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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

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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.

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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

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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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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

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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

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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

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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)

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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

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Abschlussbericht

xii

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.

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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.

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Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr

Abschlussbericht

xiv

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

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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

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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.

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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-

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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).

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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.

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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.

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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.

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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

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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.

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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.

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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).

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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

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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

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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

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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.

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Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr

Beschreibung Status Quo

1-32

Tabelle 7: Lkw-geeignete LNG-Tankgrößen

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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.

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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].

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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.

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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.

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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

?

LNG-Tank

Bild: LBST, 2015

LNG-DispenserCNG-Dispenser

KryopumpeCNG-SpeicherKompressor

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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.

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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.

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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.

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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.

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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

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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.

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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

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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.

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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

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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

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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

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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)

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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

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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

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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

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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.

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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.

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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.

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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

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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

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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

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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

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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

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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

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

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

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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

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).

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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).

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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

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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.

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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.

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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

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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

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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.

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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

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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).

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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).

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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.

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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.

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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)

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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

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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]

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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.

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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-

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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

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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.

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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

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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.

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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

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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]

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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

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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

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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.

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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

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Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas

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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.

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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.

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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.

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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

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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.

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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]

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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.

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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:

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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

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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)

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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:

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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

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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])

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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

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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:

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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.

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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

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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

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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

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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.

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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%

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14%

ab0

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ab23

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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).

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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.

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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]

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Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren

5-113

Abbildung 40: Mögliche Standorträume bei 15 Betankungsmöglichkeiten

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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

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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

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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.

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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).

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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

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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.

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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].

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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,

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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

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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.

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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.

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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

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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:

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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.

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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

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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.

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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-

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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

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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

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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.

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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-

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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

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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

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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

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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

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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)

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Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr

Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge

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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

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