VERGLEICH VON CNG UND LNG ZUM EINSATZ IN LKW IM FERNVERKEHR

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1 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

2 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.

3 Abschlussbericht INHALT TABELLEN... V ABBILDUNGEN... VII ABKÜRZUNGEN... X ZUSAMMENFASSUNG... XII 0 HINTERGRUND, ZIELSETZUNG UND ABGRENZUNG DER ARBEIT BESCHREIBUNG STATUS QUO Aktueller Stand beim Einsatz von Erdgas in schweren Nutzfahrzeugen Aktueller Stand der Fahrzeugtechnik Erdgasmotorentechnologien Tanktechnologien CNG LNG Vergleich CNG / LNG Tanktechnologie Aktueller Stand der Tankstellentechnik CNG LNG Stand der Diskussionen zu einer CNG- bzw. LNG-Infrastruktur in Deutschland Interessen der Industrie Interessen der Betreiber / Nutzer Kompetenzen der Genehmigungsinstitutionen VERGLEICHENDE ENERGIE-, THG- UND KOSTENANALYSE WTT UND WTW Methodologie Treibhausgasemissionen Wirkungsgradmethode Well-to-Tank Diesel aus Rohöl i

4 Abschlussbericht CNG aus Erdgas aus Norwegen (1.700 km) CNG aus Erdgas aus Iran (4.000 km) CNG aus Erdgas aus Russland (5.000 km) LNG Import aus Katar / Iran LNG Import aus Trinidad und Tobago LNG Import aus USA (Shale Gas) Ergebnisse Well-to-Tank Tank-to-Wheel Well-to-Wheel Energieeinsatz und Treibhausgasemissionen Kosten POTENZIELLE AUSWIRKUNGEN VON AUS DEN USA IMPORTIERTEM SHALE GAS Die Förderung von Shale Gas in den USA Förderstatistiken von US Shale Gas Förderszenarien der künftigen Entwicklung Methanemissionen von US Shale Gas Literatur Eigene Analysen Weitere Umweltauswirkungen der Shale Gas Förderung in den USA Ökonomische Aspekte Bohrkosten und Abschätzung der Gesamtkosten Ökonomische Situation der Förderfirmen Potenzielle Auswirkungen auf den deutschen Erdgasmarkt Abschätzung für den Export verfügbarer Mengen und deren Kosten Kritische Bemerkungen zum Annual Energy Outlook CNG-TANKMONTAGE HINTER DEM FAHRERHAUS Grundsätzliche Einordnung ii

5 Abschlussbericht 4.2 Beispiele aus der Praxis Zulassungsfähigkeit in Europa Maßnahmen und Aufwände, um Zulassungsfähigkeit in Europa herzustellen ANALYSE VON TANKSTELLEN MIT HOCHLEISTUNGSKOMPRESSOREN Übersicht Tankstellen-Systemintegratoren und Hersteller von Hochdruckkompressoren Hersteller von Hochdruckkompressoren Tankstellen-Systemintegratoren Grobauslegung einer großen CNG-Tankstelle für schwere Nutzfahrzeuge Grundausstattung für CNG-Tankstellen-Netz an deutschen Autobahnen MARKTEINFÜHRUNG EINER CNG INFRASTRUKTUR FÜR SCHWERE NUTZFAHRZEUGE Globale Marktentwicklung von Erdgasfahrzeugen Die USA als Fallbeispiel für einen erfolgreichen Einsatz von Erdgas in schweren Nutzfahrzeugen Kriterienbasierte Einschätzung des Entwicklungsstandes von CNG für schwere Nutzfahrzeuge im Fernverkehr Stärken-Schwächen-Analyse Politische Maßnahmen zur Förderung von CNG in schweren Nutzfahrzeugen im Fernverkehr Akteursanalyse Wettbewerbliches Umfeld für den Einsatz von CNG in schweren Nutzfahrzeugen im Fernverkehr Oberleitungs-Lkw Brennstoffzellen-Lkw Methanol als Ottomotorkraftstoff Diesel aus PtL Batterieangetriebener Lkw Offen gebliebene Fragen / Handlungsempfehlungen iii

6 Abschlussbericht 6.9 Einführungsstrategie für CNG zum Einsatz in schweren Nutzfahrzeugen im Fernverkehr Antworten auf strategische Fragen seitens OGE LITERATUR iv

7 Abschlussbericht TABELLEN Tabelle 1: Mittlere und schwere Nutzfahrzeuge mit Erdgasantrieb / Welt [GVR 2015] Tabelle 2: Mittlere und schwere Nutzfahrzeuge mit Erdgasantrieb / Europäische Union [NGVA europe 2014] Tabelle 3: Erdgastankstellen weltweit und in Deutschlands Nachbarländern [NGVA europe 2013], [NGVA europe 2014], [GVR 2016], [NGV Today 2015] Tabelle 4: Unterschied im Kraftstoffverbrauch von Fahrzeugen mit CNG/LNG gegenüber Dieselantrieb Tabelle 5: CNG-Tankhersteller mit für Lkw-geeigneten Tankgrößen Tabelle 6: Lkw-geeignete CNG-Tankgrößen Tabelle 7: Lkw-geeignete LNG-Tankgrößen Tabelle 8: Speichermassenvergleich CNG Typ IV versus LNG Tabelle 9: Interesse an / Kompetenz in CNG- / LNG-Infrastruktur in Deutschland Tabelle 10: Treibhausgaspotenzial verschiedener Treibhausgase [IPCC 2007], [IPCC 2013] Tabelle 11: Rohölpreis und daraus resultierender Dieselpreis (ohne Steuern) Tabelle 12: Erdgasförderung in Norwegen (offshore) Tabelle 13: Erdgasaufbereitung in Norwegen (onshore) Tabelle 14: Technische und ökonomische Daten CNG-Tankstelle Tabelle 15: Erdgasförderung und -aufbereitung nach [JEC 2014] Tabelle 16: Erdgasförderung in Russland (onshore) [GEMIS 2014] Tabelle 17: Erdgasaufbereitung in Russland (onshore) [GEMIS 2014] Tabelle 18: Technische und ökonomische Daten Tanksattelauflieger Tabelle 19: Technische und ökonomische Daten Zugmaschine Tabelle 20: Technische und ökonomische Daten der LNG-Tankstelle Tabelle 21: Treibhausgasemissionen aus Exploration, Förderung und Verarbeitung von Shale Gas Tabelle 22: Treibhausgasemissionen aus Bereitstellung und Nutzung von Dieselkraftstoff, CNG und LNG, aufgeteilt in einzelne Prozessschritte (g CO 2 -Äquivalent/MJ) Tabelle 23: Treibhausgasemissionen aus Bereitstellung und Nutzung von Dieselkraftstoff, CNG und LNG, aufgeteilt in einzelne Prozessschritte (g CO 2 -Äquivalent/kWh) v

8 Abschlussbericht Tabelle 24: Treibhausgasemissionen aus Bereitstellung und Nutzung von Dieselkraftstoff, CNG und LNG, aufgeteilt in einzelne Prozessschritte (g CO 2 -Äquivalent/Nm³) 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) 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) Tabelle 27: Kraftstoffverbrauch und Nicht-CO 2 - Treibhausgasemissionen der Lkw Tabelle 28: CH 4 -Emissionen aus Shale Gas Fördergebieten Tabelle 29: Abschätzung des Break-Even-Gaspreises, über dem die Gasförderung in unterschiedlichen Shales für die Firmen rentabel wird Tabelle 30: Genehmigte und im Bau befindliche LNG-Exportterminals in den USA [FERC 2016a] Tabelle 31: Einbaualternativen für CNG-Speichermodule mit 20 MPa Tabelle 32: Übersicht über ausgewählte Hersteller von CNG- Kompressoren Tabelle 33: Identifizierte Systemintegratoren von CNG-Tankstellen Tabelle 34: Verbundmaterialtankhersteller weltweit und ihre geschätzten Marktanteile (Auswahl) (LBST auf Basis [Composites 2014]) Tabelle 35: Eckdaten für die Umsetzung der Alternative Fuels Infrastructure Directive (AFID) spezifisch für das Thema Wasserstoff Tabelle 36: Offene Punkte / unbeantwortete Fragen, Handlungsempfehlungen vi

9 Abschlussbericht ABBILDUNGEN 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) Abbildung 3: Entwicklung LNG-Lkw in China (LBST auf Basis [UN ECE 2015] und [NGV Today 2013]) Abbildung 4: Erdgasmotorentechnologien und ihre Entwicklungspotenziale [Gruber 2015] Abbildung 5: LNG-Tank, Tilburg, Niederlande, 18. NOV 2014 (Foto: LBST) Abbildung 6: LNG-Tankstelle, Tilburg, Niederlande, 18. NOV 2014 (Foto: LBST) Abbildung 7: Entwicklung der Preise für Erdgas und LNG (LBST auf Basis [EIA 2015]) Abbildung 8: LNG-Tankstelle, Tilburg, Niederlande, 18. NOV 2014 (Foto: LBST) Abbildung 9: Energieverlust Well-to-Tank, aufgeteilt in einzelne Prozessschritte Abbildung 10: Energieverlust für die Bereitstellung und Nutzung von Dieselkraftstoff, CNG und LNG, aufgeteilt in einzelne Prozessschritte Abbildung 11: Energieverlust für die Bereitstellung und Nutzung von Dieselkraftstoff, CNG und LNG, aufgeteilt in fossile, nukleare und erneuerbare Energieträger Abbildung 12: Treibhausgasemissionen Well-to-Tank, aufgeteilt in einzelne Prozessschritte Abbildung 13: Treibhausgasemissionen aus Bereitstellung und Nutzung von Dieselkraftstoff, CNG und LNG, aufgeteilt in einzelne Prozessschritte Abbildung 14: Energieeinsatz Well-to-Wheel, aufgeteilt in einzelne Prozessschritte Abbildung 15: Energieeinsatz Well-to-Wheel, aufgeteilt in fossile, nukleare und erneuerbare Primärenergie Abbildung 16: Spezifischer Energieeinsatz WtT und WtW in Relation zu Diesel Abbildung 17: Treibhausgasemissionen Well-to-Wheel, aufgeteilt in einzelne Prozessschritte vii

10 Abschlussbericht Abbildung 18: Spezifische Treibhausgasemissionen WtT und WtW in Relation zu Diesel Abbildung 19: Kraftstoffkosten Well-to-Wheel (Wegfall der Steuerermäßigung von Erdgas als Kraftstoff nach 31. DEZ 2018) Abbildung 20: Kraftstoffkosten Well-to-Wheel (Verlängerung der Steuerermäßigung von Erdgas als Kraftstoff über das Jahr 2018 hinaus) Abbildung 21: Kraftstoffkosten (km-spezifisch) in Relation zu Diesel Rohöl- und Dieselpreise nach [EWI et al. 2014] Abbildung 22: Kraftstoffkosten (km-spezifisch) in Relation zu Diesel Rohöl- und Dieselpreis 2016 (Sensitivitätsbetrachtung) Abbildung 23: Monatliche Gasförderung im Fayetteville Shale (Arkansas) [Zittel 2016, S ] Abbildung 24: Monatliche Anzahl der aktiven Fördersonden und spezifischer Ertrag je Sonde [Zittel 2016, S ] Abbildung 25: US-Gasförderung seit 1980; dargestellt ist der Beitrag der wichtigsten Gas Shales und die Summe der sonstigen Gasförderung 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]) Abbildung 27: Erdgasförderung im Haynesville Shale reale Entwicklung bis 2014, Szenario nach David Hughes und Szenario der US-EIA [AEO 2015] Abbildung 28: Methanemissionen anhand von Flugzeugmessungen und Rückrechnung auf die Quellstärke (LBST auf Basis [NOAA 2016], [Peischl et al. 2015]) Abbildung 29: Störfallstatistik im Bundesstaat Norddakota [NDHealth 2016] und [Zittel 2016, S. 207ff] Abbildung 30: Entwicklung der durchschnittlichen Bohrkosten in den USA und des Gaspreis (1 USD/1.000 scf / ~3,53 ct/m³) Abbildung 31: Gewinne und Verluste von 31 weltweit aktiven Ölfirmen in 2015, deren Anteil an der weltweiten Öl- und Gasförderung gemeinsam etwa 30% beträgt Abbildung 32: Entwicklung der für den Export zur Verfügung stehenden LNG-Mengen gemäß Annual Energy Outlook 2016 [AEO 2016] viii

11 Abschlussbericht Abbildung 33: Einschätzung von Daimler zur Integration von CNG- Speichermodulen hinter dem Fahrerhaus [Schuckert 2014] Abbildung 34: Abmessungen des Quantum 180 Gen 2 Back Of Cab Fuel Storage Module [Quantum 2015] Abbildung 35: Generelle Fahrzeuganforderungen beim Einsatz von Quantum Fuel Storage Modules (FSM) in den USA [Quantum 2015] Abbildung 36: Richtlinie 96/53/EG idf (EU) 2015/719 Zeitschiene denkbare Umsetzung der Richtlinie (LBST auf Basis [MAN 2015]) Abbildung 37: Galileo Kompressorprodukte [Galileo 2014] Abbildung 38: Angenommene prozentuale Verteilung der Betankungsmengen (LBST auf Basis [Jung 2016]) Abbildung 39: Lkw-Aufkommen auf deutschen Autobahnen 2010 [BAST 2010] Abbildung 40: Mögliche Standorträume bei 15 Betankungsmöglichkeiten Abbildung 41: Mögliche Standorträume bei 30 Betankungsmöglichkeiten Abbildung 42: Globale Erdgasfahrzeugentwicklung (LBST auf Basis [Composites 2014]) Abbildung 43: Globale Produktionsvorhersage für Druckgasbehälter (CNG und CGH 2 ), (LBST auf Basis [Composites 2014]) Abbildung 44: Vertikale Unterbringung von Drucktanks hinter dem Fahrerhaus US-amerikanischer Lkw [Quantum 2015] Abbildung 45: Entwicklungsstand der CNG-Technologie zum Betrieb von Nutzfahrzeugen für den Fernverkehr (diese Studie) Abbildung 46: Zuordnungsmatrix alternativer Kraftstoffe zu Verkehrssektoren (LBST auf Basis [MKS 2011]) Abbildung 47: Aktivitätsniveau relevanter Akteure zum Einsatz von CNG in schweren Nutzfahrzeugen Abbildung 48: Probebetrieb eines von Siemens entwickelten Oberleitungs-Lkw in Deutschland, Siemens AG [Siemens 2015] Abbildung 49: Brennstoffzellenangetriebener Schwerlast-Lkw [Tosca 2016] Abbildung 50: Wichtige Schritte auf dem Weg zu einer erfolgreichen Markteinführung von CNG für den Einsatz in Nutzfahrzeugen für den Fernverkehr ix

12 Abschlussbericht ABKÜRZUNGEN AEO AFID BAB BMVI BSR CBM CH 4 CNG CO 2 CPT DI DVGW EC EEV EPA EU FSM GDE GVR HD HPDI IPCC l kg km LBST L-CNG Lkw LNG MD Mio. MPa MKS Mrd. NG Annual Energy Outlook der US-EIA Alternative Fuels Infrastructure Directive Bundesautobahnen Bundesministerium für Verkehr und Infrastruktur Berliner Stadtreinigung Coalbed Methane (Kohleflözgas) Methan Compressed Natural Gas (verdichtetes Erdgas) Kohlendioxid Clean Power for Transport Direct Injection (Direkteinspritzung) Deutscher Verein des Gas- und Wasserfaches e.v. European Commission (Europäische Kommission) Enhanced Environmentally-friendly Vehicle (besonders umweltfreundliches Fahrzeug) Environmental Protection Agency Europäische Union Fuel Storage Module (Modul zur Kraftstoffspeicherung) Gallone Diesel Equivalent Gas Vehicle Report Heavy Duty (Schwerlast-) High Pressure Direct Injection (Hochdruck-Direkteinspritzung) Intergovernmental Panel on Climate Change Liter Kilogramm Kilometer Ludwig-Bölkow-Systemtechnik Liquefied-Compressed Natural Gas (Druckerdgas durch Verdampfung und Verdichtung aus Flüssigphase erzeugt) Lastkraftwagen Liquid Natural Gas (verflüssigtes Erdgas) Medium Duty (Mittellast-) Millionen Megapascal Mobilitäts- und Kraftstoffstrategie der deutschen Bundesregierung Milliarden Natural Gas (Erdgas) x

13 Abschlussbericht NGVA NO x NSR Pkw psig scf SCR StVZO t TCO Tg/a TEN-V THG TtW US US-EIA USA WtT WtW Natural Gas Vehicle Association Stickoxide Nationaler Strategierahmen Personenkraftwagen Pounds-force per square inch gauge Square cubic feet Selective Catalytic Reduction (selektive katalytische Reduktion) Straßenverkehrs-Zulassungs-Ordnung Tonne Total Cost of Ownership (Vollkostenrechnung) Teragramm pro Jahr (10 6 t/a) Transeuropäische Netzwerke Verkehr Treibhausgas Tank-to-Wheel Vereinigte Staaten US Energy Information Administration (US-amerikanische Energiebehörde) Vereinigte Staaten von Amerika Well-to-Tank Well-to-Wheel xi

14 Abschlussbericht ZUSAMMENFASSUNG Motiviert durch den Rückgang im Erdgasabsatz sehen sich Betreiber von Erdgastransportnetzen 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-Grundversorgung, 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. xii

15 Abschlussbericht Viel wichtiger ist es aber darauf hinzuweisen, dass mit dem derzeitigen Stand der Motorentechnik nur für CNG aus nahen Quellen eine Reduzierung der Treibhausgasemissionen 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 entsprechend 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 km nur durch Maßnahmenkombinationen 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 Fahrerhaus erlaubt eine Reichweite von bis zu km, ohne die zulässige Freigrenze von 1 t Zusatzgewicht für alternative Kraftstoffe nach Richtlinie 2015/719 zu überschreiten. xiii

16 Abschlussbericht 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 xiv

17 Abschlussbericht 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 THGreduziertes 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-Reduktionsstrategie 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-Verbundmaterialtankhersteller (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 xv

18 Abschlussbericht 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 Erdgasmotoren 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 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 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. xvi

19 Hintergrund, Zielsetzung und Abgrenzung der Arbeit 0 HINTERGRUND, ZIELSETZUNG UND ABGRENZUNG DER ARBEIT Im Hinblick auf die Notwendigkeit der Ablösung von erdölbasierten Kraftstoffen durch CO 2 -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 Wettbewerb entwickelt hat, stellt sich die Frage, ob sich mit dem als herausfordernd anzusehenden 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- 0-17

20 Hintergrund, Zielsetzung und Abgrenzung der Arbeit 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 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 Markteinführung 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 Kraftstoffstrategie (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). 0-18

21 Hintergrund, Zielsetzung und Abgrenzung der Arbeit 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, Autobahnraststätten 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. 0-19

22 Beschreibung Status Quo 1 BESCHREIBUNG STATUS QUO Dieses Kapitel liefert eine systematische Darstellung des Entwicklungsstandes der CNGund 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 mittlere und schwere Nutzfahrzeuge mit Erdgasantrieb im Einsatz. In neun Ländern, die alle außerhalb der Europäischen Union liegen, sind jeweils mehr als 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 Indien Ukraine Thailand Armenien Bangladesch USA Japan Russland Andere Gesamt 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 Pfund (engl. Einheit lb.) entsprechend etwa 6,3 t. 1-20

23 Beschreibung Status Quo Tabelle 2: Mittlere und schwere Nutzfahrzeuge mit Erdgasantrieb / Europäische Union [NGVA europe 2014] Land Anzahl mittlerer und schwerer Nutzfahrzeuge mit Erdgasantrieb Italien Schweden Spanien Frankreich Großbritannien 621 Niederlande 386 Deutschland 176 Griechenland 102 Andere 479 Gesamt Kostenfreie Statistiken darüber, wie sich die mittleren und schweren Nutzfahrzeuge in Fahrzeuge mit CNG- bzw. LNG-Kraftstoffspeicherung aufteilen, sind derzeit nicht verfügbar. 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. 1-21

24 Beschreibung Status Quo Entwicklung LNG-Lkw in China * 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 mittleren und schweren Nutzfahrzeugen in den USA wurden in 2014 laut [Zeus 2014] etwa mit LNG als Kraftstoff betrieben. Europa: In 2014 waren in Europa über 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 Erdgas-Lkw und -Busse hergestellt worden sein. Diese Zahl soll bis 2020 auf über pro Jahr ansteigen. Frost geht davon aus, dass in China im Jahr 2020 die jährlichen Erdgas-Nutzfahrzeugund 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). 1-22

25 Beschreibung Status Quo [Shell 2015a] geht davon aus, dass sich der chinesische Bestand an mittelschweren und schweren Nutzfahrzeugen bis 2020 von heute etwa 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 Infrastrukturerweiterung 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. 1-23

26 Beschreibung Status Quo 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 (2.500) Pakistan Iran Argentinien Brasilien USA Italien Deutschland Indien Frankreich Schweden Österreich Niederlande (auch LNG) 147 Schweiz Polen Tschechien Spanien (auch L-CNG) 17 (auch LNG) 86 Belgien Dänemark Luxemburg Aktueller Stand der Fahrzeugtechnik Erdgasmotorentechnologien Prinzipiell kann CNG und LNG in verschiedenen Motorkonzepten genutzt werden. Derzeit werden jedoch für den europäischen Markt ausschließlich Lkw-Modelle mit stöchiometrischen 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 LNG-Tankstellen in China. 3 HAM hat für Fluxys in 2014 eine LNG-Tankstelle in Belgien errichtet. 1-24

27 Beschreibung Status Quo 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 NO x - 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 Kraftstoffeffizienz, 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 % höher liegen kann. Die Verbrauchsunterschiede 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). 1-25

28 Beschreibung Status Quo 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% [Hendrickx 2015] & interne Informationen Betreiberangaben, regionaler Verteilerverkehr LNG-Sattelzug, Ottomotor EEV LNG-Sattelzug, Ottomotor Euro VI bis 2013 heute + 24%* %*, ** [Schwanke 2015] Betreiberangaben, Entsorgungsfahrze ug Stadtverkehr CNG-Sattelzug, Ottomotor, Mittelwert Fuhrpark bis %* [Güterverkehr 2012] Testfahrt, vorwiegend Autobahn CNG-Sattelzug (Scania P310), Ottomotor Euro V / EEV bis %* * 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 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 NO x -Grenzwerte einhalten zu können. Selbst der mager betriebene Ottomotor (Lambda >1) wird diese Nachreinigungstechnik künftig 1-26

29 Beschreibung Status Quo 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 regelungstechnische 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 Feinpartikelemissionen in Grenzen halten lassen, würde mit dieser Motorentechnologie ein kostengünstiger, 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 1-27

30 Beschreibung Status Quo 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 Tanktechnologien 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 mindestens 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 mm bzw. mit MAN-Zugmaschinen der 06X- und 10X-Serie mit typischerweise mm und der Anwendung eines Sattelvormaßes von 700 mm auf beide Achsen (1.400 mm) ergibt deduktiv ein Einbaumaß von zwischen mm bis 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 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 mm Außenlänge und 648 mm Außendurchmesser 1-28

31 Beschreibung Status Quo Tabelle 5: CNG-Tankhersteller mit für Lkw-geeigneten Tankgrößen Tankhersteller Land Firmensitz Webseite Tanktypen I II III IV Sondertyp 3M CNG Tanks USA x Calibras Brasilien x CMV Srl Italien x Cobham Mission Systems UK x EKC - Everest Kanto Cylinders Ltd Indien x x x EKN Korea x x x Faber Italien x x Hexagon Lincoln Inc. USA / Norwegen x Iljin Composites Korea x Luxfer USA/ UK x LUXI New Energy Equipment Group Co., Ltd. China x x Metal Mate Thailand x Natural Gas Cylinder Thailand x Quantum USA x Rama Cylinders Indien x SUN CNG USA x x Vitkovice Tschechei x Wire Tough USA x Worthington USA x Xperion/Avanco Deutschland x Zigong Tonda Machinery China x x

32 Beschreibung Status Quo Tabelle 6: Lkw-geeignete CNG-Tankgrößen Tankhersteller Länge Durchmesser Masse Energieinhalt Reichweite max. Druck m mm kg DGE l DE km (HPDI) km (Otto 2015) km (Otto 2020+) MPa 3M CNG Tanks 1, ,0 79, Calibras 1, , CMV Srl 1, , Cobham Mission Systems 1, ,2 68, EKC - Everest Kanto Cylin 2, ,1 98, EKN 1, , Faber 1,66? 387? 49, Hexagon Lincoln Inc. 2, ,8 139, Iljin Composites 1, , ,7 Luxfer 1, , LUXI New Energy Equip. 1, , Metal Mate 1, ,1 45, Natural Gas Cylinder 1, , Quantum 2, , Rama Cylinders 1, , SUN CNG 1, ,1 56, Vitkovice 1, , Wire Tough 1, ,0 75, Worthington 2, ,8 89, Xperion/Avanco 2, , Zigong Tonda Machinery 2, , Luxfer 2, , Hexagon Lincoln Inc. 2, , Hexagon Lincoln Inc. 2, , Hexagon Lincoln Inc. 2, , Hexagon Lincoln Inc. 2, , Hexagon Lincoln Inc. 2, ,8 110, Hexagon Lincoln Inc. 2, ,8 116, Reichweitenermittlung: HPDI [L DE / 0,31], Otto 2015 [L DE / (0,31 x 1,24), Otto [L DE /(0,31 x 1,07]]; Tankentleerung auf 10% 1-30

33 Beschreibung Status Quo 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. 1-31

34 Beschreibung Status Quo Tabelle 7: Lkw-geeignete LNG-Tankgrößen 1-32

35 Beschreibung Status Quo Abbildung 5: LNG-Tank, Tilburg, Niederlande, 18. NOV 2014 (Foto: LBST) 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. 1-33

36 Beschreibung Status Quo 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-Zugmaschinen-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 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 Nm³/h, die von 6 Kompressoren bereitgestellt und über 4 Dispenser abgegeben werden [Braun 2016]. 1-34

37 Beschreibung Status Quo Damit werden täglich rund 100 CNG-Busse betankt. Augsburg betreibt ausschließlich CNG-Busse. Madrid LNG In Madrid existiert eine Kapazität von Nm³/h, die über 9 Kompressoren bereitgestellt 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 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 Sie können aber nur zur Betankung von wenigen Pkw genutzt werden. 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 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 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 unterschiedlichen 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. 1-35

38 Beschreibung Status Quo 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 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 Corriolismassenmesser 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 Forschungsvorhaben 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 Bedienkonzept verständigen, sodass die Fahrer nicht an jeder Tankstelle eine andere Bedienoberfläche 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. 1-36

39 Beschreibung Status Quo LNG-Tank Kryopumpe CNG-Speicher Kompressor CNG-Dispenser LNG-Dispenser Bild: LBST, 2015 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 Interessensgruppen 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 LNG L-CNG Interesse und Kompetenz vorhanden Interesse und Kompetenz vorhanden Interesse und Kompetenz vorhanden Interesse und Kompetenz zum Teil vorhanden Interesse und Kompetenz vorhanden Kompetenz vorhanden Kompetenz vorhanden? Interesse und Kompetenz vorhanden 1-37

40 Beschreibung Status Quo 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 THG-Reduktionsstrategie verfolgen, würden alle Akteure handeln müssen! Interessen der Industrie Selbst innerhalb der Industrie ist die Sichtweise zur zukünftigen Kraftstoffversorgung von Lkw im Fernverkehr sehr inhomogen, was aufgrund der unterschiedlichen Unternehmensausrichtungen 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] 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. 1-38

41 Beschreibung Status Quo 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. 1-39

42 Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW 2 VERGLEICHENDE ENERGIE-, THG- UND KOSTENANALYSE WTT UND WTW Dieses Arbeitspaket bringt Einsichten zu den spezifischen Energiebedarfs-, THG-Emissionsund Kostenvergleichen für die relevanten Verwendungsoptionen von Erdgas in schweren Nutzfahrzeugen im Vergleich zum Einsatz von Dieselkraftstoff heute. 2.1 Methodologie Treibhausgasemissionen In dieser Studie werden über die jeweiligen Versorgungsketten die Treibhausgase CO 2, Methan (CH 4 ) und Lachgas (N 2 O) berücksichtigt 4. Das Treibhaugaspotenzial der verschiedenen Treibhausgase wird in CO 2 -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 CO 2 -Äquivalente/g AR5 g CO 2 -Äquivalente/g CO CH N 2 O 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 CO 2 -Emissionen berücksichtigt. Die Verbrennung von Biomasse ist CO 2 -neutral, da nur so viel CO 2 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. 2-40

43 Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW Wirkungsgradmethode Entsprechend dem Vorgehen internationaler Organisationen (IEA, EUROSTAT, ECE) und auch dem der AG Energiebilanzen (AGEB) wird für die Berechnung des Primärenergieeinsatzes das sogenannte Wirkungsgradprinzip angewendet. Demnach wird der Stromerzeugung aus Wasserkraft und anderen erneuerbaren Energieträgern, denen kein Heizwert beigemessen werden kann (Windkraft, Photovoltaik), der jeweilige Energieeinsatz dem Heizwert der erzeugten elektrischen Energie gleichgesetzt. 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% angenommen. 2.2 Well-to-Tank 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 (CH 4 ) und Lachgas (N 2 O) nach [IPCC 2013] statt [IPCC 2007] verwendet, so dass sich die Ergebnisse geringfügig gegenüber [JEC 2014] unterscheiden ( Well-to-Tank : 15,5 g CO 2 -Äquivalent/MJ statt 15,4 g CO 2 -Äquivalent/MJ). Die CO 2 -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. 2-41

44 Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW Tabelle 11: Rohölpreis und daraus resultierender Dieselpreis (ohne Steuern) Einheit Rohölpreis Dieselpreis ohne Steuern USD/bbl /t /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) 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 CO 2 - g/mj 0 CH 4 - g/mj 0,002 N 2 O - 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,

45 Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW Emissionen I/O Einheit Wert CO 2 - g/mj 0 CH 4 - g/mj 0,00198 N 2 O - 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 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 erbracht, 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 Sonderanfertigungen, 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 EU 5 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 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. 2-43

46 Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW 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/MJ CNG 0,014 Investition Gaseinleitungsstrecke CNG-Speicher Kompressor Kühlsystem für Kompressoren Rückkühler Kühlkreislauf Steuerung und Schaltschränke für Kompressoren Einrichtungen zur Datenfernübertragung Odoriereinrichtung Gebäudemodule, Beton Gasausleitungsstrecke MF-Block PF Dispenser Sequencing Block für Zapfsäule Baukosten (Erdarbeiten, Boden, Dach, Bezahlsystem) Genehmigung* Sonstiges Werkmontage, Werkprüfung Transport, Errichtung vor Ort, Rohrleitungen, Kabel, Eichungen Projektabwicklung Dokumentation Summe ** Laufende Kosten Wartung und Instandhaltung Kompressor /a Sicherheitsüberprüfung Drucktanks /a Kalibrierung Dispenser /a * 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 % 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 2-44

47 Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW 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 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 CNG aus Erdgas aus Iran (4.000 km) Die in [JEC 2014] angenommene Transportentfernung von 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 CO 2 - g/mj 1,65 CH 4 - g/mj 0,083 N 2 O - 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 km über Pipeline vom Erdgasfeld in die EU transportiert. 2-45

48 Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW Der Erdgastransport via Pipeline über eine Entfernung von 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 erbracht, die mit Erdgas betrieben werden. Es wurde eine Gasturbine mit einem Wirkungsgrad 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% angenommen. 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 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 CO 2 - g/mj 0 CH 4 - g/mj 0,032 N 2 O - g/mj

49 Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW 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 CO 2 - g/mj 0 CH 4 - g/mj 0,0427 N 2 O - 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 Wärmeerzeuger mit einem Wirkungsgrad von etwa 89% bezogen [GEMIS 2014]. Der Erdgastransport via Pipeline über eine Entfernung von 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 erbracht, 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 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. 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 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 2-47

50 Jan-1997 Jun-1997 Nov-1997 Apr-1998 Sep-1998 Feb-1999 Jul-1999 Dec-1999 May-2000 Oct-2000 Mar-2001 Aug-2001 Jan-2002 Jun-2002 Nov-2002 Apr-2003 Sep-2003 Feb-2004 Jul-2004 Dec-2004 May-2005 Oct-2005 Mar-2006 Aug-2006 Jan-2007 Jun-2007 Nov-2007 Apr-2008 Sep-2008 Feb-2009 Jul-2009 Dec-2009 May-2010 Oct-2010 Mar-2011 Aug-2011 Jan-2012 Jun-2012 Nov-2012 Apr-2013 Sep-2013 Feb-2014 Jul-2014 Price (US$/(1000 ft³) Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW 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 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) 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) 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. 2-48

51 Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW 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-Tanksattelauflieger. Tabelle 18: Technische und ökonomische Daten Tanksattelauflieger Parameter Wert Transportkapazität 16 t LNG Investitionsbedarf Abschreibungsdauer 15 Jahre Steuer, Versicherung, Verwaltung, Unterstellung /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 Instandhaltung 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 Lebensdauer km Steuer, Versicherung, Verwaltung, Unterstellung /a Wartung und Instandhaltung 0,1705 /km 2-49

52 Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW 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]. LNG-Tank Kryopumpe CNG-Speicher Kompressor CNG-Dispenser LNG-Dispenser Bild: LBST, 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. 2-50

53 Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW 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, 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 ) 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 Projektabwicklung 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/MJ CNG Investition Dispenser * LNG-Speicher Kryopumpe inkl. Steuerung und Regelventile CNG-Speicher für Boil-Off-Nutzung Kompressor für Boil-Off-Nutzung Einrichtungen zur Datenfernübertragung Odoriereinrichtung für Boil-Off-Nutzung Baukosten (Erdarbeiten, Boden, Dach, Bezahlsystem, etc.) Genehmigung Projektabwicklung, Dokumentation Summe Investition Laufende Kosten Wartung und Prüfung /a Wartung und Instandhaltung Kompressor /a Ersatzteile /a Stickstoff /a Kalibrierung Dispenser /a * 2 LNG Dispenser ( /Stück) plus 1 CNG Dispenser ( /Stück); **Genehmigung nach BetrSichV (heute: ; in Zukunft nach etwas Erfahrung: ) 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 2-51

54 Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW 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 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 nautischen Meilen ( 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 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 CO 2 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. 2-52

55 Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW Tabelle 21: Treibhausgasemissionen aus Exploration, Förderung und Verarbeitung von Shale Gas Freilegen Baugelände g CO 2 /MJ* g CH 4 /MJ* g N 2 O/MJ g CO 2 -Äquiv/MJ 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 CO 2 - und CH 4 -Emissionen jeweils in g Kohlenstoff angegeben. Sie wurden daher in g CO 2 und CH 4 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 Treibhausgasemissionen bei den Treibhausgaspotenzialen von CH 4 und N 2 O neben den üblicherweise verwendeten Betrachtungszeitraum von 100 Jahren auch eine Variante mit 20 Jahren gerechnet. Das Treibhausgaspotenzial von CH 4 würde dann von 30 g CO 2 - Äquivalent/g auf 85 g CO 2 -Äquivalent/g steigen, was dann zu erheblich höheren Treibhausgasemissionen für die Gewinnung von Shale Gas führt. Die Treibhausgasemissionen 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 Klimaerwärmung durch Rückkopplungen verstärkt. In dieser Studie wurde aus Gründen der Vergleichbarkeit nur der üblicherweise verwendete Betrachtungszeitraum von 100 Jahren angenommen. 2-53

56 Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW 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 CH 4 /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 CH 4 -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 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) 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. 2-54

57 Energieverlust (MJ/MJ) Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW 0,35 0,30 0,25 0,20 Benchmark: Diesel 0,15 0,10 0,05 0,00 Diesel aus Rohöl CNG 1700 km (Norwegen) CNG 4000 km (Iran) CNG 5000 km (Russland) LNG Katar LNG T&T LNG USA (shale gas) Rohölförderung Rohöltransport Raffinerie Erdgasförderung, -aufbereitung Erdgastransport über Pipeline Lokales Erdgasnetz Verflüssigung LNG-Transport nach EU Kraftstoffverteilung Tankstelle 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. 2-55

58 Energieverlust (MJ/MJ) Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW 1,40 1,20 Benchmark: Diesel 1,00 0,80 0,60 0,40 0,20 0,00 Diesel aus Rohöl CNG 1700 km (Norwegen) CNG 4000 km (Iran) CNG 5000 km (Russland) LNG Katar LNG T&T LNG USA (shale gas) Rohölförderung Rohöltransport Raffinerie Erdgasförderung, -aufbereitung Erdgastransport über Pipeline Lokales Erdgasnetz Verflüssigung LNG-Transport nach EU Kraftstoffverteilung Tankstelle Nutzung (Verbrennung) 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 Primärenergie. 2-56

59 Energieeinsatz (MJ/MJ) Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW 1,40 1,20 Benchmark: Diesel 1,00 0,80 0,60 0,40 0,20 0,00 Diesel aus Rohöl CNG 1700 km (Norwegen) CNG 4000 km (Iran) CNG 5000 km (Russland) LNG Katar LNG T&T LNG USA (shale gas) Fossil Nuklear Erneuerbar 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. 2-57

60 THG-Emissionen "Well-to-Tank" (g CO 2 -Äquivalent/MJ) Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW Benchmark: Diesel Diesel aus Rohöl CNG 1700 km (Norwegen) CNG 4000 km (Iran) CNG 5000 km (Russland) LNG Katar LNG T&T LNG USA (shale gas) Rohölförderung Rohöltransport Raffinerie Erdgasförderung, -aufbereitung Erdgastransport über Pipeline Lokales Erdgasnetz Verflüssigung LNG-Transport nach EU Kraftstoffverteilung Tankstelle 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 Transportentfernung und die niedrigen Methanverluste bei der Erdgasförderung und -aufbereitung in Norwegen nach [GEMIS 2014]. Bei LNG trägt der Energieaufwand für die Erdgasverflüssigung 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-Tankstelle. Abbildung 13 zeigt die Treibhausgasemissionen aus der Bereitstellung und Nutzung von CNG und LNG im Vergleich zu Diesel aus konventionellem Rohöl. 2-58

61 THG-Emissionen "Well-to-Tank" (g CO 2 -Äquivalent/MJ) Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW Benchmark: Diesel Diesel aus Rohöl CNG 1700 km (Norwegen) CNG 4000 km (Iran) CNG 5000 km (Russland) LNG Katar LNG T&T LNG USA (shale gas) Rohölförderung Rohöltransport Raffinerie Erdgasförderung, -aufbereitung Erdgastransport über Pipeline Lokales Erdgasnetz Verflüssigung LNG-Transport nach EU Kraftstoffverteilung Tankstelle Nutzung (Verbrennung) 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). 2-59

62 Diesel aus Rohöl CNG km (Norwegen) CNG km (Iran) CNG km (Russland) LNG Katar LNG T&T LNG USA (Shale Gas) Diesel aus Rohöl CNG km (Norwegen) CNG km (Iran) CNG km (Russland) LNG Katar LNG T&T LNG USA (Shale Gas) Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW Tabelle 22: Treibhausgasemissionen aus Bereitstellung und Nutzung von Dieselkraftstoff, CNG und LNG, aufgeteilt in einzelne Prozessschritte (g CO 2 -Äquivalent/MJ) Rohölförderung 4, Rohöltransport 1, Raffinerie 8, 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, Verflüssigung ,8 5,7 5,5 LNG-Transport nach EU ,6 6,1 5,9 Kraftstoffverteilung 0, ,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 CO 2 -Äquivalent/kWh) Rohölförderung 17, Rohöltransport 3, Raffinerie 31, 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, Verflüssigung ,7 20,5 19,9 LNG-Transport nach EU ,5 22,1 21,1 Kraftstoffverteilung 2, ,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, Summe WTT + Nutzung 319,3 221,0 251,6 262,2 277,1 271,3 345,1 2-60

63 Diesel aus Rohöl CNG km (Norwegen) CNG km (Iran) CNG km (Russland) LNG Katar LNG T&T LNG USA (Shale Gas) Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW Tabelle 24: Treibhausgasemissionen aus Bereitstellung und Nutzung von Dieselkraftstoff, CNG und LNG, aufgeteilt in einzelne Prozessschritte (g CO 2 -Äquivalent/Nm³) Rohölförderung Rohöltransport Raffinerie Erdgasförderung, -aufbereitung Erdgastransport über Pipeline Lokales Erdgasnetz Verflüssigung LNG-Transport nach EU Kraftstoffverteilung Tankstelle Summe WTT Nutzung (Verbrennung) Summe WTT + Nutzung Wird der im Kraftstoff gebundene Kohlenstoff und die damit verbundenen CO 2 -Emissionen bei der Verbrennung miteinbezogen, dominiert bei allen Kraftstoffpfaden das CO 2 aus der Verbrennung. CNG und LNG weisen dabei mit Ausnahme von LNG aus US-amerikanischem 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). 2-61

64 Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW 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 ( /l Diesel ) LNG ( /l Dieseläquivalent ) CNG ( /l Dieseläquivalent ) 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). 2-62

65 Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW 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 ( /l Diesel ) LNG ( /l Dieseläquivalent ) CNG ( /l Dieseläquivalent ) 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 Mehrverbrauch 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 2-63

66 Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW 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-CO 2 -Treibhausgasemissonen basieren auf den gültigen Grenzwerten nach Euro VI. Bei den Lkw mit Diesel- und Gasmotor wurden die Emissionen inklusive der Anteile an CH 4 und N 2 O aus [CPM 2015] entnommen. Bei den HPDI-Motoren sind bisher kaum Daten über die Emission von CH 4 und N 2 O verfügbar. Nach [Dixon 2009] liegen die CH 4 -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 CH 4 - und N 2 O-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-CO 2 -Treibhausgasemissionen der Lkw. 2-64

67 Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW Tabelle 27: Kraftstoffverbrauch und Nicht-CO 2 -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 CO 2 /km g CH 4 /km 0,022 0,766 0,766 0,766 g /N 2 O/km 0,068 0,077 0,077 0,077 Die CO 2 -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 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. 2-65

68 Energieverlust (MJ/km) Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW Benchmark: Diesel Diesel aus Rohöl CNG 1700 CNG 4000 km km (Iran) (Norwegen) CNG 5000 km (Russland) LNG Katar LNG T&T LNG USA (shale gas) CNG 1700 CNG 4000 km km (Iran) (Norwegen) CNG 5000 km (Russland) Dieselmotor Otto-Zyklus (Gasmotor) Diesel-Zyklus (HPDI) Rohölförderung Rohöltransport Raffinerie Erdgasförderung, -aufbereitung Erdgastransport über Pipeline Lokales Erdgasnetz Verflüssigung LNG-Transport nach EU Kraftstoffverteilung Tankstelle Fahrzeug LNG Katar LNG T&T LNG USA (shale gas) 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. 2-66

69 Energieeinsatz (MJ/km) Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW Erneuerbar Nuklear Fossil Benchmark: Diesel Diesel aus Rohöl CNG 1700 CNG 4000 km km (Iran) (Norwegen) CNG 5000 km (Russland) LNG Katar LNG T&T LNG USA (shale gas) CNG 1700 CNG 4000 km km (Iran) (Norwegen) CNG 5000 km (Russland) Dieselmotor Otto-Zyklus (Gasmotor) Diesel-Zyklus (HPDI) LNG Katar LNG T&T LNG USA (shale gas) 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 konventionellem 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. 2-67

70 Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW 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. 2-68

71 THG-Emissionen (g CO 2 -Äquivalent/km) Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW Benchmark: Diesel Diesel aus Rohöl CNG 1700 CNG 4000 km km (Iran) (Norwegen) CNG 5000 km (Russland) LNG Katar LNG T&T LNG USA (shale gas) CNG 1700 CNG 4000 km km (Iran) (Norwegen) CNG 5000 km (Russland) Dieselmotor Otto-Zyklus (Gasmotor) Diesel-Zyklus (HPDI) Rohölförderung Rohöltransport Raffinerie Erdgasförderung, -aufbereitung Erdgastransport über Pipeline Lokales Erdgasnetz Verflüssigung LNG-Transport nach EU Kraftstoffverteilung Tankstelle Fahrzeug LNG Katar LNG T&T LNG USA (shale gas) 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 konventionellem 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 LNGund CNG-Pfade relativ zu Diesel dargestellt. 2-69

72 Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW Abbildung 18: Spezifische Treibhausgasemissionen WtT und WtW in Relation zu Diesel 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). 2-70

73 Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW Abbildung 19: Kraftstoffkosten Well-to-Wheel (Wegfall der Steuerermäßigung 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 konventionellem 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). 2-71

74 Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW Abbildung 20: Kraftstoffkosten Well-to-Wheel (Verlängerung der Steuerermäßigung 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. 2-72

75 Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW Abbildung 21: Kraftstoffkosten (km-spezifisch) in Relation zu Diesel Rohölund 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. 2-73

76 Vergleichende Energie-, THG- und Kostenanalyse WtT und WtW Abbildung 22: Kraftstoffkosten (km-spezifisch) in Relation zu Diesel Rohölund Dieselpreis 2016 (Sensitivitätsbetrachtung) 2-74

77 Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas 3 POTENZIELLE AUSWIRKUNGEN VON AUS DEN USA IMPORTIERTEM SHALE GAS 3.1 Die Förderung von Shale Gas in den USA 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 Fördersonden den Höhepunkt. 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 km² mehr als 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 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 3-75

78 Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas 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 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 Fördermaximum überschritten. Abbildung 23: Monatliche Gasförderung im Fayetteville Shale (Arkansas) [Zittel 2016, S ] 3-76

79 Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas Abbildung 24: Monatliche Anzahl der aktiven Fördersonden und spezifischer Ertrag je Sonde [Zittel 2016, S ] 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 m³ Tagesförderung im 2. Halbjahr 2011 auf m³ Tagesförderung im zweiten Halbjahr In Wyoming, der Region mit den höchsten spezifischen Fördererträgen, halbierte sich die Förderrate von m³ Ende 2011 auf m³ zum Jahresanfang Allerdings gibt es noch einige Regionen (v.a. Susquehanna), die kaum einen Rückgang der spezifischen Förderrate aufweisen. Auf diese stützt sich zunehmend die Produktion. 3-77

80 Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas Abbildung 25: US-Gasförderung seit 1980; dargestellt ist der Beitrag der wichtigsten Gas Shales und die Summe der sonstigen Gasförderung 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 Die US-EIA geht von einem kumulierten Fördervolumen zwischen 2014 und 2040 von Mrd. m³ Schiefergas, 740 Mrd. m³ Kohleflözgas und Mrd. m³ an konventionellem Erdgas, also insgesamt von fast Mrd. m³ aus. Demgegenüber betrugen die nachgewiesenen Reserven Ende 2014: Schiefergas Mrd. m³, Kohleflözgas 440 Mrd. m³ und konventionelles Erdgas inkl. Tight Gas 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 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- 3-78

81 Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas 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 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 Dem entspricht ein kumuliertes Fördervolumen von gut 3-79

82 Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas 800 Mrd. m³ zwischen 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 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. 3-80

83 Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas 3.2 Methanemissionen von US Shale Gas Literatur Die wesentliche Literatur zu Methanemissionen der Öl- und Gasindustrie wurde bereits im Kapitel besprochen. An dieser Stelle wird ein kurzer Überblick über neuere Literaturzitate gegeben. Der Bericht der US Umweltbehörde U.S. Greenhouse Gas Inventory Report: [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 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 km Messstrecke in der Stadt Washington nachweisen, dass dort die fugitiven Emissionen aus dem Leitungsnetzwerk extrem hoch sind. An mehreren Leckagen konnten sie lokale 3-81

84 Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas Emissionsflüsse von l Methan pro Tag nachweisen. An 19 Stellen des Straßennetzes konnten sie lokale Methankonzentrationen im explosionsfähigen Bereich von bis zu 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 Kohlenwasserstoffkonzentrationen, 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 km² Ausdehnung. Sie konnten zeigen, dass oft nur wenige intensive Emissionsquellen 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 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. 3-82

85 Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas Tabelle 28: CH 4 -Emissionen aus Shale Gas Fördergebieten Region Jahr t/h % der Produktion Literaturquelle Uinta Basin, Utah ,2-11,7 [CIRES/NOAA 2013] Denver-Jules, Colorado [NOAA 2016] Denver-Jules, Colorado ,6-5,6 [Pétron et al. 2014] Haynesville, Arkansas / Texas ,0-2,1 [NOAA 2016] Barnett, Texas ~1,5 [NOAA 2016] Fayetteville, Louisiana ,0-2,8 [Peischl et al. 2015] Marcellus, Pennsylvania ,18-0,41 [Brownstein 2015] Bakken, North Dakota ,2-8,4 [Peischl et al. 2016] Los Angeles Basin, Kalifornien [Peischl et al. 2015] Western Arkoma, Arkansas [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 3-83

86 Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas 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 Eigene Analysen In Kapitel 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] 3-84

87 Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas 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 Störfälle gemeldet. Im Mittel wurde 1,5 mal pro Monat unverdünnte Frackflüssigkeit von insgesamt l freigesetzt [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 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 Die Zeitreihe von ist in Abbildung 30 dargestellt. Seit dem Jahr 2000 stiegen die Kosten von USD auf 3,9 Mio. USD je Bohrung bis zum Jahr Die durchschnittliche Länge einer Bohrung veränderte sich nur geringfügig von Fuß auf 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 3-85

88 Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas 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 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 Verkaufspreis. 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 einherzugehen, wenn man den Aussagen der Firmen Glauben schenkt. Tatsächlich ist der erzielbare Gaspreis jedoch seit etwa 2010 im Mittel nicht mehr kostendeckend und die 3-86

89 Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas 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 Bohrungen mit einer Förderdauer von teilweise mehr als 10 Jahren zeichnet sich bei Extrapolation der Zeitreihen ein durchschnittlicher Ertrag von 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 Lebenszykluskosten 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 unterdurchschnittlichem 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. 3-87

90 Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas 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 [USDct/m³] Literaturquelle Marcellus ,4-11,6 [Duman 2012] - Anadarko ,0 [Berman 2016] - Cabot ,1 [Berman 2016] - Chesapeake ,8 [Berman 2016] - Chevron ,3 [Berman 2016] - EQT ,1 [Berman 2016] - Range ,3 [Berman 2016] - Shell 90 32,2 [Berman 2016] - Southwestern ,5 [Berman 2016] - Talisman ,8 [Berman 2016] Barnett 80 13,1 [Baihly et al. 2011] Barnett 38 30,9 [Berman et al. 2011] Fayetteville ,3 [Baihly et al. 2011] Fayetteville 70 13,1 [Baihly et al. 2011] Fayetteville 38 28,2 [Berman et al. 2011] Haynesville ,6 [Baihly et al. 2011] Haynesville ,5 [Baihly et al. 2011] Haynesville ,5 [Berman et al. 2011] Eagle Ford ,0 [Baihly et al. 2011] Woodford 70 26,0 [Baihly et al. 2011] Woodford 96 22,0 [Baihly et al. 2011] 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 an. Über diese Zeitspanne waren es fast 15,9 Mrd. USD. Ungeachtet der schlechten Bilanz schüttete die Firma jedes Jahr eine Dividende aus. Lag 3-88

91 Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas diese im Zeitraum 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 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 Ölund 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. 3-89

92 Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas 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 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. 3-90

93 Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas 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. 3-91

94 Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas Abbildung 32: Entwicklung der für den Export zur Verfügung stehenden LNG- Mengen gemäß Annual Energy Outlook 2016 [AEO 2016] 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 Bereitstellung 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 3-92

95 Potenzielle Auswirkungen von aus den USA importiertem Shale Gas 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. 3-93

96 CNG-Tankmontage hinter dem Fahrerhaus 4 CNG-TANKMONTAGE HINTER DEM FAHRERHAUS Dieses Kapitel behandelt die Zulassungsfähigkeit der Unterbringung eines CNG-Druckflaschenpakets 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-Speichermodulen hinter dem Fahrerhaus [Schuckert 2014] 4-94

97 CNG-Tankmontage hinter dem Fahrerhaus 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-Tanksystemvergleich 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 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. 4-95

98 CNG-Tankmontage hinter dem Fahrerhaus 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: 4-96

99 CNG-Tankmontage hinter dem Fahrerhaus 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 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 4-97

100 CNG-Tankmontage hinter dem Fahrerhaus 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 Herausforderung bzgl. der Regulatorik oder den Verlust an Reichweite. Die Unterbringung des Druckflaschenbündels direkt hinter dem Fahrerhaus würde auf Grund der Längenbegrenzung 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 Gesamtlänge 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 unterbringen lässt. Um eine mit Diesel oder LNG vergleichbare Reichweite um oder etwas über 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) 4-98

101 CNG-Tankmontage hinter dem Fahrerhaus 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 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 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: 4-99

102 CNG-Tankmontage hinter dem Fahrerhaus 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 4-100

103 CNG-Tankmontage hinter dem Fahrerhaus 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 Wirtschaftlichkeit 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 Regelwerksanpassungen 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]) 4-101

104 Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren 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 Hersteller von Hochdruckkompressoren Ariel Die US-amerikanische Firma Ariel ( aus Mount Vernon, Ohio, liefert Erdgaskolbenkompressoren, die je nach Saugdruck (0,03-1,36 MPa) Förderleistungen zwischen 200 und 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 ( 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 Nm³/h bei Anschlussleistungen von bis zu 200 kw pro Kompressorstufe. Atlas Copco Die schwedische Firma Atlas Copco ( 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 Nm³/h (@ 7 MPa Eingangsdruck). Lieferdrücke von bis zu 35 MPa sind in 3-5-stufigen Kompressorsystemen darstellbar. Bauer Die deutsche Firma Bauer Kompressoren ( 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 ( bietet zusammen mit SAFE ( CNG-Kompressoren an. Diese arbeiten mit Saugdrücken zwischen 0,1 und 6,89 MPa und mit Lieferdrücken von bis 5-102

105 Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren zu 31 MPa bei Liefermengen zwischen 400 und 730 Nm³/h. Die elektrische Antriebsleistung liegt dabei zwischen 112 und 447 kw. CompAir Die US-amerikanische Firma CompAir ( 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 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 ( 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 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. ( aus Vaughan, Ontario, Kanada, liefert Kompressoren, die mit Saugdrücken zwischen 0,414 und 6,2 MPa arbeiten und Liefermengen zwischen 350 und 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 ( in Sáenz Peña, Partido de Tres de Febrero; Provinz Buenos Aires liefert u.a. standardisierte Kompressorprodukte, die weitestgehend Plug-and-Play-fähig sind: 5-103

106 Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren 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 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 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 USD. Sowohl die NanoBox als auch die MicroBox kommen mit einem eingebauten CNG- Speicher von ca l, können aber auch mit einem l Speicher ausgestattet werden, um eine bessere Vergleichmässigung der Verdihtung zu gewährleisten. Die Kosten pro Dispenser liegen bei Galileo bei etwa USD. Galileo realisiert jedoch auch custom-designed Großkompressoranlagen mit Abgabekapazitäten bis zu 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 ( in Mühlheim an der Ruhr liefert Kolbenkompressoren mit hydraulischem Antrieb sowie Membrankompressoren

107 Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren 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 ( 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 ( 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 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 ( aus Neckarsulm 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 ( 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 ( 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 Nm³/h erhältlich. Für Saugdrücke von 0,2 bis 5,1 MPa gibt es Kompressorsysteme mit Liefermengen bis zu Nm³/h mit Antriebsleistungen zwischen 40 und 600 kw. McKenzie Die US-amerikanische Firma McKenzie aus Pittsburgh, USA ( 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 5-105

108 Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren 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 ( liefert Booster-Kompressoren für CNG-Anwendungen für Enddrücke von 0,1 bis 35 MPa und Abgabemengen von bis zu Nm³/h. sera Die deutsche Firma sera GmbH ( liefert Metallmembran- Kompressoren für Ansaugdrücke von 0,1 MPa und für Enddrücke von bis zu 100 MPa und Abgabemengen von bis zu Nm³/h. Inwieweit diese Auslegungsgrößen auch für CNG-Anwendungen gültig sind, müsste noch validiert werden. Wärtsilä Hamworthy Die finnische Firma Wärtsilä Hamworthy ( in Helsinki liefert Kompressoren mit Saugdrücken von bis zu 25 MPa und Lieferdrücken von bis zu 35 MPa bei Liefermengen von bis zu 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 kw el --- Ariel 0,03-1, Aspro 0, Atlas Copco 0,05-2,4 / 0, ? Bauer 0,07-3,8 34,5 561? Broadwind Energy 0,1-6, CompAir 0,1-1,8 25 (35) Dresser Wayne Pignone 0, FTI 0,414-6, Galileo ("MicroBox") 0, Galileo ("NanoBox") 0,005-3, Hofer 0,1-5 / 1,4-1, ? IdroMeccanica 0, ?? IMW 0,16-4,8 / 0, / J.A. Becker & Söhne 0,03-0, ,8-160? Lenhardt & Wagner ? LMF 0,1-2 25, McKenzie 0, ? Sauer 0, sera 0, ? Wärtsilä Hamworthy ?

109 Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren Tankstellen-Systemintegratoren Bohlen & Doyen (B&D) Die deutsche Firma Bohlen & Doyen ( aus Wiesmoor integriert CNG-, LNG- und LPG-Tankstellen und führt für Kunden auch Störungsbeseitigung 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 Nm³/h ermöglichen. Betankungen ohne Unterbrechung / Betankungsstopp sind garantiert. Greenfill Greenfill ( 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 Nm³/h und hoher nachgewiesener Redundanz. Schandl Schandl arbeitet mit verschiedenen Kompressorherstellern zusammen (insbesondere aber mit IdroMeccanica), um geeignete kundenspezifische Komplettlösungen für kontinuierliche 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 5-107

110 Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren 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 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 Nutzfahrzeuganwendungen an. Tabelle 33: Identifizierte Systemintegratoren von CNG-Tankstellen Integrator Kompressorlieferant Eingangsdruck [MPa] Lieferdruck [MPa] Förderleistung je Kompressor [Nm³/h] Bohlen & Doyen Lenhardt & Wagner Greenfill z.b. Sauer Compressors 0-3, Schandl IdroMeccanica 2, ? Schwelm J.A. Becker 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

111 Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% ab 0 ab 1 ab 2 ab 3 ab 4 ab 5 ab 6 ab 7 ab 8 ab 9 ab 10 ab 11 ab 12 ab 13 ab 14 ab 15 ab 16 ab 17 ab 18 ab 19 ab 20 ab 21 ab 22 ab 23 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 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 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 Ermittlung der Investition sind berücksichtigt: Gaseinleitungsstrecke, CNG-Speicher l (630 Nm³), Kühlsystem für Kompressor, Rückkühler für Kühlkreislauf, Steuerung und Schaltschränke für Kompressoren, Einrichtung zur Datenfernübertragung, Odoriereinrichtung, 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

112 Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren Betrachtet man die Gesamtkapazität eines typischen deutschen Autohofs, dann werden dort etwa 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 nachtankt (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 containerisierter Form von 7 t auf größere Kapazitäten bei verfügbaren Flächen jederzeit möglich. Ebenfalls mit [Braun 2016] diskutiert wurde die Möglichkeit, auf Autohöfen möglicherweise Slow-Fill-Betankungskonzepte zu realisieren. So könnte in einem speziell ausgewiesenen 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 Schnellbetankung, 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, Streckenredundanzen und mögliche Routenwahl bei einer anfänglichen CNG-Betankungsinfrastruktur 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 Haupttransitund 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)

113 Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren 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 und über Lkw pro 24 h. Auf Basis der graphisch vorliegenden Daten wurden die Autobahnen 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-Autobahntankstellen 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

114 Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren < > [Lkw / 24 h] Abbildung 39: Lkw-Aufkommen auf deutschen Autobahnen 2010 [BAST 2010] 5-112

115 Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren Abbildung 40: Mögliche Standorträume bei 15 Betankungsmöglichkeiten 5-113

116 Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren Bewertung der CNG-Versorgung bei 15 Betankungsmöglichkeiten (Abbildung 40) Ein erstes Tankstellennetzwerk mit 15 Betankungsstandorten ermöglicht eine grundlegende CNG-Versorgung der meisten Haupt-Schwerlastverkehrsstrecken. Auf den versorgten Hauptstrecken beträgt der Abstand zwischen den CNG-Betankungsmöglichkeiten in etwa 400 km. Die Versorgungssituation bzgl. des gesamten deutschen Autobahnnetzes 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 Betankungsstandorte 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 5-114

117 Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren Abbildung 41: Mögliche Standorträume bei 30 Betankungsmöglichkeiten 5-115

118 Analyse von Tankstellen mit Hochleistungskompressoren Für die ersten 15 vorgeschlagenen Standorträume wurde auf Basis vorliegender Gasnetzdaten 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

119 Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge 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 Fahrleistungen 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 Alternativlösungen sowie zentrale Handlungsempfehlungen dargestellt. Zum Abschluss des Kapitels wird ein Fahrplan für eine mögliche Marktentwicklung mitsamt eines Maßnahmenkatalogs 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)

120 Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge 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 ausgerüstet sein, die restlichen 6% mit LNG-Tanks. Entsprechend sollen auch die Erdgas- Tankstellennetzwerke wachsen, wobei eine Tankstelle potenziell bis Fahrzeuge versorgen kann. Für die USA wurden z.b. kürzlich Expansionspläne angekündigt [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 6-118

121 Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge 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 CGH 2 ), (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 Nutzfahrzeugen 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

122 Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge 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 M / Xperion 1,0% Beijing China Tank Industry Co. Ltd. 0,1% Cilbras (Tochtergesellschaft von 5,5% Praxair) 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]

123 Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge 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 Erdgasfahrzeugen in den USA ca schwere Nutzfahrzeuge. Ende DEZ 2015 wurden in den USA insgesamt 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 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 ), die sich im Vergleich zu LNGbetriebenen 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 Energieversorgung 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, 6-121

124 Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge 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 Zulieferindustrie 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 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 Müllfahrzeuge 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. CO 2 - 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 Tanksysteme lösen. Eine wesentliche Voraussetzung für die Unterbringung von CNG- anstatt von LNG-Tanksystemen an Bord schwerer Nutzfahrzeuge sind die in den USA eher 6-122

125 Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge 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

126 Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge Dabei beträgt das Speicherdruckniveau für Erdgas an Bord von Nutzfahrzeugen 25 MPa statt der in Europa üblichen 20 MPa, was aber die spezifische volumetrische Systemspeicherdichte nur unwesentlich erhöht 6. 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 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, genehmigungsrelevanten 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 % 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

127 Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge Abbildung 45: Entwicklungsstand der CNG-Technologie zum Betrieb von Nutzfahrzeugen 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 CO 2 -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 6-125

128 Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge 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 Energieverteilsystems, 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 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: 6-126

129 Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge 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

130 Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge Die Entwicklung einer verbesserten Erdgasmotorentechnik befindet sich aber in der Vorbereitung. Sowohl die Entwicklung dedizierter Erdgasmotoren als auch der CNG-Tankstelleninfrastrukturausbau werden noch großer Investitionen bedürfen und da diese durch unterschiedliche Industriebranchen aufzubringen sind, ist ein vorausgehender und zeitintensiver Abstimmungsprozess erforderlich. Einen möglichen Ansatz einer Public-Private- Partnership (PPP) haben Industrieakteure und das Bundesverkehrsministerium (BMVI) mit der Einrichtung der H 2 Mobility Initiative zur Einführung einer Wasserstofftankstelleninfrastruktur zur Versorgung von Brennstoffzellen-Pkw gewählt [H 2 Mobility 2015]. 6.5 Politische Maßnahmen zur Förderung von CNG in schweren Nutzfahrzeugen im Fernverkehr Eine detaillierte Untersuchung relevanter Vorschriften für einen Betrieb von CNGbetriebenen 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 Klimagasreduktionsmaßnahmen 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 Akteursbeteiligungsprozess in einer Richtlinie (= Direktive) gemündet hat, die am 22. OKT 2014 in Kraft getreten ist. Diese, als Alternative Fuels Infrastructure Directive (CPT-AFID) bezeichnete 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 6-128

131 Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge 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 Infrastruktur zumindest in städtischen bzw. vorstädtischen Ballungsräumen und anderen dicht besiedelten Gebieten sowie ggf. in Netzen, die von den Mitgliedstaaten bestimmt werden, bis 31. DEZ 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 Kraftstoffstrategie 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 Bis 31. DEZ 2025 Sicherstellung, dass zumindest im vorhandenen TEN-V-Kernnetz eine angemessene 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 zugänglichen 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 unterschiedlichen 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

132 Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge 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 weiterentwickelten und für Nutzfahrzeuge im Fernverkehr tauglichen CNG-Verbundmaterialtank

133 Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge 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 ausgeschlossen 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 Zulieferindustrie 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 6-131

134 Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge 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-Nutzfahrzeugstrategie 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 vorhanden 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 Akteursgruppen 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 Einschätzung 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 6-132

135 Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge 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 Fahrzeugsektor einzuordnen. Dazu genügt zunächst eine grobe Einordnung bzw. Abgrenzung in Schlagworten. Folgende Technologien wurden ernsthaft vorgeschlagen oder werden derzeit weiter verfolgt: 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

136 Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge 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 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 CO 2 -, 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

137 Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge 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 ( 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 Herausforderungen durch den spezifisch noch höheren volumetrischen Speicherplatzbedarf für gasförmigen Wasserstoff noch höher als für Erdgas, der wegen der nutzfahrzeugspezifischen Fahrprofile auch nicht durch im Teillastbetrieb effiziente hybridisierte Brennstoffzellenantriebe voll kompensiert werden kann. In jedem Fall dürfte die 6-135

138 Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge Einführung von Brennstoffzellen in schweren Nutzfahrzeugen auch durch die Serienfertigung für den Pkw-Einsatz begünstigt werden 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 Verwendung 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 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 CO 2 -Bedarf) und damit verbunden hohe Investitions- und Betriebskosten und kein Beitrag zur Verringerung der lokal erzeugten Schadstoff- und Geräuschemissionen, die wie beim konventionellen Dieselmotor ebenfalls durch aufwändige Abgasnachreinigungstechnik mit SCR und Adblue beseitigt werden müssen 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 6-136

139 Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge 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 Informationsbedarf 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 Hoch Hoch Hoch Genaue Performance- und Kilometerkosten für adaptierte Erdgasmotoren, vergrößerte Tankkapazität an Bord Genaue Kostenanalyse für den schrittweisen Aufbau einer angemessenen CNG- Tankstelleninfrastruktur Keine Kommunikationsstrategie innerhalb der Erdgasindustrie Versorgung relevanter CNG-Tankstellen aus dem HD-Erdgasnetz TCO-Analyse mit Fahrzeugkostenanalyse in Kooperation mit Nutzfahrzeug- und Tanksystemherstellern CNG-Kostenanalyse in Kooperation mit CNG- Tankstellenherstellern Gespräche und Einigungsprozess in Erdgasindustrie 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 Mittel Erweiterung der heute regelwerkskonformen CNG-Tankkapazität Niedrig Zulassungsfähigkeit von 35 MPa CNG- Betriebsdruck Niedrig Erprobung eines 35 MPa CNG-Fahrzeuges unter Alltagsbedingungen Niedrig THG-Emissionsreduktion durch Zumischung / Anrechnung von Biogas im HD-Erdgasnetz Aufbau eines dedizierten europäischen CNG- Fern-Lkw durch Nutzfahrzeug- und Tanksystemhersteller Entwicklung eines Pilotfahrzeuges Gespräche / Initiativen mit Zulassungs- und Genehmigungsbehörden Aufbau eines CNG-Prototypen mit 35 MPa durch Nutzfahrzeug- und Tanksystemhersteller 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 6-137

140 Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge (siehe Abbildung 50). Dieser besteht aus einer priorisierten Abfolge von Entwicklungsschritten, 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 Markteinführung 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-Verbundmaterialtankhersteller (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 abgestimmten 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 6-138

141 Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge 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 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 km möglich) 6-139

142 Markteinführung einer CNG Infrastruktur für schwere Nutzfahrzeuge 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 Tankstellenhersteller sowie Spediteure) Parallele Entwicklung der Nahlogistik unter Berücksichtigung der Tankstellennutzung auch durch Fernverkehr; aber Wettbewerb zu Batterie- und Brennstoffzellenantrieben Initiierung von Pilotprojekten mit angepasster Tankstellenauslegung, z.b. durch Einbindung der Spediteure 8 Tankstellenanschlusskosten können Kostenvorteil kompensieren 6-140

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156 7-154 Vergleich von CNG und LNG zum Einsatz in Lkw im Fernverkehr Literatur

157 LUDWIG-BÖLKOW-SYSTEMTECHNIK GMBH Die Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH (LBST) ist ein Beratungsunternehmen für nachhaltige Energieversorgung und Mobilität. Mit unserer Expertise in Technologien, Märkten und Politik unterstützen wir internationale Kunden aus Industrie, Finanzsektor, Politik und Verbänden bei Fragen zu Strategien, Machbarkeit und Märkten. Acht DAX-Unternehmen vertrauen den zuverlässigen Einschätzungen der LBST zu neuen Entwicklungen in den Bereichen Energiewirtschaft und Mobilität. Über drei Jahrzehnte kontinuierlicher Erfahrung des interdisziplinären Teams renommierter Experten bilden die Basis der umfassenden Kompetenz der LBST. Die LBST bietet ihren Kunden: SYSTEM- UND TECHNOLOGIESTUDIEN Technologiebewertung und Due Diligence; Energie- und Infrastrukturkonzepte; Machbarkeitsstudien; STRATEGIEBERATUNG NACHHALTIGKEITSBERATUNG KOORDINATION ENTSCHEIDUNGSVORBEREITUNG Produktportfolioanalysen, Identifizierung neuer Produkte und Dienstleistungen; Marktanalysen; politische Analysen; Lebenszyklus-Analysen; Carbon Footprint Analysen; Bewertung natürlicher Ressourcen (Energie, Mineralien, Wasser); Nachhaltigkeitsbewertung; Projektmanagement, -begleitung und -bewertung; Studien, Briefings, Expertenkreise, Trainings. Besondere Arbeitsschwerpunkte liegen in den Bereichen Energie (erneuerbare Energie, Energiespeicherung, Wasserstoff und Brennstoffzellen) und Verkehr (Kraftstoffe und Antriebe, Infrastruktur, Mobilitätskonzepte), sowie bei umfassenden Nachhaltigkeitsanalysen. Ein konsequenter Systemansatz ist Kennzeichen aller Arbeiten. Nur dadurch, dass wirklich alle relevanten Elemente einer vernetzten Welt berücksichtigt werden, können wir unseren Kunden eine vollständige Grundlage für ihre Entscheidungen geben. Mit ihrem tiefen Verständnis gesellschaftlicher und technologischer Entwicklungen sowie ihrer Unabhängigkeit hilft die LBST ihren Kunden mit objektiven und fundierten Informationen bei nachhaltigen Entscheidungen zur Sicherung ihrer Zukunft. Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH Daimlerstr Ottobrunn Telefon Fax Web: