Alltimes News hat sich mit einem LNG und Gas-Kenner unterhalten. Dieser brasilianische Expert, der anonym bleiben möchte, sagte Folgendes über Wasserstoff und Ammoniak: Ammoniak hat sich als attraktivster Wasserstoffträger für unterschiedlichste Größen- und Entfernungskombinationen etabliert, vor allem aufgrund niedriger Transportkosten aufgrund einer bereits gut ausgebauten Infrastruktur. Ammoniak ist heute die am zweithäufigsten produzierte Chemikalie der Welt.
Der größte Energie- und Kostennachteil dieses Weges ist jedoch die Rückverwandlung am Zielort – das Cracken von Ammoniak in Wasserstoff, da dabei ein Energieverlust von 13 bis 34 % entsteht. Dies kann jedoch vermieden werden, indem Ammoniak direkt für bestehende Anwendungen wie Düngemittel oder zukünftige Anwendungen wie das Betanken verwendet wird.
Der Cracking-Schritt benötigt mehr Entwicklung und Demonstration in dem Ausmaß, wie es für den globalen Handel erforderlich wäre. Andere kritische Probleme sind die Toxizität von flüssigem Ammoniak und Probleme im Zusammenhang mit Spuren von Ammoniak im Wasserstoff nach der Zersetzung.
Unter dieser „Brücke“ muss noch viel Wasser hindurch fließen. Der Wasserstoff- und Ammoniak-Deal von Deutschland und Kanada, meint er, sieht eher wie ein Nebelvorhang für die Absichten Deutschlands und Kanadas aus, mit kanadischen LNG-Molekülen zu handeln (weiter unten lesen: „Über den LNG-Markt und LNG-Infrastruktur in Deutschland„).
A port on Canada’s eastern coast has unveiled plans to build a plant that will produce green hydrogen and ammonia for international export – ahead of a key visit to the region tomorrow (Tuesday) by the leader of energy crisis-stricken Germany, Olaf Scholz.
Port authorities at Belledune, northern New Brunswick, have reached an agreement in principle with Connecticut-based infrastructure developer Cross River Infrastructure Partners to build the facility, supplied by 200MW of “clean power”.
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Quelle: rechargenews.com
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Über den LNG-Markt und LNG-Infrastruktur in Deutschland
Untenstehender Inhalt ist komplett aus der Webseite des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz entnommen worden:
Mobiler Energieträger
Verflüssigtes Erdgas ist mobil: Da es nur etwa ein Sechshundertstel des Volumens von gasförmigem Erdgas aufweist, kann es in große Tanker geladen und per Schiff oder Lkw über weite Strecken transportiert werden. Somit kann LNG Regionen mit Erdgas versorgen, die kein durchgängiges Pipelinesystem besitzen, welches sie mit Erdgas versorgen könnte. Über sogenannte LNG-Importterminals können Volkswirtschaften so LNG beziehen und vor Ort regasifizieren, um es für den Wärmemarkt oder andere Verwendungszwecke in das lokale Erdgasnetz einzuspeisen.
Umweltfreundlicherer Kraftstoff
LNG wird auch als alternativer, umweltfreundlicherer Kraftstoff im Schiffs- und Schwerlastverkehr eingesetzt. Hierzu ist eine Regasifizierung und Einspeisung in das Erdgasnetz nicht notwendig. LNG wird stattdessen über sogenannte „small-scale-Terminals“ angelandet und direkt zur Betankung von Schiffen genutzt oder zu LNG-Tankstellen für den Schwerlastverkehr abtransportiert. Gerade im Vergleich zum Dieselmotor stoßen moderne LNG-betriebene Motoren weniger CO2 aus, bei Schiffen und im Schwerlastverkehr etwa 20 % weniger. Außerdem können LNG-Motoren beliebige Anteile von aus Bio-Gas erzeugtem Bio-LNG und in Zukunft auch synthetischem LNG, das mit Hilfe erneuerbaren Stroms erzeugt wird, beigemischt werden.
Im Schiffsverkehr wird der LNG-Einsatz von der Verschärfung der Emissionsgrenzwerte durch die International Maritime Organization (IMO) getrieben (2020-Klimaziel einer zehnprozentigen Emissionsreduzierung sowie Schadstoffverminderung wie Feinstaub und Stickoxide). Auch im Schwerlastverkehr wachsen die LNG-Anwendungen derzeit sehr schnell. Die Gründe sind ähnlich wie im Schiffsverkehr. Zudem unterstützt die Bundesregierung den Einsatz von LNG im Verkehr mit steuerlichen Erleichterungen. Aufgrund der CO2-Einsparungen sind LNG-Lkw für zwei Jahre von der Maut befreit.
Ein wachsender, globaler Markt
Die bestimmenden Preisfaktoren für LNG sind neben der Angebots- und Nachfragemenge die Produktionskosten, die Kosten für Verflüssigung und Regasifizierung und die Transportkosten. Die derzeit größten LNG-Anbieter sind Katar, Australien und demnächst auch die USA. Insbesondere dort sind viele Produzenten in der Lage, ihre Angebotsmenge kurzfristig auszuweiten, um auf Nachfrageschwankungen zu reagieren.
Die größten LNG-Abnehmer sind Länder im asiatisch-pazifischen Raum und Lateinamerika. Hier entsteht ein großer Nachfragesog, da diese Länder zumeist nicht, wie Europa, alternativ über günstigeres Pipeline-Erdgas versorgt werden können. Somit bestehen derzeit auf dem LNG-Markt vier Weltteilmärkte mit unterschiedlicher Preisstruktur: Ostasien, Lateinamerika, Europa, Nordamerika. In der Regel ist LNG in Ostasien am teuersten, in Nordamerika am günstigsten.
Der World Energy Outlook 2018 (Internationale Energie Agentur, IEA) prognostiziert, dass bis 2040 bis zu 60 Prozent des Erdgases weltweit in Form von LNG verteilt werden. Somit wäre zukünftig ein Viertel des weltweiten Energieverbrauches durch LNG gedeckt. Allerdings stehen den derzeit rund 850 Millionen Tonnen/Jahr Importkapazität nur rund 370 Millionen Tonnen/Jahr Exportkapazität gegenüber. Dieses Verhältnis wird sich voraussichtlich bald ändern. Seit 2015 verzeichnen sowohl Australien als auch die USA eine enorme Kapazitätserweiterung. Das steigende Angebot dürfte tendenziell zu einer weiteren Annäherung des Preises für LNG und Pipeline-Erdgas führen.
LNG und seine Bedeutung für Europa
Auch für Europa hat LNG Bedeutung. Für Regionen ohne durchgängiges Erdgaspipelinesystem beziehungsweise schlechter Anbindung an den Rest Europas, zum Beispiel Spanien, Portugal oder Griechenland, ist LNG eine notwendige Versorgungsquelle. Zudem bietet LNG die Chance, Energieversorgungsquellen zu diversifizieren und somit die Versorgungssicherheit, insbesondere in den südöstlichen und östlichen EU-Mitgliedstaaten, weiter zu erhöhen. Auch Regionen mit einem durchgängigen Pipelinesystem, wie Deutschland, profitieren von der dynamischen Entwicklung des globalen LNG-Marktes. Zwar steht LNG derzeit in starkem Preiswettbewerb mit pipelinegebundenem Erdgas aus Norwegen, den Niederlanden oder Russland. Allerdings drücken fallende Preise für LNG auch den Preis für pipelinegebundenes Erdgas und stützen somit die Wettbewerbsfähigkeit der heimischen Industrie.
LNG in Deutschland
Eine LNG-Infrastruktur existiert in Deutschland bisher nicht. Jedoch ist das deutsche Gasnetz direkt mit LNG-Importterminals in unseren Nachbarländern verbunden, wie beispielsweise mit dem niederländischen Terminal GATE in Rotterdam. Zudem setzen nun private Investoren auf die dynamische LNG-Marktentwicklung und planen den Bau von drei Importterminals an den Standorten Brunsbüttel (Schleswig-Holstein), Stade (Niedersachsen) und Wilhelmshaven (Niedersachsen) sowie einem small-scale-Terminal in Rostock (Mecklenburg-Vorpommern).
Ein wichtiger Baustein zur Diversifizierung unserer Energieversorgung
Diese Entwicklung ist wichtig für den liberalisierten deutschen Erdgasmarkt. Einerseits profitiert die heimische Industrie von den Preiseffekten, welche aufgrund des direkten Imports von ausländischem Flüssigerdgas aus unterschiedlichen Lieferquellen entstehen. Andererseits stellt dieser Import sowohl über europäische als auch deutsche LNG-Infrastruktur einen wichtigen Baustein der Diversifizierung unserer Energieversorgung dar.
LNG-Infrastrukturausbau in Deutschland unterstützen
Vor diesem Hintergrund verbessert die Bundesregierung die Rahmenbedingungen für die Errichtung von LNG-Infrastruktur in Deutschland. Denn bislang kann der Anschluss der LNG-Anlagen an das Fernleitungsnetz ein Hemmnis sein. Die hohen Kosten für zum Teil sehr lange Leitungen können LNG-Projekte unwirtschaftlich machen, denn bislang müssen die LNG-Anlagenbetreiber für die Netzanbindung sorgen. Künftig müssen die Fernleitungsnetzbetreiber die Leitungen zwischen deutschen LNG-Terminals und dem Fernleitungsnetz errichten und den Großteil der Kosten, nämlich 90 Prozent, dafür tragen. Um sicherzustellen, dass nur Leitungen gebaut werden, soweit und sobald LNG-Anlagen errichtet werden, müssen die Fernleitungsnetzbetreiber und die LNG-Anlagenbetreiber ihre Planungen und Baufortschritte eng miteinander abstimmen. Das bedeutet unter anderem, dass sie vereinbaren müssen, wann welcher Schritt des Baus der LNG-Anlage und des Baus der Anbindungsleitung abgeschlossen sein muss. Außerdem wird der LNG-Anlagenbetreiber an den Kosten in Höhe von 10 Prozent beteiligt – auch das ein Baustein dafür, dass nur Anbindungsleitungen gebaut werden, die tatsächlich benötigt werden.
Die Verordnung zur Verbesserung der Rahmenbedingungen für den Aufbau der LNG-Infrastruktur in Deutschland bedarf noch der Zustimmung des Bundesrates. Hier (PDF, 233 KB) mehr dazu.
Entscheidung der privatwirtschaftlichen Investoren
Letztendlich sind Investitionen in die deutsche Gastransportinfrastruktur privatwirtschaftliche Entscheidungen, also auch Investitionen in den Ausbau der LNG-Infrastruktur in Deutschland. Deshalb sind nun die privaten Projektträger für die LNG-Projekte entlang der deutschen Küste gefragt, ihre Standort- und Investitionsentscheidungen zu treffen. Die erste Entscheidung soll bereits in diesem Jahr fallen.
Quelle:
https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Schlaglichter-der-Wirtschaftspolitik/2019/05/kapitel-1-7-lng.html Am 29.08.2022, um 21:15 Uhr
Boldquelle: Rechargenews.com, 22 August 2022 14:42 GMT Updated 22 August 2022 15:27 GMT By Rachel Parkes