Geruchlos, farblos, ungiftig, nicht korrosiv und nicht brennbar, LNG ist eine Form von Methangas, das auf etwa -160 Grad Celsius gekühlt wird und damit kälter als die Antarktis zur Wintersonnenwende ist. LNG wird auf das 600-fache seines ursprünglichen Volumens komprimiert, und wie Doctor Who's Tardis kann ein LNG-Tanker ein größeres Volumen transportieren, als es auf den ersten Blick möglich erscheint. Dank Investitionen in große Export-Verflüssigungsanlagen befördern jetzt Spezialschiffe LNG zu Regasifizierungsanlagen in Importmärkten auf der ganzen Welt. LNG hat seit den ersten Lieferungen im Jahr 1964 schnell an Bedeutung gewonnen und macht heute 10 Prozent des weltweiten Erdgasverbrauchs und 31 Prozent des weltweiten Erdgashandels aus.
Die LNG-Tanker kosten rund 200 Millionen US-Dollar und können für Zeiträume von fünf Jahren oder länger gechartert werden. Die ersten kommerziellen LNG-Tanker, die Methane Princess und die Methane Progress, verließen Algerien 1964 in Richtung England und Frankreich. Diese ersten Schiffe, die mit in sich geschlossenen Aluminium-Conch-Tanks ausgestattet waren, hatten eine Kapazität von 27.000 Kubikmetern und verwendeten LNG als Treibstoff. Von den derzeit 370 hochseetauglichen LNG-Tankern sind 260 mit Dampfturbinen ausgestattet, die Öl oder regasifiziertes Gas verbrennen können. Weitere 60 sind Dual-Fuel-Fahrzeuge. Darüber hinaus sind LNG-Tanker an Größe gewachsen – die größten sind die der Q-Max-Serie und erreichen eine Länge von 345 Metern, eine Breite von 53,8 Metern und eine Höhe von 34,7 Metern und haben eine Kapazität von 266.000 Kubikmetern. Heute gibt es auch Ship-to-Ship-LNG-Tanker – kleine LNG-Tanker mit einem Fassungsvermögen zwischen 1.000 Kubikmeter und 3.000 Kubikmeter, die kleine Mengen LNG transportieren. Solche Lieferungen sind geeignet, den Energiebedarf vieler Inselgemeinden in Indonesien und den Philippinen zu decken.
Das Wachstum der LNG-Produktion ist zu einem großen Teil der wachsenden Zahl von Erdgaslieferanten zu verdanken, insbesondere Katar, Oman, Australien, Malaysia, Nigeria, Indonesien und Norwegen. Die USA sind dank des spektakulären Wachstums der unkonventionellen Produktion von Schieferöl und -gas auch zu einem wichtigen Exporteur von LNG geworden. Bis zu einer kürzlichen Verlangsamung konnte die wachsende LNG-Produktion den Gasbedarf der Industrie und der Stromerzeuger in Japan, China und Südkorea decken.Neue Märkte für LNG, insbesondere in Lateinamerika, werden in diesem Jahr von US-LNG und Schwellenländern wie z wie Indien, Pakistan und Südafrika. Die massiven Investitionen der letzten Jahre in LNG-Tanker, Verflüssigungsanlagen und Wiederverdampfungsanlagen haben einen hauptsächlich regionalen Markt, der durch den Zugang zu Pipelines begrenzt war, in einen globalen Markt verwandelt.
Von der ersten LNG-Exportanlage in Algerien ist die Zahl der in Betrieb befindlichen Verflüssigungsanlagen auf 40 in 20 Ländern mit einer geschätzten Leistung von 270 Tonnen angewachsen. Derzeit befinden sich 12 weitere Anlagen im Bau, darunter fünf in den USA, darunter Sabine Pass von Cheniere Energy, wo bereits zwei der sechs Züge in Betrieb sind. Bis Ende 2017 sollen die fünf Exportanlagen 3,2 Milliarden Kubikfuß pro Tag verflüssigen, eine Menge, die fast der Menge entspricht, die im Jahr 2015 täglich im Bundesstaat New York verbraucht wurde. Andere ähnliche Anlagen auf der ganzen Welt sind San Vicente de Cañete in Peru, Gorgon in Australien und Ras Laffan in Katar.
Während eine LNG-Exportanlage mindestens 30 Milliarden US-Dollar oder 1,5 Milliarden US-Dollar pro Million Tonnen Jahreskapazität kosten kann, wurden seit 50 zum Zeitpunkt der Öl- und Gaspreisspitze mehr als 2014 Milliarden Kubikmeter neue LNG-Verflüssigungskapazität pro Jahr in Betrieb genommen . Nicht nur die Zahl der Exporteinrichtungen hat sich vervielfacht, sondern Innovation und Skaleneffekte haben dazu geführt, dass die Leistung eines einzelnen Zuges von 1 Million Tonnen pro Jahr im Jahr 1960 auf 5 Millionen Tonnen pro Jahr im Jahr 2001 gestiegen ist „Floating Liquefaction Natural Gas Units (FLNG)“ werden die Verfügbarkeit von LNG weiter erhöhen.
Im Jahr 2017 werden das Offshore-Feld Kanowit von Petronas in der Nähe von Sarawak in Malaysia und die Felder Prelude und Concerto von Shell im Browse-LNG-Becken vor Australien direkt in ein FLNG in Produktion gehen. Shells Prelude FLNG wird länger als vier Fußballfelder sein. Trotz einer Investition von 30 Milliarden US-Dollar stellt KPMG fest, dass die FLNG-Technologie flexibel ist und einen relativ schnellen und kostengünstigen Zugang zu kleineren und weiter entfernten Offshore-Reserven mit einem geringeren ökologischen Fußabdruck ermöglicht. Insgesamt soll die neue LNG-Produktionskapazität bis 150 weitere 2020 Mrd. Kubikmeter erreichen, davon 90 Prozent aus Australien und den USA.
Erdgas wird von BP als Brennstoff der Zukunft angesehen, das davon ausgeht, dass Gas im Jahr 2035 zum führenden fossilen Brennstoff werden wird, da es sauberer als Kohle und Öl, reichlich vorhanden und billig ist. Der Erdgasverbrauch des Stromerzeugungssektors wird voraussichtlich bis 2040 wachsen, wobei die Industrie- und Stromerzeugungssektoren zusammen 73 Prozent des gesamten Anstiegs des globalen Erdgasverbrauchs ausmachen werden, der vom IEA International Energy Outlook 2016 prognostiziert wird. Das derzeitige Überangebot wirft Fragen auf welche Märkte und Sektoren zunehmend LNG aufnehmen werden? Das Beratungsunternehmen Mckinsey erwartet, dass Kuba, Marokko, Südafrika und die Philippinen neue LNG-Kunden werden. Siehe Abbildung 4. Bereits heute haben Investoren in Johannesburg und Manila Vorschläge unterbreitet, schwimmende Speicher- und Regasifizierungseinheiten zur Gasversorgung ihrer Onshore-Wärmekraftwerke einzusetzen.
Marokko, Ägypten, Jordanien, Kuwait und Dubai verfügten Anfang 2016 über eine Gesamtimportkapazität von rund 39,1 Milliarden Kubikmetern. In den kommenden Jahren werden die Länder des Nahen Ostens, gekennzeichnet durch ein hohes Bevölkerungswachstum, wirtschaftliche Entwicklungspläne und die Notwendigkeit, ihre Öl- und Gasreserven für den Export zu schonen, einen stark wachsenden Markt für LNG-Importe darstellen. Zwischen Februar und Anfang Oktober 2016 verließen 34 LNG-Tanker die Exportanlage Sabine Pass, von denen zwei Drittel für Häfen in Lateinamerika, insbesondere in Argentinien, Brasilien, Chile und Mexiko, bestimmt waren. Kolumbien wird voraussichtlich 2017 ein neuer Käufer sein, wenn eine FSRU in Betrieb ist. Aufgrund der zunehmenden Verfügbarkeit von US-Gas, das über Pipelines nach Mexiko transportiert wird, dem Wachstum der Wasserkraftproduktion in Brasilien und der Entwicklung von Schiefer in Argentinien könnte die wachsende Nachfrage nach LNG jedoch relativ kurzlebig sein.
Pakistan bietet gute Aussichten, da es unter Druck steht, den wachsenden Strombedarf zu decken und die schwindenden lokalen Gasvorräte auszugleichen. Das Unternehmen sucht derzeit nach Angeboten für 60 Ladungen bis 2020 und erwartet eine Nachfrage von 60 Millionen Tonnen LNG im Jahr 2025, was es zum weltweit zweitgrößten LNG-Importeur nach Japan macht. Die Importe werden durch eine bestehende FRSU durch die Fertigstellung von drei zusätzlichen Einheiten im Jahr 2018 erleichtert, sodass 7 insgesamt 2020 FRSU mit einer Importkapazität von 30 Millionen Tonnen pro Jahr in Betrieb sein werden.
Indiens Transportsektor stellt auch eine attraktive Gelegenheit dar, da Gas mit teurerem Diesel und Benzin konkurrenzfähig ist und die Betriebskosten zu aktuellen Preisen um mehr als 60 bzw. 32 Prozent niedriger sein könnten. Wie Erdölminister Dharmendra Pradhan am 10. November sagte: „Wenn wir in der Lage sind, schwere Nutzfahrzeuge auf den Betrieb mit LNG umzustellen, werden wir einen Beitrag zur Verringerung der Umweltverschmutzung leisten und auch die Kosten senken.“ Petronet LNG, Indiens größter LNG-Importeur, und die Indian Oil Corporation, ein bedeutender Kraftstoffeinzelhändler, testen derzeit LNG-betriebene Buslinien. Nach Angaben der IGU (International Gas Union) verfügen etwa 33 Länder über LNG-Regasifizierungs- oder Importterminals. Die Landterminals kosten mehr als 1 Milliarde US-Dollar, wovon der Bau etwa 35 Prozent ausmacht. Beispiele für landgestützte Anlagen sind das Grain Terminal in der Nähe von London, Gas Access to Europe (GATE) in Rotterdam und das Adriatic LNG Terminal in der Nähe von Venedig. Ab Januar 2016 sollten 15 neue Terminals (darunter acht in China) die weltweiten Importe 73 jährlich um rund 2019 Millionen Tonnen steigern.
Eine billigere Innovation aus jüngster Zeit ist die Floating Regasification and Storage Unit (FRSU), die zwischen 200 und 300 Millionen US-Dollar kostet, von denen derzeit 20 in Betrieb sind, hauptsächlich in Ägypten, Italien und Chile, Jordanien, Pakistan und Japan. Für Länder, die schnell mit der LNG-Stromerzeugung beginnen möchten, haben FSRUs den Vorteil, dass sie die Kosten und den Genehmigungsaufwand landgestützter Anlagen vermeiden, da sie gechartert und in Position geschleppt werden können. LNG brauchte nur fünfzig Jahre, um sich von einem lokalen Produkt zu einem Produkt zu entwickeln, das in der Lage ist, den Energiebedarf von Kunden auf der ganzen Welt zu decken. In dieser Zeit ist die Technologie ausgereift und hat sich den sich ändernden Marktbedingungen angepasst. Die Industrie steht heute vor der Herausforderung eines globalen LNG-Überangebots.
Von der Eniday-Website.
