG-Lkw den gleichen Kraftstoffverbrauch
aufweisen.
Im Fall des HPDI-Motors wurde beim CNG-Lkw ein Mehrverbrauch für einen Kompressor
an Bord des Fahrzeugs berücksichtigt, der den erforderlichen Einblasdruck bereitstellt. Der
Motorenhersteller Westport hat für den Einsatz von CNG solch einen Kompressor
vorgesehen [Westport 2015c]. Für die Berechnung des Mehrverbrauchs des HPDI-Motors
im Betrieb mit CNG im Vergleich zu LNG wurde eine 3-stufige isentrope Verdichtung
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-64
angenommen. Der CNG-Tank wird im Bereich zwischen 2 und 20 MPa betrieben. Der
mechanische Wirkungsgrad des On-Board-Kompressors wird mit 50% angenommen, der
Wirkungsgrad des HPDI-Motors über den Fahrzyklus mit 39%. Daraus ergibt sich ein
Mehrverbrauch von etwa 2%.
Die in dieser Studie verwendeten Emissionswerte für die Schadstoffemissionen und die
daraus abgeleiteten Nicht-CO2-Treibhausgasemissonen basieren auf den gültigen Grenz-
werten nach Euro VI. Bei den Lkw mit Diesel- und Gasmotor wurden die Emissionen
inklusive der Anteile an CH4 und N2O aus [CPM 2015] entnommen.
Bei den HPDI-Motoren sind bisher kaum Daten über die Emission von CH4 und N2O
verfügbar. Nach [Dixon 2009] liegen die CH4-Emissionen zwischen 0,671 g pro kWh
mechanischer Arbeit (0,5 g/bhp-hr) im „ESC 13-Mode“ (European Stationary Cycle) und
1,341 g pro kWh mechanischer Arbeit (1,0 g/bhp-hr) im „FTP Composite“-Zyklus (Federal
Test Procedure, ein in den USA verwendeter Testzyklus). Im Vergleich dazu dürfen nach
Euro VI bei Motoren mit Fremdzündung (das sind auf jeden Fall die Ottomotoren) maximal
0,500 g pro kWh mechanische Arbeit im WHTC-Zyklus (World Harmonized Transient
Cycle) emittiert werden. Selbstzünder (Dieselmotoren ohne externe Zündquelle wie z.B.
einer Zündkerze) dürfen insgesamt sogar nur 0,160 g Kohlenwasserstoffe pro kWh
mechanische Arbeit emittieren (also inklusive Methanemissionen). Fahrzeuge mit HPDI-
Motor müssen jedoch ebenfalls die Grenzwerte nach Euro VI einhalten. Man könnte den
Zündstrahl beim HPDI-Motor als einen Motor mit Fremdzündung betrachten, auch wenn
es sich hier um keinen Ottomotor handelt. In diesem Fall muss er die Grenzwerte
einhalten, die auch für Gasmotoren gelten. Es wurde daher vereinfachend angenommen,
dass die CH4- und N2O-Emissionen des Lkw mit HPDI-Motor pro gefahrenen Kilometer auf
dem Niveau der Lkw mit Gasmotor liegen.
Tabelle 27 zeigt den Kraftstoffverbrauch und die Nicht-CO2-Treibhausgasemissionen der
Lkw.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-65
Tabelle 27: Kraftstoffverbrauch und Nicht-CO2-Treibhausgasemissionen der
Lkw
Einheit Dieselmotor Ottozyklus (Gasmotor)
Diesel-Zyklus
(HPDI-CNG)
Diesel-Zyklus
(HPDI-LNG)
Dieselverbrauch l Diesel / (100 km) 31,0 - 1,32 1,29
kWh/km 3,09 - 0,16 0,15
MJ/km 11,1 - 0,57 0,56
Erdgasverbrauch kg Erdgas / (100 km) - 28,0 21,89 21,46
kWh/km - 3,83 2,99 2,93
MJ/km - 13,8 10,77 10,56
Emissionen g CO2/km 814 758-788 635-658 621
g CH4/km 0,022 0,766 0,766 0,766
g /N2O/km 0,068 0,077 0,077 0,077
Die CO2-Emissionen hängen vom Kohlenstoffgehalt der eingesetzten Kraftstoffe ab. Bei
Erdgas gibt es geringfügige Unterschiede zwischen dem Erdgas aus verschiedenen
Herkunftsregionen.
2.4 Well-to-Wheel
2.4.1 Energieeinsatz und Treibhausgasemissionen
Abbildung 14 zeigt den Energieeinsatz „Well-to-Wheel“ für Lkw mit konventionellem
Dieselmotor, mit Gasmotor und mit HPDI-Motor, aufgeteilt in die einzelnen
Prozessschritte.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-66
Abbildung 14: Energieeinsatz „Well-to-Wheel“, aufgeteilt in einzelne
Prozessschritte
Abbildung 15 zeigt den Energieeinsatz „Well-to-Wheel“ für Lkw mit konventionellem
Dieselmotor, mit Gasmotor und mit HPDI-Motor, aufgeteilt in fossile, nukleare und
erneuerbare Primärenergie.
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
Diesel ausRohöl
CNG 1700km
(Norwegen)
CNG 4000km (Iran)
CNG 5000km
(Russland)
LNG Katar LNG T&T LNG USA(shale gas)
CNG 1700km
(Norwegen)
CNG 4000km (Iran)
CNG 5000km
(Russland)
LNG Katar LNG T&T LNG USA(shale gas)
Dieselmotor Otto-Zyklus (Gasmotor) Diesel-Zyklus (HPDI)
Ene
rgie
verl
ust
(M
J/km
)
Rohölförderung Rohöltransport Raffinerie Erdgasförderung, -aufbereitung
Erdgastransport über Pipeline Lokales Erdgasnetz Verflüssigung LNG-Transport nach EU
Kraftstoffverteilung Tankstelle Fahrzeug
Benchmark: Diesel
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-67
Abbildung 15: Energieeinsatz „Well-to-Wheel“, aufgeteilt in fossile, nukleare
und erneuerbare Primärenergie
Aufgrund des niedrigeren Wirkungsgrades von Gasmotoren (Otto-Zyklus) gegenüber
Dieselmotoren liegt der Primärenergieeinsatz für Lkw mit Gasmotoren höher als beim Lkw
mit konventionellem Dieselmotor. Die Lkw mit HPDI-Motor weisen unter den in dieser
Studie getroffenen Annahmen (kein Mehrverbrauch gegenüber dem Lkw mit konventio-
nellem Dieselmotor bei LNG, 2% Mehrverbrauch im Fall von CNG aufgrund des On-Board-
Kompressors) im Fall von CNG aus norwegischem und iranischem Erdgas einen
geringfügig niedrigeren und bei den anderen Erdgasvarianten einen geringfügig höheren
Primärenergieeinsatz auf als Lkw mit konventionellem Dieselmotor. In Abbildung 16 ist
der spezifische Energieeinsatz für die untersuchten LNG- und CNG-Pfade relativ zu Diesel
dargestellt.
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
Diesel ausRohöl
CNG 1700km
(Norwegen)
CNG 4000km (Iran)
CNG 5000km
(Russland)
LNG Katar LNG T&T LNG USA(shale gas)
CNG 1700km
(Norwegen)
CNG 4000km (Iran)
CNG 5000km
(Russland)
LNG Katar LNG T&T LNG USA(shale gas)
Dieselmotor Otto-Zyklus (Gasmotor) Diesel-Zyklus (HPDI)
Ene
rgie
ein
satz
(M
J/km
)Erneuerbar
Nuklear
Fossil
Benchmark: Diesel
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-68
Abbildung 16: Spezifischer Energieeinsatz WtT und WtW in Relation zu Diesel
Abbildung 17 zeigt die Treibhausgasemissionen „Well-to-Wheel“ für Lkw mit
konventionellem Dieselmotor, mit Gasmotor und mit HPDI-Motor, aufgeteilt in die
einzelnen Prozessschritte.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-69
Abbildung 17: Treibhausgasemissionen „Well-to-Wheel“, aufgeteilt in einzelne
Prozessschritte
Aufgrund des niedrigeren Wirkungsgrades von Gasmotoren (Otto-Zyklus) gegenüber
Dieselmotoren liegen die Treibhausgasemissionen für Lkw mit Gasmotoren mit Ausnahme
von CNG aus norwegischem und iranischem Erdgas höher als beim Lkw mit konventio-
nellem Dieselmotor. Die Lkw mit HPDI-Motor weisen unter den in dieser Studie
getroffenen Annahmen (kein Mehrverbrauch gegenüber dem Lkw mit konventionellem
Dieselmotor bei LNG, 2% Mehrverbrauch im Fall von CNG aufgrund des On-Board-
Kompressors) mit Ausnahme von LNG aus US-amerikanischem Shale Gas geringere
Treibhausgasemissionen auf als Lkw mit konventionellem Dieselmotor.
In Abbildung 18 sind die spezifischen Treibhausgasemissionen für die untersuchten LNG-
und CNG-Pfade relativ zu Diesel dargestellt.
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
Diesel ausRohöl
CNG 1700km
(Norwegen)
CNG 4000km (Iran)
CNG 5000km
(Russland)
LNG Katar LNG T&T LNG USA(shale gas)
CNG 1700km
(Norwegen)
CNG 4000km (Iran)
CNG 5000km
(Russland)
LNG Katar LNG T&T LNG USA(shale gas)
Dieselmotor Otto-Zyklus (Gasmotor) Diesel-Zyklus (HPDI)
THG
-Em
issi
on
en
(g
CO
2-Ä
qu
ival
en
t/km
)
Rohölförderung Rohöltransport Raffinerie Erdgasförderung, -aufbereitung
Erdgastransport über Pipeline Lokales Erdgasnetz Verflüssigung LNG-Transport nach EU
Kraftstoffverteilung Tankstelle Fahrzeug
Benchmark: Diesel
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-70
Abbildung 18: Spezifische Treibhausgasemissionen WtT und WtW in Relation zu
Diesel
2.4.2 Kosten
Abbildung 19 zeigt die Kraftstoffkosten „Well-to-Wheel“ für LNG- und CNG-Lkw im
Vergleich zu Lkw mit konventionellem Dieselmotor für den Fall, dass es bei der derzeitigen
Regelung nach §2 Absatz 2 EnergieStG bleibt (Wegfall der Steuerermäßigung von Erdgas
als Kraftstoff nach 31. DEZ 2018).
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-71
Abbildung 19: Kraftstoffkosten „Well-to-Wheel“ (Wegfall der Steuer-
ermäßigung von Erdgas als Kraftstoff nach 31. DEZ 2018)
Unter den in dieser Studie getroffenen Annahmen für die Preise von Erdgas und Rohöl
weisen alle LNG- und CNG-Lkw niedrigere Kraftstoffkosten auf als Lkw mit konventio-
nellem Dieselmotor.
Niedrigere Rohölpreise und/oder höhere Preise für Erdgas können das Ergebnis erheblich
verändern. Die Preise für Dieselkraftstoff sind sehr großen Schwankungen unterworfen
(siehe Kraftstoffkosten in Kapitel 2.2.8).
Abbildung 20 zeigt die Kraftstoffkosten „Well-to-Wheel“ für LNG- und CNG-Lkw im
Vergleich zu Lkw mit konventionellem Dieselmotor für den Fall, dass die Steuermäßigung
nach §2 Absatz 2 EnergieStG für Erdgas als Kraftstoff auch im Jahr 2020 noch existiert
(Verlängerung der Steuerermäßigung von Erdgas als Kraftstoff über das Jahr 2018
hinaus).
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-72
Abbildung 20: Kraftstoffkosten „Well-to-Wheel“ (Verlängerung der Steuer-
ermäßigung von Erdgas als Kraftstoff über das Jahr 2018
hinaus)
Bleibt die derzeitige Steuerermäßigung auf Erdgas als Kraftstoff auch im Jahr 2020
bestehen, ergeben sich für CNG und LNG im Vergleich zu Dieselkraftstoff aus Rohöl um
etwa 35% niedrigere spezifische Kraftstoffkosten im Fall der Lkw mit Gasmotor. Bei Lkw
mit HPDI-Motor ergeben sich sogar um etwa 45% niedrigere Kraftstoffkosten.
Zusätzlich zur Darstellung der absoluten Kraftstoffkosten werden in Abbildung 21 die
Kraftstoffkosten „Well-to-Wheel“ für die verschiedenen LNG- und CNG-Pfade relativ zum
Diesel-Benchmark dargestellt.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-73
Abbildung 21: Kraftstoffkosten (km-spezifisch) in Relation zu Diesel – Rohöl-
und Dieselpreise nach [EWI et al. 2014]
In einer Sensitivitätsbetrachtung wurde dieselbe Berechnung für Rohöl- und Dieselpreise
auf dem Niveau der ersten Jahreshälfte 2016 mit ansonsten unveränderten Annahmen
durchgeführt und in Abbildung 22 dargestellt.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW
2-74
Abbildung 22: Kraftstoffkosten (km-spezifisch) in Relation zu Diesel – Rohöl-
und Dieselpreis 2016 (Sensitivitätsbetrachtung)
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas
3-75
3 POTENZIELLE AUSWIRKUNGEN VON AUS DEN USA IMPORTIERTEM SHALE
GAS
3.1 Die Förderung von Shale Gas in den USA
3.1.1 Förderstatistiken von US Shale Gas
Die Erdgasförderung aus reinen Erdgasfeldern in den USA hatte 1970 mit etwas über
600 Mrd. m³ ihren Höhepunkt erreicht. Seit dieser Zeit geht sie zurück. Lange Zeit konnte
dieser Rückgang ausgeglichen werden durch die Ausweitung der Förderung von
assoziiertem Erdgas (Erdölbegleitgas), durch die Offshore-Förderung im Golf von Mexiko
und durch die Erschließung von Kohleflözgas. Auch der zunehmende Einsatz von Fracking,
zunächst im Umfeld konventioneller Bohrungen in dichtem Gestein (sogenanntes Tight
Gas) und zur Erschließung von Kohleflözgas (sogenanntes CBM oder coalbed methane),
hatte einen deutlichen Beitrag von über 10%. Seit dem Jahr 2005 fokussiert sich die
Förderung vor allem auf Shale Gas.
Dabei ist die Förderung von Shale Gas in den USA keine neue Entwicklung. Doch mit dem
Jahr 2005 beginnend hat es sprunghaft an Bedeutung gewonnen. Einer der ersten in den
USA erschlossenen Shales war der Antrim Shale im Norden von Michigan. Dieser ist relativ
oberflächennah und wurde vor allem mit vertikalen Bohrungen erschlossen, die oft keine
oder eine nur unzureichende Zementierung aufwiesen. Aufgrund steuerlicher Anreize war
dort die Förderung bereits Ende der 1980er Jahr erhöht worden. Im Jahr 1998 erreichte
die Gasförderung im Antrim Shale mit 5,7 Mrd. m³ aus 9.300 Fördersonden den Höhe-
punkt. Seit dieser Zeit geht die regionale Förderung mit etwa 4-5% jährlich zurück, wobei
der Förderrückgang der einzelnen Sonden fast 10% pro Jahr beträgt. Ab dem Jahr 2000
konzentrierte sich die Industrie vor allem auf den Barnett Shale in Texas. Im Jahr 2005
nahm die Förderaktivität sprunghaft zu.
Sicher war die im Energy Policy Act 2005 verankerte Ausnahme der Bohrungen von
Regularien des Trinkwasserschutzes ein wichtiger Grund für diese Aktivitätszunahme. Bis
zum Jahresende 2015 wurden im Barnett Shale auf einem Gebiet von etwa 9.000 km²
mehr als 17.000 Fördersonden abgeteuft. Der Förderhöhepunkt wurde jedoch bereits im
Jahr 2012 mit fast 60 Mrd. m³ erreicht. Der durchschnittliche Jahresertrag je Sonde betrug
zu dieser Zeit 3,6 Mio. m³. Im Jahr 2009 hatte dieser noch bei 4,5 Mio. m³ gelegen, bis
zum Jahresanfang 2016 war er jedoch bereits auf 2,6 Mio. m³ zurückgegangen. Parallel
zum Barnett Shale wurde die Gasförderung im Haynesville Shale (Louisiana / Texas) und
im Fayetteville Shale (Arkansas) ausgeweitet. In diesen Regionen überschritt die
Förderung den Höhepunkt in den Jahren 2011 bzw. 2012.
Das typische Förderprofil von gefrackten Bohrungen zeigt bereits zu Beginn den
maximalen Förderbeitrag, die sog. „Initiale Produktionsrate“. Aufgrund des schnellen
Druckabfalls lässt die Förderrate nach, wenn dies nicht durch „refrack“-Maßnahmen
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas
3-76
kurzzeitig ausgeglichen wird. So liegt der jährliche Förderrückgang einer Bohrsonde im
Haynesville Shale typischerweise bei 70%, im Fayetteville Shale bei 60%, im Barnett Shale
bei 40%. Abbildung 23 und Abbildung 24 zeigen das Ergebnis einer Detailanalyse des
Fayetteville Shale: In Abbildung 23 sind die monatlichen Förderdaten aufgetragen. Die
schwarz gestrichelten Kurven zeigen, wie der Förderverlauf der alten Bohrungen ohne
Berücksichtigung im jeweiligen Jahr neu produzierender Bohrungen verläuft. Je höher die
Gesamtförderung, umso stärker ist der kumulierte Förderrückgang der alten Bohrungen.
Dieser muss zunehmend durch neue Bohrungen ersetzt werden, die in der Regel auch
geringere Erträge aufweisen, da man versucht, die ergiebigsten Bohrungen möglichst früh
zu erschließen. Abbildung 24 belegt diesen Zusammenhang konkret. Die Anzahl der
insgesamt aktiven Bohrungen nahm bis zum Jahresende 2015 auf 5.500 Bohrungen zu.
Die Diskontinuität Ende 2013 ist auf einen Wechsel in der Statistik zurückzuführen:
Anfangs wurden alle bereits erstellten Bohrungen berücksichtigt, danach nur noch die
aktiven Förderbohrungen. Quantitativ beeinflusst dieser Unterschied die Analyse jedoch
nur marginal. Der maximale Ertrag je Fördersonde wurde um 2008 erreicht, lange vor dem
Fördermaximum, das im Jahr 2012 erfolgte. Danach ging ungeachtet der weiter
zunehmenden Bohraktivität die Förderung deutlich zurück. Der Shale hat das Förder-
maximum überschritten.
Abbildung 23: Monatliche Gasförderung im Fayetteville Shale (Arkansas) [Zittel
2016, S. 198-200]
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas
3-77
Abbildung 24: Monatliche Anzahl der aktiven Fördersonden und spezifischer
Ertrag je Sonde [Zittel 2016, S. 198-200]
Abbildung 25 zeigt die gesamte US-Gasförderung mit expliziter Ausweisung des Anteils
der wichtigsten Shales. Deutlich wird, dass die Schiefergasförderung erst nach 2005
ausgeweitet wurde. Ebenfalls deutlich wird, dass die konventionelle Gasförderung
deutlich zurückgeht. Dies wurde durch die Ausweitung der Schiefergasförderung mehr als
ausgeglichen. Allerdings zeigen die einzelnen Shales zunehmend Erschöpfungsanzeichen.
Heute ist der Marcellus Shale der bedeutendste Gas Shale, der fast 50% zur
Schiefergasförderung in den USA beiträgt. Eine detaillierte Analyse zeigt, dass auch hier
trotz Förderaktivitäten in über 30 Landkreisen die zwei ertragsstärksten Kreise
(Susquehanna und Bradford) fast die Hälfte der Gesamtfördermenge beitragen. Auch hier
lassen viele Regionen bereits im spezifischen Förderertrag je Sonde nach. So reduzierte
sich der spezifische Förderertrag in Bradford von fast 90.000 m³ Tagesförderung im
2. Halbjahr 2011 auf 62.000 m³ Tagesförderung im zweiten Halbjahr 2015. In Wyoming,
der Region mit den höchsten spezifischen Fördererträgen, halbierte sich die Förderrate
von 284.000 m³ Ende 2011 auf 139.000 m³ zum Jahresanfang 2016. Allerdings gibt es
noch einige Regionen (v.a. Susquehanna), die kaum einen Rückgang der spezifischen
Förderrate aufweisen. Auf diese stützt sich zunehmend die Produktion.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas
3-78
Abbildung 25: US-Gasförderung seit 1980; dargestellt ist der Beitrag der
wichtigsten Gas Shales und die Summe der sonstigen
Gasförderung
3.1.2 Förderszenarien der künftigen Entwicklung
Wesentlich für die Abschätzung der künftigen Erdgasförderung in den USA wird die
Entwicklung der Schiefergasförderung. Hierzu gibt es vollkommen konträre Sichtweisen:
Während die US-amerikanische Energiebehörde (US-EIA) im Annual Energy Outlook 2016
eine Ausweitung der Schiefergasförderung auf etwa 820 Mrd. m³ bis zum Jahr 2040 sieht,
sehen kritische Beobachter (z.B. David Hughes) einen deutlichen Förderrückgang auf etwa
155 Mrd. m³ bis zum Jahr 2040.
Die US-EIA geht von einem kumulierten Fördervolumen zwischen 2014 und 2040 von
17.000 Mrd. m³ Schiefergas, 740 Mrd. m³ Kohleflözgas und 9.000 Mrd. m³ an konventio-
nellem Erdgas, also insgesamt von fast 27.000 Mrd. m³ aus.
Demgegenüber betrugen die nachgewiesenen Reserven Ende 2014: Schiefergas
5.651 Mrd. m³, Kohleflözgas 440 Mrd. m³ und konventionelles Erdgas inkl. Tight Gas
4.324 Mrd. m³. Damit die Fördererwartung der US-EIA sich erfüllte, müssten sich die
Erdgasreserven innerhalb der kommenden 24 Jahre etwa verdrei- bis vervierfachen.
Abbildung 26 zeigt die US-Gasförderentwicklung von 1940 bis 2014 sowie die beiden
Förderszenarien bis zum Jahr 2040. In der Grafik werden die Anteile von Schiefergas,
Kohleflözgas und konventionellem Erdgas inkl. Tight Gas unterschieden. Es wird deutlich,
dass der Förderbeitrag von Shale Gas mit der Ausnahme von den Trinkwasserschutz-
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas
3-79
gesetzen gemäß des Energy Policy Act 2005 deutlich angestiegen ist. Die konventionelle
Gasförderung hingegen ging in den letzten zehn Jahren um 30% zurück. Auch die
Förderung von Kohleflözgas hat ihren Höhepunkt überschritten und ging gegenüber 2008
um bisher 30% zurück.
Während die US-Energiebehörde eine Ausweitung der Gasförderung um mehr als 50% auf
1.200 Mrd. m³/a bis 2040 erwartet, sieht David Hughes das Fördermaximum von
Schiefergas erreicht. Zusammen mit der rückläufigen konventionellen Gasförderung (die
Flächen zeigen von 2015 bis 2040 eine Extrapolation auf Basis von Szenariorechnungen
der LBST, teilweise nach Daten von [Hughes 2015] – die gepunkteten Linien zeigen die
Erwartung der US-EIA für konventionelles Erdgas, Kohleflözgas und Schiefergas) zeichnet
sich hierdurch ein Förderrückgang um ca. 50% bis 2040 gegenüber heute ab.
Abbildung 26: Erdgasförderung USA und zwei Szenarien zur künftigen
Entwicklung: Starke Ausweitung der Förderung um 50% bis zum
Jahr 2040 [AEO 2016] oder Halbierung der Förderung bis 2040
(LBST / [Hughes 2015])
Deutlich wird diese unterschiedliche Einschätzung an der Diskussion der einzelnen Shales.
Dies wird exemplarisch am Haynesville Shale in Abbildung 27 dargestellt. Dort wurde das
Fördermaximum im Jahr 2011 mit 77 Mrd. m³ erreicht. Anhand der nachlassenden
spezifischen Erträge der einzelnen Förderbohrungen erwartet Hughes trotz der
angenommenen Verdreifachung der Bohraktivitäten einen weiteren Rückgang auf unter
30 Mrd. m³ bis zum Jahr 2040. Dem entspricht ein kumuliertes Fördervolumen von gut
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas
3-80
800 Mrd. m³ zwischen 2014-2040. Die US-EIA hingegen bewertet den derzeitigen
Förderrückgang als vorübergehend, dem in den kommenden Jahren eine neuerliche
Förderausweitung folgen werde, die bis zum Jahr 2038 andauern und die Förderung
gegenüber heute fast verdreifachen werde. Die kumulierte Fördermenge zwischen 2014
und 2040 würde hier mehr als 2.200 Mrd. m³ betragen. Zum Jahresende 2014 betrugen
die nachgewiesenen Reserven gemäß US-EIA etwa 400 Mrd. m³. Eine plausible
Begründung für die angenommene Förderausweitung wird nicht gegeben.
Abbildung 27: Erdgasförderung im Haynesville Shale – reale Entwicklung bis
2014, Szenario nach David Hughes und Szenario der US-EIA [AEO
2015]
Angesichts der in fast allen US-Shales nachlassenden spezifischen Fördererträge je
Bohrung, der in den Analysen von David Hughes diskutierten und hier nur skizzenhaft
gezeigten Förderentwicklungen und der finanziellen Probleme der Schiefergasförderung,
wie sie weiter unten noch besprochen werden, erscheint aus heutiger Sicht die Erwartung
des von der US-EIA im Annual Energy Outlook 2016 dargestellten Förderprofils bis 2040
wesentlich unwahrscheinlicher als die nüchterne Analyse von David Hughes.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas
3-81
3.2 Methanemissionen von US Shale Gas
3.2.1 Literatur
Die wesentliche Literatur zu Methanemissionen der Öl- und Gasindustrie wurde bereits im
Kapitel 2.2.7 besprochen. An dieser Stelle wird ein kurzer Überblick über neuere
Literaturzitate gegeben.
Der Bericht der US Umweltbehörde „U.S. Greenhouse Gas Inventory Report: 1990-2014”
[EPA 2014] schätzt die Methanemissionen aus der Öl- und Gasindustrie auf unter 1% der
jährlichen Fördermenge. Die gesamten Methanemissionen der USA werden in dem Bericht
mit kleiner 30 Tg/a angegeben, wobei ab 2008 ein leichter Rückgang dargestellt wird.
Eine aktuelle Analyse, in der Satellitendaten und empirische Felddaten ausgewertet
wurden, kommt hingegen zu dem Ergebnis, dass die Methanemissionen der USA im
Zeitraum von 2002 bis 2014 um mehr als 30% angestiegen sind [Turner et al. 2016].
Gemäß dieser Studie stiegen die Methanemission der USA von 38 Tg/a im Jahr 2005 auf
über 52 Tg/a im Zeitraum von 2010 bis 2012. Die in den jeweiligen Arbeiten angegebenen
Unsicherheiten sind viel zu gering, als dass sie diese Diskrepanz zwischen der US-EPA-
Studie und den auf empirischen Messungen beruhenden Ergebnissen erklären könnten.
Da die Statistiken über wirtschaftliche Aktivitäten bekannt sind, scheint ein
systematischer Fehler von spezifischen Emissionswerten die wahrscheinlichste Ursache für
diese Diskrepanz zu sein.
Die regionale Auflösung zeigt, dass insbesondere in den Regionen die Emissionen
zugenommen haben(Süd- und Zentral-USA), in denen Landwirtschaft und/oder Öl- und
Gasindustrie die dominierenden Aktivitäten darstellen. Die US-Umweltbehörde sieht in
ihrer Studie einen Emissionsrückgang um 3% aus der Öl- und Gaswirtschaft, obwohl bei
Ausweitung der Gasförderung um mehr als 20% und fast einer Verdoppelung der
Ölförderung seit 2002 insbesondere die Fracking-Aktivitäten von 1% Anteil um die
Jahrtausendwende auf über 30% Anteil bis 2014 zugenommen haben. Begründet wird der
unterstellte Emissionsrückgang damit, dass die spezifischen Emissionen aus den einzelnen
Anlagen geringer geworden seien.
Die Studie „Methane Leaks from North American Natural Gas Systems” [Brandt et al.
2014] analysiert die technische Literatur der vergangenen 20 Jahre. Dabei zeigte sich,
dass über all die Jahre in den offiziellen Emissionsinventarberechnungen die jeweils
ermittelten Methanemissionskennwerte wesentlich niedriger lagen, als die empirisch
ermittelten Werte. Dies traf insbesondere für die Emissionen aus der Öl- und Gasindustrie
zu. Darüber hinaus wurde aber auch deutlich, dass bereits ein geringer Anteil von sehr
stark emittierenden Komponenten für den Hauptanteil der Gesamtemissionen
verantwortlich sein kann. [Jackson et al. 2013] konnten an über 2.000 km Messstrecke in
der Stadt Washington nachweisen, dass dort die fugitiven Emissionen aus dem
Leitungsnetzwerk extrem hoch sind. An mehreren Leckagen konnten sie lokale
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas
3-82
Emissionsflüsse von 9.000 - 38.000 l Methan pro Tag nachweisen. An 19 Stellen des
Straßennetzes konnten sie lokale Methankonzentrationen im explosionsfähigen Bereich
von bis zu 500.000 ppm (= 50%) dokumentieren.
[Peischl et al. 2013] konnten mit Luftanalysen während mehrerer Überflüge über dem
Großraum Los Angeles weitgehend nachweisen, dass die Methanemissionen aus der
Kohlenwasserstoffindustrie dort wesentlich höher als bisher angenommen sind. Dieser
Nachweis gelang vor allem durch die Analyse der begleitenden Kohlenwasserstoff-
konzentrationen, da diese für unterschiedliche Emittenten charakteristische Verhältnisse
aufweist.
In diesen Jahren zeigte sich zunehmend, dass sogenannte Massenbilanzierungen durch
die Analyse der Methankonzentration in unterschiedlichen Höhen ein wirksames Mittel
zur Quantifizierung von Emissionswerten bilden, auch wenn die absoluten Werte mit
erheblicher Unsicherheit behaftet sind. Mit Flügen wird das Konzentrationsgefälle im
Untersuchungsgebiet ermittelt. Mittels dynamischer Simulationsrechnungen wird aus
diesen Daten die Stärke des Methanquellfluss ermittelt. In einem weiteren Schritt werden
bekannte Emittenten (Landwirtschaft, Müllhalden, natürliche Emissionen, etc.) ermittelt
und subtrahiert. Die verbleibenden Emissionen werden der Öl- und Gasindustrie
zugerechnet. Naturgemäß ist diese Methode zwar ungenau. Sie liefert aber vor allem dort
brauchbare Aussagen, wo die konkurrierenden Emittenten gut bekannt sind oder wo
eindeutig ist, dass die Aktivitäten der Öl- und Gasindustrie regional die dominierende
Emissionsquelle darstellen.
[Caulton et al. 2014] analysierten mit dieser Methode ein Gebiet im Marcellus Shale von
2.800 km² Ausdehnung. Sie konnten zeigen, dass oft nur wenige intensive Emissions-
quellen die Gesamtemissionen dominieren. Damit erweisen sich theoretisch ermittelte
mittlere Emissionskennwerte oft als unzureichend für eine Hochrechnung. Konkret
konnten sie sieben Bohrsonden identifizieren – diese entsprechen 1% aller Sonden dieser
Region –, deren gemittelte Emissionsrate 34 g/s Methan pro Sonde ergab. Auf das Jahr
hochgerechnet entspricht dies einer Methanemission von 1.000 t/a. Diese sieben Sonden
sind für bis zu 30% der Gesamtemission aus dieser Region ursächlich.
In Tabelle 28 und Abbildung 28 sind die Ergebnisse einiger derartiger Analysen über Shale
Gas Formationen zusammengestellt.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas
3-83
Tabelle 28: CH4-Emissionen aus Shale Gas Fördergebieten
Region Jahr t/h % der Produktion Literaturquelle
Uinta Basin, Utah 2012 60 6,2-11,7 [CIRES/NOAA 2013]
Denver-Jules, Colorado 2008 16 [NOAA 2016]
Denver-Jules, Colorado 2012 21 2,6-5,6 [Pétron et al. 2014]
Haynesville, Arkansas / Texas
2013 89 1,0-2,1 [NOAA 2016]
Barnett, Texas 2013 66 ~1,5 [NOAA 2016]
Fayetteville, Louisiana 2013 43 1,0-2,8 [Peischl et al. 2015]
Marcellus, Pennsylvania 2013 16 0,18-0,41 [Brownstein 2015]
Bakken, North Dakota 2014 31 4,2-8,4 [Peischl et al. 2016]
Los Angeles Basin, Kalifornien
2012 17 [Peischl et al. 2015]
Western Arkoma, Arkansas
2013 33 6-20 [Peischl et al. 2015]
Abbildung 28: Methanemissionen anhand von Flugzeugmessungen und
Rückrechnung auf die Quellstärke (LBST auf Basis [NOAA 2016],
[Peischl et al. 2015])
Das Problem dieser Messergebnisse der Massenbilanzierung über Flugzeugmessungen ist,
dass sie alle auf stichprobenartigen mehrstündigen Messungen beruhen. Der Fehler einer
Hochrechnung auf spezifische Monats- oder Jahreskennwerte kann hierbei durchaus 50%
und mehr betragen. Daher sollten diese Ergebnisse als Hinweise auf erhöhte Werte
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas
3-84
dienen, die deutlich über 1% liegen und möglicherweise bis 11% betragen können. Sie
sind jedoch unzureichend für eine belastbare Quantifizierung der Emissionen. Erst eine
bessere statistische Datenbasis würde helfen, diese Werte besser einzugrenzen.
3.2.2 Eigene Analysen
In Kapitel 2.2.7 wurde eine eigene Analyse der GHG-Emissionen aus der Produktions- und
Transportkette von der Schiefergasförderung bis zur Verflüssigung und Anlandung in
Europa durchgerechnet. Die Berechnungsbasis bildeten wegen der oben genannten
Schwierigkeiten der Quantifizierung die dort genannten Studien. Dabei wurden Werte
verwendet, die eher im unteren Bereich der hier genannten Studien liegen.
Die hohen Emissionswerte z.B. im Bakken Shale mit 4,2-8,4% der Gasfördermenge sind
aber durchaus plausibel angesichts der Tatsache, dass hier die Ölförderung im
Vordergrund steht und Erdgas meist nur als Begleitgas auftritt. Die Verhältnisse im Eagle
Ford Shale in Südtexas dürften sehr ähnlich sein. Dieses ist insofern von Bedeutung, da
der Eagle Ford Shale nahe der Küste vom Golf von Mexiko liegt und als potenzieller
Export Shale in Betracht kommt.
3.3 Weitere Umweltauswirkungen der Shale Gas Förderung in den USA
Wenn auch Umweltaspekte in dieser kurzen Zusammenstellung nicht im Fokus stehen, so
soll doch darauf hingewiesen werden, dass allein in Norddakota im Mittel jede
Förderbohrung einen behördlich registrierten Störfall aufweist.
Abbildung 29: Störfallstatistik im Bundesstaat Norddakota [NDHealth 2016]
und [Zittel 2016, S. 207ff]
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas
3-85
Bei vielen dieser Störfälle sind mehr oder minder gut dokumentierte Mengen an Erdöl,
Salzwasser, Frackwasser oder Chemikalien in die Umgebung freigesetzt worden.
Insgesamt wurden über diesen Zeitraum mindestens 24 Mio. l Erdöl, 81 Mio. l Salzwasser
(v.a. Lagerstättenwasser) und 35 Mio. l sonstige Flüssigkeiten durch Leckagen und andere
Vorfälle freigesetzt. Allein im vergangenen Jahr wurden fast 2.000 Störfälle gemeldet. Im
Mittel wurde 1,5 mal pro Monat unverdünnte Frackflüssigkeit von insgesamt 25.000 l frei-
gesetzt [Zittel 2016, S. 209].
Neben dieser regionalen Analyse von Störfällen und Schadstofffreisetzungen gibt es auch
Berichte über entsprechende Kontaminationen und Immissionsbelastungen. Allerdings ist
deren quantitative Dokumentation wesentlich weniger vollständig, auch wenn es
zwischenzeitlich einige wissenschaftlich belegte Analysen hierzu gibt. Noch weitgehend
unzureichend sind jedoch damit verbundene Schäden und gesundheitliche Auswirkungen
dokumentiert. Im Rahmen dieser Arbeit wird auf eine Zusammenstellung vollständig
verzichtet. Eine solche kann z.B. in [Zittel 2016] oder [EWG 2015] nachgelesen werden.
3.4 Ökonomische Aspekte
3.4.1 Bohrkosten und Abschätzung der Gesamtkosten
Die durchschnittlichen Kosten einer Gasförderbohrung in den USA zwischen 1960 und
2007 wurden von der US-EIA ermittelt [US-EIA 2015]. Obwohl diese Daten seit vielen
Jahren jährlich veröffentlicht werden, wurde die Datenbasis lange nicht mehr angepasst
und endet mit dem Jahr 2007. Die Zeitreihe von 1960-2007 ist in Abbildung 30
dargestellt. Seit dem Jahr 2000 stiegen die Kosten von 760.000 USD auf 3,9 Mio. USD je
Bohrung bis zum Jahr 2007. Die durchschnittliche Länge einer Bohrung veränderte sich
nur geringfügig von 5.500 Fuß auf 6.500 Fuß, so dass der Kostenanstieg weitgehend auf
das Anwachsen der spezifischen Bohrkosten zurückzuführen ist. Die Bohrkosten von
jüngeren Bohrungen werden von der Behörde nicht mehr veröffentlicht. Deshalb ist in der
Abbildung zusätzlich eine Zusammenstellung von durchschnittlichen Bohrkosten in
einzelnen Shales dargestellt. Diese wurden Firmenberichten entnommen, wobei die
meisten Daten aus den Jahres- und Quartalsberichten der Firma Chesapeake stammen.
Chesapeake ist seit über 20 Jahren führend in den USA im Fracking aktiv und heute nach
ExxonMobil der zweitgrößte Gasförderer in den USA. In der Öffentlichkeit galt
Chesapeake lange Zeit als Beispiel des Erfolges von Fracking in den USA. Die Fortsetzung
der Durchschnittskosten in der Abbildung wurde nach eigener Einschätzung auf Basis
dieser Daten erstellt. Es zeigt sich, dass die Bohrkosten abhängig von den regionalen
Gegebenheiten stark schwanken und eine Spannweite von unter 3 Mio. USD (Barnett und
Fayetteville Shale) bis auf 10 Mio. USD im Powder-River Basin aufweisen.
Während die Firmen darauf hinweisen, dass im zeitlichen Verlauf die Kosten sinken
würden, lässt sich das in der Statistik so nicht nachvollziehen. Beispielsweise sind lt.
Chesapeake zwar die Bohrkosten im Eagle Ford Shale von 6,9 Mio. USD im ersten Quartal
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas
3-86
2013 auf 5,4 Mio. USD im Jahresdurchschnitt 2015 und im Haynesville Shale von 8,9 Mio.
USD auf 7,7 Mio. USD gefallen, doch im Marcellus Shale blieben sie mit 7,9 Mio. USD im
ersten Quartal 2013 und 7,6 Mio. USD 2015 fast konstant und im Powder-River Basin sind
sie von 10,1 Mio. USD auf 10,6 Mio. USD angestiegen. Nimmt man von derselben Firma
die Jahresberichte zwischen 1994 und 2015 und errechnet spezifische Bohrkosten aus der
Anzahl der jährlich fertiggestellten Bohrungen (completed net wells) und den Ausgaben
für Bohrung und Exploration, so stiegen die Ausgaben je Bohrung nach einer
anfänglichen Lernphase seit dem Jahr 2000 von durchschnittlich 1 Mio. USD je Bohrung
recht kontinuierlich auf um die 7 Mio. USD bis zum Jahr 2013. Im Jahr 2015 betrugen sie
7,1 Mio. USD.
Abbildung 30 zeigt weiterhin die Entwicklung des Erdgaspreises in den USA. Die hellblaue
Kurve zeigt den „City-Gate“ Preis, während die dunkle Kurve den Erstverkaufspreis an der
Bohrung (wellhead price) gibt. Das ist der für den Gasproduzenten relevante Verkaufs-
preis. Da die offiziellen Statistiken der US-EIA die Daten nur bis 2012 zeigen (Stand 1. JUL
2016), wurde seit 2011 auch der aus den Quartalsberichten entnommene
durchschnittliche Gasverkaufspreis der Firma Chesapeake zum Vergleich aufgenommen.
Dieser setzt die Durchschnittswerte im annähernd fort.
Abbildung 30: Entwicklung der durchschnittlichen Bohrkosten in den USA und
des Gaspreis (1 USD/1.000 scf / ~3,53 €ct/m³)
Der notwendige kostendeckende Gaspreis, der von den Firmen vermittelt wird, streut
enorm. Insbesondere scheint mit jeder Gaspreissenkung auch eine Kostensenkung einher-
zugehen, wenn man den Aussagen der Firmen Glauben schenkt. Tatsächlich ist der
erzielbare Gaspreis jedoch seit etwa 2010 im Mittel nicht mehr kostendeckend und die
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas
3-87
Firmen arbeiten mit Verlust, falls keine weiteren Einnahmen über den Gasnetzbetrieb oder
andere Geschäftsbereiche bestehen. Dieser Aspekt wird im nächsten Abschnitt noch
weiter ausgeführt. Im Folgenden wird eine einfache Abschätzung zur Ermittlung des
Break-Even-Gaspreises durchgeführt. Anschließend werden veröffentlichte Literaturwerte
wiedergegeben.
In branchenüblichen Abschätzungen berücksichtigt man zu den reinen Bohrkosten die
sonstigen Lebenszykluskosten überschlägig über die Verdoppelung der Bohrkosten
[Powers 2012]. Die so geschätzten Gesamtkosten von Bohrungen im Fayetteville Shale
betragen bei Bohrkosten um die 2,5-2,8 Mio. USD also etwa 5,0-5,6 Mio. USD [Baihly et
al. 2011]. Dieser Betrag muss zum durchschnittlichen Ertrag in Beziehung gesetzt werden.
Aus allen im Fayetteville Shale bisher abgeteuften 5.500 Bohrungen mit einer Förderdauer
von teilweise mehr als 10 Jahren zeichnet sich bei Extrapolation der Zeitreihen ein
durchschnittlicher Ertrag von 30-40 Mio. m³ je Bohrung ab [Zittel 2016], wobei die
einzelnen Werte extrem streuen und bis zu 100 Mio. m³ betragen können. Abbildung 30
kann man einen Gaspreis der letzten Jahre von ca. 2-3 USD/1.000 scf (wellhead price)
entnehmen, das sind umgerechnet 7-10 ct/m³.
Bei einem mittleren Ertrag von 40 Mio. m³ summieren sich die Einnahmen aus dem
Gasverkauf auf ca. 2,8-4 Mio. USD pro Bohrung. Das liegt deutlich unter den Lebens-
zykluskosten der Bohrung.
Natürlich liegen die Erträge in den sogenannten „Sweet spots“, also in den ertragsstarken
Bohrungen des Shales deutlich höher, dem stehen jedoch viele Bohrungen mit unter-
durchschnittlichem Ertrag gegenüber, die mitfinanziert werden müssen.
Tabelle 29 gibt eine Literaturzusammenstellung, ab welchem Gaspreis in den einzelnen
Shales die Gasförderung für die Firmen rentabel wird. Dieser Preis hängt vorrangig von
dem erwarteten Gasertrag der Bohrungen ab, weshalb auch der zugrunde gelegte
kumulierte Gasertrag der Bohrung angegeben wurde. In der Vergangenheit haben sich die
Aussagen von Arthur Berman bzgl. der Ergiebigkeit der einzelnen Fördersonden am
belastbarsten gezeigt. Hierbei muss berücksichtigt werden, dass es sich bei dieser Analyse
immer um gemittelte Werte handelt, wohingegen die Presse und auch die Firmen oft die
Daten besonders erfolgreicher Bohrungen in Sweet Spots hervorheben. Tatsächlich stimmt
die eigene empirische Analyse mit ca. 40 Mio. m³ kumulierter Gasförderung im
Fayetteville Shale recht gut mit der Abschätzung von Arthur Berman überein.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas
3-88
Tabelle 29: Abschätzung des Break-Even-Gaspreises, über dem die
Gasförderung in unterschiedlichen Shales für die Firmen
rentabel wird
Gas Shale Kumulierter Gasertrag [Mio. m³]
Break-Even-Gaspreis [USD-
ct/m³] Literaturquelle
Marcellus 230 10,4-11,6 [Duman 2012]
- Anadarko 175 15,0 [Berman 2016]
- Cabot 265 12,1 [Berman 2016]
- Chesapeake 204 13,8 [Berman 2016]
- Chevron 140 17,3 [Berman 2016]
- EQT 266 12,1 [Berman 2016]
- Range 109 20,3 [Berman 2016]
- Shell 90 32,2 [Berman 2016]
- Southwestern 165 20,5 [Berman 2016]
- Talisman 122 18,8 [Berman 2016]
Barnett 80 13,1 [Baihly et al. 2011]
Barnett 38 30,9 [Berman et al. 2011]
Fayetteville 100 11,3 [Baihly et al. 2011]
Fayetteville 70 13,1 [Baihly et al. 2011]
Fayetteville 38 28,2 [Berman et al. 2011]
Haynesville 130 24,6 [Baihly et al. 2011]
Haynesville 170 21,5 [Baihly et al. 2011]
Haynesville 115 24,5 [Berman et al. 2011]
Eagle Ford 107 22,0 [Baihly et al. 2011]
Woodford 70 26,0 [Baihly et al. 2011]
Woodford 96 22,0 [Baihly et al. 2011]
3.4.2 Ökonomische Situation der Förderfirmen
Die Situation der in der Schiefergas- und Ölförderung in den USA aktiven Firmen ist
desaströs [Berman 2016]. Beispielhaft soll dies an der Firma Chesapeake diskutiert
werden, die als eine der erfolgreichsten und erfahrensten in diesem Geschäft gilt.
Chesapeake hatte im Jahr 1994 ein Eigenkapital von 31 Mio. USD. Dieses konnte über die
Jahre bis 2013 auf 18,2 Mrd. USD angehoben werden. Doch damit die Firma das Jahr
2015 überleben konnte, mussten 90% entnommen werden. Im ersten Quartal 2016 wurde
das Eigenkapital weiter auf 1,57 Mrd. USD reduziert. Parallel stiegen die Schulden an:
Betrugen diese 1996 „nur“ 268 Mio. USD, so stiegen sie bis 2013 auf über 30 Mrd. USD
an. Der Zusammenbruch des Ölpreises 2014 setzte der Firma weiter zu. Bis Ende 2015
konnten durch den Verkauf von Anteilen die Schulden auf 24,5 Mrd. USD gedrückt
werden, um einer Überschuldung zu entgehen. Gemittelt über alle Jahresberichte seit
1994 erwirtschaftete die Firma einen kumulierten Verlust von 10 Mrd. USD. Dieser fiel vor
allem im Zeitraum 2009-2015 an. Über diese Zeitspanne waren es fast 15,9 Mrd. USD.
Ungeachtet der schlechten Bilanz schüttete die Firma jedes Jahr eine Dividende aus. Lag
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas
3-89
diese im Zeitraum 2001-2010 im Mittel noch bei 40 Mio. USD, so wurde sie in den letzten
Jahren mehr als vervierfacht. Dass die Firma bis heute überlebt, ist vor allem der
weltweiten Fracking-Euphorie des letzten Jahrzehnts zu verdanken. So verdiente die Firma
wesentlich mehr am Verkauf der früh erworbenen und später attraktiv gewordenen
Bohrrechte und Bohrplätze (kumuliert seit 1994 wurden „Assets“ im Wert von 87 Mrd.
USD veräußert) als über den Verkauf von Erdöl und Erdgas (kumuliert seit 1994 betrug der
reine Verkaufserlös 74 Mrd. USD). Allein die Ausgaben für Exploration und das Abteufen
neuer Bohrungen verschlangen bisher fast 60 Mrd. USD. Die Nettoverschuldung der Firma
war bis Ende 2015 auf 88% angestiegen.
Aber auch viele andere Firmen erwirtschafteten in den vergangenen Jahren ein Minus:
Kumuliert über den Zeitraum 2009-2015 belief sich der Verlust bei Apache auf 17,2 Mrd.
USD, bei Devon auf 11,7 Mrd. USD, bei Anadarko auf 6,8 Mrd. USD und bei Encana auf
1 Mrd. USD, um die wichtigsten vor allem im Fracking aktiven Firmen in den USA zu
nennen.
Diese vor allem im Jahr 2015 aufgelaufenen Verluste beschränken sich allerdings nicht nur
auf die Fracking-Szene in den USA. Eine Übersicht über 31, teilweise weltweit aktive Öl-
und Gasfirmen mit etwa 30% weltweitem Förderanteil zeigt, dass im Jahr 2015 mehr als
Zweidrittel dieser Firmen Verluste von insgesamt 160 Mrd. USD erwirtschafteten
(Abbildung 31). Nur neun der beobachteten Firmen konnten noch Gewinne verbuchen.
Die mexikanische Staatsfirma Pemex erwirtschaftete über die vergangenen 15 Jahre einen
kumulierten Verlust von über 80 Mrd. USD.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas
3-90
Abbildung 31: Gewinne und Verluste von 31 weltweit aktiven Ölfirmen in
2015, deren Anteil an der weltweiten Öl- und Gasförderung
gemeinsam etwa 30% beträgt
3.5 Potenzielle Auswirkungen auf den deutschen Erdgasmarkt
3.5.1 Abschätzung für den Export verfügbarer Mengen und deren Kosten
Heute werden keine nennenswerten Mengen an verflüssigtem Erdgas aus den USA
exportiert. Das liegt u.a. daran, dass es kaum Verflüssigungsterminals gibt. In Alaska gibt
es bereits seit Jahrzehnten ein kleines Exportterminal (Kenai) mit einer Kapazität von 5,6
Mio. Nm³/Tag, das von ConocoPhillips betrieben wird. Seit kurzem gibt es in Louisiana ein
weiteres Exportterminal (Sabine), das von Cheniere/Sabine Pass LNG Terminal Train 1
betrieben wird [FERC 2016]. Dieses Terminal hat eine Verflüssigungskapazität von
20 Mio. Nm³/Tag entsprechend einer Jahresproduktion bei 80% Auslastung von
5,8 Mrd. m³.
In Tabelle 30 sind alle in den USA bis zum 19. MAI 2016 genehmigten und bereits in Bau
befindlichen Exportterminals aufgeführt. Falls alle fertiggestellt werden, wird die
Exportkapazität auf nominal 107 Mrd. Nm³/a ansteigen. Bei typischerweise 80%
Jahresnutzung entspräche dies einer Exportkapazität von etwa 86 Mrd. Nm³/a. Man kann
davon ausgehen, dass diese Terminals innerhalb der kommenden 5-10 Jahre sukzessive
fertiggestellt werden.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas
3-91
Tabelle 30: Genehmigte und im Bau befindliche LNG-Exportterminals in den
USA [FERC 2016a]
Terminal Kapazität Status
Sabine, LA 59,4 Mio. m³/Tag Genehmigt, im Bau
Hackberry, LA 59,4 Mio. m³/Tag Genehmigt, im Bau
Freeport, TX 50,9 Mio. m³/Tag Genehmigt, im Bau
Cove Point, MD 23,2 Mio. m³/Tag Genehmigt, im Bau
Corpus-Christi, TX 60,6 Mio. m³/Tag Genehmigt, im Bau
Sabine Pass, LA 39,6 Mio. m³/Tag Genehmigt, im Bau
Summe 293,1 Mio. m³/Tag = 107 Mrd. m³/a
Darüber hinaus gibt es noch jeweils drei weitere genehmigte, jedoch noch nicht im Bau
befindliche Exportterminals in den USA und in Kanada.
Weitere 19 potenzielle Exportterminals wurden vorgeschlagen. Sieben davon mit einer
geplanten Gesamtkapazität von 102 Mrd. m³/a befinden sich in der Antragsphase. Eine
Entscheidung ist noch nicht getroffen [FERC 2016b]. Es kann davon ausgegangen werden,
dass diese Terminals innerhalb der kommenden zehn Jahre nicht in Betrieb genommen
werden können, ungeachtet eines noch ausstehenden Genehmigungsbescheides.
Die Basis dieser Anträge und Genehmigungen bildet eine optimistische Erwartung des für
den Export verfügbaren Überschusses an Erdgas bis zum Jahr 2040, wie sie durch die
Szenarien des aktuellen Annual Energy Outlook der Energieinformationsbehörde EIA
vorgegeben wird. Abbildung 32 zeigt die im [AEO 2016] erwartete Entwicklung der für
den Export verfügbaren LNG-Mengen. Zum einen ist die Gesamterwartung hoch, dass die
U.S.-Erdgasförderung bis 2040 noch um 50% gesteigert werden kann (Siehe Abbildung
26), zum anderen ist die Erwartung der Energieinformationsbehörde EIA ebenfalls sehr
hoch, dass auch der Verbrauch in ähnlichem Maße ansteigen wird. Dennoch werden
gemäß [AEO 2016] werden die USA ab 2018 zum Netto-Erdgasexporteur aufsteigen. Bis
2025 wird erwartet, dass erstmals seit den 1950er Jahren die USA in der Nettobilanz
Energie exportieren werden. Die im [AEO 2016] errechneten Exportmengen von LNG
steigen bis 2018 auf etwa 150 Mrd. m³/a und bis 2040 weiter auf 190 Mrd. m³/a.
Ebenfalls wird im [AEO 2016] unterstellt, dass sich der Erdgaspreis in den USA
weitgehend vom Ölpreis entkoppeln wird: Während beim Ölpreis eine Vervierfachung
erwartet wird, wird der Erdgaspreis nur leicht ansteigen und langfristig mit ca.
5 USD/1.000 scf (17,7 €ct/m³) auf dem Niveau von 2010 und 2013 verharren. Begründet
wird dies damit, dass die Förderkosten aufgrund technologischer Entwicklungen
gegenüber heute deutlich sinken werden.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas
3-92
Abbildung 32: Entwicklung der für den Export zur Verfügung stehenden LNG-
Mengen gemäß Annual Energy Outlook 2016 [AEO 2016]
3.5.2 Kritische Bemerkungen zum Annual Energy Outlook 2016
Das im [AEO 2016] gezeichnete Bild der Entwicklung des Erdgasmarktes ist schwer
nachvollziehbar. Auch der Kenner des US-Gasmarktes Arthur Berman äußert sich in diese
Richtung [Berman 2016]. Seit etwa 2010 sind die Preise deutlich unter den Förderkosten;
die Firmen haben enorme finanzielle Probleme. Die Behörde geht davon aus, dass der
niedrige Erdgaspreis die Erdgasnachfrage enorm steigern wird. Dennoch soll der
Erdgaspreis nur geringfügig ansteigen. Das passt nicht zusammen: die Firmen brechen
unter dem derzeitig niedrigen Gas- (und Öl-)preis zusammen, viele sind bereits in den
Konkurs gegangen, die spezifischen Bohrkosten sind in den vergangenen 15 Jahren
kontinuierlich angestiegen, die Reserven sind um den Faktor 3-4 zu gering zur Bereits-
tellung dieser Fördermengen bis 2040, die Investitionen in die Exploration wurden in den
vergangenen Jahren deutlich reduziert.
Bei dieser Betrachtung bleibt ebenfalls vollkommen außen vor, dass viele Shales bereits
heute Erschöpfungszeichen der hochwertigen Areale (Sweet Spots) verzeichnen und dass
bei so stark steigender Nachfrage natürlich auch die Arbeits- und Materialkosten
entsprechend steigen und die Förderkosten anheben würden. Die kurze Analyse der
Jahresberichte von Chesapeake zeigt ja, dass über die vergangenen 15 Jahre die
spezifischen Ausgaben für die Bohrungen, die den Hauptanteil der Kosten ausmachen,
unabhängig davon ob viel oder wenig gebohrt wurde, um den Faktor sieben angestiegen
sind. Es bleibt schwer vorstellbar, dass die erdgashöffigen Shales in den USA ihre
Produktivität über die kommenden Jahrzehnte beibehalten werden. Bereits heute zeigt
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas
3-93
sich ja das Nachlassen der durchschnittlichen Ergiebigkeit je Bohrung. Im Resultat müsste
die Aktivität vervielfacht werden, um auch den regionalen Förderertrag ausweiten zu
können. Selbst wenn man dies für möglich halten wollte, so wäre dies unmöglich ohne
einen parallelen Preisanstieg, der den deutlich steigenden Kosten entspräche.
Die Autoren dieses Berichtes halten die im [AEO 2016] gezeichnete Entwicklung des
Erdgasmarktes für extrem unwahrscheinlich. Viel naheliegender erscheint es, dass die
Förderung in den USA in den kommenden Jahren weiter nachlassen wird, dass die
Erdgasimporte in die USA wieder zunehmen werden und dass der Shale Gas Boom bald
ein Ende finden wird, da die ökonomischen Risiken in einem normal funktionierenden
energie- und finanzwirtschaftlichen Umfeld zunehmend Investoren veranlassen werden,
ihre Investitionsentscheidungen zu überdenken und in Alternativen zu investieren. Parallel
wird der zunehmende Druck durch die Klimapolitik (z.B. Divestmentaktivitäten) spürbar
und werden über die rasante Entwicklung Investitionen in alternative Energietechnologien
durchaus attraktiver. Wenn beispielsweise die Rockefeller Foundation ethische Bedenken
als Begründung eines angekündigten Divestments aus fossilen Energietechnologien
ankündigt, so kann man durchaus unterstellen, dass ökonomische Risikoabwägungen
diese Entscheidung mitgeprägt haben.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
CNG-Tankmontage hinter dem Fahrerhaus
4-94
4 CNG-TANKMONTAGE HINTER DEM FAHRERHAUS
Dieses Kapitel behandelt die Zulassungsfähigkeit der Unterbringung eines CNG-Druck-
flaschenpakets hinter dem Fahrerhaus der Zugmaschinen von Sattelzügen. Darüber hinaus
werden der erforderliche Änderungsumfang sowie die dafür ungefähr erforderlichen
formellen und zeitlichen Aufwände genannt.
4.1 Grundsätzliche Einordnung
LNG hat CNG gegenüber den Vorteil, mehr Energie in geringerem Volumen speichern zu
können. Mit großen Tanks können sehr hohe Reichweiten ermöglicht werden. Nachteilig
wirkt sich bei beiden Speichersystemen das bisher in Deutschland schlecht oder gar nicht
ausgebaute Tankstellennetz aus. Auch bestehende CNG-Tankstellen sind für Durchsätze,
wie sie bei Lkw-Betankungen auftreten, meist nicht ausgelegt. Die Integration großer
CNG-Speichermodule hinter dem Fahrerhaus in den Lkw ist in Europa gegenwärtig ohne
eine Änderung des Regelwerks (Länge der Lkw-Zugmaschine) nicht einfach möglich, in
den USA dagegen schon. Siehe dazu Abbildung 33.
Abbildung 33: Einschätzung von Daimler zur Integration von CNG-Speicher-
modulen hinter dem Fahrerhaus [Schuckert 2014]
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
CNG-Tankmontage hinter dem Fahrerhaus
4-95
Für Europa gilt: Die gegenwärtig einzige Möglichkeit Kraftstofftanks in die Zugmaschine
zu integrieren ist seitlich im Fahrgestell, so wie die heutigen Dieseltanks.
Die meisten bisherigen Analysen zur Integration von CNG-Tanks gehen fälschlicherweise
noch von Tanksystemen mit Typ I, Typ II oder Typ III Behältern aus, also Systemen mit
vergleichsweise schweren Einzelbehältern oder begrenzter Lebensdauer (Typ III). Die
Innovation liegt aber gerade im Einsatz von Typ IV Tanks. Da der Diesel-Lkw nicht wegen
des Gewichtsvorteils ersetzt werden soll, ist ein Diesel- versus Erdgas-Tanksystemver-
gleich nicht zielführend. Es geht vornehmlich um THG-Emissionsreduktion und Fuel
Switch. Das Tanksystemgewicht für CNG (Typ IV Tanks) und LNG ist in etwa gleich d.h. für
die gleiche Masse Erdgas wiegt das Tanksystem ungefähr gleich viel. Siehe dazu auch den
Vergleich der CNG / LNG Tanktechnologie in Kapitel 1.2.2.3.
4.2 Beispiele aus der Praxis
Ein Quantum CNG-Speichermodul für 180 GDE (Gallone Diesel Equivalent) bei 25 MPa
Fülldruck hat folgende Abmessungen:
Breite: 2,264 m / Tiefe: 1,005 m / Höhe: 2,647 m
Die Abmessungen sind auch in Abbildung 34 dargestellt.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
CNG-Tankmontage hinter dem Fahrerhaus
4-96
Abbildung 34: Abmessungen des Quantum 180 Gen 2 Back Of Cab Fuel Storage
Module [Quantum 2015]
Das Modul muss mit einem Abstand von etwa 0,13 m hinter dem Fahrerhaus installiert
werden, wie in Abbildung 35 dargestellt:
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
CNG-Tankmontage hinter dem Fahrerhaus
4-97
Abbildung 35: Generelle Fahrzeuganforderungen beim Einsatz von Quantum
Fuel Storage Modules (FSM) in den USA [Quantum 2015]
Dieses in den USA eingesetzte Speichermodul (FSM) zeigt, dass Reichweiten von
schweren gasmotorischen Nutzfahrzeugen von bis zu 1.750 km pro Betankung möglich
werden.
4.3 Zulassungsfähigkeit in Europa
Bei einem Sattelauflieger mit einer maximalen Länge von 13,62 m ergibt sich vom
Zugzapfen in Fahrtrichtung ein Überhangradius von 2,04 m, also ein zu berücksichtigende
Projektionslänge des Aufliegers von 12,00 + 2,04 = 14,04 m. Es bleiben also bei einer
Normfahrerhauslänge von 2,35 m bzgl. der zulässigen Gesamtlänge nur 16,50 – 14,04 –
2,35 = 0,11 m Zwischenraum übrig.
Selbst wenn nach der neuverfassten Richtlinie 2015/719/EU vom 29. APR 2015 die für die
aerodynamische Verbesserung der Lkw erlaubten Verlängerungen auf ein Speichermodul
hinter dem Fahrerhaus übertragbar wären, würde diese Verlängerung vermutlich nicht
ausreichen, um ein Speichermodul von 1 m Tiefe (also 1 m in Fahrtrichtung hinter dem
Fahrerhaus plus Lichtraumabstand von ca. 0,1 m) zu integrieren.
Lösungsansatz
Beim Einsatz von langen Zugmaschinen, ursprünglich vorgesehen für kurze Sattelauflieger
wie sie z.B. im Baustellen- oder Spezialtransportbetrieb Einsatz finden, wäre die
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
CNG-Tankmontage hinter dem Fahrerhaus
4-98
Unterbringung von CNG-Speichermodulen relativ einfach möglich. Dabei müsste die
Länge der Sattelauflieger auf z.B. 12,2 m (40‘) begrenzt werden, was dazu führen würde,
dass bzgl. der zulässigen Gesamtlänge dann 16,50 - (12,2 + (2,04 - 1,55)) - 2,35 1,5 m
Zwischenraum übrig blieben. Dies würde den Einbau eines 1,1 m tiefen Speichermoduls
ermöglichen, ohne das Regelwerk zu verändern, würde aber andererseits nur noch den
Transport von Normcontainern von 40‘ zulassen. Beim Transport von 2 Containern à 20‘
würde die Reserve von ~ 0,4 m (1,5 m - 1,1 m) vermutlich ganz aufgebraucht. (Dies wäre
ggf. noch mit Logistikexperten zu diskutieren.)
Im Gegensatz zur Unterbringung von LNG-Behältern im Lkw am selben Ort, an dem heute
die Dieseltanks untergebracht sind, bedeutet für CNG-betriebene schwere Nutzfahrzeuge
die Unterbringung der Kraftstoffdruckbehälter also entweder einen Verlust des
Transportes von Max-Code-Aufbauten (Trailerlänge 13,62 m), eine besondere Heraus-
forderung bzgl. der Regulatorik oder den Verlust an Reichweite. Die Unterbringung des
Druckflaschenbündels direkt hinter dem Fahrerhaus würde auf Grund der Längen-
begrenzung des gesamten Fahrzeugs aus Sattelzugmaschine und Trailer auf 16,5 m in
Europa zu einer Verringerung des Nutzvolumens des Sattelaufliegers führen. Alternativ
müsste eine Verlängerung der Zugmaschine im Regelwerk (Richtlinie 96/53/EU) verankert
werden.
Im Unterschied zu Deutschland / Europa sind laut US-Regelwerk Trailerlängen von 53 Fuß
(16,15 m) zulässig und bei gleicher Zuladung darf die Zugmaschine verlängert werden (es
ist für eine Dreiachszugmaschine mit Zweiachsauflieger eine maximal zulässige Gesamt-
länge des Zuges von bis zu 23 Metern erlaubt (23 – 16,15 = 6,85 m, also fast 7 m mehr
als in Europa) bei einem zulässigen Gesamtgewicht von 36,3 t (USA) und 39,9 t
(Kanada)), wodurch sich das CNG-Flaschenbündel ohne Regelwerksanpassungen unter-
bringen lässt.
Um eine mit Diesel oder LNG vergleichbare Reichweite um oder etwas über 1.000 km
erzielen zu können, wurde die Richtlinie 96/53/EU auf die Zulassungsfähigkeit einer
Verlängerung des Fahrerhauslichtraumprofils in Fahrrichtung nach hinten (wie bei der
Unterbringung aerodynamischer Verbesserungen) zur Unterbringung eines CNG-
Speichermoduls in Deutschland / Europa untersucht.
Hierzu wurden zusammen mit dem Auftraggeber Gespräche mit Ansprechpartnern bei
Nutzfahrzeugherstellern durchgeführt.
Von MAN war folgende Einschätzung bzgl. der regulatorischen Situation hinsichtlich der
Verlängerung des Lkw-Fahrerhauses zu erlangen:
Fahrerhaus
Nachweis erforderlich:
Verbesserte Aerodynamik (Kraftstoffverbrauch)
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
CNG-Tankmontage hinter dem Fahrerhaus
4-99
Verbesserte Sicht Verbesserte Sicherheit und Komfort des Fahrers Sicherheit anderer Verkehrsteilnehmer
Keine Längenbegrenzung nach vorne beschrieben!
Zeitschiene ab 26. MAI 2015:
2 Jahre: Prüfphase einer Regelwerksanpassung 3 Jahre: Leadtime nach Umsetzung Typprüfungsvorschriften
Anwendung ab ca. 2020/2022
Es war nicht klar, ob auch Bedürfnisse zur Integration alternativer Kraftstoffe als
Argument zur Verlängerung des Fahrerhauses im Rahmen der Diskussion in der Prüfphase
noch eingebracht werden können. MAN teilte mit, dass interne Analysen verfügbarer
Einbauräume im Fahrgestell der Zugmaschine von theoretisch etwa 1,5 m³ zeigen, wovon
realistischer Weise (u.a. auch unter Nichtmitnahme eines Ersatzrades) ein Einbauraum von
knapp 1 m³ bleibt. Diese Einschätzung deckt sich mit den unter 1.2.2.1 identifizierten
verfügbaren Tanks einer Länge von ca. 2 m bei einem Durchmesser von 650 mm. Diese
Tanks haben knapp über 0,5 m³ geometrisches Volumen. Je ein Tank könnte links und
rechts eingebaut werden. Mit zwei dieser CNG-Tanks lässt sich nicht ganz die Reichweite
wie mit einem LNG-Tank vergleichbaren Volumens erzielen: 580 km versus 700-750 km.
Bzgl. der zulässigen Massenerhöhung des Lkw wurden von MAN folgende Aussagen
gemacht:
Das Regelwerk erlaubt die „Optionale Erhöhung des Gesamtgewichts aufgrund
Mehrgewicht alternativer Kraftstoffe (max. 1 t), ohne Erhöhung der Nutzlast“.
Alternative Kraftstoffe
Strom in allen Arten von Elektrofahrzeugen Wasserstoff Erdgas: CNG und LNG Flüssiggas: LPG Mechanische Energie aus bordeigenen Speichern / Quellen, einschließlich Abwärme
Technologieneutralität
Anwendung ab 07. MAI 2017
Daimler sieht eine zusätzliche Einbaulänge auf Basis der Richtlinie 2015/719 von 0,6 -
0,7 m im Rahmen von aerodynamischen Anpassungen als umsetzbar an. Der BO-
Kraftkreis gemäß §32d StVZO muss jedoch immer gewährleistet sein.
Auf Basis dieser Informationen könnte man folgende Integrationsansätze andenken:
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
CNG-Tankmontage hinter dem Fahrerhaus
4-100
Tabelle 31: Einbaualternativen für CNG-Speichermodule mit 20 MPa
Erkenntnisse aus der Diskussion mit Fahrzeugherstellern
Aufgrund der Markterfordernisse bzw. der Kundenakzeptanz können nur Tanks im Fahrgestell integriert werden (Sattelzugmaschinen im europäischen Fernverkehr). Es wäre zulässig, Fahrzeuge mit einem kurzen Fahrerhaus und dahinterliegendem CNG-Druckflaschenpaket auszurüsten. Dies würde aber von den Kunden für die Fernverkehrsfahrzeuge nicht angenommen werden
Die Diskussionen mit Fahrzeugherstellern haben keine eindeutige Klärung bzgl. Anpassungsmöglichkeiten im Rahmen von RL 2015/719 erbracht
Daimler kann sich maximal einen zusätzlichen Einbauraum von 600 bis 700 mm z.B. hinter dem Fahrerhaus im Rahmen von aerodynamischen Anpassungen vorstellen
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
CNG-Tankmontage hinter dem Fahrerhaus
4-101
Andere OEMs wollen die Anpassbarkeit im Rahmen von RL 2015/719 auf alternative Kraftstoffe ausweiten
4.4 Maßnahmen und Aufwände, um Zulassungsfähigkeit in Europa herzustellen
Da die Zuladung (Volumen bzw. Masse bzw. beides) heute essenziell für die Wirtschaft-
lichkeit von Lkw im Fernverkehr ist, stellt dieser Aspekt also eine Schlüsselbedingung dar.
Als wesentliche Maßnahme ist hier die Einwirkung auf die Anpassung der RL 2015/719 zu
nennen, da darin sowohl die Thematik Fahrzeugverlängerung als auch das Thema
Erhöhung des zulässigen Gesamtgewichts ohne Erhöhung der Nutzlast geregelt sind
(siehe dazu auch Kapitel 4.3). Insbesondere betrifft dies die Fahrzeughersteller, daher
sollten insbesondere diese hier aktiv werden, um die erforderlichen Regelwerks-
anpassungen in den bereits laufenden Implementierungsprozess zu integrieren.
Mit welchen Aufwänden und mit welchen Zeithorizonten zu rechnen ist, lässt sich am
besten aus Abbildung 36 ablesen, in der die aktuelle Zeitplanung für die Umsetzung der
RL 2015/719 dargestellt ist.
Abbildung 36: Richtlinie 96/53/EG idF (EU) 2015/719 – Zeitschiene denkbare
Umsetzung der Richtlinie (LBST auf Basis [MAN 2015])
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren
5-102
5 ANALYSE VON TANKSTELLEN MIT HOCHLEISTUNGSKOMPRESSOREN
Dieses Kapitel liefert eine realistische, faktenbasierte Aussage darüber, welcher technische
Aufwand für die Errichtung einer CNG-Basisinfrastruktur zur Betankung von Lkw im
Fernverkehr entsteht. Diese beinhaltet auch eine Abschätzung der dafür erforderlichen
tankstellenspezifischen Gesamtkosten.
5.1 Übersicht Tankstellen-Systemintegratoren und Hersteller von Hochdruckkompressoren
5.1.1 Hersteller von Hochdruckkompressoren
Ariel
Die US-amerikanische Firma Ariel (https://www.arielcorp.com) aus Mount Vernon, Ohio,
liefert Erdgaskolbenkompressoren, die je nach Saugdruck (0,03-1,36 MPa) Förder-
leistungen zwischen 200 und 2.000 Nm³/h bei Enddrücken von 31 MPa oder höher
bereitstellen können bei elektrischen Anschlussleistungen zwischen 37 kW und 895 kW.
Aspro
Die argentinische Firma Aspro (http://www.asprognc.com) aus Los Troncos, Provinz
Buenos Aires, Argentinien, liefert horizontal arbeitende Erdgaskolbenkompressoren, die
mit Saugdrücken von 0,02 MPa bis 6 MPa arbeiten können und Lieferdrücke von 25 bis
30 MPa bereitstellen können bei Liefermengen von bis zu 2.500 Nm³/h bei Anschluss-
leistungen von bis zu 200 kW pro Kompressorstufe.
Atlas Copco
Die schwedische Firma Atlas Copco (www.atlascopco.com) aus Nacka bei Stockholm
liefert Erdgaskompressoren mit Saugdrücken zwischen minimal 0,05 und 2,4 MPa und
maximal 0,13 und 7 MPa und Liefermengen von zwischen 470 Nm³/h (@ 0,05 MPa
Eingangsdruck) und 6.800 Nm³/h (@ 7 MPa Eingangsdruck). Lieferdrücke von bis zu
35 MPa sind in 3-5-stufigen Kompressorsystemen darstellbar.
Bauer
Die deutsche Firma Bauer Kompressoren (www.bauercomp.com) aus München liefert
Erdgaskompressoren mit Saugdrücken zwischen minimal 0,07 MPa und maximal 3,8 MPa
und einem maximalen Lieferduck von 34,5 MPa mit Lieferleistungen von bis zu
561 Nm³/h.
Broadwind Energy
Die US-amerikanische Firma Broadwind Energy aus Cicero, Illinois, USA (www.bwen.com)
bietet zusammen mit SAFE (www.safegas.it/en/cng-compressors) CNG-Kompressoren an.
Diese arbeiten mit Saugdrücken zwischen 0,1 und 6,89 MPa und mit Lieferdrücken von bis
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren
5-103
zu 31 MPa bei Liefermengen zwischen 400 und 730 Nm³/h. Die elektrische Antriebs-
leistung liegt dabei zwischen 112 und 447 kW.
CompAir
Die US-amerikanische Firma CompAir (http://www.compair.com), Tochter der Gardner
Denver Industrials Group, ein Teil der Gardner Denver, Inc., Milwaukee, Wisconsin, USA,
zu der auch die frühere Mannesmann Demag Kompressorabteilung gehört, liefert
Erdgaskompressoren mit Saugdrücken von 0,1 bis 1,8 MPa, die bei Antriebsleistungen von
bis zu 250 kW und Lieferdrücken von 25 MPa Liefermengen zwischen 800 und
1.700 Nm³/h erreichen. Die Anlagen können auch auf Lieferdrücke von maximal 35 MPa
ausgelegt werden.
Dresser Wayne Pignone
Die US-amerikanische Firma Dresser Wayne Pignone (www.wayne.com) mit Sitz in Austin,
Texas und einem Standort in Florenz, Italien, (Pignone) liefert Erdgaskompressoren mit
Saugdrücken von 0,01 bis 20 MPa und Liefervolumina zwischen 100 und 7.000 Nm³/h bei
Abgabedrücken von bis zu 35 MPa. Die Antriebsleistungen liegen dabei zwischen 55 und
600 kW. Die Produktlinie, die CNG-Tankstellenbedarf abdeckt, firmiert unter Cubogas und
umfasst die Dresser Wayne Pignone BVTN und AVTN Linien. Die größte Konfiguration mit
4BVTN-Kompressoren (also bei niedrigen Saugdrücken und großen Liefermengen) hat eine
Aufstellfläche von ca. 2,5 m x 6,5 m bei einer maximalen Höhe von 4 m.
FTI
Die kanadische Firma FTI International Group Inc. (www.fuelingtech.com/) aus Vaughan,
Ontario, Kanada, liefert Kompressoren, die mit Saugdrücken zwischen 0,414 und 6,2 MPa
arbeiten und Liefermengen zwischen 350 und 2.500 Nm³/h bereitstellen bei Drücken von
bis zu 35 MPa. Die elektrischen Antriebsleistungen liegen dabei bei zwischen 37 und
261 kW.
Galileo
Die argentinische Firma Galileo (www.galileoar.com) in Sáenz Peña, Partido de Tres de
Febrero; Provinz Buenos Aires liefert u.a. standardisierte Kompressorprodukte, die
weitestgehend Plug-and-Play-fähig sind:
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren
5-104
Abbildung 37: Galileo Kompressorprodukte [Galileo 2014]
Diese Aggregate arbeiten mit Saugdrücken von 0,005 bis 6 MPa und Abgabedrücken von
25 MPa. Die Liefermengen der Kompressoren liegen zwischen 50 und 350 Nm³/h
(NanoBox), 300 und 5.000 Nm³/h (MicroBox) und 300 und 500 Nm³/h (GigaBox). Die
Antriebsleistungen liegen zwischen 22 und 45 kW (NanoBox), 75 und 400 kW (MicroBox)
und 300 und 400 kW (GigaBox).
Jede NanoBox-Grundeinheit hat eine Aufstandsfläche von 2,36 m x 0,87 m und eine Höhe
von 2,04 m. Die Kosten liegen bei etwa 250.000 USD.
Jede MicroBox-Grundeinheit hat eine Aufstandsfläche von 4,32 m x 2,43 m und eine Höhe
von 2,93 m. Die Kosten liegen bei etwa 500.000 USD.
Sowohl die NanoBox als auch die MicroBox kommen mit einem eingebauten CNG-
Speicher von ca. 1.000 l, können aber auch mit einem 3.000 l Speicher ausgestattet
werden, um eine bessere Vergleichmässigung der Verdihtung zu gewährleisten.
Die Kosten pro Dispenser liegen bei Galileo bei etwa 50.000 USD.
Galileo realisiert jedoch auch custom-designed Großkompressoranlagen mit Abgabe-
kapazitäten bis zu 25.000 Nm³/h (siehe EMT Madrid, Spanien, oder Muara Tawar, Bekasi,
West Java, Indonesien). Für eine Anlagenkonfiguration wie bei der EMT in Madrid mit
neun Kompressoreinheiten vom Typ Micro-Box werden etwa 5 m x 30 m Aufstellfläche
benötigt.
Hofer
Die deutsche Firma Hofer (www.andreas-hofer.de) in Mühlheim an der Ruhr liefert
Kolbenkompressoren mit hydraulischem Antrieb sowie Membrankompressoren.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren
5-105
Beide Kompressortypen gibt es für Enddrücke von bis zu 100 MPa und Abgabemengen
von 300 bis 500 Nm³/h. Die Saugdrücke liegen je nach Kompressortyp zwischen 0,1 und
5 MPa (Kolben) bzw. zwischen 1,4 und 1,8 MPa (Membran).
IdroMeccanica
Die italienische Firma IdroMeccanica (http://www.idromeccanica.it) liefert hydraulische
Kolbenkompressoren für Erdgas und Wasserstoff für Eingangsdrück von 0,4 bis 25 MPa
und Lieferdrück von bis zu 45 MPa.
IMW
Die kanadische Firma IMW Clean CNG (www.imw.ca) aus Chilliwack, BC, Kanada, bietet
Doppelkompressorsysteme für Lieferdrücke von 25 bzw. 31 MPa an, die Saugdrücke von
0,16 bis 4,8 MPa bzw. von 0.03 bis 1 MPa haben bei Liefermengen von 567 bis
2.442 Nm³/h bzw. von 390 bis 956 Nm³/h. Die elektrischen Antriebsleistungen liegen bei
187 bzw. 224 kW. Die Aufstellfläche liegt bei 4 m x 2,4 m bei einer Containerhöhe von
3 m. Die Massen liegen bei 6,23 bzw. 7,26 t.
J.A. Becker & Söhne
Die deutsche Firma J.A. Becker & Söhne (http://kompressoren.jab-becker.de) aus Neckars-
ulm liefert Erdgaskompressoren mit Saugdrücken von 0,03 MPa bis 0,09 MPa und einem
maximalen Lieferduck von 30 MPa mit Lieferleistungen von 7,8 Nm³/h bis 160 Nm³/h.
Lenhardt & Wagner
Die deutsche Firma Lenhardt & Wagner (www.lw-compressors.com) aus Hüttenfeld bei
Köln liefert Erdgaskompressoren mit Saugdrücken zwischen minimal atmosphärisch und
maximal 15 MPa und einem maximalen Lieferduck von 42 MPa mit Lieferleistungen von
6 Nm³/h bis 700 Nm³/h.
LMF
Die österreichische Leobersdorfer Maschinenfabrik GmbH & Co. KG (www.lmf.at) aus
Leobersdorf liefert Kompressoren mit Saugdrücken von 0,1 bis 2 MPa und einem
Abgabedruck von 25,1 MPa (wobei auf Anfrage auch höhere Drücke möglich sind). Es
sind Kompressoren mit Liefermengen von 150 bis 250 Nm³/h, von 273 bis 760 Nm³/h und
von 245 bis 1.460 Nm³/h erhältlich. Für Saugdrücke von 0,2 bis 5,1 MPa gibt es
Kompressorsysteme mit Liefermengen bis zu 6.000 Nm³/h mit Antriebsleistungen
zwischen 40 und 600 kW.
McKenzie
Die US-amerikanische Firma McKenzie aus Pittsburgh, USA (www.mckenziecorp.com)
liefert Ingersoll Rand CNG-Kompressor-Pakete, deren größtes einen Saugdruck von
0,14 MPa und einen Abgabedruck von 35 MPa bei einer Liefermenge von knapp
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren
5-106
200 Nm³/h hat. Die Containergröße beträgt 3,15 m x 2,03 m x 1,98 m bei einer Masse von
5,65 t.
Sauer
Die deutsche Firma J.P. Sauer & Sohn (http://www.sauercompressors.com/de) liefert
Booster-Kompressoren für CNG-Anwendungen für Enddrücke von 0,1 bis 35 MPa und
Abgabemengen von bis zu 1.400 Nm³/h.
sera
Die deutsche Firma sera GmbH (http://www.sera-web.com/de) liefert Metallmembran-
Kompressoren für Ansaugdrücke von 0,1 MPa und für Enddrücke von bis zu 100 MPa und
Abgabemengen von bis zu 1.500 Nm³/h. Inwieweit diese Auslegungsgrößen auch für
CNG-Anwendungen gültig sind, müsste noch validiert werden.
Wärtsilä Hamworthy
Die finnische Firma Wärtsilä Hamworthy (http://www.wartsila.com/products/marine-oil-
gas/compressors/compressors/wartsila-hamworthy-cng-compressor-solutions) in Helsinki
liefert Kompressoren mit Saugdrücken von bis zu 25 MPa und Lieferdrücken von bis zu
35 MPa bei Liefermengen von bis zu 8.500 Nm³/h.
Tabelle 32: Übersicht über ausgewählte Hersteller von CNG-Kompressoren
CNG-Kompressor-Hersteller
Hersteller Eingangsdruck Lieferdruck Förderleistung Antriebsleistung Website
MPa MPa (max.) Nm³/h kWel ---
Ariel 0,03 - 1,36 31 + 200 - 2.000 37 - 895 www.arielcorp.com
Aspro 0,02 - 6 25 - 30 ≤2.500 ≤200 www.asprognc.com
Atlas Copco 0,05 - 2,4 / 0,13 - 7 35 470 - 6.800 ? www.atlascopco.com
Bauer 0,07 - 3,8 34,5 561 ? www.bauercomp.com
Broadwind Energy 0,1 - 6,89 31 400 - 730 112 - 447 www.bwen.com
CompAir 0,1 - 1,8 25 (35) 800 - 1.700 ≤250 www.compair.com
Dresser Wayne Pignone 0,1 - 20 35 100 - 7.000 55 - 600 www.wayne.com
FTI 0,414 - 6,2 35 350 - 2.500 37 - 261 www.fuelingtech.com
Galileo ("MicroBox") 0,1 - 6 25 300 - 5.000 75 - 400 www.galileoar.com
Galileo ("NanoBox") 0,005 - 3,5 25 50 - 350 22 - 45 www.galileoar.com
Hofer 0,1 - 5 / 1,4 - 1,8 ≤100 300 - 500 ? www.andreas-hofer.de
IdroMeccanica 0,4 - 25 45 ? ? www.idromeccanica.it
IMW 0,16 - 4,8 / 0,03 - 1 25 - 31 567 - 2.442 / 390 - 956 187 - 224 www.imw.ca
J.A. Becker & Söhne 0,03 - 0,09 30 7,8 - 160 ? www.kompressoren.jab-becker.de
Lenhardt & Wagner 0 - 15 42 6 - 700 ? www.lw-compressors.com
LMF 0,1 - 2 25,1 + 150 - 6.000 40 - 600 www.lmf.at
McKenzie 0,14 35 200 ? www.mckenziecorp.com
Sauer 0,1 4 - 35 100 - 1.400 300 www.sauercompressors.com
sera 0,1 100 1.500 ? www.sera-web.com
Wärtsilä Hamworthy ≤25 35 ≤8.500 ? www.wartsila.com/products
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren
5-107
5.1.2 Tankstellen-Systemintegratoren
Bohlen & Doyen (B&D)
Die deutsche Firma Bohlen & Doyen (http://www.bohlen-doyen.com) aus Wiesmoor
integriert CNG-, LNG- und LPG-Tankstellen und führt für Kunden auch Störungs-
beseitigung und Wartung mit kurzen Reaktionszeiten durch (24/7/365).
B&D arbeitet mit Verdichtern der Firma Lenhardt & Wagner. Bei geeignetem Vordruck
kann B&D damit Lieferleistungen von bis zu 2.000 Nm³/h ermöglichen. Betankungen ohne
Unterbrechung / Betankungsstopp sind garantiert.
Greenfill
Greenfill (www.greefill.eu) plant, baut und installiert modulare CNG-Tankstellen auch
großer Kapazität. Bei der Auslegung findet zuerst eine Schnittstellenabklärung statt
(Redundanz von Kompressor, Kühlung, Regelung & Steuerung, Durchsatz, Druckbereich,
Querschnittsdimensionierung der Rohrleitungen, Zapfsäule(n), etc.). Auslegungskriterien
sind u.a: Kompressorleistung und Kompressorauswahl, Speicherkapazität, Funktionalität
der mechanischen und elektrischen Anlagenkomponenten, Sicherheit, Temperatur /
Feuchtigkeit, Verfügbarkeit, Ausrüstung mit Filter, Trocknung, Druckluft, etc., Messung,
Steuerung und Fernüberwachung, Bauausführung (z.B. vorgefertigte Betoncontainer),
Handhabung und Logistik der modularen Komponenten, Training, Service, Wartung. Viel
Wert wird auf modulare Intelligenz beim Aufbau der CNG-Tankstelle gelegt (Kompressor,
Speicher, Anlagenausstattung, Steuerung & Regelung, Gebäude, Zapfsäulen). Greenfill
arbeitet mit mehreren Kompressorherstellern zusammen und kann aufgrund langjähriger
Erfahrungen die Lebensdauer, Leistung und Eignung der verschiedenen Anbieter gut
einschätzen. Diese Erfahrungen erstrecken sich auch auf eine der größten deutschen CNG-
Tankstellen (in Augsburg für die Busbetankung) mit 6.000 Nm³/h und hoher
nachgewiesener Redundanz.
Schandl
Schandl arbeitet mit verschiedenen Kompressorherstellern zusammen (insbesondere aber
mit IdroMeccanica), um geeignete kundenspezifische Komplettlösungen für kontinu-
ierliche Betankungsverfahren anbieten zu können. Schandl bietet auch Boostersysteme
an. Schandl bietet Flaschenspeicher, Röhrenspeicher sowie einen eigenen dynamischen
Speicher an. Eingangsdrücke von 2,5 bis 25 MPa sind möglich. Die Lieferenddrücke
sichern mit Temperaturkompensation eine Betankung auf 20 MPa Niveau. Schandl bietet
von der Beratung verbunden mit Potenzialanalysen über Standortplanung, Engineering,
Fertigung, Lieferung, Montage und Inbetriebnahme der kompletten Betankungsanlage
einschließlich des kompletten Rohr- und Tiefbaus alle Leistungen aus einer Hand an.
Schwelm
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren
5-108
In dem überschaubaren Markt bisher relativ kleiner CNG-Tankstellen in Deutschland sieht
sich Schwelm als Marktführer. Eingangsdrücke von 0,002 bis 7 MPa sind möglich, bei
Lieferleistungen zwischen 15 Nm³/h und 3.000 Nm³/h bei Lieferdrücken von bis zu
30 MPa. Zapfsäulen mit 1 bis 4 Schläuchen für NGV1 bzw. NGV2 sind im Angebot.
Schwelm arbeitet bei den Kompressoren mit Technologie von J.A. Becker & Söhne GmbH
& Co. Schwelm bietet für seine vollautomatischen Erdgasbetankungsanlagen die
Verdichterstationen, Erdgaszapfsäulen und das Zubehör für Pkw-, Bus- und Nutzfahrzeug-
anwendungen an.
Tabelle 33: Identifizierte Systemintegratoren von CNG-Tankstellen
Integrator Kompressorlieferant Eingangsdruck [MPa]
Lieferdruck [MPa]
Förderleistung je Kompressor [Nm³/h]
Bohlen & Doyen Lenhardt & Wagner 0-15 ≤ 42 ≤ 2.000
Greenfill z.B. Sauer Compressors 0-3,5 30 80 - 1.400
Schandl IdroMeccanica 2,5-25 25 + ?
Schwelm J.A. Becker 0-7 ≤ 30 15 - 3.000
5.2 Grobauslegung einer großen CNG-Tankstelle für schwere Nutzfahrzeuge
Die Auslegung der Tankstelle erfolgte basierend auf einem für Autohöfe typischen
synthetischem Abgabeprofil (Abbildung 38), das von zwei täglichen Abgabespitzen von
jeweils 3 Stunden morgens und abends ausgeht.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren
5-109
Abbildung 38: Angenommene prozentuale Verteilung der Betankungsmengen
(LBST auf Basis [Jung 2016])
Eine Tankstelle mit zwei Zapfsäulen, die pro Stunde 3-4 Lkw betanken kann (Annahme:
3 Volltankäquivalente à 179 kg Erdgas pro Stunde) und an 250 Tagen im Jahr in Betrieb
ist, gibt am Tag ca. 7 t Erdgas ab, was im Jahr ca. 22 Mio. Nm³ entspricht (basiert auf
[Braun 2016]).
Die CNG-Tankstelle verfügt (auch aus Redundanzgründen) entweder über zwei
Kompressoren à 1.100-1.300 Nm³/h Kapazität (Vordruck ca. 1,9 MPa) bzw. drei
Kompressoren à 700 Nm³/h Kapazität (Vordruck ca. 2,9 MPa) und über eine damit
darstellbare Gesamtkapazität von 1.633 Nm³/h. Eine CNG-Tankstelle dieser Kapazität
kostet etwa 1,8 Mio. € (siehe Tabelle 14) und liefert unter den getroffenen Annahmen
Kraftstoff für 0,086 €/kWh in den Lkw. Eine vergleichbar große LNG-Tankstelle liefert
unter den getroffenen Annahmen Kraftstoff für 0,090 €/kWh in den Lkw. Bei der Ermitt-
lung der Investition sind berücksichtigt: Gaseinleitungsstrecke, CNG-Speicher 6.000 l
(630 Nm³), Kühlsystem für Kompressor, Rückkühler für Kühlkreislauf, Steuerung und
Schaltschränke für Kompressoren, Einrichtung zur Datenfernübertragung, Odorierein-
richtung, Gebäudemodul aus Beton, Gasausleitungsstrecke, MF-Block PF, 2 Dispenser,
Sequencingblock für Zapfsäule, Baukosten für Überdachung, Erdarbeiten, Asphaltierung
und Bezahlsystem, Genehmigung, Werkmontage und -prüfung, Transport und Errichtung
vor Ort, Rohrleitungen, Kabel, Eichungen, Projektabwicklung, Dokumentation. Bei den
Betriebskosten sind Wartung und Instandhaltung der Kompressoren, Sicherheitsprüfung
der Drucktanks, Kalibrierung der Dispenser und Energiekosten (Strombezugskosten,
Erdgasbezugskosten) berücksichtigt.
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
ab0
ab1
ab2
ab3
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ab6
ab7
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ab12
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ab18
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ab20
ab21
ab22
ab23
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren
5-110
Betrachtet man die Gesamtkapazität eines typischen deutschen Autohofs, dann werden
dort etwa 217.300 kWh/Tag abgegeben. Dies entspricht etwa 16,7 t Erdgas pro Tag. Die
für diese Studie gewählte Erdgastankstellengröße entspricht 42% dieser Menge. Für ein
Vollszenario einer CNG-Versorgung müsste dementsprechend das 2,4-fache der
gewählten Tankstellengröße in Ansatz gebracht werden.
Geht man weiter vereinfachend davon aus, dass ein Lkw 2/3 der Maximalmenge nach-
tankt (also etwa 130 von rund 200 kg), dann kann eine Tankstelle, die 16,7 t CNG am Tag
abgibt, etwa 130 Lkw unterstützen. Eine CNG-Tankstelle, die nur 7 t pro Tag abgibt (wie
die in unserem Beispiel angenommene), unterstützt dementsprechend ca. 55 Lkw.
Mit dem gewählten Ansatz ist eine modulare Erweiterung der Tankstelle in containeri-
sierter Form von 7 t auf größere Kapazitäten bei verfügbaren Flächen jederzeit möglich.
Ebenfalls mit [Braun 2016] diskutiert wurde die Möglichkeit, auf Autohöfen möglicher-
weise Slow-Fill-Betankungskonzepte zu realisieren. So könnte in einem speziell aus-
gewiesenen Teil eines Autohofes zusätzlich zur bisher betrachteten Schnellbetankung eine
Über-Nacht-Langsambetankung realisiert werden. Diese kann als Kapazitätserweiterung
bis zu 20% kostengünstiger ausfallen als eine Kapazitätserweiterung der Schnell-
betankung, da sie nur die Rohrleitungen und Anschlüsse für die über Nacht parkenden
Lkw erfordert und die Kompressorkapazität nicht erhöht werden muss. Man könnte in
diesem (eventuell einzuzäunenden) Bereich kostenloses Parken und günstigere Nähe zu
Waschräumen, etc. attraktivitätssteigernd anbieten.
5.3 Grundausstattung für CNG-Tankstellen-Netz an deutschen Autobahnen
In diesem Unterkapitel wird eine vereinfachte CNG-Tankstellen Grundausstattung für Lkw
an Bundesautobahnen (BAB) mit zunächst 15, dann 30 Betankungsmöglichkeiten
betrachtet. Anhand dieser Betrachtung können Aussagen bzgl. Fahrfähigkeit, Strecken-
redundanzen und mögliche Routenwahl bei einer anfänglichen CNG-Betankungs-
infrastruktur für Lkw an BAB getroffen werden.
Mit 15 bis 30 Betankungsmöglichkeiten kann bereits eine allgemeine Fahrfähigkeit auf
den wichtigsten Bundesautobahnen erreicht werden. Dabei kann auf den Haupttransit-
und Schwerverkehrsrouten ein Abstand zwischen den Betankungsmöglichkeiten von in
der Regel etwa 400 km erreicht werden. Dieser Abstand entspricht dem, was in der
Richtlinie (2014/94/EU) „über den Aufbau der Infrastruktur für alternative Kraftstoffe“
vom 22. OKT 2014 für die Versorgung von LNG-Lkw als Richtschnur gegeben wird.
Als eine Betankungsmöglichkeit gilt in der folgenden Betrachtung jeweils entweder
eine Tankstelle, die von beiden Fahrtrichtungen aus erreichbar ist (z.B. Autohof) oder
eine Doublette zweier separater CNG-Betankungsanlagen, eine pro Fahrtrichtung (z.B. an Autobahntankstellen).
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren
5-111
Abbildung 39 zeigt das Lkw-Aufkommen auf Bundesautobahnen [BAST 2010]. Je dunkler
die jeweilige Autobahn eingefärbt ist, desto höher ist die Lkw-Frequenz. Das Aufkommen
auf den einzelnen Autobahnen schwankt stark zwischen kleiner 1.000 und über
15.000 Lkw pro 24 h. Auf Basis der graphisch vorliegenden Daten wurden die Auto-
bahnen in Abschnitte mit hohem Lkw-Aufkommen (>7.500 Lkw / 24 h) und geringerem
Lkw-Aufkommen (<7.500 Lkw / 24 h) unterteilt. In Abbildung 40 ist diese Einteilung
zusammen mit den Standorten von Autohöfen und Autobahntankstellen dargestellt.
Ebenfalls dargestellt sind 15 mögliche erste Standorträume für CNG-Lkw-Autobahn-
tankstellen bzw. Autohöfen. Die Auswahl der Standorträume basiert dabei auf dem
Gedanken einer möglichst gleichmäßigen, flächendeckenden Verteilung entlang der
Haupttransit- und Schwerverkehrsrouten.
An welchen Autobahntankstellen bzw. Autohöfen innerhalb der Standorträume eine CNG-
Lkw-Tankstelle tatsächlich errichtet werden kann und sollte, müsste in einer detaillierten
Analyse bestimmt werden und ist nicht Teil der vorliegenden Arbeit.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren
5-112
< 1.000 7.500 - 10.000
1.000 - 2.500 10.000 - 15.000
2.500 - 5.000 > 15.000
5.000 - 7.500 [Lkw / 24 h]
Abbildung 39: Lkw-Aufkommen auf deutschen Autobahnen 2010 [BAST 2010]
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren
5-113
Abbildung 40: Mögliche Standorträume bei 15 Betankungsmöglichkeiten
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren
5-114
Bewertung der CNG-Versorgung bei 15 Betankungsmöglichkeiten (Abbildung 40)
Ein erstes Tankstellennetzwerk mit 15 Betankungsstandorten ermöglicht eine grund-
legende CNG-Versorgung der meisten Haupt-Schwerlastverkehrsstrecken. Auf den
versorgten Hauptstrecken beträgt der Abstand zwischen den CNG-Betankungsmöglich-
keiten in etwa 400 km. Die Versorgungssituation bzgl. des gesamten deutschen Auto-
bahnnetzes lässt sich wie folgt beschreiben:
Grundlegende Fahrfähigkeit auf den Haupt-Schwerverkehrs- und Transitstrecken meist gegeben. Umwege um Tankstellen zu erreichen teilweise notwendig
Fahrfähigkeit auf weniger stark befahrenen BAB-Abschnitten in der Regel nur eingeschränkt möglich
(Strecken-) Redundanz meist nicht vorhanden, d.h. meist keine akzeptable Ausweichmöglichkeit bei Streckensperrung oder Tankstellenausfall
Fahrfähigkeit bei Touren abseits der BAB nicht flächendeckend gegeben
Routenwahl muss sich an CNG-Tankstellenverfügbarkeit orientieren. Freie Routenwahl meist nicht möglich
Bewertung der CNG-Versorgung bei 30 Betankungsmöglichkeiten (Abbildung 41)
Mit einer Erweiterung des CNG-Tankstellennetzwerks für Lkw auf 30 Betankungs-
standorte lässt sich die Fahrfähigkeit im deutschen Autobahnnetz bereits deutlich
verbessern.
Fahrfähigkeit auf den Haupt-Schwerlastverkehrsstrecken ist gegeben
Fahrfähigkeit auf weniger stark befahrenen Strecken meist gegeben
(Strecken-) Redundanzen teilweise vorhanden. Ein Ausweichen auf eine parallele Autobahn (z.B. bei Streckensperrung) deutlich verbessert
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren
5-115
Abbildung 41: Mögliche Standorträume bei 30 Betankungsmöglichkeiten
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren
5-116
Für die ersten 15 vorgeschlagenen Standorträume wurde auf Basis vorliegender Gasnetz-
daten die Lage möglicher Standorte im Verhältnis zu Hauptgasleitungen geprüft. Es zeigt
sich, dass in den meisten Standorträumen Autobahntankstellen bzw. Autohöfe bestehen,
die in räumlicher Nähe zu großen Erdgasleitungen liegen. Als räumliche Nähe wird hier
ein Abstand von wenigen Kilometern bezeichnet. Die genauen Entfernungen lassen sich
aufgrund des vorliegenden, eher ungenauen Kartenmaterials nicht bestimmen.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge
6-117
6 MARKTEINFÜHRUNG EINER CNG INFRASTRUKTUR FÜR SCHWERE
NUTZFAHRZEUGE
Wie zu Beginn des Berichtes dargelegt war die Intention dieser Studie, den Einsatz von
CNG zum Betrieb von Lkw im Fernverkehr im Vergleich zum Einsatz von Diesel und LNG
im Hinblick auf seine Marktfähigkeit hin zu analysieren. Der Grund dafür liegt in der
Einsicht, dass
a) das für die Betankung erforderliche Tankstellennetzwerk eher auf verhältnismäßig
wenige Tankstellen hauptsächlich entlang der Transitautobahnen und damit die
erforderliche Gesamtinvestitionen in Tankstelleninfrastruktur beschränkt sein
kann,
b) die möglichen Absatzmengen für Erdgas wegen der hohen jährlichen Fahr-
leistungen von Lkw im Fernverkehr vergleichsweise hoch sind und
c) die Möglichkeiten einer Substitution von verbrennungs- durch elektromotorische
Antriebe in diesem Fahrzeugsektor am spätesten erfolgen wird, was die
Nutzungsdauer von Erdgas in diesem Fahrzeugsegment gegenüber anderen
Segmenten deutlich verlängern würde.
In diesem Kapitel sind daher die Untersuchungsergebnisse eines internationalen
Vergleichs, zu Vorbedingungen für eine erfolgreiche Einführung von CNG, zu möglichen,
neben der Gasindustrie erforderlichen Akteuren, zum Wettbewerb mit anderen Alternativ-
lösungen sowie zentrale Handlungsempfehlungen dargestellt. Zum Abschluss des Kapitels
wird ein Fahrplan für eine mögliche Marktentwicklung mitsamt eines Maßnahmen-
katalogs vorgeschlagen.
6.1 Globale Marktentwicklung von Erdgasfahrzeugen
Während in 2008 ca. 10 Mio. Erdgasfahrzeuge weltweit betrieben wurden, hat sich deren
Zahl bis 2013 auf 20 Mio. verdoppelt und könnte bis 2020 auf ca. 60 Mio. Fahrzeuge
anwachsen (siehe Abbildung 42).
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge
6-118
Abbildung 42: Globale Erdgasfahrzeugentwicklung (LBST auf Basis [Composites
2014])
In 2013 wurden mit 5,1 Mio. produzierten Erdgasfahrzeugen global ca. 6% aller
Fahrzeuge mit Erdgasantrieb ausgerüstet (vornehmlich in Argentinien, Brasilien, China,
Indien, Iran, Italien und Pakistan). Von diesen sind 94% Pkw, 4% Stadtbusse und der Rest
mittelgroße und schwere Nutzfahrzeuge, Gabelstapler und andere kommerzielle
Fahrzeuge. In den kommenden Fahrzeuggenerationen (Zehnjahresausblick) werden dabei
voraussichtlich 94% der Erdgasfahrzeuge mit 20 bzw. 25 MPa Druckspeicherung ausge-
rüstet sein, die restlichen 6% mit LNG-Tanks. Entsprechend sollen auch die Erdgas-
Tankstellennetzwerke wachsen, wobei eine Tankstelle potenziell 4.000 bis 8.000
Fahrzeuge versorgen kann. Für die USA wurden z.B. kürzlich Expansionspläne ange-
kündigt [Love’s 2016].
Im Zusammenhang mit dieser Studie ist auch die Marktentwicklung für den Einsatz von
Verbundmaterialtanks in CNG-Nutzfahrzeugen relevant, da ihr erfolgreicher Einsatz
Vorbedingung für die erforderlichen hohen gravimetrischen und volumetrischen
Speicherdichten ist. Entsprechend große Produktionsstückzahlen dieser bisher teuren
Fahrzeugsystemkomponente lassen eine hohe Kostendegression erwarten, anders als bei
den LNG-Tanks, deren Einsatzfeld prinzipiell deutlich kleiner bleiben dürfte. Wichtiger
Grund dafür ist die Perspektive hoher Produktionsstückzahlen von CNG-Tanks (a) über
alle Fahrzeugklassen hinweg und (b) für die gleichzeitige Installation in Druckerdgas- und
Druckwasserstofffahrzeugen. Dadurch unterscheiden sich CNG-Verbundmaterialbehälter
deutlich von LNG-Behältern, deren Einsatz sich künftig auf das engere Marktsegment
schwerer Nutzfahrzeuge und verflüssigtes Erdgas beschränken dürfte. Nach [Composites
2014] wurden in 2012 bereits ca. 5,5 Mio. Verbundmaterialspeicher mit einem Wert von
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge
6-119
2,3 Mrd. USD hergestellt, eine Zahl, die in 2013 bereits auf 9,7 Mio. Behälter und 5,1 Mrd.
USD wuchs. Für 2016 wird entsprechend ein Marktvolumen von 12,5 Mio. und in 2023
von 20 Mio. Behältern geschätzt (siehe Abbildung 43).
Abbildung 43: Globale Produktionsvorhersage für Druckgasbehälter (CNG und
CGH2), 2006-2023 (LBST auf Basis [Composites 2014])
Das Produktionswachstum wird mit Schwerpunkten im asiatischen Raum (61%) und
weniger stark ausgeprägt auch in Südamerika (12%), Europa (14%) und dem mittleren
Osten (12%) gesehen, jedoch mit nur je <1% in Nordamerika und Afrika. Dabei fällt auf,
wie stark in den letzten Jahren die Anzahl der Faserverbundtankhersteller von 12 (vor 10
Jahren) auf inzwischen etwa 30 Unternehmen weltweit gestiegen ist (siehe Tabelle 34).
Obwohl der Fokus insbesondere in den sich entwickelnden Ländern derzeit noch auf der
Verwendung von Typ I bis Typ III Behältern liegt, wächst auch die Zahl der für hohe
gravimetrische Speicherdichten, insbesondere für einen Einsatz in Nutzfahrzeugen
essenziellen Typ IV-Tank-Hersteller, was deren relativen Marktanteil deutlich steigern und
die spezifischen Behälterproduktionskosten deutlich senken dürfte. Als ein wichtiger
Treiber für diese Entwicklung wird die Einführung des Euro VI Emissionsstandards in
Europa gesehen, der die Einführung von Erdgas in Stadtbussen und Nutzfahrzeugen sowie
von Wasserstoff in Pkw und Stadtbussen deutlich beschleunigen dürfte. In Nutzfahr-
zeugen können die spezifische Gewichtsreduktion (bis zu 500 kg pro Fahrzeug) und
höhere Zuverlässigkeit (bis zu 30 Betriebsjahre) bei erhöhten Gasdrücken (35 MPa) am
ehesten in zusätzliche Nutzlast, geringeren Kraftstoffbedarf, geringere Emissionen und
geringere Betriebskosten umgesetzt werden.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge
6-120
Tabelle 34: Verbundmaterialtankhersteller weltweit und ihre geschätzten
Marktanteile (Auswahl) (LBST auf Basis [Composites 2014])
Die 20 führenden Hersteller von Verbund-Druckgasbehältern im Vergleich
Unternehmen Typ I Typ II Typ III Typ IV Typ V Geschätzter Marktanteil CNG 2013
3M / Xperion 1,0%
Beijing China Tank Industry Co. Ltd.
0,1%
Cilbras (Tochtergesellschaft von Praxair)
5,5%
CleanNG 0,0%
CNG Cylinders International
0,2%
Cobham Composites <0,1%
COMAT GmbH <0,1%
Composite Technology Development
0,1%
Composites Aquitaine <0,1%
Faber Industry SpA 28,4%
GASTANK AB 0,2%
Hexagon Lincoln 6,3%
INFLEX-Argentoil S.A. 8,8%
Luxfer Gas Cylinder (inkl. Dynetek & Vexxel)
11,4%
MCS Technologies GmbH
0,7%
Pressed Steel Tank <0,1%
Quantum Technologies Worldwide
1,0%
Ullit 0,7%
Worthington Cylinders (inkl. SCI)
3,3%
Xperion 1,0%
Anteil am globalen Markt für Verbund-Druckgasbehälter für Fahrzeuge 68,8%
6.2 Die USA als Fallbeispiel für einen erfolgreichen Einsatz von Erdgas in schweren Nutzfahrzeugen
In Kapitel 6.2 werden wichtige Merkmale der US-amerikanischen Strategie für den Einsatz
von CNG neben LNG als Kraftstoff für den Antrieb schwerer Nutzfahrzeuge auf ihre
Übertragbarkeit auf europäische und deutsche Ziele untersucht. Zu diesem Zweck wurden
drei Marktuntersuchungen aus dem Jahr 2012 herangezogen [ACT 2012], [NPC 2012] und
[Composites 2014].
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge
6-121
Die Hoffnung auf einen breiteren Einsatz von Erdgas auch im Verkehr, und spezifisch zur
Substitution von Dieselkraftstoff im Nutzfahrzeugbereich, wurde in den USA etwa
2011/2012 genährt durch die heimische Förderung von Shale Gas (durch die Anwendung
von Fracking - siehe auch Kapitel 3). Wesentlicher Antrieb waren dabei (a) die hohe
Verfügbarkeit von Erdgas und damit die möglich werdende Verringerung von
Erdölimporten sowie (b) die geringen Erdgaspreise (ca. 40% niedrigere Kraftstoffpreise in
2014). Neben einer verstärkten Einführung von LNG insbesondere zur Betankung
schwerer Nutzfahrzeuge für transkontinentale Lkw-Verkehre, die sich aus Erdgasimporten
speist, wurde aber auch die in den USA bereits bestehende Erdgasinfrastruktur für CNG
als Kraftstoff zum Betrieb schwerer Nutzfahrzeuge weiterentwickelt. In 2012 waren dabei
von den insgesamt ca. 160.000 Erdgasfahrzeugen in den USA ca. 13.000 schwere
Nutzfahrzeuge. Ende DEZ 2015 wurden in den USA insgesamt 1.640 CNG- und 123 LNG-
Tankstellen gezählt. Eine entsprechende Zahl für die Aufteilung schwerer Nutzfahrzeuge
in solche mit CNG oder LNG ist offiziell nicht verfügbar. Jedoch teilte der Vertreter eines
deutschen Nutzfahrzeugherstellers, der auch den amerikanischen Markt bedient, in 2016
mit, dass in den USA die Anzahl der mit CNG betriebenen Schwerlastnutzfahrzeuge heute
knapp mehr als die Hälfte des gesamten Erdgasnutzfahrzeugmarktes ausmacht. Diese
würden teilweise an CNG-Tankstellen betankt, die bei Stückkosten von ca. 5 Mio. USD
eine Vollbetankung in 7-8 Minuten erlauben (entspricht bei Fernverkehrs-Lkw ca. 300-
400 kg CNG pro Befüllung).
Wie die internetbasierte Kommunikation zeigt, haben die Themen CNG und LNG in
schweren Nutzfahrzeugen in den USA eine intensive Debatte hervorgebracht,
insbesondere ausgelöst durch hohe Ölpreise (= hohe Dieselkosten) im Verhältnis zu
vergleichsweise niedrigen (heimischen) Erdgaskosten. So berichtet Ch. Helman in [Forbes
2013] im JUN 2013 von der Entscheidung des Spediteurs Ryder aus strategischen
Erwägungen heraus ausschließlich CNG-betankte Lkw einzusetzen (entsprechend 450 Lkw
bis Ende 2013 von einer Flotte von insgesamt 210.000), die sich im Vergleich zu LNG-
betriebenen Lkw insbesondere durch niedrigere Kraftstoffkosten, einfachere Betankung,
ein dichteres Tankstellennetz (das jedoch nicht durchgehend nutzfahrzeugtauglich ist),
vermiedene Abdampfverluste bei längeren Standzeiten und insbesondere die Nutzung
eines heimische Energieträgers und damit Diversifizierung der amerikanischen Energie-
versorgung auszeichnet.
Folgende Erfolgskriterien wurden in den USA in 2012 für die künftige Marktfähigkeit von
Erdgas zum Betrieb schwerer Nutzfahrzeuge gesehen:
Die gesicherte Versorgung mit ausreichenden Mengen kostengünstigen Erdgases,
die Entwicklung geeigneter, d.h. hocheffizienter und emissionsarmer Erdgasmotoren,
der weitere Ausbau einer nutzfahrzeugtauglichen Betankungsinfrastruktur,
deutliche Kostenvorteile gegenüber dem Betrieb mit Dieselkraftstoff,
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge
6-122
ausreichende betriebliche Sicherheit und deren Wahrnehmung durch die beteiligten Akteure als auch
ein vorteilhafter ökologischer Fußabdruck und positive Wirkung auf die Gesundheit (Emissionen, Lärm).
Dabei spielten in den USA die Kraftstofflieferunabhängigkeit (= Diversifizierung) und
niedrigere Kosten die wichtigste Rolle.
Ohne Ausnahme lassen sich alle vorab genannten Erfolgsfaktoren auch auf Deutschland
oder Europa übertragen. Gleichzeitig wurde jedoch auch mehrfach festgestellt, dass die
Einführung von Erdgas in schweren Nutzfahrzeugen kein schneller, sondern ganz im
Gegenteil ein eher langsamer Prozess ist, der einer wirkungs- und kostenoptimierten
Einführungsstrategie gehorcht und der durch entsprechende Aufklärungsmaßnahmen zu
begleiten ist, mit der die Kunden (Lkw-Flottenbetreiber), die Komponenten- und Zuliefer-
industrie als auch die Politik bzw. Verwaltungen zu überzeugen seien. Dabei wird im
Analogieschluss der für die USA spezifische Einführungszeitraum beim Übergang vom
Benzin- zum Dieseleinsatz im Nutzfahrzeugbereich von 1930 bis 1960/1970, also 30-40
Jahre genannt.
Wichtiges Ziel eines verstärkten Erdgaseinsatzes im Verkehrssektor war ein möglichst
kosteneffizienter Aufbau der erforderlichen Betankungsinfrastruktur, die sich im Sinne
einer möglichst hohen Tankstellenauslastung zunächst an den Verkehrsadern mit höchster
Verkehrsdichte von schweren Nutzfahrzeugen orientiert hat. Zur Veranschaulichung des
wirtschaftlichen Schwerpunktes der Ausbaumaßnahmen seien hier als Beispiel Müll-
fahrzeuge genannt, die besonders günstig mit eigenem Klärgas zu betreiben sind oder
Stadtbusse, die in den USA finanziell besonders gefördert werden [ACT 2012].
Aus den oben genannten Erfolgsfaktoren lassen sich entsprechend auch mögliche
Hemmnisse bei der Einführung von Erdgas in diesem Sektor ableiten:
Kein unmittelbarer Kostenvorteil erzielt
Der Betrieb führt zu Problemen mit der Zuverlässigkeit (Fahrzeug, Tankstellen)
Die Sicherheitsziele werden nicht erreicht
Die umweltspezifischen Ziele (wie z.B. CO2- oder Methanemissionen) werden nicht erreicht (wobei hier auch die Auswirkungen des Fracking enthalten sind).
Die Analyse der technologischen Voraussetzungen für die Einführung von Erdgas in
schweren Nutzfahrzeugen, insbesondere in Lkw für den Fernverkehr, hat gezeigt, dass ein
CNG-Tanksystem etwa das 3,7-fache Volumen des Dieseltankvolumens beansprucht, beim
LNG-Tanksystem noch etwa ein Faktor 1,7. Diese Herausforderung ließ sich aber unter
den technisch-regulatorischen Randbedingungen in den USA durch angepasste Tank-
systeme lösen. Eine wesentliche Voraussetzung für die Unterbringung von CNG- anstatt
von LNG-Tanksystemen an Bord schwerer Nutzfahrzeuge sind die in den USA eher
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge
6-123
komfortabel ausgelegten Vorschriften zur Längenbeschränkung der Zugmaschinen. Diese
erlauben eine Unterbringung von vertikal angeordneten Tankstapeln hinter dem
Fahrerhaus (siehe Abbildung 44). Insbesondere wurden aber auch als Folge der
Verfügbarkeit kostengünstigen Erdgases die Entwicklungsbemühungen um effiziente
Nutzfahrzeugmotoren verstärkt und in entsprechenden Fahrzeugkonzepten angeboten.
Des Weiteren wurde die Anzahl von auch Lkw-tauglichen CNG-Tankstellen entlang der
nationalen und regionalen Lkw-Transportkorridore vergrößert.
Abbildung 44: Vertikale Unterbringung von Drucktanks hinter dem Fahrerhaus
US-amerikanischer Lkw [Quantum 2015]
Zusammengefasst lassen sich in den USA die Vorteile von CNG gegenüber LNG zum
Einsatz in schweren Nutzfahrzeugen folgendermaßen darstellen:
Niedrigere Kraftstoffkosten,
einfacherer Umgang beim Betanken bzw. bei der Wartung sowie
höhere Sicherheit (Bedienung der Tankstelle und geringeres Abdampfen nach längerer Standzeit).
Die Vorteile von LNG gegenüber CNG:
Niedrigeres Gewicht (Anmerkung der Studienautoren: die Aussage bezog sich vermutlich auf alte CNG-Drucktanktechnologie, d.h. Typ III statt Typ IV-Behälter und lässt sich daher heute nicht mehr halten),
geringere Fahrzeugkosten,
Nutzbarkeit in Regionen ohne Erdgasnetz (Tankstellenflexibilität) sowie
niedrigeres Kraftstoffspeichervolumen bzw. höhere Reichweite pro Befüllung.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge
6-124
Dabei beträgt das Speicherdruckniveau für Erdgas an Bord von Nutzfahrzeugen 25 MPa
statt der in Europa üblichen 20 MPa, was aber die spezifische volumetrische System-
speicherdichte nur unwesentlich erhöht6.
Zusammengefasst lässt sich feststellen, dass zwar viele Anforderungen an den Einsatz von
CNG in schweren Nutzfahrzeugen in Deutschland / Europa denen in den USA ähneln, es
aber auch einige markante Unterschiede gibt, die in folgender Liste zusammengefasst
sind:
Das um 5 MPa höhere Druckniveau der CNG-Speicherung in den USA erhöht die spezifische volumetrische Speicherdichte um <17%7.
Die Regulierung zur Längenbeschränkung US-amerikanischer Nutzfahrzeuge lässt die Montage von Speicherpaketen vertikal hinter dem Fahrerhaus ohne weiteres zu, was die Reichweite mit CNG auf deutlich über 1.000 km erhöht.
Die USA verfügen mit der Einführung der Fracking-Technologie zur Erschließung großer heimischer Shale Gas Felder über eine heimische Energiequelle, mit der die Energieversorgung diversifiziert werden kann („weg vom Öl“ – siehe dazu auch Kapitel 3). Gleichzeitig gibt es jedoch auch intensive Debatten über die Umweltverträglichkeit dieser neuen Erdgasquelle („Methanemissionen und Verschmutzung des Grundwassers“).
Zusammengefasst lässt sich feststellen, dass die regulatorischen, technischen und
energiepolitischen Randbedingungen für den Einsatz von CNG in Nutzfahrzeugen im
Fernverkehr in den USA insgesamt favorabler sind als in Europa / Deutschland. Es gilt aus
unserer Sicht daher auch für Europa vorzuschlagen, insbesondere die technischen
Randbedingungen zu verbessern, d.h. sowohl den Einbauraum hinter dem Fahrerhaus
regulatorisch zu vergrößern, als auch eine Druckerhöhung der CNG-Speicherung an Bord
von Nutzfahrzeugen für den Fernverkehr zuzulassen.
6.3 Kriterienbasierte Einschätzung des Entwicklungsstandes von CNG für schwere Nutzfahrzeuge im Fernverkehr
Zur Übersicht des Entwicklungsstandes einer möglichen Markterschließung des schweren
Nutzfahrzeugsegmentes mit CNG wurden ausgewählte Schlüsselkriterien in Abbildung 45
bewertet. Diese umfassen dabei die technischen, wirtschaftlichen, genehmigungs-
relevanten und Umweltaspekte, die im Rahmen dieser Studie untersucht wurden und
daher hier am besten qualitativ bewertet werden können.
6 Nach Untersuchungen von [MAN 2012] lässt sich die Speicherkapazität erst dann signifikant, z.B. um ca. 20-
30% erhöhen, wenn der Druck von 20 auf 35 MPa angehoben wird.
7 In dieser überschlägigen Berechnung ist jedoch nicht das geringere Nettovolumen eines 25 MPa-Drucktanks
durch die größere erforderliche Wandstärke berücksichtigt.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge
6-125
Abbildung 45: Entwicklungsstand der CNG-Technologie zum Betrieb von Nutz-
fahrzeugen für den Fernverkehr (diese Studie)
In Abbildung 45 wurden die Kriterien eingeteilt nach den Themen T – Technologie, W –
Wirtschaftlichkeit, U – Umwelt, G – Genehmigung, A – Akzeptanz. Während diese Studie
die Erfüllung wirtschaftlicher und umweltspezifischer Ziele (allerdings auf Basis
weiterentwickelter Erdgasmotoren) als sicher erzielbar einschätzt und auch die
Genehmigung der entsprechenden Technikinnovationen keine Hürde darstellen dürfte
(vorausgesetzt die Interpretation der Längenänderung von Nutzfahrzeugen lässt auch die
Unterbringung eines CNG-Druckspeicherpakets hinter dem Fahrerhaus zu), sind bei der
Entwicklung der Fahrzeuge und der entsprechenden Tankstellentechnologien zur
Verbesserung der Marktchancen noch Verbesserungen möglich bzw. erforderlich. Diese
betreffen hauptsächlich effizientere Motoren (Diesel oder Otto), um einen CO2-Vorteil
gegenüber Dieselmotoren im Dieselbetrieb zu erzielen, als auch die Entwicklung und
Fahrzeugintegration adaptierter CNG-Speicherpakete (z.B. mit höheren Speicherdrücken
von 35 MPa) und zuverlässiger, am europäischen Markt verfügbarer CNG-Tankstellen für
hohe Durchflussmengen (ggfs. mit Vorkühlung). Insbesondere jedoch bei der Akzeptanz
und beim aktuellen Erkenntnisstand zu den Vorteilen eines Einsatzes von CNG anstatt
LNG auch in schweren Nutzfahrzeugen für den Fernverkehr sehen wir noch große Defizite.
6.4 Stärken-Schwächen-Analyse
Um die Marktchancen für den Einsatz von CNG in schweren Nutzfahrzeugen für den
Fernverkehr besser zu verstehen, ist es sinnvoll, die gewichtigsten Argumente gegenüber
den wichtigsten Wettbewerbstechnologien pro und kontra zu sammeln. Als wichtigste
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge
6-126
Konkurrenten in diesem Nutzfahrzeugsegment gelten derzeit noch immer Dieselkraftstoff
sowie verflüssigtes, tiefkaltes Erdgas (LNG).
Anstelle einer klassischen Stärken-Schwächen-Analyse (SWOT-Analyse), die in einer
Tabelle sowohl eine interne als auch eine externe Einordnung von Stärken und Schwächen
vorsieht, werden hier in getrennten Darstellungen die Stärken und Schwächen eines
potenziellen Einsatzes von CNG als Kraftstoff für schwere Nutzfahrzeuge im Fernverkehr
im Vergleich zu Diesel und im Vergleich zu LNG separat dargestellt. Zunächst ein
Vergleich der CNG- gegenüber der Dieseltechnologie:
Stärken:
Diversifizierung der Kraftstoffversorgung für den Nutzfahrzeugsektor,
Kraftstoffversorgung auf Basis eines etablierten und redundanten Energieverteil-systems,
im Prinzip (bei Einsatz von Ottomotoren) einfachere und daher robustere Motor- bzw. Abgasnachbehandlungstechnik zur Erfüllung der Euro VI Vorgaben,
potenziell niedrigere THG-Emissionen (WtW), jedoch nur mit adaptierter und optimierter Verbrennungsmotortechnologie,
geringere Lärmemissionen beim Einsatz von Ottomotoren und
Verlagerung von Gefahrguttransporten zur Versorgung der Tankstellen von der Straße in rohrleitungsbasierten Transport.
Schwächen:
Geringerer motorischer Wirkungsgrad auf Basis heutiger Motortechnologie; dedizierte Erdgasmotorentwicklung erfordert Investitionen von 1 Mrd. € pro Hersteller,
in diesem Fahrzeugsektor kein eingeführter Kraftstoff (weniger Lärm wird im allgemeinen mit Leistungsarmut korreliert),
in Europa bisher keine optimierten Fahrzeuge am Markt eingeführt; Motorentechnik auf breiten Einsatz in Verbindung mit entsprechenden Investitionen noch zu ertüchtigen,
mangelndes Faktenwissen bei relevanten beteiligten Akteuren in Industrie, Verbänden und Politik,
Fahrzeugreichweite auf Basis des heutigen Regelwerks auf ca. 600-700 km beschränkt; höheres Tankvolumen durch hinter dem Fahrerhaus installiertes Druckbehältersystem erst durch eine Änderung der Regulatorik zu erzielen und
kein etabliertes Tankstellennetz; dieses muss erst durch investive Maßnahmen eingerichtet werden, z.B. mit Markteinstieg über regionale Einführung.
Im Vergleich z LNG als Kraftstoff für schwere Nutzfahrzeuge im Fernverkehr sind für den
Einsatz von CNG folgende Stärken und Schwächen zu nennen:
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge
6-127
Stärken
Existierende und dichte Hochdruck-Erdgas-Versorgungs-Infrastruktur (HD-Erdgasnetz),
einfachere Betankung,
niedrigere Vollkosten,
geringere THG-Emissionen (WtW); weitere Verringerung der THG-Emissionen durch Biomethan oder Biogaszumischung, die im HD-Erdgasnetz allerdings beschränkt ist,
hohes Kompetenzpotenzial bei allen Industrieakteuren,
prinzipiell geringerer Genehmigungsaufwand, da CNG als Kraftstoff im Verkehrssektor bereits breit eingeführt ist und
ggfs. kein BImSchG-Verfahren für Tankstelle, da bedarfsgerechte vor-Ort-Speicherung nur in geringem Umfang erforderlich ist.
Schwächen
CNG-Tankstellen auf Verfügbarkeit eines nahen zumindest Mitteldruck-Erdgasnetzes angewiesen,
geringere volumetrische Speicherkapazität und damit geringere Reichweite auf Basis heutiger Technologien und Regulatorik,
mangelnde Einsichten zur technischen Innovation bzw. keine einheitliche, geschweige denn abgestimmte Haltung innerhalb der Erdgasindustrie,
breite Kompetenz bzgl. Tankstellen muss erst im Hinblick auf hohe Durchflüsse (und ggfs. höhere Drücke) entwickelt werden,
regulatorische Randbedingungen müssen für Reichweiten >700 km an relevante An-Bord-Speichermengen angepasst werden,
keine politische Verankerung; die Versorgung schwerer Nutzfahrzeuge im Fernverkehr mit CNG kommt in CPT-AFID nicht explizit vor, mit LNG dagegen schon.
Aus dem Stärken-Schwächen-Fazit einer amerikanischen Analyse [ACT 2012] geht hervor,
dass die wesentlichen Hindernisse für die Einführung von Erdgas in Nutzfahrzeugen im
Fernverkehr
zum einen die hohen Fahrzeuganschaffungskosten auf Grund der geringen Fahrzeugstückzahlen sind (Motoren, Erdgassystemtechnik), die nur durch entsprechende Vorteile im Fahrzeugbetrieb (niedrigere Wartungskosten durch robustere Motorentechnik oder geringere Erdgaskraftstoffkosten) wieder ausgeglichen werden können und
zum anderen die heute stark eingeschränkte Tankstelleninfrastruktur.
Beide Argumente beziehen sich jedoch auf CNG und LNG gleichermaßen, da sich die
vorhandene CNG-Tankstelleninfrastruktur für die Betankung schwerer Nutzfahrzeuge
nicht eignet und damit, wie auch die für LNG, in Europa ebenfalls heute nicht existent ist.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge
6-128
Die Entwicklung einer verbesserten Erdgasmotorentechnik befindet sich aber in der
Vorbereitung.
Sowohl die Entwicklung dedizierter Erdgasmotoren als auch der CNG-Tankstellen-
infrastrukturausbau werden noch großer Investitionen bedürfen und da diese durch unter-
schiedliche Industriebranchen aufzubringen sind, ist ein vorausgehender und zeitinten-
siver Abstimmungsprozess erforderlich. Einen möglichen Ansatz einer Public-Private-
Partnership (PPP) haben Industrieakteure und das Bundesverkehrsministerium (BMVI) mit
der Einrichtung der H2 Mobility Initiative zur Einführung einer Wasserstofftankstellen-
infrastruktur zur Versorgung von Brennstoffzellen-Pkw gewählt [H2 Mobility 2015].
6.5 Politische Maßnahmen zur Förderung von CNG in schweren Nutzfahrzeugen im Fernverkehr
Eine detaillierte Untersuchung relevanter Vorschriften für einen Betrieb von CNG-
betriebenen schweren Nutzfahrzeugen im Fernverkehr würde den Rahmen dieser Studie
sprengen. Stattdessen sollen hier nur einige zentrale Beobachtungen festgehalten werden,
die für eine breite Markteinführung favorabel oder aber auch hinderlich sein können.
Politische Maßnahmen können drei Themenbereiche betreffen:
1. Maßnahmen zur Förderung bzw. Begünstigung umweltfreundlicher alternativer
Antriebe bzw. Kraftstoffe,
2. beschleunigte Umsetzung der seit Jahren vereinbarten Klimagasreduktions-
maßnahmen im Verkehrssektor und
3. Maßnahmen zum Aufbau alternativer Kraftstoffinfrastrukturen,
wobei in europäische und deutsche Maßnahmen zu unterscheiden ist.
Europa
Die treibende Kraft in Europa ist derzeit die europäische Initiative Clean Power for
Transport (CPT), die nach einem mehrjährigen Meinungsbildungs- und Akteurs-
beteiligungsprozess in einer Richtlinie (= Direktive) gemündet hat, die am 22. OKT 2014 in
Kraft getreten ist. Diese, als Alternative Fuels Infrastructure Directive (CPT-AFID) bezeich-
nete Richtlinie 2014/94/EU hat einen europaweiten Ausbau der relevanten
Kraftstoffinfrastrukturen zum Ziel, um eine Fahrfähigkeit mit den als am wichtigsten
erachteten alternativen Kraftstoffen bzw. Antrieben zu gewährleisten. Zu diesen zählen:
Ladeinfrastruktur für batterie-elektrische Fahrzeuge und zur Versorgung von Vorfeldfahrzeugen an Flughäfen,
Wasserstoff als Kraftstoff für brennstoffzellen-elektrische Fahrzeuge,
CNG als Kraftstoff für Straßenfahrzeuge (explizit werden jedoch nur Pkw genannt) sowie
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge
6-129
LNG als Kraftstoff für die Binnenschifffahrt und schwere Nutzfahrzeuge.
Der Aufbau aller Alternativkraftstoffinfrastrukturen ist mit folgenden mehr oder weniger
einschränkenden Bedingungen verbunden:
Ladeinfrastruktur für batterie-elektrische Fahrzeuge: Einrichtung einer Infra-struktur zumindest in städtischen bzw. vorstädtischen Ballungsräumen und anderen dicht besiedelten Gebieten sowie ggf. in Netzen, die von den Mitgliedstaaten bestimmt werden, bis 31. DEZ 2020. Die Kommission bewertet dann diese Vorgaben, um sicherzustellen, dass bis 31. DEZ 2025 in jedem Mitgliedstaat zumindest im TEN-V-Kernnetz in städtischen bzw. vorstädtischen Ballungsräumen und anderen dicht besiedelten Gebieten eine angemessene Anzahl von öffentlich zugänglichen Ladepunkten eingerichtet wird (Artikel 4, (1) und (2)).
Wasserstoff: Einrichtung einer flächendeckenden Infrastruktur „für Mitgliedsstaaten, die sich dafür entscheiden, in ihre nationalen Strategierahmen öffentlich zugängliche Wasserstofftankstellen aufzunehmen“ (Artikel 5 (1)). Laut Mobilitäts- und Kraftstoff-strategie der deutschen Bundesregierung (MKS) ist Wasserstoff bereits ein wichtiger Strategiebestandteil [MKS 2013].
CNG: Benennung der städtischen bzw. vorstädtischen Ballungsräume und anderer dicht besiedelter Gebiete sowie von Netzen im nationalen Strategierahmen (Artikel 3 (1) 6. Spiegelstrich) und Sicherstellung der Errichtung einer angemessene Anzahl von öffentlich zugänglichen CNG-Tankstellen (Artikel 6 (7)) bis 31. DEZ 2020. Bis 31. DEZ 2025 Sicherstellung, dass zumindest im vorhandenen TEN-V-Kernnetz eine ange-messene Anzahl von öffentlich zugänglichen CNG-Tankstellen eingerichtet wird, damit gewährleistet ist, dass CNG-Kraftfahrzeuge in der gesamten Union verkehren können (Artikel 6 (8)).
LNG: Verpflichtung zum Aufbau einer angemessenen Anzahl von öffentlich zugäng-lichen LNG-Tankstellen bis 31. DEZ 2025 zumindest im vorhandenen TEN-V-Kernnetz „sofern die Kosten im Vergleich zum Nutzen, einschließlich des Nutzens für die Umwelt, nicht unverhältnismäßig sind.“
Wichtige Eckdaten im Zeitplan der AFID sind in Tabelle 35 spezifisch für das Thema
Wasserstoff zusammengefasst. Danach müssen bereits bis zum 18. NOV 2016 sogenannte
verbindliche Nationale Strategierahmen (NSR) für die für jedes Mitgliedsland relevanten
Kraftstoffinfrastrukturen entwickelt werden, die auch in sich, d.h. über die unter-
schiedlichen Infrastrukturen hinweg, konsistent sein sollen. Im Bestreben der Erfüllung
dieser durch die Europäische Kommission (EC) auferlegten Verpflichtung bereitet die
Bundesregierung, hauptsächlich vertreten durch das Verkehrsministerium (BMVI), derzeit
ihren Strategierahmen vor. Dazu bedient sie sich zentraler nationaler Einrichtungen, für
das Thema Wasserstoff z.B. der Nationalen Organisation Wasserstoff (NOW) und zum
Thema LNG der von der Deutschen Energieagentur (dena) eingerichteten LNG-Taskforce,
in dem relevante Interessensvertreter auch aus der Erdgaswirtschaft (DVGW) versammelt
sind.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge
6-130
Es lässt sich also beobachten, dass die Bundesregierung den deutschen Strategierahmen
weisungsgemäß entwickelt. Das Thema Einsatz von Erdgas in Nutzfahrzeugen wird damit
wie von der EC eingefordert und damit basierend auf einem Expertensachstand von 2011
[EC 2011] entwickelt. Die Einsicht, dass auch CNG auf Basis neuer technischer
Entwicklungen insbesondere der Verbundmaterialtank- und Infrastrukturentwicklung
potenziell einen wichtigen Beitrag zum Betrieb schwerer Nutzfahrzeuge bzw. von
Nutzfahrzeugen im Fernverkehr leisten kann, kommt nur dann vor, wenn dieses Interesse
in den entsprechenden Arbeitskreisen, also hier in der von der dena koordinierten Task
Force eingebracht wird.
Um das Thema zeitgerecht im nationalen Strategierahmen zu platzieren, wäre somit vor
dem Hintergrund der Frist (18. NOV 2016) eine umgehende Initiierung erforderlich.
Wichtig ist in diesem Zusammenhang zu verstehen, dass das BMVI die Erarbeitung der
Einzel-NSR auch als Beitrag zur Detaillierung und Feinjustierung der europäischen
alternativen Antriebs- und Kraftstoffstrategie versteht, um die Einführung auch aus
deutscher Perspektive industrie- und umweltpolitisch zielkonform zu gestalten. Relevante
Beiträge von der Industrie sind entsprechend willkommen.
Tabelle 35: Eckdaten für die Umsetzung der Alternative Fuels Infrastructure
Directive (AFID) spezifisch für das Thema Wasserstoff
Datum Inhalt
Bis zur Abgabe des Nationalen Strategierahmens
22. OKT 2014 Veröffentlichung Richtlinie 2014/94/EU
18. NOV 2016 Abgabe Nationaler Strategierahmen (NSR)
Nach Abgabe des Nationalen Strategierahmens
18. NOV 2017 Vier EU Normen mit Spezifikation für H2-Tankstellen nach AFID implementiert*
18. NOV 2019 Erster Statusbericht der Mitgliedsstaaten (alle 3 Jahre)
18. NOV 2020 Statusbericht der EU-Kommission an EU-Parlament und Rat (alle 3 Jahre)
31. DEZ 2020 Überprüfung/Anpassung der Richtlinie auf Kohärenz der Mitgliedsstaaten durch EU-Parlament und Rat
31. DEZ 2025 Angemessene Anzahl von Wasserstoff-Tankstellen in Betrieb
Deutschland
Maßgeblich für die politische Alternativantriebs- und -kraftstoffstrategie in Deutschland
ist die in 2013 veröffentlichte Mobilitäts- und Kraftstoffstrategie (MKS) [MKS 2013].
Entsprechend dem Diskussionsstand und gestützt auf eine Vorstudie zur Mobilitäts- und
Kraftstoffstrategie [MKS 2011] kommen alle in der europäischen CPT-AFID geforderten
Infrastrukturen vor, da das BMVI sich hier auch im Vorfeld eng mit den Experten des
europäischen Gremiums abgestimmt hatte.
Da zu diesem Zeitpunkt die Diskussion sich noch nicht im Detail mit der weiterent-
wickelten und für Nutzfahrzeuge im Fernverkehr tauglichen CNG-Verbundmaterialtank-
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge
6-131
und CNG-Tankstellenentwicklung befasst hatte, kommt die Versorgung von
Nutzfahrzeugen im Fernverkehr aus einer entsprechenden CNG-Infrastruktur aber auch in
der MKS nicht vor (siehe Abbildung 46), in der der Einsatz von CNG explizit ausge-
schlossen wird.
Da auch die Industrie sich zu diesem Zeitpunkt noch nicht für eine breitere Bedeutung von
CNG für den Verkehrssektor eingesetzt hat und diese Einsichten sich erst später mit dem
technologischen Wandel bei einigen wenigen Akteuren entwickelt hat, erklärt sich die
Verankerung des Themas in den Diskussionen der deutschen Fachkreise.
Die ursprünglich stark deutsch dominierte Strategieformulierung zu alternativen Antrieben
und Kraftstoffen hat nun mit der CPT-AFID eine europäische Dimension bekommen und
wird künftig den Ausbau alternativer Kraftstoffinfrastrukturen bestimmen, die oben
bereits beschrieben wurden.
Abbildung 46: Zuordnungsmatrix alternativer Kraftstoffe zu Verkehrssektoren
(LBST auf Basis [MKS 2011])
Um folglich das Thema CNG zum Antrieb schwerer Nutzfahrzeuge im Fernverkehr zu
platzieren, wird es nach unserem Verständnis erforderlich sein, dieses schrittweise
zunächst in der Erdgasindustrie, dann bei den Nutzfahrzeugherstellern und der Zuliefer-
industrie erdgasspezifischer Komponenten (Verbundmaterialtanks, Tankstellen, etc.) und
zeitversetzt, besser jedoch parallel, in der Politik (BMVI) zu verankern. Über diesen
zunächst deutschen Weg muss über entsprechende Beiträge zum nationalen
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge
6-132
Strategierahmen (NSR), der spätestens am 18. NOV 2016 an die Europäische Kommission
(EC) übergeben wird (aber bereits bis zum Frühsommer 2016 ressortübergreifend
abgestimmt sein soll!), das Thema dann in die europäische Strategie hineingetragen
werden.
6.6 Akteursanalyse
Nach einer ersten übergeordneten Einschätzung des Interesses der von der CNG-Nutzfahr-
zeugstrategie betroffenen Akteure in Kapitel 6.3 wird in diesem Kapitel eine genauere
Einschätzung vorgestellt. Diese beruht auf einer subjektiven Auswertung der im Rahmen
dieser Analyse geführten Gespräche mit Experten aus den unterschiedlichen Bereichen.
Die Einschätzung der möglichen Rolle der Akteure berücksichtigt dabei zwei Aspekte:
Kompetenz: Aus dem Wissen um die mit der CNG-Technologie gesammelten Erfahrungen wurde abgeschätzt, welche Kompetenz bei den Akteuren jeweils vor-handen sein dürfte, die als Voraussetzung für eine spätere schnelle Umsetzung einer Strategie nützlich und damit förderlich ist und
Interesse: Für diesen Aspekt wurde versucht zu beurteilen, ob einzelne Akteurs-gruppen derzeit ein nachweisliches Interesse am Thema CNG zum Einsatz in schweren Nutzfahrzeugen für den Fernverkehr in Deutschland oder Europa haben. Es wurde also nicht beurteilt, ob die Akteursgruppen auf Basis ihrer Kompetenz ein natürliches Interesse entwickeln müssten, sobald sie auf den aktuellen Technologiekenntnisstand aufmerksam gemacht werden.
Kompetenz Interesse
-2 -1 0 +1 +2 Einschätzung -2 -1 0 +1 +2
Erdgasindustrie
Nutzer (Spediteure)
Automobilindustrie
CNG-Tankhersteller
CNG Tankstellentechnik
Zulassung / Technische Überprüfung
Ingenieurbüros
Forschung & Entwicklung
Politik
Abbildung 47: Aktivitätsniveau relevanter Akteure zum Einsatz von CNG in
schweren Nutzfahrzeugen
Aus der Diskrepanz der Einordnung nach beiden Aspekten in Abbildung 47 lässt sich
sodann ablesen, an welche Akteursgruppen sich eine mögliche Kommunikationsstrategie
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge
6-133
richten muss, um schnell Verbündete für eine gemeinsame Strategieentwicklung zu
gewinnen. Es zeigt sich, dass insbesondere die mit der Vermarktung von Erdgas über das
vorhandene Erdgasnetz, die vom Markt der CNG-Technologie abhängige bzw. erfahrene
Industrie, also z.B. Tank- und Tankstellen- oder Armaturenhersteller sowie die
Nutzfahrzeugindustrie überzeugt werden müssten, während Akteure aus Forschung &
Entwicklung sowie Dienstleister dann von selber folgen, wenn sich Aktivitäten entwickeln.
Erst wenn die Industrieakteure sich abgestimmt haben, sollten Kunden, und zwar
vorteilhaft zunächst Pilotkunden, eingebunden werden und parallel dazu, und bereits zu
einem frühen Zeitpunkt, die Politik.
6.7 Wettbewerbliches Umfeld für den Einsatz von CNG in schweren Nutzfahrzeugen im Fernverkehr
Für eine realistische Einschätzung des CNG-Einsatzes in schweren Nutzfahrzeugen ist es
sinnvoll, auch potenzielle Wettbewerbstechnologien für diesen Verkehrs- und Fahrzeug-
sektor einzuordnen. Dazu genügt zunächst eine grobe Einordnung bzw. Abgrenzung in
Schlagworten. Folgende Technologien wurden „ernsthaft“ vorgeschlagen oder werden
derzeit weiter verfolgt:
6.7.1 Oberleitungs-Lkw
Zu diesem Fahrzeugkonzept, das die Absicht hat, der Elektromobilität auch eine Chance
im Straßengüterverkehr zu geben, um eine direkte Versorgung mit erneuerbarem Strom zu
ermöglichen, wurde im Rahmen der Mobilitäts- und Kraftstoffstrategie ein umfangreiches
Studienprojekt von 2013 bis 2015 bearbeitet, dessen Ergebnisse aber bisher jedoch noch
nicht veröffentlicht wurden. Zentrale Idee dieses Konzeptes ist es, über die Anbringung
eines Pantographen hinter dem Fahrerhaus einen vollelektrischen Betrieb schwerer
Nutzfahrzeuge für den Gütertransport (z.B. beschränkt auf Autobahnen) zu ermöglichen,
der in Kombination mit Hybridantrieben eine volle Flexibilität der Fahrzeuge auch auf
nicht-elektrifizierten Strecken ermöglicht.
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge
6-134
Abbildung 48: Probebetrieb eines von Siemens entwickelten Oberleitungs-Lkw
in Deutschland, © Siemens AG [Siemens 2015]
Diese Lösung ist aus energetischer und umweltspezifischer Sicht durchaus interessant,
dürfte aber aus Fahrzeug- und Infrastrukturkosten vor allen Dingen kurz- und mittelfristig
schwerlich mit dem CNG-Betrieb konkurrieren können. Außerdem ist die Vermeidung von
Emissionen dann auf die Autobahnen beschränkt und stellt keine Lösung für sensitive
Gebiete wie z.B. innerstädtische Bereiche dar. Schließlich dürften diese Fahrzeuge
zumindest teilweise auch im Wettbewerb zum Gütertransport mit der Bahn stehen, was
auch aus volkswirtschaftlicher Perspektive hinterfragt werden dürfte.
Unter Federführung von Siemens wurden in Deutschland Prototypen gebaut und auf einer
Teststrecke erfolgreich betrieben. Die Weiterverfolgung dieses Konzeptes ist ungewiss.
6.7.2 Brennstoffzellen-Lkw
Die Integration elektrisch hocheffizienter Brennstoffzellenantriebe in Nutzfahrzeuge
wurde durch unterschiedliche Entwickler und Hersteller früh aufgegriffen. Dabei wurden
sowohl mittelschwere Lkw bis 7,5 t als auch schwere Nutzfahrzeuge mit dieser
Technologie ausgerüstet. Während die mittelschweren Lkw insbesondere in
Ballungszentren CO2-, schadstoff- und lärmmindernd eingesetzt werden könnten, wurde
der Brennstoffzelleneinsatz in schweren Nutzfahrzeugen bisher als eher langfristig
angesehen. Nichtsdestotrotz hat die Firma Vision Motors für den Hafen von Los Angeles
den Prototyp eines brennstoffzellenelektrischen Zugfahrzeuges für die Nahlogistik
(typischerweise <80 km) zu intermodalen Verteilknoten durch teilweise emissionssensible
Stadtgebiete erfolgreich präsentiert. Auch wenn die Firma Vision Industries inzwischen
liquidiert wurde und damit das Konzept für eine Kommerzialisierung zunächst vermutlich
nicht weiterverfolgt wird bzw. eine Serieneinführung nicht absehbar ist, lässt der
Demonstrator erkennen, dass langfristig eine Elektrifizierung auch schwerer Nutzfahr-
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge
6-135
zeuge mit Elektromobilität auf Basis von Brennstoffzellen als Antrieb und Wasserstoff als
Kraftstoff prinzipiell machbar ist.
Darüber hinaus leitet der South Coast Air Quality Management District ein Projekt, in dem
ein Null-Emissions-Lkw für Warentransporte zwischen den Häfen und den in der Nähe
befindlichen Umschlagplätzen implementiert und demonstriert wird, um zu zeigen, dass
durch den Einsatz solcher Fahrzeuge die Emissionen deutlich reduziert werden können
und der Betrieb wirtschaftlich darstellbar ist (siehe Abbildung 49). Dieses Projekt ist ein
wichtiger Bestandteil des breiter angelegten San Pedro Bay Ports Zero Emission Cargo-
Transport-Programms (ZECT Programm), in dem fünf Brennstoffzellen-Fahrzeuge mit einer
Reihe von unterschiedlichen Brennstoffzellen-Größen und Batteriekapazitäten getestet
werden.
Abbildung 49: Brennstoffzellenangetriebener Schwerlast-Lkw [Tosca 2016]
Zur Zeit befindet sich in der Schweiz durch die Firma COOP die Entwicklung von
Brennstoffzellen-Lkw der 19 t Klasse (36 t mit Anhänger) sowie der Aufbau einer zur
Betankung erforderlichen punktuellen Tankstelleninfrastruktur für die Nahlogistik (200-
300 km) durch die COOP Mineraloel AG in Vorbereitung [COOP 2015].
Derzeit dürfte jedoch die Speicherung großer Mengen Wasserstoff an Bord für einen
Einsatz in schweren Fernlast-Lkw das eigentliche Problem für eine Serientauglichkeit
darstellen. Ähnlich wie beim Einsatz von Erdgas dürfte dann auch die Diskussion der
Wasserstoffspeicherung an Bord entweder unter Druck oder tiefkalt verflüssigt zu führen
sein. Trotz des hohen Speicherdruckniveaus von 70 MPa sind aber prinzipiell die Heraus-
forderungen durch den spezifisch noch höheren volumetrischen Speicherplatzbedarf für
gasförmigen Wasserstoff noch höher als für Erdgas, der wegen der nutzfahrzeug-
spezifischen Fahrprofile auch nicht durch im Teillastbetrieb effiziente hybridisierte
Brennstoffzellenantriebe voll kompensiert werden kann. In jedem Fall dürfte die
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge
6-136
Einführung von Brennstoffzellen in schweren Nutzfahrzeugen auch durch die Serien-
fertigung für den Pkw-Einsatz begünstigt werden.
6.7.3 Methanol als Ottomotorkraftstoff
Der Einsatz von Methanol als Kraftstoff für schwere Nutzfahrzeuge muss sich zwei
Herausforderungen stellen:
Zum einen ist die Effizienz von aus Erdgas hergestelltem Methanol über die MeOH-Synthese stark verlustbehaftet, sodass die Energiebilanz im Vergleich zum direkten Einsatz von Erdgas (insbesondere CNG) deutlich schlechter ausfällt und die Verwen-dung von Methanol im Vergleich zu Wasserstoff als Kraftstoff z.B. aus erneuerbarem Strom ebenfalls energieverlustbehaftet und stark potenzialbeschränkt ist.
Zum anderen beträgt die volumetrische Speicherdichte von Methanol gegenüber Diesel wie bei LNG ebenfalls nur 40%, sodass zwar der Umgang mit Methanol als flüssigem Kraftstoff einfacher ist, aber ebenfalls viel Speichervolumen im Fahrzeug in Anspruch nimmt.
Derzeit sind uns keine Strategien zum Einsatz von Methanol in diesem Fahrzeugsegment
bekannt.
6.7.4 Diesel aus PtL
Im Rahmen der Diskussion der Power-to-Gas-Konzepte wurden auch flüssige Power-to-
Liquids-Kraftstoffe näher analysiert und zwar zur mittel- bis langfristigen Versorgung von
Anwendungen im Verkehr, die besonders hohe Anforderungen an das spezifische
Speichergewicht und das spezifische Speichervolumen an Bord der jeweiligen Fahrzeuge
stellen. Zu diesen Anwendungen gehört neben der Luftfahrt und dem Schiffsverkehr auch
die Versorgung von schweren Nutzfahrzeugen im Straßenverkehr.
PtL-Kraftstoffe zeichnen sich insbesondere durch den Vorteil der Nutzung bestehender
fossiler Kraftstoffverteilinfrastrukturen aus, haben dafür aber auch einige schwerwiegende
Nachteile wie:
Hohe Energieverluste in der Erzeugungsvorkette (Elektrolyse, Methanolsynthese mit erneuerbarem CO2-Bedarf) und damit verbunden hohe Investitions- und Betriebskosten und
kein Beitrag zur Verringerung der lokal erzeugten Schadstoff- und Geräuschemis-sionen, die wie beim konventionellen Dieselmotor ebenfalls durch aufwändige Abgasnachreinigungstechnik mit SCR und Adblue beseitigt werden müssen.
6.7.5 Batterieangetriebener Lkw
Auch für den Einsatz in schweren Nutzfahrzeugen wurde kürzlich die Verwendung
moderner Batterien vorgeschlagen [Oakridge 2016]. Die ersten Berichte über die
Verwendung eines Batteriesystems aus US-amerikanischer Werbung zum Betrieb eines
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge
6-137
40 t Fern-Lkw, die eine Reichweite von 400 Meilen bzw. mehr als 650 km versprechen,
lesen sich jedoch mehr als ein politisches Positionspapier zu „Made in America“. Erste
konkrete Fahrerfahrungen im realen Alltagseinsatz bleiben daher abzuwarten.
6.8 Offen gebliebene Fragen / Handlungsempfehlungen
In Kapitel 6.8 werden die in dieser Studie noch offen gebliebenen Punkte bzw.
unbeantwortete Fragen zusammengestellt, um daraus noch verbleibenden Informations-
bedarf abzuleiten. Diese sind in Tabelle 36 nach Priorität sortiert zusammengestellt.
Tabelle 36: Offene Punkte / unbeantwortete Fragen,
Handlungsempfehlungen
Prio Offener Punkt / unbeantwortete Frage Maßnahme(n)
Hoch Genaue Performance- und Kilometerkosten für adaptierte Erdgasmotoren, vergrößerte Tankkapazität an Bord
TCO-Analyse mit Fahrzeugkostenanalyse in Kooperation mit Nutzfahrzeug- und Tanksystemherstellern
Hoch Genaue Kostenanalyse für den schrittweisen Aufbau einer angemessenen CNG-Tankstelleninfrastruktur
CNG-Kostenanalyse in Kooperation mit CNG-Tankstellenherstellern
Hoch Keine Kommunikationsstrategie innerhalb der Erdgasindustrie
Gespräche und Einigungsprozess in Erdgasindustrie
Hoch Versorgung relevanter CNG-Tankstellen aus dem HD-Erdgasnetz
GIS-basierte Standortanalysen (OGE intern)
Mittel Betreibermodell ist noch nicht festgelegt Gespräche mit etablierten CNG-Tankstellenbetreibern oder neuen Akteuren
Mittel Zulässigkeit der Regelwerksinterpretation im Sinne einer erweiterten CNG-Speicherkapazität an Bord
Gespräche / Initiativen mit Zulassungs- und Genehmigungsbehörden
Mittel Entwicklung hocheffizienter Erdgasmotoren dediziert für CNG
Aufbau eines dedizierten europäischen CNG-Fern-Lkw durch Nutzfahrzeug- und Tanksystemhersteller
Mittel Erweiterung der heute regelwerkskonformen CNG-Tankkapazität
Entwicklung eines Pilotfahrzeuges
Niedrig Zulassungsfähigkeit von 35 MPa CNG-Betriebsdruck
Gespräche / Initiativen mit Zulassungs- und Genehmigungsbehörden
Niedrig Erprobung eines 35 MPa CNG-Fahrzeuges unter Alltagsbedingungen
Aufbau eines CNG-Prototypen mit 35 MPa durch Nutzfahrzeug- und Tanksystemhersteller
Niedrig THG-Emissionsreduktion durch Zumischung / Anrechnung von Biogas im HD-Erdgasnetz
Analysen bzw. Pilotprojekt zur Erprobung durchführen
6.9 Einführungsstrategie für CNG zum Einsatz in schweren Nutzfahrzeugen im Fernverkehr
Die in dieser Studie gesammelten Erkenntnisse zu Entwicklungsstand und -perspektiven
der CNG-Technologie für den Betrieb schwerer Nutzfahrzeuge im Fernverkehr und
insbesondere deren Defizite werden in diesem Kapitel in einen Strategiefahrplan übersetzt
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge
6-138
(siehe Abbildung 50). Dieser besteht aus einer priorisierten Abfolge von Entwicklungs-
schritten, die konsekutiv bzw. parallel aus der Perspektive von OGE unternommen werden
sollten, um zunächst die kommerzielle Umsetzbarkeit sorgsam und in höherem
Detailierungsgrad abzusichern. Im Falle einer weiter positiven Perspektive sollte OGE
dann verbündete Akteure gewinnen, um erste konkrete Entwicklungsschritte gemeinsam
und kostendämpfend zu unternehmen.
Abbildung 50: Wichtige Schritte auf dem Weg zu einer erfolgreichen Marktein-
führung von CNG für den Einsatz in Nutzfahrzeugen für den
Fernverkehr
Als wichtigster und einziger Vorbereitungsschritt gilt die genaue TCO-Analyse auf Basis
der mit dieser Studie vorgelegten Wirtschaftlichkeitsdaten im Konsortium mit einem oder
mehreren Vertretern aus der Nutzfahrzeugbranche, der CNG-Verbundmaterialtankher-
steller (Typ IV-Tanks) und der CNG-Tankstellenhersteller mit ersten Erfahrungen in der
Entwicklung von CNG-Tankstellen mit großem Durchfluss und redundanter Auslegung.
Zeitgleich sollte an einem Konsens innerhalb der Erdgasindustrie im Sinne einer abge-
stimmten CNG-/LNG-Strategie gearbeitet werden, die dann auch in einer politischen
Etablierung der CNG-Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge in Deutschland mündet und
dann auch im nationalen Strategierahmen an die Europäische Kommission berichtet wird.
Dabei helfen auch europäische Partnerschaften wie z.B. die mit niederländischen
Unternehmen. Wichtigste Ergebnisse dieses Schrittes sind dabei die Formulierung auch
mengenmäßiger Ziele sowie die Formulierung einer Kommunikationsstrategie.
Alle weiteren Schritte dienen dann bereits der Vorbereitung konkreter Projekte, begleitet
durch entsprechende Informationskampagnen und Gewinnung von Pilotkunden für erste
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge
6-139
reale Felderprobungen, am besten in Anwendungsfällen mit räumlicher Begrenzung.
Durch rote Rauten wurden in Abbildung 50 Abbruchkriterien vorgeschlagen, um bei
ausbleibendem Erfolg die Weiterführung der Strategieformulierung zu überdenken.
6.10 Antworten auf strategische Fragen seitens OGE
Zum Abschluss und zur Interpretation der wichtigsten Einsichten dieser Arbeit hat uns
OGE vier strategische Fragen gestellt, die hier beantwortet werden:
1) Warum soll OGE sich überhaupt für CNG in schweren Nutzfahrzeugen engagieren?
2) Ist CNG besser als Diesel? Aktueller Stand und Ausblick.
3) Ist CNG besser als LNG?
4) Was braucht es (jetzt), um CNG in den Markt zu bekommen?
Unsere Antworten auf diese Fragen lauten wie folgt:
1) Warum soll OGE sich überhaupt für CNG in schweren Nutzfahrzeugen engagieren?
Wichtigste Motivation für OGE sollte sein:
– Rückgang im Erdgasabsatz erfordert Erschließung neuer, langfristig tragender Erdgasmärkte.
– Mobilität gilt als wichtiger Wachstumsmarkt für Erdgas, insbesondere der Einsatz in schweren Nutzfahrzeugen (Begründung: weniger Wettbewerb durch Alternativtechnologien / -kraftstoffe und hohes Absatzpotenzial).
2) Ist CNG besser als Diesel?
JA
– Deutlicher Kraftstoffkostenvorteil mit und ohne Steuervergünstigung
– Mit optimierter Motorentechnik mittelfristig sichtbar bessere Klimabilanz
– Nach Euro VI geregelte Schadstoffemissionen in Erdgasmotoren leichter und kostengünstiger nachzureinigen
ABER
– Für Erdgas optimierte Motorentechnik erforderlich (Energieeinsatz, THG-Emissionen)
– Bei gleichem Speichervolumen werden hohe Reichweiten von Diesel-Lkw nicht erreicht (mit zusätzlichem Speichervolumen mit CNG auch Reichweiten bis 1.300 km möglich)
Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr
Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge
6-140
3) Ist CNG besser als LNG?
JA
– Tendenzieller Kraftstoffkostenvorteil8
– Entgegen bisheriger Meinung Gewicht von CNG-Tanksystemen nicht höher
– Im Deutschland-Mix sind THG-Emissionen deutlich geringer
– Erdgas-Verteilinfrastruktur verfügbar
ABER
– Tanksystemvolumen etwa doppelt so groß
– CNG-Tankstellen (für Lkw) sind wie LNG-Tankstellen noch zu errichten
4) Was braucht es (jetzt), um CNG in den Markt zu bekommen?
– TCO-Analysen gemeinsam mit Fahrzeug-, Tanksystem- und Tankstellenherstellern, um verlässliche Kostendaten verfügbar zu machen
– Verbesserte und an Erdgas adaptierte Motorentechnik (optimierte Ottomotoren, HPDI)
– Entwicklung von CNG-Tanksystemen zur optimalen Nutzung des verfügbaren Einbauraums und/oder Regelwerksanpassung für weiteren Einbauraum hinter Fahrerhaus
– Einigung in Gaswirtschaft (DVGW, LNG-Taskforce) zur Positionierung von CNG mit LNG
– Gewinnung verbündeter Akteure (Fahrzeug-, Tanksystem- und Tankstellen-hersteller sowie Spediteure)
– Parallele Entwicklung der Nahlogistik unter Berücksichtigung der Tankstellen-nutzung auch durch Fernverkehr; aber Wettbewerb zu Batterie- und Brennstoff-zellenantrieben
– Initiierung von Pilotprojekten mit angepasster Tankstellenauslegung, z.B. durch Einbindung der Spediteure
8 Tankstellenanschlusskosten können Kostenvorteil kompensieren
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LUDWIG-BÖLKOW-SYSTEMTECHNIK GMBH
Die Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH (LBST) ist ein Beratungsunternehmen für nachhaltige
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