Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg ...

Universität Stuttgart
IER
Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung
Endbericht
Möglichkeiten der
LNG-Nutzung in
Baden-Württemberg
.
2009
Ulrich, Fahl, Marlies Härdtlein,
Enver Doruk Özdemir,
Stefan Rath-Nagel, Uwe Remme.
Ludger Eltrop

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Studie im Auftrag des
Zentrum für Energieforschung Stuttgart e.V.
und der
Gasversorgung Süddeutschland GmbH, Stuttgart
Ulrich Fahl, Marlies Härdtlein, Enver Doruk Özdemir,
Stefan Rath-Nagel, Uwe Remme, Ludger Eltrop
März 2009
Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung, Stuttgart
Prof. Dr.-Ing. A. Voß
Abteilung Energiewirtschaft und Systemtechnische Analysen (ESA)
Dr. rer. pol. U. Fahl

Inhalt
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg v
1 Einleitung.............................................................................................................................1
2 Gegenwärtige Situation der Gaswirtschaft in Baden-Württemberg....................................4
2.1 Struktur des Gasbezugs................................................................................................4
2.2 Infrastruktur der Gasversorgung (Leitungen, Speicher) ..............................................8
2.2.1 Unternehmensstruktur...............................................................................................8
2.2.2 Transportnetz ............................................................................................................8
2.2.3 Endverteilernetz......................................................................................................10
2.2.4 Untergrundspeicher.................................................................................................16
2.2.5 Flüssigerdgasspeicher.............................................................................................17
2.3 Stand der Nutzung von Erdgas...................................................................................19
2.3.1 Erdgaseinsatz im Umwandlungssektor und in den Verbrauchssektoren................19
2.3.2 Flüssiggas ...............................................................................................................21
3 Technologische und ökonomische Beschreibung der LNG-Kette ....................................22
3.1 Anlagen und Verfahren der Erdgas-Verflüssigung....................................................22
3.1.1 Einsatz von LNG-Anlagen .....................................................................................22
3.1.2 LNG-Verflüssigungsverfahren ...............................................................................23
3.1.3 Bedeutung von Erdgas-Verflüssigungsanlagen in der Praxis.................................23
3.1.4 Wesentliche Anlagenteile von Erdgas-Verflüssigungsanlagen..............................26
3.1.5 Große Erdgas-Verflüssigungsanlagen ....................................................................29
3.1.6 Kleine Erdgas-Verflüssigungsanlagen....................................................................32
3.2 LNG-Lagerung...........................................................................................................34
3.2.1 Kugeltanksysteme...................................................................................................35
3.2.2 Doppelbehältertanksysteme....................................................................................36
3.2.3 Membrantanksysteme.............................................................................................36
3.2.4 Lagerung an Satellitenanlagen................................................................................37
3.3 LNG-Transport auf lokaler Ebene .............................................................................41
3.3.1 LNG-Transportsysteme ..........................................................................................41
3.3.2 Transportsicherheit .................................................................................................43
3.3.3 Investitions- und Betriebskosten.............................................................................43
3.4 Wiederverdampfung ..................................................................................................43
3.4.1 Vergleich der Verdampfungsverfahren ..................................................................44
3.4.2 Investitions- und Betriebskosten.............................................................................50

vi Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
4 Verwendungsmöglichkeiten von LNG auf regionaler Ebene ........................................... 51
4.1 Bisherige Erfahrungen............................................................................................... 51
4.1.1 Erfahrungen in Baden-Württemberg...................................................................... 54
4.1.2 Erfahrungen in Nordrhein-Westfalen..................................................................... 60
4.1.3 Internationale Erfahrungen unter besonderer Betrachtung der small-scale-
Verfahren................................................................................................................ 62
4.2 Mögliche Einsatzgebiete ........................................................................................... 77
4.2.1 LNG zur Spitzengasdeckung.................................................................................. 77
4.2.2 LNG als Alternative zum Transportweg Hochdruckleitung .................................. 78
4.2.3 LNG-Satellitenanlagen........................................................................................... 78
4.2.4 LNG als Kraftstoff im Verkehr.............................................................................. 79
5 Abschätzung des technischen Potenzials der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
(unter Berücksichtigung der vorhandenen Infrastruktur) ................................................. 81
5.1 Technisches Potenzial beim Einsatz von Peakshaving-Anlagen............................... 81
5.2 Technisches Potenzial beim Einsatz von Satellitenanlagen ...................................... 82
6 Exemplarische Kosten-Nutzen-Rechnung von LNG auf regionaler Ebene für ein
Pilotprojekt ....................................................................................................................... 92
6.1 Technische Daten und Kostendaten der untersuchten Anlagen ................................ 92
6.1.1 Mittelgroße Anlagen zur Verflüssigung, Speicherung und Wiederverdampfung
von LNG (saisonales Konzept)...................................................................... 92
6.1.2 Kleinanlagen zur Verflüssigung, Speicherung, Wiederverdampfung und
Satellitenanlagen .................................................................................................... 95
6.2 Parametervariation - Annahmen................................................................................ 98
6.3 Ergebnisse ............................................................................................................... 100
6.3.1 Mittelgroße Anlagen zur Verflüssigung, Speicherung und Wiederverdampfung
von LNG ...................................................................................................... 100
6.3.2 Kleinanlagen zur Verflüssigung, Speicherung, Wiederverdampfung und
Satellitenanlagen .................................................................................................. 104
6.3.3 Vergleich mit den Kosten von Untergrundspeichern........................................... 109
6.4 Zusammenfassung ................................................................................................... 110
7 Schlussbetrachtung.......................................................................................................... 112
Literatur ................................................................................................................................. 117

Abbildungen
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg vii
Abbildung 1: Versorgungsvarianten mit LNG-Speichern.......................................................1
Abbildung 2: Historische Entwicklung von LNG...................................................................2
Abbildung 3: Anteil der Energieträger am Primärenergieverbrauch Baden-Württembergs
im Jahre 2005 ..........................................................................................6
Abbildung 4: Erdgasanteil am Primärenergieverbrauch der Bundesländer im Jahre
2005...................................................................................................................6
Abbildung 5: Erdgasverbrauch je Flächeneinheit der Bundesländer im Jahre 2005 ..............7
Abbildung 6: Erdgasverbrauch je Einwohner der Bundesländer im Jahre 2005 ....................7
Abbildung 7 : Gastransportnetz in Baden-Württemberg..........................................................9
Abbildung 8: Gasverteilnetz der EnBW Gas GmbH.............................................................16
Abbildung 9: Typischer saisonaler Verlauf des Erdgasverbrauchs (qualitativ)....................17
Abbildung 10: Erdgas-Porenspeicher in Südwestdeutschland................................................18
Abbildung 11: Erdgasverbrauch Baden-Württembergs nach Hauptverbrauchern im
Jahre 2005 .......................................................................................................19
Abbildung 12: Erdgaseinsatz in Verbrauchssektoren Baden-Württembergs von 1992
bis 2005 ...........................................................................................................20
Abbildung 13: Plattenwärmetauscher für LNG-Anlagen........................................................27
Abbildung 14: Gewickelter Wärmetauscher ...........................................................................28
Abbildung 15: Prozessschaltbild des Phillips Optimierten Kaskadenverfahrens ...................29
Abbildung 16: Gemischkreis-Kaskadenprozess des Linde/Statoil-Verfahrens ......................30
Abbildung 17: Schema des INEEL-Verfahrens ......................................................................33
Abbildung 18: Kleine LNG-Demonstrationsanlage in Sacramento, USA..............................33
Abbildung 19: Querschnitt durch einen Kugeltank.................................................................35
Abbildung 20: LNG-Doppelbehältertanksystem.....................................................................36
Abbildung 21: Vereinfachtes Verfahrensfließbild einer Flüssigerdgas-Satellitenanlage .......38
Abbildung 22: LNG-Satellitenanlage, Lagerkapazität 60.000 Liter .......................................39
Abbildung 23: LNG-Satellitenanlage, Lagerkapazität 1,5 Mio. Liter ....................................40
Abbildung 24: LNG-Transport-Auflieger, Fassungsvermögen 56.000 Liter..........................41
Abbildung 25: LNG-Transport-Container...............................................................................42
Abbildung 26: Verdampfung durch Wasser-Ethylen-Glykol-Kreislauf .................................44
Abbildung 27: Direkte Wärmeübertragung im fossil beheizten Tauchflammenverdampfer
...........................................................................................................45
Abbildung 28: Offener Meerwasserverdampfer......................................................................45
Abbildung 29: Kühltürme mit zwischengeschaltetem Wasserkreislauf..................................46
Abbildung 30: Abwärmenutzung von Gasturbinen.................................................................46
Abbildung 31: Abwärmenutzung von Dampfturbinen............................................................47

viii Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Abbildung 32: Pipeline- und LNG-Satellitensystem von Japex............................................. 64
Abbildung 33: Projektliste von MARINTEK/SINTEF: „Small-scale LNG systems“ ........... 66
Abbildung 34: LNG-Verteilungskosten in Abhängigkeit von Transportmengen und
Strecken in Norwegen .................................................................................... 67
Abbildung 35: Produktinformation für eine Mini-LNG-Anlage ............................................ 68
Abbildung 36: LNG-Erzeugungszentrum Kollsnes und LNG-Satellitenanlagen von
Gasnor............................................................................................................. 69
Abbildung 37: LNG-Terminal Barcelona............................................................................... 71
Abbildung 38: Gas-Infrastruktur der iberischen Halbinsel..................................................... 72
Abbildung 39: LCNG als Kraftstoff für den portugiesischen Automarkt .............................. 77
Abbildung 40: Geordnete Jahresdauerlinie des Lastverlaufs für das Vereinigte Königreich
(Beispiel) ............................................................................................... 82
Abbildung 41: Identifizierung von Regionen mit gasnetzfernen Gemeinden ........................ 84
Abbildung 42: Gasnetzferne Gemeinden in Region 1 ............................................................ 85
Abbildung 43: Gasnetzferne Gemeinden in Region 2 ............................................................ 86
Abbildung 44: Gasnetzferne Gemeinden in Region 3 ............................................................ 87
Abbildung 45: Gasnetzferne Gemeinden in Region 4 ............................................................ 88
Abbildung 46: Gasnetzferne Gemeinden in Region 5 ............................................................ 89
Abbildung 47: Verschiedene Konzepte für Satellitenanlagen und Kleinanlagen................... 96
Abbildung 48: Bedeutung der verschiedenen Kostenbereiche für die Erzeugung, Speicherung
und Wiederverdampfung von LNG in der EnBW Gas Stuttgart
Anlage (Anteile der jährlichen Kosten inkl. annuisierte Kapitalkosten)...... 102
Abbildung 49: Bedeutung der verschiedenen Kostenbereiche für die Erzeugung,
Speicherung und Wiederverdampfung von LNG in der RWE Nievenheim
Anlage (Anteile der jährlichen Kosten inkl. annuisierte Kapitalkosten)
.......................................................................................................... 102
Abbildung 50: Ergebnisse der Sensitivitätsanalyse für die Anlage der EnBW Stuttgart ..... 103
Abbildung 51: Ergebnisse der Sensitivitätsanalyse für die Anlage der RWE Nievenheim
.............................................................................................................. 103
Abbildung 52: Bedeutung der verschiedenen Kostenbereiche für das Konzept 1 (Kleine
Verflüssigungsanlage (INEEL) mit Speicher und Wiederverdampfer)
................................................................................................................ 105
Abbildung 53: Bedeutung der verschiedenen Kostenbereiche für das Konzept 2 (Kleine
Verflüssigungsanlage (INEEL) mit Speicher (kein Wiederverdampfer),
zusätzlicher Speicher und Wiederverdampfer in der Gemeinde) ......... 105
Abbildung 54: Bedeutung der verschiedenen Kostenbereiche für das Konzept 3 (Speicher
und Wiederverdampfer in der Gemeinde) ............................................ 106

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg ix
Abbildung 55: Ergebnisse der Sensitivitätsanalyse für das Konzept 1 (Kleine Verflüssigungsanlage
(INEEL) mit Speicher und Wiederverdampfer) inklusive
Erdgaskosten für direkte LNG-Produktion ...................................................107
Abbildung 56: Ergebnisse der Sensitivitätsanalyse für das Konzept 2 (Kleine Verflüssigungsanlage
(INEEL) mit Speicher (kein Wiederverdampfer), zusätzlich
Speicher und Wiederverdampfer in der Gemeinde) inklusive Erdgaskosten
für direkte LNG-Produktion.........................................................108
Abbildung 57: Ergebnisse der Sensitivitätsanalyse für Konzept das 3 (Speicher und
Wiederverdampfer in der Gemeinde)............................................................108

x Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Tabellen
Tabelle 1: Erdgas-Primärenergiebilanz Baden-Württembergs von 1992 bis 2003.............. 5
Tabelle 2: Baden-württembergische VKU-Mitglieder mit Gasverteilnetz ........................ 11
Tabelle 3: Untergrund-Erdgasspeicher in Baden-Württemberg ........................................ 18
Tabelle 4: Verfahren zur Verflüssigung von Erdgas ......................................................... 24
Tabelle 5: Für die Praxis bedeutsame Groß-Verflüssigungsverfahren .............................. 25
Tabelle 6: Investitionskosten der Erdgas-Verflüssigungsanlage „Snohvit“ ...................... 31
Tabelle 7: Beispiele für Investitionskosten von Erdgas-Verflüssigungsanlagen inkl.
Speicher............................................................................................................. 31
Tabelle 8: Investitionskosten von LNG-Satellitenanlagen ................................................ 40
Tabelle 9: Technische Daten für LNG-Trailer mit 24 t und 27 t ....................................... 42
Tabelle 10: Technische Daten für einen 10 t LNG-Transport-Container ............................ 43
Tabelle 11: Bewertung der Eigenschaften von sechs Verdampfungsprozessen .................. 49
Tabelle 12: Investitions- und Betriebskosten von Verdampferanlagen inkl. Lagerbehälter
................................................................................................................. 50
Tabelle 13: LNG-Handelsströme 2005 ................................................................................ 52
Tabelle 14: LNG-Import-Terminals..................................................................................... 53
Tabelle 15: Technische Daten zur LNG-Anlage der EnBW in Stuttgart............................. 55
Tabelle 16: Kostendaten zur LNG-Anlage in Stuttgart........................................................ 56
Tabelle 17: Technische Daten zur Anlage der EVF in Göppingen...................................... 57
Tabelle 18: Kostendaten zur Anlage in Göppingen ............................................................. 57
Tabelle 19: Technische Daten zur Anlage der TeWS in Weingarten .................................. 59
Tabelle 20: Kostendaten zur Anlage in Weingarten ............................................................ 59
Tabelle 21: Technische Daten zur LNG-Anlage der RWE in Nievenheim......................... 60
Tabelle 22: Kostendaten zur Anlage in Nievenheim ........................................................... 61
Tabelle 23: Kosten des Castor-Untertagespeicherprojektes, Amposta, Spanien ................. 75
Tabelle 24: Regionen 1 bis 5: Gemeinden, Flächen, Einwohner und potenzieller Erdgasverbrauch
..................................................................................................... 90
Tabelle 25: Technische Kenngrößen der mittelgroßen Anlagen zur Erzeugung, Speicherung
und Wiederverdampfung von LNG .................................................... 93
Tabelle 26: Kapital-, betriebsgebundene-, verbrauchsgebundene und sonstige Kosten
für die untersuchten mittelgroßen Anlagen....................................................... 94
Tabelle 27: Kenngrößen der 3 Konzepte für Satellitenanlagen und Kleinanlagen.............. 97
Tabelle 28: Kapital-, betriebsgebundene-, verbrauchsgebundene und sonstige Kosten
für die untersuchten Konzepte .......................................................................... 99

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg xi
Tabelle 29: Parameter für die Sensitivitätsanalyse am Beispiel der mittelgroßen Anlage
der EnBW Gas in Stuttgart (siehe Tabelle 26 und Tabelle 27) ...............100
Tabelle 30: Vergleich der Kosten für verschiedene LNG-Anlagen ...................................101
Tabelle 31: Gesamtkosten der verschiedenen Konzepte ....................................................104
Tabelle 32: Investitionskosten für Untertage-Erdgasspeicher nach UN/ECE (1999) ........109

xii Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg

1 Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
1 Einleitung
Erdgas ist ein Energieträger, der in Baden-Württemberg vor allem in der Versorgung der
Haushalte, der Kleinverbraucher und der Industrie zunehmend an Bedeutung gewinnt. Der
Erdgasanteil am baden-württembergischen Primärenergieverbrauch lag im Jahr 2005 mit
18,7 % aber noch unter dem Bundesdurchschnitt von 22,3 %. Die Infrastruktur Baden-Württembergs
zum Gasimport sowie der Gasverteilung innerhalb des Landes basiert heute weitgehend
auf Erdgasleitungen.
Ziel des Forschungsvorhabens ist die Untersuchung, in welchen Fällen und in welchem
Umfang Erdgas in verflüssigter Form (engl. LNG: Liquefied Natural Gas) innerhalb
der bestehenden Gasversorgung Baden-Württembergs eingesetzt werden kann. Dabei wird
von den möglichen Versorgungsvarianten, die LNG-Speicher in Baden-Württemberg nutzen
könnten, in Absprache mit dem Auftraggeber lediglich die Option betrachtet, die auf eine
Verflüssigung in Baden-Württemberg aufbauen und das Erdgas aus der Gastransportleitung
beziehen (vgl. Abbildung 1). Ein Bezug von LNG, z. B. über bestehende oder geplante LNG-
Terminals in Deutschland, den Niederlanden, Belgien oder Italien, bleibt damit im Rahmen
der Studie außen vor.
Gas
Fernleitung
Verflüssiger (evtl.
vorherige
Gasreinigung)
Wiederverdampfung
LNG
LNG-Speicher
LNG per LKW zu
Satellitenanwendungen
(z.B. Wärmemarkt,
Industrie, Tankstelle,
Brennstoffzelle)
Abbildung 1: Versorgungsvariante mit inländischer Verflüssigung (Bezug von Erdgas aus der
Fernleitung) mit LNG-Speichern
Erste experimentelle Erfahrungen zur Verflüssigung von Gasen gehen bis in das
19. Jahrhundert zurück, wie Abbildung 2 veranschaulicht; kommerzielle Bemühungen zur
Erzeugung und Verwendung von LNG als Energieträger begannen 1941 in den Vereinigten
Staaten mit dem Bau einer Verflüssigungsanlage in Cleveland Ohio. Sie hatte eine Kapazität
von 68.000 m 3 /a LNG und sollte die großtechnische Durchführbarkeit der Verflüssigungs-,
Speicher- und Wiederverdampfungstechnik demonstrieren. Durch eine verheerende Explosion
wurde die gesamte Anlage im Oktober 1944 zerstört; es wurden 128 Todesopfer und 400
Verletzte gezählt. Als wahrscheinliche Ursache wurde die Verwendung einer falschen

2
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Stahlqualität in den Speichertanks festgestellt, wodurch es zu Korrosion, Rissbildung und
späterem Austritt des flüssigen Erdgases gekommen sei /Heymann, 2006/.
19-tes Jahrhundert:
Der britische
Chemiker und
1941:
Physiker Michael Die erste kommerzielle
1971/72:
Faraday macht
Experimente zur
Verflüssigung von
Verflüssigungsanlage
wird in Cleveland,
Ohio/USA gebaut
1964:
British Gas
Council importiert
Erste LNG-Terminals
werden in USA,
Frankreich, Italien
Gasen
aus Algerien;
und Spanien gebaut
1944:
England ist der
Zerstörung der Anlage weltweit erste LNG-
1873:
durch Explosion: 128 Importeur, Algerien
Der deutsche Tote; 400 Verletzte der weltweit erste
Ingenieur Karl
LNG-Exporteur
von Linde baut
den ersten
Januar 1959:
Kältekompressor
Der weltweit erste LNG-
1969:
1912:
Tanker, die Methane
Japan
Die erste LNG – Pioneer, bringt LNG von
importiert LNG
Anlage wird in West Lake Charles, LA/USA
erstmalig aus
Virginia/USA
nach Canvey Island,
der Anlage
gebaut
England
Kenai in Alaska
1980:
Verstärkter
weltweiter
kommerzieller LNG-
Einsatz
1900 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000
Abbildung 2: Historische Entwicklung von LNG
Für die Entwicklung der LNG-Technologie war das Unglück ein schwerer Rückschlag.
In den nächsten Jahren gab es kaum eine kommerzielle Nutzung von LNG. Lediglich
in der Sowjetunion soll ab 1947 in der Nähe von Moskau eine LNG-Anlage errichtet worden
sein, für die amerikanische Unternehmen die Bauteile lieferten. In den 1950er-Jahren, als die
Nutzung von LNG wieder diskutiert wurde, versäumte kaum ein Experte, das Unglück von
Cleveland zu erwähnen und darauf hinzuweisen, dass neue, für tiefe Temperaturen besser
geeignete Stahlsorten entwickelt worden waren - ein Indiz dafür, dass sich die Schatten von
Cleveland tief eingegraben und anhaltende Ängste hinterlassen hatten.
Im Jahre 1959 demonstrierte das weltweit erste LNG-Transportschiff, die Methane
Pioneer, die Möglichkeiten des großräumigen maritimen Transports von LNG mit einer Fahrt
von Lake Charles, Louisiana/USA nach Canvey Island/England. Dort wurde das LNG zur
Spitzenlastdeckung eingesetzt. Ein zweites Mal spielte Großbritannien im Jahre 1964 den
Vorreiter in der Entwicklung des weltweiten LNG-Marktes mit der Demonstration des ersten

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
kommerziellen LNG-Handelsgeschäfts, dem Import von LNG aus Algerien. Damit war eine
weltweite Akzeptanz von LNG in den Märkten verbunden.
Derzeit wird Erdgas in Form von LNG auf globaler Ebene zum Transport über große
Distanzen von den Erdgasförder- zu den Verbraucherländern genutzt. In den Importländern
erfolgt in der Regel im Hafenterminal die Wiederverdampfung und Einspeisung in das Ferngasleitungsnetz.
Aufgrund der höheren Dichte von Erdgas in flüssiger Form gegenüber dessen
gasförmigen Zustand kann der Einsatz von LNG aber auch auf regionaler und lokaler
Ebene Vorteile bieten. Damit können die Bezugswege diversifiziert und Abhängigkeiten reduziert
werden. Zudem erfordert die Speicherung von LNG geringere Volumina als Erdgasspeicher
(z. B. Speicher zur Spitzenlastdeckung), verlangt aber auch einen entsprechend höheren
Energieaufwand zur Verflüssigung. Eine weitere Nutzungsmöglichkeit von LNG liegt
in der Gasversorgung von Regionen, in denen aufgrund von technischen oder wirtschaftlichen
Überlegungen eine Anbindung durch eine Erdgasleitung nicht in Frage kommt.
Der vorliegende Bericht dokumentiert zunächst in Abschnitt 2 die gegenwärtige Situation
der Gaswirtschaft in Baden-Württemberg. In Abschnitt 3 erfolgt die technologische und
ökonomische Beschreibung der LNG-Kette. Darauffolgend werden in Abschnitt 4 die bisherigen
Erfahrungen mit LNG auf regionaler Ebene in Baden-Württemberg und in Nordrhein-
Westfalen anhand der Protokolle der Besichtigungen der Anlagen in Stuttgart, Göppingen,
Weingarten und Nievenheim aufgezeigt. Zudem erfolgt eine Einordnung in den internationalen
Rahmen mit Beispielen aus Japan, Norwegen, Spanien und Portugal und es werden die
möglichen Einsatzgebiete von LNG in Baden-Württemberg charakterisiert. In Abschnitt 5
wird eine Abschätzung des technischen Einsatzpotenzials von LNG in Baden-Württemberg
für Peakshaving- und für Satellitenanlagen vorgenommen. Abschließend wird in Abschnitt 6
eine erste Kostenschätzung für eine neue LNG-Anlage in Baden-Württemberg mit einigen
Sensitivitätsanalysen vorgestellt.
3

4
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
2 Gegenwärtige Situation der Gaswirtschaft in Baden-Württemberg
Zum besseren Verständnis der Einsatzmöglichkeiten von LNG in Baden-Württemberg ist es
das Ziel dieses Kapitels, die gaswirtschaftliche Ausgangssituation in Baden-Württemberg
darzustellen und zu analysieren. Dazu wird zunächst die Struktur des Gasbezugs näher erläutert.
Anschließend wird die bestehende Infrastruktur der Gasversorgung diskutiert. Schließlich
erfolgt noch ein Überblick über den Stand der Gasnutzung in Baden-Württemberg.
2.1 Struktur des Gasbezugs
Im Jahre 2005 betrug der Erdgasabsatz der Gasversorgungsunternehmen Baden-Württembergs
88.363,5 Mio. kWh /Stat LA BW, 2007/. Im Vergleich zum Absatz des Jahres 2000
gab es beim Erdgas eine Zunahme von rund 17 %, allerdings ohne Bereinigung von Temperatur-
und Konjunktureffekten. Damit weist Erdgas in Baden-Württemberg das größte Wachstum
unter allen konventionellen Energieträgern auf. Lediglich bei den Erneuerbaren Energiequellen
gab es seit 2000 aufgrund der Förderung durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz
und die weiteren Maßnahmen ein noch stärkeres prozentuales Wachstum, insbesondere bei
der Windenergienutzung. Dieses Wachstum ging jedoch von einer Basis von nahezu Null
aus.
In dieser auf Erhebungen bei den Energieversorgungsunternehmen (EVU) abgestellten
Absatzstatistik des baden-württembergischen Landesamtes für Statistik sind auch Lieferungen
an Unternehmen der Energiewirtschaft selbst enthalten, d. h., es ist nicht nur der Gaseinsatz
im Transformationssektor in diesen Zahlen erfasst, sondern ebenso der Absatz an
Weiterverteiler sowie die Durchleitung in andere Bundesländer sowie ins Ausland. Um den
tatsächlichen Gasverbrauch des Landes Baden-Württembergs zu ermitteln und die Struktur
des Gasbezugs zu analysieren, sind die Zahlen entsprechend zu bereinigen. Daher wird auf
die Energiebilanz des Statistisches Landesamtes Baden-Württemberg zurückgegriffen, die im
gemeinsamen Statistischen Portal des Bundes und der Länder veröffentlicht ist und deren
neueste Ausgabe für das Jahr 2005 vorliegt /Statistik-Portal, 2009/.
Tabelle 1 zeigt im Zeitreihenvergleich von 1992 bis 2005, wie sich die Erdgas-Primärenergiebilanz
Baden-Württemberg verändert hat. Der Primärenergieverbrauch an Erdgas
nahm in dieser Zeit um rund 20 % auf 9.770 Mio. m 3 (310.067 TJ bzw. 86.130 Mio. kWh)
zu. 1
Das Erdgasaufkommen Baden-Württembergs stammt zu 99,93 % (2002) aus Bezügen
der Ferngasgesellschaften, die landeseigene Förderung von 0,07 % hat praktisch keine Bedeutung
und wurde seit 1992 auch weitgehend zurückgefahren. Relativ bedeutend sind die
1 Energieinhalt: 8,8154 kWh/m 3 (Quelle: /Statistik-Portal, 2006/)

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Lieferungen an Abnehmer außerhalb des Landes, sie betrugen im Jahre 2002 2 12,1 % des
Aufkommens. Baden-Württemberg ist somit auch zu einem guten Teil ein Transitraum für
Erdgas, das in andere Bundesländer oder das benachbarte Ausland geliefert wird.
Tabelle 1: Erdgas-Primärenergiebilanz Baden-Württembergs von 1992 bis 2005
[Mio. kWh] 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998
Gewinnung 326 300 282 247 220 53
Bezüge 69.528 72.041 68.100 73.389 79.631 77.921 79.234
Bestandsentnahmen 9 35 35 282
Energieaufkommen 69.863 72.341 68.418 73.672 80.133 77.974 79.243
Lieferungen 13.761 13.514 12.501 10.314 10.526 10.244 11.196
Bestandsaufstockungen 608 115
Primärenergieverbrauch 56.102 58.826 55.917 63.358 69.608 67.122 67.933
Anteil am gesamten PEV [%] 13,2 13,6 13,3 14,7 15,4 15,3 15,3
[Mio. kWh]
Gewinnung
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Bezüge 82.593 80.178 76.916 77.894 74.021 78.639 86.124
Bestandsentnahmen 92 5
Energieaufkommen 82.619 80.178 77.101 77.894 74.376 78.731 86.130
Lieferungen 11.539 10.958 8.754 9.398
Bestandsaufstockungen 353 176 132
Primärenergieverbrauch 70.728 69.043 68.347 68.364 74.376 78.731 86.130
Anteil am gesamten PEV [%] 16,1 15,9 15,2 15,5 16,7 17,5 18,7
Die relative Bedeutung von Erdgas für Baden-Württembergs Energieversorgung geht
aus Abbildung 3 hervor. Sie zeigt den Anteil der verschiedenen Energieträger am Primärenergieverbrauch
im Land. Nach den Mineralölen und der Kernenergie ist Erdgas die dritte Säule
der Energieversorgung. Zusammen tragen diese drei Energieträger zu nahezu 80 % zur Energiebedarfsdeckung
des Landes bei.
Der Anteil des Erdgases am gesamten Primärenergieverbrauch Baden-Württembergs
hat seit 1992 stark zugenommen, er bleibt gleichwohl mit 18,7 % (2005) deutlich hinter dem
Anteil anderer Bundesländer zurück und liegt auch unter dem Durchschnitt der gesamten
Bundesrepublik, wie Abbildung 4 veranschaulicht. Auch andere Vergleiche belegen, dass
Erdgas in anderen Bundesländern eine stärkere Verbreitung hat. Dies geht z. B. aus den in
Abbildung 5 und Abbildung 6 gezeigten Übersichten mehrerer Bundesländer mit Zahlen des
auf die Flächen des Landes oder auf die Bevölkerung bezogenen Erdgasverbrauchs hervor
(Quellen: Energiebilanzen der Bundesländer 2005; Bayern, Hessen, 2004).
2 Nach dem Jahre 2002 sind in der Energiebilanz Baden-Württemberg nur noch die Nettobezüge ausgewiesen,
so dass Angaben zur durchgeleiteten Gasmenge für jüngere Jahre nicht mehr vorliegen.
5

6
Kernenergie;
23,9%
Er ne ue r bar e
Energien; 6,0%
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Erdgas; 18,7%
Strombezug und
andere
Energiequellen
(z. B. Müll); 2,7%
Steinkohle;
12,9%
Braunkohle;
0,2%
Mineralöle;
35,6%
Abbildung 3: Anteil der Energieträger am Primärenergieverbrauch Baden-Württembergs im Jahre
2005
50%
45%
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
Saarland
Schleswig-Holstein
Brandenburg
Bayern *
Baden-Württemberg
Nordrhein-Westfalen
Bremen
Sachsen
Hessen
Niedersachsen *
Hamburg
Mecklenburg-
Vorpommern
Berlin
Abbildung 4: Erdgasanteil am Primärenergieverbrauch der Bundesländer im Jahre 2005 3
3 * 2004
Thüringen
Sachsen-Anhalt
Rheinland-Pfalz
Bundesrepublik
Deutschland

Erdgasverbrauch/Flächeneinheit
[kWh/m 2 ]
8
6
4
2
0
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Baden-
Württemberg
0 20.000 40.000 60.000 80.000
Fläche [km 2 ]
Abbildung 5: Erdgasverbrauch je Flächeneinheit der Bundesländer im Jahre 2005 3
Erdgsverbrauch/Einwohner [kWh]
20.000
15.000
10.000
5.000
0
Baden-
Württemberg
0 5 10 15 20
Einwohner [Millionen]
Abbildung 6: Erdgasverbrauch je Einwohner der Bundesländer im Jahre 2005 3
Mecklenburg-
Vorpommern
Brandenburg
Bayern *
Sachsen-Anhalt
Schleswig-Holstein
Thüringen
Baden-Württemberg
Sachsen
Niedersachsen *
Hessen
Saarland
Rheinland-Pfalz
Nordrhein-Westfalen
Baden-Württemberg
Bayern *
Schleswig-Holstein
Saarland
Sachsen
Mecklenburg-
Vorpommern
Hessen
Thüringen
Hamburg
Sachsen-Anhalt
Brandenburg
Niedersachsen *
Nordrhein-Westfalen
Berlin
Bremen
7

8
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Die Ursachen für die sehr unterschiedlichen Erdgasbezugsstrukturen im Vergleich der
Bundesländer sind vielfältig und bedürfen einer tiefer gehenden Erklärung. Insbesondere ist
zu klären, wie die relative wirtschaftliche Wettbewerbsfähigkeit von Erdgas im Vergleich mit
anderen Energieträgern im Land Baden-Württemberg ist und welche Rolle dabei den geographischen
Gegebenheiten zukommt.
2.2 Struktur der Gasversorgung (Leitungen, Speicher)
2.2.1 Unternehmensstruktur
Die Gaswirtschaft Baden-Württembergs wird auf der Unternehmensebene der Ferngasstufe
durch die Trans Europa Naturgas Pipeline GmbH & Co. KG (TENP), Essen, und die
Gasversorgung Süddeutschland GmbH (GVS), Stuttgart, auf der Endverteilerstufe im Wesentlichen
durch die örtlichen Stadtwerke und Regionalversorgungsunternehmen gebildet.
Die Einschränkung im Wesentlichen bedeutet, dass nach der Liberalisierung auf der Endverteilerstufe
auch andere Gasversorgungsunternehmen (GVU) und Händler im selben Marktgebiet
tätig sind. Allerdings ist die tatsächliche Marktdurchdringung der Wettbewerber wie im
gesamten Bundesgebiet bisher gering.
Die GVS befindet sich zu 100 % im Eigentum der EnBW Eni Verwaltungsgesellschaft
mbH, Karlsruhe, deren Anteilseigner zu je 50 % die Energie Baden-Württemberg AG
(EnBW), Karlsruhe, und die Eni S.p.A. (Eni) sind. Eni S.p.A. ist eines der weltweit größten
Unternehmen für Öl- und Gasexploration und ein bedeutender Gasimporteur mit Sitz in Rom.
Italien. Auch die TENP-Transportleitung ist ein Projekt von Eni S.p.A., gemeinsam mit der
E.ON Ruhrgas AG in Essen.
Die Gasversorgung Süddeutschland GmbH ist eine der größten deutschen regionalen
Ferngasgesellschaften. Sie transportiert Erdgas in ihrem baden-württembergischen Netz. Damit
versorgt sie direkt und indirekt rund 750 Städte und Gemeinden in Baden-Württemberg
und darüber hinaus auch Kunden in Vorarlberg, Liechtenstein und der Ostschweiz.
Als Tochterunternehmen der Gasversorgung Süddeutschland GmbH (GVS) wurde am
1.7.2007 die GVS Netz GmbH gegründet, die Aufgaben und Pflichten des Netzbetreibers im
Sinne des Gesetzes über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (EnWG) vom 7. Juli 2005 und
der dazugehörigen Verordnungen wahrnimmt.
2.2.2 Transportnetz
In Baden-Württemberg betreibt die GVS Netz GmbH ein Hochdruck-Transportnetz. Hochdrucknetze,
wie das der GVS in Baden-Württemberg, werden üblicherweise je nach erwünschter
Transportkapazität zwischen den Streckenabschnitten bei Leitungsquerschnitten
von DN 100 bis DN 1200 mit Betriebsnenndrücken bis 80 bar betrieben. Das in Abbildung 7

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
wiedergegebene Transportnetz der GVS Netz GmbH erstreckt sich über eine Gesamtlänge
von über 1.900 km.
Abbildung 7 : Transportnetz der GVS Netz GmbH in Baden-Württemberg
Das von der GVS Netz GmbH betriebene Leitungsnetz ist über 12 Einspeisepunkte
direkt mit den Transportnetzen der Netzbetreiberunternehmen E.ON Gastransport AG & Co.
KG, WINGAS Transport GmbH & Co. KG, Eni Gas Transport Deutschland S.p.A., bayernets
GmbH sowie E.ON Gas Grid GmbH gekoppelt. Mit je einem Ein- und Ausspeisepunkt
9

10
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
sind die Erdgasspeicher Sandhausen und Fronhofen mit dem Leitungsnetz der GVS Netz
GmbH verbunden. Über das Leitungsnetz der GVS wird Erdgas zu ca. 200 Netzkopplungsund
Ausspeisepunkten transportiert (Quelle: GVS Transport /GVS, 2009/).
Wegen der inneren Reibung der Gasmoleküle und der Reibung an den Rohrwänden
kommt es aus physikalischen Gründen beim Transport des Erdgases zu einem Druckabfall.
Daher stehen entlang von Transportleitungen in Abständen von 100 bis 200 km Verdichterstationen,
um den für den Transport notwendigen Druck aufrecht zu erhalten. In Deutschland
gibt es 37 Hochdruck-Verdichterstationen. Die GVS betreibt zwei Verdichterstationen, in
Blankenloch (nahe Karlsruhe) und Scharenstetten (nahe Ulm). Zudem gibt es in Baden-Württemberg
entlang der TENP (Trans-Europa-Naturgas-Pipeline) noch zwei weitere Verdichterstationen
an den Standorten Schwarzach (nahe Rheinmünster) und Hügelheim (nahe Freiburg).
Die Verdichterstation Scharenstetten ist die wichtigste Drehscheibe im östlichen Teil
des Erdgastransportsystems der GVS. Fünf Ferngasleitungen des GVS-Leitungssystems treffen
hier aus verschiedenen Richtungen zusammen: die Schwabenleitung aus Stuttgart kommend,
die Ostleitung aus der Region Michelbach a.d. Lücke, die Frankenleitung aus der Region
Amerdingen, die Oberschwabenleitung aus der Region Lindau und die Schwabenleitung
aus Richtung Ulm.
2.2.3 Endverteilernetz
Auf der Endverteilerstufe sind sowohl Hoch-, Mittel- als auch Niederdrucknetze ausgebildet.
Niederdrucknetze werden üblicherweise mit Drücken bis 100 mbar und mit Leitungsquerschnitten
bis herab zu DN 7 ausgelegt. Die Auslegungsdaten der Mitteldrucknetze liegen zwischen
denen der Hoch- und Niederdrucknetze.
Wie im übrigen Deutschland versorgen auch in Baden-Württemberg Stadtwerke und
Regionalversorgungsunternehmen Kommunen und Kreise. Das Transportnetz der GVS Netz
GmbH ist über die ca. 200 Netzkopplungspunkte an die Verteilnetze von 50 direkt nachgelagerten
Ausspeisenetzbetreibern sowie sechs Letzverbraucher (Industrie) angeschlossen. Weitere
70 Ausspeisenetzbetreiber sind den direkt angeschlossenen Ausspeisenetzen nachgelagert.
Eine Übersicht über alle direkt und indirekt nachgelagerten Netzbetreiber im Marktgebiet
von GVS / Eni D gibt Tabelle 2 /GVS, 2009/. Jeder dieser Netzbetreiber hat eine eigene
Konfiguration für das Erdgasnetz; einige Unternehmen versorgen nur eine kleine Gebietsfläche,
andere wiederum beliefern nicht nur die Kunden im eigenen kommunalen Gebiet, sondern
auch in angrenzenden Regionen. Hinzu kommen überörtlich tätige regionale Gasversorgungsunternehmen.

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Tabelle 2: Direkt und indirekt nachgelagerte Netzbetreiber im Marktgebiet von GVS / Eni D
Nr. Direkt nachgelagerte Netzbetreiber Indirekt nachgelagerte Netzbetreiber
1 badenova Netz GmbH Energie- und Wasserversorgung Kirchzarten GmbH
Energieversorgung Oberes Wiesental GmbH
Gemeindewerke Baiersbronn
Hafenverwaltung Kehl
Stadtwerke Bad Säckingen GmbH
Stadtwerke Bühl GmbH
Stadtwerke Freudenstadt GmbH & Co. KG
Stadtwerke Gengenbach
Stadtwerke Pforzheim GmbH
Stadtwerke Emmendingen GmbH
Stadtwerke Waldkirch GmbH
Gemeindewerke Gundelfingen GmbH
Stadtwerke Rottweil GmbH
Stadtwerke Schramberg (Noteinspeisung)
Stadtwerke Villingen-Schwenningen (Noteinspeisung)
2 EGT Energie GmbH Teilnetz Hornberg
Teilnetz Staude
Teilnetz Stockburg
Teilnetz Triberg
3 Netzgesellschaft Ostwürttemberg GmbH Hellenstein-Energie-Logistik GmbH
Teilnetz Steinheim-Söhnstetten
Technische Werke Herbrechtingen GmbH
Teilnetz Bissingen o.L.
4 EnBW Gasnetz GmbH Netz Hohenlohe
ÜWS Netz GmbH
Netz Stuttgart
Stadtwerke Backnang GmbH
Stadtwerke Bietigheim-Bissingen GmbH
Stadtwerke Esslingen a.N. GmbH
Stadtwerke Fellbach GmbH
Stadtwerke Herrenberg
Stadtwerke Kornwestheim
Teilnetz Kornwestheim 1
Teilnetz Kornwestheim 2
Stadtwerke Ludwigsburg GmbH
Stadtwerke Kornwestheim
Teilnetz Kornwestheim 3
Stadtwerke Murrhardt
Energieversorgung Rottenburg GmbH
Süwag Netz GmbH
Netzregion Kleinbottwar
Stadtwerke Sindelfingen
Stadtwerke Waiblingen GmbH
Elektrizitätswerke Calw GmbH
11

12
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Fortsetzung Tabelle 2: Direkt und indirekt nachgelagerte Netzbetreiber im Marktgebiet von
GVS / Eni D
Nr. Direkt nachgelagerte Netzbetreiber Indirekt nachgelagerte Netzbetreiber
Energieversorgung Filstal GmbH & Co.
5
KG
Energieversorgung Rottweil GmbH & Co.
6
KG
Teilnetz Rottweil
Teilnetz Spaichingen/Aldingen
7 Erdgas Südwest Netz GmbH Energie- und Wasserversorgung Bruchsal GmbH
Teilnetz Büchenau
Teilnetz Hardt
Teilnetz Reilingen
Teilnetz Allensbach
Teilnetz Muggensturm
Teilnetz Braunenweiler
Stadtwerke Bad Saulgau
Stadtwerke Sigmaringen
Teilnetz Berghülen
Teilnetz Dornstadt
SWU Netze GmbH
Teilnetz Munderkingen
Teilnetz Ostrach
Teilnetz Waldbronn
Teilnetz Bad Schönborn
Teilnetz Karlsruhe West
Energie- und Wasserversorgung Bruchsal
8
GmbH
9 e.wa.riss Netze GmbH
Teilnetz Bruchsal
10 FairEnergie GmbH
11 Stadtwerke Radolfzell
Albstadtwerke GmbH
Teilnetz Albstadt
Teilnetz Bitz
Teilnetz Gammertingen
Teilnetz Winterlingen
Stadtwerke Bad Urach
Gemeindewerke Dettingen/Erms
Stadtwerke Balingen
Stadtwerke Neuffen AG
Gemeindewerke Eningen u.A.
Stadtwerke Hechingen
Stadtwerke Metzingen
Stadtwerke Münsingen
Stadtwerke Nürtingen GmbH
Heizkraftwerk
Stadtwerke Pfullingen
Energieversorgung Rottenburg GmbH
Stadtwerke Tübingen GmbH

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Fortsetzung Tabelle 2: Direkt und indirekt nachgelagerte Netzbetreiber im Marktgebiet von
GVS / Eni D
Nr. Direkt nachgelagerte Netzbetreiber Indirekt nachgelagerte Netzbetreiber
12 Thüga Energienetze GmbH Netzregion Singen
Teilnetz Pfullendorf
Teilnetz Singen
Stadtwerke Engen GmbH
Stadtwerke Radolfzell GmbH
Stadtwerke Stockach GmbH
Netzregion Allgäu-Oberschwaben
Stadtwerke Lindenberg GmbH
Gasversorgung Essingen-Oberkochen
13
GmbH
Teilnetz Essingen
Teilnetz Oberkochen
Teilnetz Bartholomä
14 TWS Netz GmbH
15 Stadtwerke Lindau (B)
Teilnetz Mochenwangen
Teilnetz Wilhelmsdorf
Teilnetz Schussental
16 Technische Werke Friedrichshafen GmbH Teilnetz Langentrog
Teilnetz Meckenbeuren
Teilnetz Friedrichshafen
17 24/7 Netze GmbH Teilnetz Ketsch
Teilnetz Sinsheim
Teilnetz Waghäusel
Teilnetz Brackenheim
Teilnetz Odenwald
Netzgesellschaft Heilbronn-Franken GmbH
Stadtwerke Eberbach
Stadtwerke Külsheim
Stadtwerke Buchen GmbH & Co. KG
Stadtwerke Walldürn GmbH
VNB Rhein-Main-Neckar GmbH
Teilnetz Hirschhorn
Stadtwerke Heidelberg Netze und Umwelt
18
GmbH
Stadtwerke Walldorf GmbH
Stadtwerke Schwetzingen GmbH
Stadtwerke Neckargemünd GmbH
19 Stadtwerke Neckarsulm GmbH Stadtwerke Bad Friedrichshall
Kernstadt Bad Friedrichshall
Stadtteil Plattenwald
Netzgesellschaft Heilbronn-Franken
20 Teilnetz Gaildorf
GmbH
21 Heilbronner Versorgungs GmbH Stadtwerke Bönnigheim
Stadtwerke Weinsberg GmbH
Stadtwerke Lauffen a.N. GmbH
Stadtwerke Neuenstadt a. K.
13

14
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Fortsetzung Tabelle 2: Direkt und indirekt nachgelagerte Netzbetreiber im Marktgebiet von
GVS / Eni D
Nr. Direkt nachgelagerte Netzbetreiber Indirekt nachgelagerte Netzbetreiber
Stadtwerke Mosbach GmbH
Süwag Netz GmbH
Netzregion Bad Wimpfen/Heilbronn
Stadtwerke Bad Friedrichshall
Gewerbegebiet Am Neckar
Netzgesellschaft Heilbronn-Franken GmbH
22 Stadtwerke Aalen GmbH
23 Stadtwerke Baden-Baden GmbH
24 Stadtwerke Crailsheim GmbH
25 Stadtwerke Ellwangen GmbH
26 Stadtwerke Ettlingen GmbH Gasversorgung Malsch-Durmersheim GmbH
Erdgas Südwest Netz GmbH
Teilnetz Waldbronn
Stadtwerke Karlsruhe Netze GmbH (MG
27
EGT H-Gas)
Erdgas Südwest Netz GmbH
Teilnetz Karlsruhe-West
28 Stadtwerke Nürtingen GmbH
29 Stadtwerke Gaggenau GmbH
Nürtingen-Speicher
30 Hellenstein-Energie-Logistik GmbH Teilnetz Heidenheim
Netzgesellschaft Ostwürttemberg GmbH
Teilnetz Hüttlingen
Teilnetz Königsbronn
31 Stadtwerke Konstanz GmbH Konstanz/Öhringen
32 Stadtwerke Bretten GmbH Erdgas Südwest Netz GmbH (Noteinspeisung)
33 Stadtwerke Pforzheim GmbH & Co. KG
34 Stadtwerke Mühlacker GmbH
Stadtwerke Wildbad
Gasversorgung Pforzheim Land GmbH
35 Stadtwerke Schramberg GmbH & Co. KG
36 Stadtwerke Schwäbisch Gmünd GmbH
37 Stadtwerke Schwäbisch Hall GmbH
38 Stadtwerke St. Georgen
39 Stadtwerk Tauberfranken GmbH
40 Stadtwerke Tübingen GmbH
EnBW Gasnetz GmbH
Netz Nord
41 SWU Netze GmbH Technische Werke Blaubeuren GmbH
42
Stadtwerke Villingen-Schwenningen
GmbH
43 star.Energiewerke GmbH & Co. KG
Gasversorgung Langenau GmbH
Teilnetz Villingen-Schwenningen
Zweckverband Gasfernversorgung Baar
Energieversorgung Südbaar GmbH
Teilnetz Trossingen
Energieversorgung Trossingen

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Fortsetzung Tabelle 2: Direkt und indirekt nachgelagerte Netzbetreiber im Marktgebiet von
GVS / Eni D
Nr. Direkt nachgelagerte Netzbetreiber Indirekt nachgelagerte Netzbetreiber
44 Stadtwerke Giengen GmbH Technische Werke Herbrechtingen GmbH
Teilnetz Herbrechtingen/Bolheim
Gemeindewerke Hermaringen
Ortsnetz Hermaringen
Filzfabrik
Netzgesellschaft Ostwürttemberg GmbH
Ortsversorgung Bachhagel
45 regionetz GmbH
Als Beispiel für ein in Baden-Württemberg auf der Endverteilerstufe tätiges regionales
Gasversorgungsunternehmen wird die EnBW Gasnetz GmbH, eine 100 %-ige Tochtergesellschaft
des EnBW-Konzerns, mit seinem Endverteilernetz nachfolgend vorgestellt. Die
EnBW Gasnetz GmbH (Nr. 4 in Tabelle 2) ist direkter Kunde der GVS. Mit rund 247.000
Kunden ist die EnBW Gasnetz GmbH dabei die größte Endverteilgesellschaft für Erdgas in
Baden-Württemberg.
Das in Abbildung 8 mit seiner Anbindung an das Transportnetz der GVS dargestellte
Erdgasnetz der EnBW Gasnetz GmbH besteht aus den räumlich getrennten Teilnetzen Stuttgart
und Hohenlohe. Über das Netz Stuttgart mit einer Transportnetzlänge von 1.005 km und
einer Verteilnetzlänge von 2.887 km werden insgesamt 240 Gemeinden und Teilorte sowie
12 Stadtwerke und Weiterverteiler im Großraum Stuttgart versorgt. Die verwendeten Dimensionen
der Leitungen umfassen DN 100 bis DN 500. Die Druckstufen des Gasnetzes reichen
von PN 4 bar bis PN 70 bar.
Das Gasnetz der EnBW Gas GmbH im Gebiet Hohenlohe liegt nordöstlich von Heilbronn
und erstreckt sich von Niederstetten bis Ilshofen sowie von Bretzfeld bis Wiesenbach
bei Blaufelden. Über das Leitungsnetz (örtliches Verteilnetz 262 km, örtliches Transportnetz
69 km) werden 22 Gemeinden und Teilorte sowie ein Weiterverteiler mit Gas versorgt. Das
Gasnetz ist überwiegend in DN 200, Druckstufe PN 16 bar ausgeführt /EnBW Gasnetz,
2009/.
15

16
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Abbildung 8: Gasverteilnetz der EnBW Gasnetz GmbH
2.2.4 Untergrundspeicher
Damit auf das saisonal wechselnde Verbraucherverhalten (vgl. Abbildung 9) reagiert werden
kann, um Lastspitzen glätten zu können, aber auch um Lieferengpässe ausgleichen zu können,
werden Speichermöglichkeiten für das Erdgas benötigt. Bei der Anlage von Untergrundgasspeichern
haben sich Salzstöcke besonders gut bewährt. Durch Bohrungen in die mehrere
hundert Meter tief liegenden Salzstöcke und die anschließende Ausschwemmung des Salzes
werden Hohlräume (Kavernenspeicher) geschaffen, in denen das Gas (unter Druck) gespeichert
werden kann. Einzelne Kavernen fassen zwischen 40 und 100 Millionen Kubikmeter
Gas. Neben den Kavernenspeichern sind auch sogenannte Porenspeicher üblich. Hierbei
wird das Gas in poröses Gestein (meist Sandstein) eingeleitet und bei Bedarf wieder entnommen.

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Abbildung 9: Typischer saisonaler Verlauf des Erdgasverbrauchs (qualitativ)
In Baden-Württemberg werden zwei unterirdische Erdgasspeicher betrieben, einer in
Sandhausen (Rhein-Neckar-Kreis) in der Nähe von Heidelberg und einer in Fronhofen (Kreis
Ravensburg). Abbildung 10 veranschaulicht die geographische Lage der beiden Speicher im
Südwesten Deutschlands. Beides sind Porenspeicher. Das gesamte Speichervolumen der
beiden baden-württembergischen Erdgasspeicher beträgt 213 Mio. m 3 , daraus steht ein
Arbeitsgasvolumen von zusammen 100 Mio. m 3 zur Verfügung, wie aus Tabelle 3 hervorgeht.
Gemessen am gesamten Arbeitsgasvolumen der Erdgasspeicher Deutschlands von rund
22.000 Mio. m 3 beträgt der baden-württembergische Anteil lediglich 0,45 % /Sedlacek,
2008/. Das bedeutet, dass der Erdgaswirtschaft Baden-Württembergs eine äußerst geringe
Untergrund-Speicherkapazität zur Verfügung steht. Zudem ist von Bedeutung, dass in
Deutschland eine große Anzahl von neuen Speicherprojekten, insbesondere Kavernenspeicher,
in Planung bzw. in Bau sind, die die Kapazitäten um rund 16 % steigern werden. Aufgrund
der ungünstigen geologischen Gegebenheiten befindet sich jedoch keines dieser Projekte
in Baden-Württemberg (siehe auch Abschnitt 6.3.3).
2.2.5 Flüssigerdgasspeicher
Eine allgemeine Erläuterung der Techniken der Verflüssigung von Erdgas, Speicherung des
Flüssigerdgases (LNG) und der Wiederverdampfung enthält Kapitel 3. In Kapitel 4.1.1 sind
17

18
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
die technischen und ökonomischen Daten der drei bestehenden baden-württembergischen
LNG-Anlagen zusammengefasst.
Abbildung 10: Erdgas-Porenspeicher in Südwestdeutschland
Tabelle 3: Untergrund-Erdgasspeicher in Baden-Württemberg im Vergleich zu Deutschland
Region Ort Gesellschaft Speicher
-typ
Baden-
Württemberg
Fronhofen-
Illmensee
Sandhausen
GdF Erdgasspeicher
GmbH
für GVS
E.ON Gas
Storage GmbH
für GVS
Teufe
Speicherformation
Gesamtvolumen
max. Arbeitsgas Plateaunutzbares
nach Entnah-
Arbeitsgas Endausbau merate
[m] [Mio m 3 ] [Mio m 3 ] [Mio m 3 ]
Erdgas-Porenspeicher
ehem.
Ölfeld
1.750-
1.800
Muschelkalk
[1000
m 3 /h]
153 36 70 75
Aquifer 600 Tertiär 60 30 30 45
∑ (in Betrieb) 23.522 12.411 13.120 8.005
Deutschland ∑ (in Planung) 45 45
Erdgas-Kavernenspeicher
∑ (in Betrieb) 10.022 7.507 8.878 11.583
Deutschland ∑ (in Planung) 5.217 3.520

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
2.3 Stand der Nutzung von Erdgas
2.3.1 Erdgaseinsatz im Umwandlungssektor und in den Verbrauchssektoren
Im Jahre 2005 wurden in Baden-Württemberg 9.770 Mio. m 3 (310.067 TJ bzw. 86.130 Mio.
kWh) Erdgas verbraucht (siehe Abschnitt 2.1). Die Verbrauchsstruktur wird in Abbildung 11
veranschaulicht. Mehr als 80 % des Erdgases werden in den beiden Verbrauchsgruppen Industrie
sowie Haushalte und Kleingewerbe (HuK) eingesetzt, wobei der HuK-Anteil rund 2,5
mal so groß ist wie der Industrieanteil. Auf die Wärmekraftwerke der öffentlichen Versorgung
entfallen 11 % des Verbrauchs, darunter 9 % auf Anlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung.
Industriekraftwerke und Fernheizwerke tragen jeweils 3 % zum gesamten Erdgaseinsatz bei.
Rund 0,1 % nutzen sonstige Energieerzeuger, wie z. B. die Raffinerien.
Endenergieverbrauch
Industrie; 24%
Wärmekraftwerke
der
allgemeinen
Versorgung
(ohne KWK); 2%
Industriewärme-
Heizkraftwerke
der allgemeinen
Versorgung
Heizw erke; 3%
kraftwerke; 3% (nur KWK); 9% Sonstige
Energieerzeuger;
0%
Endenergieverbrauch
HuK; 59%
Abbildung 11: Erdgasverbrauch Baden-Württembergs nach Hauptverbrauchern im Jahre 2005
Im Vergleich über den Zeitraum von 1992 bis 2003 zeigt sich, dass Veränderungen in
der Verbrauchsstruktur im Wesentlichen vom HuK-Sektor ausgehen. Konjunkturelle Effekte
sind dem gegenüber ebenfalls spürbar, aber nicht so durchschlagend. Deutlich sind diese Tendenzen
aus Abbildung 12 abzulesen.
Erdgas ist in Deutschland inzwischen der wichtigste Energieträger im Haushaltsbereich
sowie bei Kleingewerbe, Verwaltung, Öffentliche Einrichtungen und Dienstleistungen
geworden, da in diesen Teilsektoren die Wärmebedarfsdeckung von Räumen überwiegt.
Auch Industrieunternehmen haben in den letzten 30 Jahren verstärkt auf Erdgas umgestellt
und zwar für Heiz- wie Prozesswärme.
Für den Einsatz von Erdgas im Verkehrssektor steht Erdgas in komprimierter Form
als so genanntes "Compressed Natural Gas" (CNG) zur Verfügung. Derzeit wird in der Regel
19

20
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
ein normales Benzinfahrzeug auf Erdgasbetrieb umgerüstet, in dem die Einspritzanlage umgestellt
und ein zusätzlicher Tank eingebaut wird. Das im Kraftfahrzeug zu verwendende
Erdgas kann direkt ohne chemische Umwandlungsprozesse als Kraftstoff verwendet werden.
Um angemessene Reichweiten zu erzielen, wird es allerdings bei 200 bis 240 bar verdichtet
aufbewahrt. 4
Erdgaseinsatz [Mio. kWh]
90.000
80.000
70.000
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
0
1990 1995 2000 2003 2005
Endenergieverbrauch HuK
Endenergieverbrauch Industrie
Verbrauch im Umwandlungssektor, Leitungsverluste, Stat. Differenzen u.a.
Heizkraftwerke, Heizwerke, sonst. Energieerzeuger
Industriewärmekraftwerke
Wärmekraftwerke der allgemeinen Versorgung (ohne KWK)
Abbildung 12: Erdgaseinsatz in Verbrauchssektoren Baden-Württembergs von 1990 bis 2005
Anfang 2008 waren in Deutschland etwa 64.000 Erdgasfahrzeuge in Betrieb; die erste
Stufe eines flächendeckenden deutschen Tankstellennetzes von 1.000 Anlagen sollte bis Ende
2007 aufgebaut sein /EON, 2006/. Anfang 2009 waren insgesamt 811 öffentlich zugängliche
Erdgastankstellen in Deutschland in Betrieb, 1.000 Anlagen sollen es nun bis Ende 2010 werden.
In Baden-Württemberg sind inzwischen 6.600 Erdgasautos in Betrieb, an 90 Tankstellen
kann Erdgas entnommen werden, weitere Anlagen sind im Bau, so dass bis Ende 2010 mit
105 Erdgastankstellen gerechnet werden kann. Bezogen auf den Gesamtverbrauch ist der
Erdgasbezug für den Straßenverkehr mit geschätzten 5.500 m 3 /a freilich noch so gering, dass
4 Die im Fahrzeugtank zur Verfügung stehende Menge an Erdgas ist von den Druck- und Temperaturverhältnissen
abhängig. Wird Erdgas unter einem Druck von rund 200 bar (CNG) in den Tank gepresst, so wiegen
6,2 Liter Gas rund ein Kilogramm. Die heute von den Herstellern serienmäßig angebotenen Fahrzeuge haben
Tankinhalte von rund 150 Litern - das entspricht rund 25 kg Erdgas. Die Erdgastanks sind sicher in die
Karosserie integriert, ohne dass im Fahrzeug Nutzraum verloren geht (Quelle: /GVS, 2007/).

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
er in der amtlichen Energiestatistik des Statistischen Landesamtes Baden-Württemberg nicht
erfasst wird. 5
2.3.2 Flüssiggas
In Baden-Württemberg besteht ein relativ kleiner Markt für Flüssiggas, also Propan, Butan
oder deren Gemische. Anders als Erdgas lassen sich diese Gase unter geringem Druck bei
Umgebungstemperatur verflüssigen. Im Jahre 2005 wurden laut Energiebilanz 218 t
(10.193 TJ bzw. 2.831 Mio. kWh) Flüssiggase verbraucht, eine Menge, die energetisch rund
3,3 % im Vergleich zum Erdgasverbrauch entspricht. Der Flüssiggasverbrauch verteilte sich
etwa zu 57 % auf die Industrie und zu 43 % auf den HuK-Bereich. Der Einsatz im Verkehrssektor
war vergleichsweise unbedeutend, er ist mit 140 TJ bzw. 39 Mio. kWh in der Energiestatistik
erfasst. Damit wird aber auch deutlich, dass derzeit noch das Flüssiggas bzw. Autogas
im Vergleich zum Erdgas im Verkehrssektor eine größere Bedeutung hat.
5 6.600 PKW * 6,2 l/100 km * 13.500 km/a = 5.524.000 l/a
21

22
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
3 Technologische und ökonomische Beschreibung der LNG-Kette
Erdgas wechselt unter atmosphärischem Druck bei einer Temperatur von -160,5 °C von der
gasförmigen in die flüssige Phase. Nach der Phasenänderung nimmt das Gas nur noch 1/610
seines ursprünglichen Volumens ein. Dieses Flüssigerdgas ist eine farb- und geruchslose
Flüssigkeit, die sich aufgrund ihrer hohen Dichte sehr gut transportieren und speichern lässt.
Die Anlagen und Verfahren der Verflüssigung, Speicherung und Wiederverdampfung sowie
die Transportmöglichkeiten auf lokaler Ebene werden in diesem Kapitel dargestellt.
3.1 Anlagen und Verfahren der Erdgas-Verflüssigung
3.1.1 Einsatz von LNG-Anlagen
Der Einsatz von Erdgasverflüssigungsanlagen dient dem nicht-leitungsgebundenen Transport
und der Speicherung von Erdgas auf kleinstmöglichem Raum. Grundsätzlich gibt es zwei
verschiedene Kategorien von Erdgasverflüssigungsanlagen: so genannte Baseload- und Peakshaving-Anlagen.
Diese Anlagen unterscheiden sich dabei alleinig im Einsatzzweck und
nicht anhand Größe, technische Ausrüstung oder Kapazität.
Baseload-Anlagen dienen der Grundlastdeckung. Dabei wird LNG in Exporthäfen der
Erdgasförderländer verflüssigt, mit besonders ausgerüsteten Tankschiffen transportiert und in
den Empfangshäfen der Verbraucherländer dem Verteilnetz zur Verfügung gestellt. Weltweit
gibt es derzeit in 15 Ländern insgesamt 28 Verflüssigungsanlagenkomplexe. Als Gegenstück
dazu sind in 18 Ländern rund 60 Anlagen in Betrieb, die verflüssigtes Erdgas wieder in Pipeline-Erdgas
rückverwandeln. Hiervon befinden sich 16 LNG-Empfangshäfen mit Wiederverdampfungsanlagen
in Europa /CEA, 2009/. Doch im Nahen Osten, in Afrika und Asien werden
weitere neue Kapazitäten aufgebaut. Etwa 65 Verflüssigungsanlagen und rund 181 Wiederverdampfungsanlagen
sind zurzeit im Bau beziehungsweise in Planung, wobei letztlich
nicht zu erwarten ist, dass alle geplanten Anlagen auch tatsächlich errichtet werden. Zahlen
aber, die die Dynamik des Marktes eindrucksvoll belegen.
Peakshaving-Anlagen dienen der Spitzenlastdeckung durch Bereitstellung kurzfristig
erforderlicher Erdgasmengen. In ihnen wird Erdgas verflüssigt, gelagert und nach Bedarf
wiederverdampft. Die Anzahl der weltweit vorhandenen Peakshaving-Anlagen beträgt 240
/Cascone, 2006/.
Eine weitere Unterscheidung erfolgt anhand der Größe der Anlage. Die Bandbreite
der Verflüssigungsleistungen heute verfügbarer Anlagen beträgt 100 bis 10.000 tLNG/d. Kleinere
Anlagen, z. B. für die lokale Verflüssigung von Erdgas an Tankstellen für den Treibstoffmarkt
mit Leistungen bis herab zu 1 bis 10 tLNG/d sind in der Überlegung (siehe Abschnitt
3.1.6).

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Große Erdgasverflüssigungsanlagen (Large-Scale-Anlagen) finden sich vor allem an
den Küsten der Erdgas exportierenden Länder. Kleine Erdgasverflüssigungsanlagen (Small-
Scale-Anlagen) findet man in Regionen, die, zum Beispiel aufgrund ungünstiger Topologie
oder weiten Entfernungen zu Verbrauchsregionen, über kein gut ausgebautes Transportnetz
verfügen. Aber auch, wenn ein gut ausgebautes Netz vorhanden ist, haben kleine Erdgasverflüssigungsanlagen
im Einzelfall ihre wirtschaftliche Berechtigung zum Zweck der Optimierung
der Gasbezugskosten.
In den Vereinigten Staaten werden kleine Verflüssigungsanlagen zunehmend auch für
den Treibstoffmarkt in Betracht gezogen. Entwickelt werden dort Verflüssigungs-Technologien,
die auf die Treibstoff-Abgabemenge einer einzelnen Tankstelle zugeschnitten sind.
Neben den Einrichtungen zur Erdgasverflüssigung verfügen LNG-Anlagen, die in
eine Verbrauchsstruktur integriert sind, im Allgemeinen über weitere betriebsnotwendige Systeme;
eine typische integrierte LNG-Einheit besteht aus folgenden Anlagenteilen:
• Erdgas-Übernahmestation
• CO2-Abtrennung
• Trocknung
• Erdgasverflüssigung
• LNG-Speicherung
• LNG-Abfüllanlagen, z. B. für die Fahrzeug- oder Eisenbahnkesselwagenbefüllung
3.1.2 LNG-Verflüssigungsverfahren
Zur Verflüssigung von Erdgas wird immer ein thermodynamischer Prozess angewendet, bei
dem gereinigtem Erdgas Wärme entzogen wird: dabei wird es erst bis zum Taupunkt abgekühlt
und das Kondensat anschließend abgeschieden. Es gibt eine Vielzahl möglicher thermodynamischer
Verfahren, die hinsichtlich ihrer technischen Unsetzung und der wirtschaftlichen
Bedeutung sehr unterschiedlich zu bewerten sind. Tabelle 4 gibt einen Überblick über
Verfahrensarten und Einsatzgrenzen /California Energy Commission, 2002/, /TU Dresden,
2006/.
3.1.3 Bedeutung von Erdgas-Verflüssigungsanlagen in der Praxis
Viele der technisch möglichen Erdgas-Verfüssigungs-Verfahren haben nur geringe Bedeutung
für die Praxis, da sie technisch zu aufwändig und somit unwirtschaftlich sind. In der Praxis
haben sich drei Verfahrenslinien mit verschiedenen Varianten für Großanlagen durchgesetzt,
die von bestimmten in Tabelle 5 ausgewiesenen Anlagenherstellern, angeboten werden.
23

24
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Tabelle 4: Verfahren zur Verflüssigung von Erdgas
Verflüssigungsverfahren Verfahrensbeschreibung
Joule-Thomson-Verfahren
mit Vorkühlung
(Precooled Joule-Thomson
(J-T-Cycle)
Stickstoff-Verfahren
(Nitrogen Refrigeration
Cycle bzw. Brayton/Claude
Cycle)
Kaskaden-Verfahren
(Cascade Cycle)
Kältemittelgemisch-Verfahren
(MRC - Mixed Refrigerant
Cycle)
Offener Kreislauf mit Turboexpander
(Open Cycle Turboexpander,
Claude-Verfahren)
Verflüssigung bei Druckwechseln
(Turboexpander bei Druckstufen)
Ein im Kreislauf geführtes Kältemittel
(z. B. Freon oder Propan) kühlt verdichtetes
Erdgas, das anschließend
während der Entspannung durch ein J-
T-Drosselventil teilweise verdampft.
Stickstoff als Arbeitsmedium in einem
geschlossenen Kältekreislauf, bestehend
aus Kompressor, Turboexpander
und Wärmetauscher. Erdgas wird im
Wärmetauscher gekühlt und verflüssigt.
Kaskadenartig hintereinander geschaltete
Kältekreisläufe, die mit Propan,
Ethylen oder Methan betrieben werden,
entziehen dem Erdgas die Wärme
und verflüssigen es in einem mehrfach
wiederholten Prozess bei unterschiedlichen
Temperaturniveaus
Kältemittel, das im geschlossenen
Kreislauf geführt wird, durchläuft
wiederholt Stufen von Entspannung,
Phasentrennung, Wärmetausch und
Verdichtung. Das Arbeitsmittel ist ein
Kältemittelgemisch mit variablem
Siedepunkt.
Klassischer offener Claude-Prozess,
bei dem eine im Turboexpander
beinahe isentrope Abkühlung des
zuvor verdichteten Erdgases mit
anschließender beinahe isenthalper
Entspannung im J-T-Drosselventil zur
Verflüssigung führt.
Einsatz von Turboexpandern, z. B. am
City-Gate, wo das Erdgas von der
Transport- in die Verteilungsstufe
übergeben wird. Durch Entspannung
kann ein Teil des Erdgases bei nur
geringen Investitionskosten verflüssigt
werden.
Bewertung für die Praxis /
Einsatzgrenzen
Einfaches und ausgereiftes Verfahren
mit niedrigem Wirkungsgrad. Wurde
z. B. in einer lokalen Anlage in Anker
Gram/British Columbia/Kanada zur
Treibstoffversorgung von LNG-Lastwagen
eingesetzt. Anlage ist inzwischen
außer Betrieb.
Einfaches und ausgereiftes Verfahren
mit niedrigem Wirkungsgrad, der
durch Mehrfach- Kühleinheiten gesteigert
werden kann. Wird von CryoFuel
Systems, Hartland/Washington/USA
eingesetzt.
Sehr effizientes Verfahren, insbesondere
bei einer Vielzahl von Kaskadenstufen.
Aufwand wegen der großen
Zahl der Verdichter und Wärmetauscher
groß. Verschiedene konstruktive
Ausführungen in einer großen Zahl
von Anwendungen (LNG-Peakshaving-Anlagen
und LNG- Terminals)
Sehr effizientes Verfahren, das mit geringeren
Kosten als das Kaskadenverfahren
arbeitet, da eine Verdichtereinheit
genügt. Viele Varianten. Meist
mittlere und große Anlagen. Das
MRC-Verfahren wird z. B. in der
LNG-Anlage El Paso/Arizona/USA
eingesetzt.
Offenes Verfahren, das kein zusätzliches
Kältemittel braucht. Viele Variationen
möglich. Wirkungsgradsteigerung
bei komplexeren Anlagen.
Verfahren wurde zuerst für LNG-Spitzenlastanlagen
eingesetzt und wird gegenwärtig
von INEEL und anderen für
Anwendungen im Treibstoffmarkt
weiterentwickelt. Sehr hoher bzw.
"unendlicher" Wirkungsgrad, jedoch
müssen besondere Randbedingungen
(hohe Druckdifferenz, geeignete Mengen)
die Verfahrensanwendung überhaupt
erst möglich machen, d..h. Verfahren
nicht universell anwendbar.

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Fortsetzung Tabelle 4: Verfahren zur Verflüssigung von Erdgas
Verflüssigungsverfahren Verfahrensbeschreibung
Stirling-Verfahren
(Phillips Refrigerator)
Thermoakustisches Kühlverfahren
(Thermoacoustic Driver
Orifice Pulse Tube Refrigerator
- TADOPTR)
Offenes Verfahren mit Flüssigstickstoff-Verdampfung
(Liquid Nitrogen Open Cycle
Evaporation)
Im Kreislauf geführtes Kühlgas (meist
Helium), das abwechselnd einem regenerativen
Wärmetauscher und Gasverdränger
zugeführt wird, erlaubt Kühlung
auf kryogene Temperaturen.
Durch Wärmezufuhr wird in einem
Arbeitsgas eine oszillierende Druckwelle
hoher Amplitude erzeugt; wird
die oszillierende Druckwelle in eine
Düse (Orifice Tube) geleitet, geht
akustische Energie verloren, wodurch
ein Kühleffekt in der Düse entsteht.
Durch Verdampfung von Flüssigstickstoff
in die Atmosphäre (≈-196°C)
wird dem im Gegenstrom in einen
Wärmetauscher strömenden Erdgas
Wärme entzogen. Verflüssigung durch
Abkühlung unter die Kondensationstemperatur.
Tabelle 5: Für die Praxis bedeutsame Groß-Verflüssigungsverfahren
Verfahren
Kaskaden-Verfahren
(Cascade Cycle)
Kältemittelgemisch-Verfahren
(Mixed Refrigerant Cycle – C3/MR)
Entspannungsverfahren
(Joule-Thomson-Expander)
Bewertung für die Praxis /
Einsatzgrenzen
25
Sehr kleine Stirlinganlagen werden
serienmäßig von Phillips für den Laborbereich
hergestellt. Verfahren
kommt zukünftig für LNG-Kleinanlagen
zur Versorgung des Treibstoffmarkts
in Betracht.
Physikalisch kompliziertes Verfahren.
Zur Zeit in der Entwicklung von
Praxair und Los Alamos National
Laboratory für Kleinanlagen /Wollan,
2002/. Übergang von Test- zu Demonstrationsanlage.
Sehr einfaches Verfahren, das für
kleine Produktions- mengen eingesetzt
wird. Mehr als 1 kg Stickstoff ist zur
Erzeugung von 1 kg Flüssigerdgas erforderlich.
Keine Umweltbelastung, da
Stickstoff ein natürlicher Bestandteil
der Atmosphäre ist. Wirtschaftlichkeit
hängt vom Stickstoffpreis ab. Für die
Stickstoff- Verflüssigung wird auch
Energie verbraucht.
Besonderheit Anlagenhersteller
getrennte Kältemittelkreisläufe mit
Propan, Ethylen und Methan
ein einziges Kältemittelgemisch
(Single Mixed Refrigerant – SMR)
mit Propan vorgekühltes
Kältemittelgemisch (C3/MR)
Zweifachgemischverfahren
(Dual Mixed Process-DMR)
Kältemittelgemisch-Kaskaden-
Verfahren
Phillips
PRICO
APCI
Shell
Statoil/Linde
Kleine Anlagen möglich INEEL (Entwickler)
Baseload-Anlagen greifen zum überwiegendem Teil auf das Mixed Refrigerant-Verfahren
(C3/MR-Cycle) mit vorgekühltem Kältegemisch zurück, dessen Lizenzgeber APCI (Air
Products and Chemicals Inc., USA) weltweite Verfahrenspatente besitzt. Der Marktanteil des

26
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
C3/MR-Verfahrens, gemessen an der Produktion der bis 2000 weltweit in Betrieb gesetzten
Anlagen, beträgt 87,8 % /Statoil, 2003/.
3.1.4 Wesentliche Anlagenteile von Erdgas-Verflüssigungsanlagen
LNG-Verflüssigungsanlagen unterscheiden sich nicht nur aufgrund der gewählten Verfahrensart
und Kältemittel, sondern auch durch Verdichter sowie deren Antriebe und die Konstruktion
der Wärmetauscher.
Es gibt folgende Verdichter-Varianten mit entsprechendem Antrieb:
• Elektrischer/mechanischer Antrieb
• Gasturbinenantrieb
Die Kompressoren der ersten LNG-Baseload-Anlagen wurden von Dampfturbinen angetrieben.
Der niedrige Wirkungsgrad und die Größe der Ausrüstungsteile sowie das ausgedehnte
Kühlsystem bewegten die Investoren jedoch zunehmend auf Direktantrieb durch Gasturbinen
überzugehen. Inzwischen wird bei neuen Anlagen eine Antriebskonfiguration mit
Elektromotoren favorisiert, wofür der dabei benötigte Strom in Gasturbinen eigen erzeugt
wird. Aufgrund der höheren Verfügbarkeit der elektromotorisch gegenüber den mit Gasturbinen
angetriebenen Kompressorlinien wird eine höhere jährliche LNG-Produktionsrate gewährleistet.
Die höheren spezifischen Investitionskosten des elektromotorischen Antriebssystems
werden durch die höheren Erträge aus dem LNG-Absatz mehr als ausgeglichen: Im Ergebnis
ergibt die elektromotorische Konfiguration die relativ höchste Investitionsrendite.
Eine typische Gasturbine zur Stromerzeugung für die Kompressoren von LNG-Anlagen
ist z. B. die GE LM 6000 der Firma Nuovo Pignone, die von Luftfahrttriebwerken abgeleitet
ist. Eine Baseload-Anlage hat z. B. fünf solcher Gasturbinen im parallelen Betrieb, wobei
die in den Abgasen enthaltenen Restenthalpie zurückgewonnen wird /Linde, 2004/. Wenn
die Anlage an der Küste steht, wird der Lufteinlass der Gasturbine zweckmäßigerweise mit
Meeres-Kühlwasser gekühlt. Die Abkühlung der Luft erfolgt in so genannten Quench-Kühlern
mit einem Sekundärkreislauf mit entmineralisiertem Wasser, der im Gegenstrom zum
Meerwasser wieder gekühlt wird. Die konstant niedrige Temperatur des zur Kühlung dienenden
Meerwassers sorgt für sehr geringe Schwankungen bei der Leistungsabgabe der Turbinen
und so für stabile Produktionsraten. Diese Quench-Kühlung entspricht dem derzeitigen Stand
der Technik bei Luftzerlegungsanlagen unter vergleichbaren klimatischen Rahmenbedingungen,
bei denen Kühlwasser mit einer im Vergleich zur Lufttemperatur relativ niedrigen Temperatur
zur Verfügung steht. Die Gasturbinenabgase lassen sich am besten zur Erwärmung
des Wärmeträgeröls in einer Abwärmeausnutzungsanlage verwenden. Üblicherweise wird ein
Wärmeträgerölkreislauf zur Prozessheizung besonders bei der Trocknung und Sauergasentfernung
aus dem Erdgas verwendet.

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Durch die Wahl des Verdichterantriebs werden Energieverbrauch und Wirkungsgrad
der Anlage und somit die Wirtschaftlichkeit wesentlich bestimmt. Eine wichtige Determinante
für die Betriebskosten ist somit der spezifische Energieverbrauch der Verdichter; als Anhaltswerte
gelten je nach Anlagengröße folgende Verbrauchswerte /GWF, 1998/:
• Große Anlagen (z. B. Exportterminals, große Baseload-Anlagen):
≈ 120 kWh/m 3 LNG
• Mittlere Anlagen (z. B. mittlere bis kleine Baseload- und Peakshaving-Anlagen):
≈ 180 - 360 kWh/m 3 LNG
• Kleine Anlagen (z. B. kleine Baseload- und Peakshaving-Anlagen):
≈ 600 kWh/m 3 LNG
Wärmetauscher gehören zum Herzstück einer jeden Verflüssigungsanlage, denn sie
sind für die Kühlungsleistung verantwortlich. In LNG-Baseload-Anlagen werden Tieftemperatur-Wärmetauscher
der folgenden Art eingesetzt (Quelle: /Linde, 2003/, /Statoil, 2003/):
• Plattenwärmetauscher (plate-fin heat exchanger) (Abbildung 13) und
• gewickelte Wärmetauscher (coil wound heat exchanger) (Abbildung 14).
Beide Wärmetauschertypen haben ihre spezifischen Vor- und Nachteile. Ein einzelner
Plattenwärmetauscher kann kostengünstig hergestellt werden, in großen LNG-Anlagen werden
jedoch mehrere parallele Plattenwärmetauscher benötigt. Dabei wird der Kostenvorteil
des einzelnen Tauschers durch die Komplexität der zur Verbindung von mehreren Plattentauschern
erforderlichen Rohrverbindungen teilweise wieder zunichte gemacht.
Abbildung 13: Plattenwärmetauscher
27

28
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Abbildung 14: Gewickelter Wärmetauscher
Die gewickelten Wärmetauscher zeichnen sich durch ihre extreme Widerstandsfähigkeit
gegenüber thermischen Belastungen aus, die in den Tieftemperaturabschnitten beim Anfahren
oder bei Fehlbedienung auftreten können. In einem Systemvergleich konnte nachgewiesen
werden, dass beide Wärmetauschertypen für unterschiedliche Funktionen spezifische
Vorteile zu bieten haben. Daher wird in der Praxis häufig auf eine Kombination gesetzt: Plattenwärmetauscher
für den Vorkühlungsteil und jeweils ein gewickelter Wärmetauscher für
den Verflüssigungs- und den Tiefkühlteil der Anlage.
Bei den meisten LNG-Baseload-Großanlagen sind die Tieftemperatur-Wärmetauscher
mit einer speziellen Wärmedämmung ausgestattet; dies gilt sowohl für Plattenwärmetauscher
als auch für gewickelte Wärmetauscher. Diese Wärmedämmung besteht aus Polyurethan-
Schaum oder Schaumglas. Eine alternative Dämm-Methode besteht in der so genannten Cold
Box. Die Cold Box findet häufig bei Tieftemperaturverfahren wie bei der Luftzerlegung und
bei LNG-Peakshaving-Anlagen eine Anwendung. Die Cold Box besteht aus einem Kasten
aus normalen Stahlplatten, der die Tieftemperatur-Ausrüstungen und Rohrleitungen um-

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
schließt. Der Zwischenraum wird mit dem pulverförmigen Mineral Perlite als Dämm-Material
gefüllt.
3.1.5 Große Erdgas-Verflüssigungsanlagen
3.1.5.1 Optimiertes Kaskadenverfahren (Phillips)
Bereits in den 1960’er Jahren konzipierte Phillips Petroleum Company das so genannte Optimierte
Kaskadenverfahren (Phillips Optimized Cascade LNG Process - POCLP). Ziel war es,
eine einfache Prozessführung für eine große Bandbreite unterschiedlicher Qualitäten des eingesetzten
Erdgases zu entwickeln. Abbildung 15 zeigt das POLCP-Prozeßschaltbild mit den
drei Kompressions- und Expansionskreisläufen der Kältemittel Methan, Ethylen und Propan.
Die derzeit größte Anlage dieses Verfahrenstyps ist für eine Jahresproduktion von 3,3 Mt
ausgelegt. Inzwischen wird auch eine noch größere Anlage mit einer Jahresproduktion von
8 Mt geplant. Ein Hauptproblem bei einer solch großen Anlage ist das Ausfallrisiko des
Antriebsaggregates für die Verdichter. Dieses Problem wird durch das so genannte „Two-inone-train“-Konzept
6 gelöst, das beim Ausfall eines Antriebsaggregates eine Verflüssigungskapazität
von 75 % sicherstellt /Bechtel, 2004/.
Abbildung 15: Prozessschaltbild des Phillips Optimierten Kaskadenverfahrens
6 Ein Verdichter wird mit zwei Antriebsaggregaten ausgestattet, die zu je 50 % der Leistung ausgelegt sind.
29

30
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
3.1.5.2 Kältemittelgemisch-Kaskaden-Verfahren (Linde/Statoil)
Das neu entwickelte Statoil/Linde-Verfahren, das mit drei in Kaskade geschalteten Gemischkreisläufen
arbeitet, wird in der so genannten „Snohvit-Anlage“ auf Melkoya Island/Hammerfest,
Norwegen eingesetzt. Die Anlage wird mit einer Jahresproduktion von 4,3 Mt LNG
(entsprechend 5,9 Milliarden m 3 Erdgas 7 ) die leistungsfähigste der Welt sein. Das Besondere
der Anlage ist unter anderem die für den Standort am Polarkreis ausgefeilte Technik der Verflüssigung
mit der so genannten Process Barge, einer schwimmenden Erdgas-Verflüssigungsanlage,
und die Verpressung des betriebsbedingt entstehenden CO2 in den Meeresboden an
Ort und Stelle. Das Schaltschema des Verflüssigungsverfahrens, in dem Ethan-, Propan- und
Methan-Mischungen eingesetzt werden, ist in Abbildung 16 dargestellt. Kompressoren sind
mit C, Wärmetauscher mit E und Meerwasserwärmetauscher mit CW bezeichnet /Linde,
2002/.
Abbildung 16: Gemischkreis-Kaskadenprozess des Linde/Statoil-Verfahrens
7 1.000 m 3 Erdgas = 0,73 t LNG (Quelle: /BP Statistics, 2006/)

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
3.1.5.3 Investitions- und Betriebskosten von Großanlagen zur Erdgasverflüssigung
Die Investitionskosten für die Erdgas-Verflüssigungsanlage „Snohvit“ sind in Tabelle 6 aufgeführt
/Linde, 2006/, /Hydrocarbons Technology, 2006/, /Statoil, 2006/. Die spezifischen Investitionen
je Jahrestonne (jato) LNG belaufen sich hier auf 122 €. Weitere Beispiele zu Investitionskosten
anderer Anlagen inkl. Speicherung sind in Tabelle 7 zusammengefasst. Hieraus
resultiert eine Bandbreite der spezifischen Investitionen LNG zwischen 186 und 366 € je
Jahrestonne LNG.
Tabelle 6: Investitionskosten der Erdgas-Verflüssigungsanlage „Snohvit“
Jährliche
LNG-Erzeugung
9,3 Mio. m 3
(4,3 Mt)
Leistungen Hersteller Mio. €
Management, Ingenieurleistungen,
Beschaffungen, Bauleistungen
Instrumentierung
Konstruktion der Prozessbarge
Linde AG,
Deutschland
Aker Kvaerner,
Norwegen
Dragados Offshore,
Spanien
380
123
∑ 524
Tabelle 7: Beispiele für Investitionskosten von Erdgas-Verflüssigungsanlagen inkl. Speicher
Standort
Point Fortin 1, Trinidad
und Tobago
Point Fortin 2, Trinidad
und Tobago
Point Fortin 3, Trinidad
und Tobago
Point Fortin 4, Trinidad
und Tobago
Kapazität
[Mt/a]
Speicherbehälter
[m 3 ]
Inbetriebnahme
3,1 204.000 1999
3,4 160.000 2002
3,4
kombiniert
mit 2
2003
5,2 160.000 2005
Herstellkosten
[M US$]
(€/jato)
1.000
(302,7)
1.100
(342,1)
1.100
(286,0)
1.200
(185,5)
Idku 1, Ägypten 3,6 280.000 2005 1.350
Idku 2, Ägypten 3,6
kombiniert
mit 1
21
Kunde
31
USA,
Spanien
USA
USA
USA
Gaz de
France
2005 550 USA

32
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Der Wirkungsgrad der Verflüssigungsanlage „Snohvit“, bezogen auf die Verflüssigungsleistung,
beträgt 70 % und ist somit der weltweit höchste aller LNG-Anlagen. Eine
wichtige Kennziffer für die Betriebskosten ist der spezifische Energieverbrauch der Verdichter:
er beträgt 230 kWh/tLNG bzw. 105,8 kWh/m 3 LNG /Hydrocarbons Technology, 2006/. In
der Literatur werden keine Angaben zu den Betriebskosten gemacht. In Anlehnung an /Koller,
2005/ werden die sonstigen Betriebskosten mit jährlich 3 % der Investitionskosten, rund
16 Mio. €/a abgeschätzt.
3.1.6 Kleine Erdgas-Verflüssigungsanlagen
Seit einigen Jahren werden auch kleinere Erdgas-Verflüssigungsanlagen dezentral eingesetzt.
Konzipiert werden solche LNG-Kleinanlagen hauptsächlich für den Treibstoffmarkt oder den
Absatz im lokalen Wärmemarkt bei fehlendem Erdgas-Verteilungsnetz. Verflüssigungsverfahren
der einem typischen Tankstellenbedarf angemessenen Größenordnung von 1 bis
10 tLNG/d können z. B. Verfahren mit Stirling-Kryogeneratoren oder das so genannte INEEL-
Verfahren sein, die sich einem wachsenden Kraftstoffbedarf modular anpassen lassen
/INEEL, 2006/, /GTI, 2003/.
Während einfache Stirling-Aggregate bereits seit Jahrzehnten mit großem Erfolg als
Verflüssigsanlagen im Labormaßstab für kleine Mengen höher siedender Kryogene eingesetzt
werden, befindet sich das Verfahren des „Idaho National Engineering and Environmental
Laboratory“ (INEEL) seit 2002 in der Demonstrationsphase für eine anschließende industrielle
Anwendung. Bisher bestehen in den Vereinigten Staaten zwei Versuchsanlagen, in
Sacramento und Riverdale, welche in Zusammenarbeit mit „Pacific Gas and Electric Company“
(PG&E) gebaut werden.
3.1.6.1 Turboexpander- bzw. INEEL-Verfahren
Das INEEL-Verfahren macht sich den Druckunterschied zwischen Ferngasleitung und lokalem
Versorgungsnetz zu Nutze (vgl. Tabelle 4: „Turboexpander bei Druckstufen“). Die dabei
gewonnene Energie wird zur Erdgasverflüssigung eingesetzt. Ein Turboexpander ersetzt dabei
die ansonsten erforderliche Druckregelstation. Der entspannte Erdgasvolumenstrom erfährt
eine Abkühlung, hervorgerufen durch den Joule-Thomson-Effekt. Dieser abgekühlte
Erdgasvolumenstrom dient als Kühlmittel für den im Kompressor verdichteten Erdgasvolumenstrom.
Über eine Einspritzung von Methanol wird zusätzlich eine Abscheidung von Wasser
erreicht. Die Menge an verflüssigtem Erdgas ist dabei abhängig von der tatsächlichen
Druckdifferenz, dem Volumenstrom und der Gaszusammensetzung.
Entscheidende Rahmenbedingung für dieses Verfahren ist eine vorhandene oder ggf.
neu zu planende Druckregelstation mit angeschlossenem Niederdruckgasversorgungsnetz, die
ersetzt werden kann. Die Anlage in Sacramento arbeitet mit einem so genannten „Pressure-

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Letdown-Liquefier“. Hier werden etwa 10 bis 15 % des Gasstroms verflüssigt. Ihre maximal
mögliche Produktionsmenge an LNG beträgt in etwa 110 m 3 pro Tag. Im praktischen Betrieb
werden etwa 38 m 3 LNG pro Tag produziert. Das Verfahrensschema ist in Abbildung 17 dargestellt,
die Ansicht der baulichen Anlagen ist in Abbildung 18 wiedergegeben /INEEL,
2004/.
Abbildung 17: Schema des INEEL-Verfahrens
Abbildung 18: Kleine LNG-Demonstrationsanlage in Sacramento, USA
33

34
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Die Anlage in Riverdale arbeitet mit einem „Compressor-based-Liquefier“. Der Verflüssiger
ist nur an ein Ferngasnetz angeschlossen. Ein Teil des Gasstromes wird ausgekoppelt
und nach dem oben beschriebenen Verfahren entspannt und verflüssigt. Nach der Verflüssigung
wird das nicht verflüssigte Erdgas mittels eines Kompressors wieder in die Ferngasleitung
zurückgepumpt. Hierbei können bis zu 27 % des Gasvolumenstroms verflüssigt
werden /Koller, 2005/.
3.1.6.2 Investitions- und Betriebskosten von Kleinanlagen
Das Besondere an den beschriebenen Kleinanlagen ist, neben der Ausnutzung der unterschiedlichen
Druckniveaus zwischen Fern- und lokalem Gasnetz, der geringe Platz- und der
niedrige Investitionsbedarf. Laut INEEL kostete die Anlage in Sacramento zwischen 2 und
3 Mio. US$ und hat einen Flächenbedarf von lediglich 23 m 2 /INEEL, 2006/. Als Entwicklungsziel
für eine kommerzielle Anlage mit einer Kapazität von 5 t/d werden Investitionskosten
von 350.000 $ genannt /California Energy Commission, 2002/.
Der für die Betriebskosten wichtige spezifische Energieverbrauch der Verdichter wird
mit 1 kWh/m 3 LNG angenommen /Koller, 2005/. In der Literatur werden keine Angaben zu den
Betriebskosten gemacht. In Anlehnung an /Koller, 2005/ werden die sonstigen Betriebskosten
mit jährlich 3 % der Investitionskosten abgeschätzt.
3.2 LNG-Lagerung
Typ und Größe von Lagerbehältern für flüssiges Erdgas sind entscheidend vom Verwendungszweck
und der Menge des ein- und auszulagernden LNG abhängig. An einer Verflüssigungsanlage
findet man gewöhnlich wesentlich größere Behälter vor als bei LNG-Satellitenanlagen.
Als LNG-Satellitenanlagen bezeichnet man lokale Erdgasspeicher an den Verbrauchs-
und Lagerorten ohne eigene Verflüssigungsanlage.
Lagereinrichtungen direkt an Erdgasverflüssigungsanlagen dienen in Deutschland
überwiegend der Spitzenlastdeckung. Sie werden wie andere Speichereinrichtungen, also Kavernen-
oder Porenspeicher (vgl. Abschnitt 2.2.4), zum Mengenausgleich der schwankenden
Nachfrage im Erdgasnetz betrieben. Solche Peakshaving-Anlagen werden in Stuttgart (vgl.
Abschnitt 4.1.1) und Nievenheim (vgl. Abschnitt 4.1.2) betrieben,
Nach dem Konstruktionsprinzip der Lagertanks für LNG wird grundsätzlich unterschieden
zwischen
• Kugeltank (freistehend, erdbedeckt)
• Doppelbehältertank
• Membrantank

3.2.1 Kugeltanksysteme
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Kugeltanksysteme, nach ihrem Konstrukteur auch Moss-Tanksysteme genannt, werden seit
den 1970’er Jahren als Speicherbehälter in LNG-Tankern eingesetzt. Sie sind jedoch in freistehender
oder erdbedeckter Variante auch an Land möglich.
Dieses in sich unabhängige Tanksystem besteht aus großen, kugelförmigen Behältern
mit Durchmessern von 40 m und mehr. Abbildung 19 veranschaulicht den Querschnitt eines
typischen Kugeltanks /Hansa, 2005/. Die aus Aluminium oder auch Edelstahl gefertigten tieftemperaturfesten
Kugeltanks mit außen aufgebrachter Isolierung sind selbsttragend, d. h., der
Behälter bildet gleichzeitig die tragende Struktur. Zur Abstützung der Tanks sind diese im
Bereich ihres so genannten Äquatorringes in Form von zylindrischen Ringsektionen, dem so
genannten Tankskirt, mit einer tragenden Struktur verbunden, die auf entsprechenden Fundamenten
steht. Materialverzüge infolge extremer Temperaturunterschiede werden durch die
Ausdehnung bzw. entsprechende Spreizung des Tankskirts kompensiert.
Die Fertigung der Kugeltanks ist sehr aufwändig und bedarf hoher Investitionen in
eine spezielle Fertigungslinie. Zunächst werden die einzelnen dreidimensionalen Kugelsegmente
zugeschnitten und verformt zu größeren Ringsektionen zusammengefügt. Prinzipiell
betrifft das die untere und obere Kugelhälfte mit dem Tankdom sowie den so genannten
Äquatorring/Tankskirt zur Auflagerung. Als weiteres Bauteil kommt der so genannte Pipetower
zur Aufnahme der Versorgungsleitungen sowie Ladepumpen hinzu. Nach der Fertigung
der Tankhülle wird diese durch geeignete Wärmedämmmaterialien isoliert und in der erdbedeckten
Variante entsprechend verbaut. Dabei muss Frostsicherheit der abdeckenden Materialien,
z. B. durch eine Beheizung, sichergestellt werden.
Abbildung 19: Querschnitt durch einen Kugeltank
35

36
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
3.2.2 Doppelbehältertanksysteme
Bei den Doppelbehältertanksystemen wird der Innentank aus Aluminium oder Nickelstahl
druckfest gefertigt. Die äußere Hülle besteht aus Kohlenstoffstahl oder Beton. Die Lagertemperatur
beträgt in etwa –162 °C, dabei herrscht ein geringer Überdruck von circa 20 mbar.
Um den Anteil an verdampfendem Gas, die so genannte Boil-Off-Rate, so gering wie möglich
zu halten, wird die Wärmezufuhr von außen durch eine Wärmedämmung eingeschränkt.
Als Wärmedämmmaterial werden zum Beispiel Perlite ein feines, körniges, anorganisches
Pulver oder Mineralwolle eingesetzt. Die Dicke der Wärmedämmung beträgt an den Seitenwänden
etwa einen Meter und am kuppelförmigen Dach bis zu sechs Meter. Um zu vermeiden,
dass das Erdreich unter dem Tank gefriert, sich dadurch ausdehnt und den Tank möglicherweise
beschädigt, wird z. B. eine Elektroheizung eingebaut. Da der Tank nicht vollständig
isoliert werden kann, kommt es zur Verdampfung eines geringen Teils des Inhalts. Dieser
Teil besteht überwiegend aus im Erdgas enthaltenem Stickstoff, der erst ab einer Temperatur
von –194 °C stabil verflüssigt ist. Durch Komprimierung, Kühlung und Entspannung werden
Boil-Off-Gase wieder verflüssigt und in den Tank zurückgeführt. Abbildung 20 zeigt den
Querschnitt eines Lagerbehälters /Cerbe, 1992/. Der Lagerbehälter darf nur dann mit einer
Aufschüttung versehen werden, wenn es sich dabei um frostungefährdetes Material handelt.
Abbildung 20: LNG-Doppelbehältertanksystem
3.2.3 Membrantanksysteme
Membrantanks sind überwiegend als Ladetanks in LNG-Tankern eingesetzt. Dabei handelt es
sich um nicht selbsttragende Tanks, die aus einer dünnen Blechmembran von 0,5 bis 1,5 mm
Invar, Nickel- oder Edelstahl bestehen und sich über eine Isolierschicht auf den tragenden
Schiffsverbänden abstützen. Die Membran ist so konstruiert, dass sie größere temperaturbedingte
Dehnungen aufgrund der Materialeigenschaften und zweckmäßig angeordneten Falzen

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
und Sicken aufnehmen kann. Beim Transport von Flüssiggasen treten z. B. bei LNG als Ladung
Temperaturen von -164 °C bis -161 °C auf. Beim Werftaufenthalt des Schiffes kann die
Temperatur im Tank bis zu 40 °C oder mehr erreichen. Um die Blechmembran herum ist eine
sog. zweite Barriere aus Sperrholz oder Invar angebracht, die im Falle einer Undichtigkeit
das austretende Flüssiggas über eine definierte Zeitspanne aufhalten soll. Die Tankisolation
besteht aus Perlite, Steinwolle, Polyurethanschaum, Balsaholz und Sperrholz. Die Isolation
soll einerseits die Erwärmung des Flüssiggases verhindern, andererseits den nicht kältebeständigen
Schiffsbaustahl vor Sprödbruch schützen.
Membrantanks besitzen gegenüber konventionellen Kugel- oder Zylindertanks Vorund
Nachteile. Membrantanks erlauben eine optimale Anpassung der Tanks an die Schiffsform
und sind auch für kleinere Schiffe geeignet. Darüber hinaus ist ein vergleichsweise
schnelles Abkühlen oder Aufwärmen möglich, ohne dass das Tankmaterial überbeansprucht
wird.
Dagegen neigen die Falze bei älteren Schiffen zur Leckage. Aufgrund der dünnen Behälterwand
ist ein geringerer maximaler Tankdruck möglich. Membrantanks müssen entweder
ganz voll oder fast leer gefahren werden, da sonst bei Seegang durch freie Oberflächen
eine Beschädigung der Membran zu befürchten ist.
3.2.4 Lagerung an Satellitenanlagen
Satellitenanlagen dienen gewöhnlich der Bedarfsdeckung von Verbrauchern mit Erdgas in
Regionen, in denen das Netz nicht oder nicht hinreichend ausgebaut ist. Sie können aber auch
als kleine Spitzenlastanlagen oder als Backup-Anlage nach Netzausfall bei einzelnen industriellen
Großverbrauchern betrieben werden.
Laut DVGW-Arbeitsblatt G215 8 besteht eine LNG-Satellitenanlage aus folgenden
Anlagenteilen:
• einem oder mehreren Speicherbehältern
• einer Füllanlage
• einer oder mehreren Boil-Off-Gaserwärmungs-Einrichtungen
• Verdampfern und Druckaufbauverdampfern
Das vereinfachte Verfahrens-Fließbild einer Satellitenanlage zeigt Abbildung 21
/DVGW, 1992/.
Der Speicherbehälter ist üblicherweise doppelwandig aufgebaut. Der Innenbehälter
besteht aus kalt-zähem Stahl, der Außenbehälter aus Kohlenstoffstahl. Der Raum zwischen
beiden Schalen enthält ein Vakuum und eine Wärmedämmung aus Mineralwolle oder Pulver.
8 In dem Arbeitsblatt sind neben der Beschreibung einer Anlage auch die technischen Anforderungen und
sicherheitstechnisch wichtige Einzelmaßnahmen, Betriebsauflagen sowie Vorgaben für Abnahmeprüfungen
ausgeführt.
37

38
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Laut DVGW dürfen Satellitenbehälter weder ganz noch teilweise mit Erdreich bedeckt werden,
die Außenhaut des Behälters ist an jeder Seite der Umgebungswärme der Luft auszusetzen.
Dies dient dazu, eine permanente Auskühlung der äußeren Stahlschale mit Frostbildung
an der Behälterwand zu verhindern und die damit verbundene Korrosionsgefahr abzuwehren.
Im Ausland gibt es auch im Erdreich verlegte Speicher, z. B. an LCNG-Tankstellen 9 mit kleiner
Grundfläche. In diesen Fällen muss der Behälter allerdings mit frostbeständigen Materialien
umgeben sein.
Abbildung 21: Vereinfachtes Verfahrensfließbild einer Flüssigerdgas-Satellitenanlage
Das Wiederauffüllen der Speicherbehälter erfolgt je nach Region und dort ausgebauter
Transportinfrastruktur durch kleine Tankschiffe (Beispiel Norwegen), Eisenbahnkesselwagen
(Beispiel Japan) oder Tanklaster (Beispiel Deutschland, Spanien).
Durch Wärmeverluste kommt es in jedem Speicher trotz guter Isolierung unvermeidbar
zum Wiederverdampfen eines gewissen Teils des LNG, dem so genannten boil-off. Würde
das boil-off-Gas nicht ständig abgeführt, käme es zum unerwünschten Anstieg von Druck
und Temperatur im Speicher. Das boil-off-Gas wird zweckmäßigerweise dazu genutzt, einen
Teil der notwendigen Wärme für die Wiederverdampfung bereitzustellen. Dafür werden an
9 LCNG-Tankstellen verwenden LNG für die Betankung von CNG-Fahrzeugen. Kolbenpumpen leiten LNG
in Umgebungsverdampfer und puffern es so, dass CNG-Fahrzeuge schnell betankt werden können (siehe
auch Abschnitt 4.2.4).

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Satellitenanlagen zusätzlich zu Verdampfern Boil-Off-Gaserwärmungs-Einrichtungen eingesetzt.
Bei der Aufstellung von Speicherbehältern ist ein Sicherheitsabstand einzuhalten.
Dieser richtet sich nach dem Inhalt des Behälters. Die Aufstellung der Lagertanks ist sowohl
vertikal als auch horizontal möglich. Das flüssige Erdgas lagert bei einem Überdruck zwischen
10 und 15 bar. Für Standardtanks ist ein Druck von 12,7 bar üblich. Tanks größer als
127 m 3 arbeiten bei einem Druck zwischen 8 und 10 bar. Dies ist nötig, da die Verdampfungsrate
sonst aufgrund geringer Dicke der Isolierschicht zu groß wäre.
Die folgenden Beispiele zeigen, in welcher Weise Satellitenanlagen für unterschiedliche
Bedarfe ausgelegt werden. Abbildung 22 zeigt eine in Polen errichtete kleine Satellitenanlage
für den kommunalen Einsatz mit einer Lagerkapazität von 60.000 Litern. Abbildung
23 gibt das Aussehen einer in Norwegen installierten großen Satellitenanlage, die über den
Seeweg mit LNG versorgt wird, mit einer Lagerkapazität von 1,5 Mio. Litern wieder (Quelle:
/Chart, 2006a/).
Abbildung 22: LNG-Satellitenanlage, Lagerkapazität 60.000 Liter
39

40
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Abbildung 23: LNG-Satellitenanlage, Lagerkapazität 1,5 Mio. Liter
Die Steuerung der Satellitenanlagen reicht von manuellen bis zu vollautomatisierten
Systemen, die kein Personal benötigen und mittels Datenfernübertragung durch Kontrolleinrichtungen
überwacht werden.
Nach Herstellerangaben schwanken die Investitionen für Satellitenanlagen je nach
Größe und Auslegungsart erheblich. Ein Beispiel für die Bandbreite der Investitionskosten ist
in Tabelle 8 aufgeführt /Chart, 2005/.
Tabelle 8: Investitionskosten von LNG-Satellitenanlagen
Anlage
Polen
Norwegen
Lagervolumen
[m 3 ]
57
1.500
Investitionskosten spezifische
Investitionskosten
[US$]
[US$/m 3 ]
[€/m 3 ]
210.000 3.700 2.975
1.800.000 1.200 965
Betriebskosten für Wartung und Instandhaltung werden mit jährlich 3 % der Investitionskosten
geschätzt; die Betriebskosten-Relation ist somit der für kleine Verflüssigungsanlagen
vergleichbar.

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
3.3 LNG-Transport auf lokaler Ebene
Für den Transport von Flüssigerdgas wird eine Logistik mit speziellen Tankfahrzeugen oder
Transportbehältern benötigt, die auf die kryogenen Eigenschaften des Transportgutes abgestimmt
ist. Die folgenden Abschnitte zeigen die verschiedenen Möglichkeiten des Transports
auf lokaler Ebene auf und befassen sich mit deren wirtschaftlichen Rahmenbedingungen.
3.3.1 LNG-Transportsysteme
Verflüssigtes Erdgas wird in vakuumisolierten doppelwandigen Behältern transportiert. Der
innere Behälter besteht meist aus Aluminium, der äußere aus Stahl. Anders als Lagertanks,
die nur mit geringen Drücken beaufschlagt werden, stehen diese Behälter unter einem Druck
von bis zu 22 bar. Das ermöglicht den Transport von LNG ohne eine nennenswerte boil-off-
Gasabgabe über z. B. drei Tage bei vergleichsweise geringer Wärmedämmung.
Die Transportbehälter stehen in unterschiedlichsten Varianten und Größen zur Verfügung.
Neben Behältern, die schon ab Werk auf Fahrzeuge oder Anhänger montiert sind, gibt
es auch Transporttanks, die ein breiteres Spektrum an Transportmöglichkeiten bieten. Diese
Systeme können sowohl auf Containerladern als auch auf Eisenbahnwagen und entsprechenden
Binnenschiffen transportiert werden.
Der in Abbildung 24 gezeigte Tanksattel-Auflieger ist in Größen bis zu 56.000 Liter
lieferbar. Technische Daten dieses LNG-Trailers sind in Tabelle 9 für zwei Tankgrößen aufgeführt
(Quelle: /Chart, 2006a/).
Abbildung 24: LNG-Transport-Auflieger, Fassungsvermögen 56.000 Liter
41

42
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Tabelle 9: Technische Daten für LNG-Trailer mit 24 t und 27 t
Volumen
leer
[ l ]
49.800
56.120
LNG
[t]
Betriebsdruck
[bar]
Leergewicht
[kg]
Länge
[mm]
Breite
[mm]
Höhe
[mm]
24 7 15.550 12.450 3.903 2.550
27 7 16.500 13.920 3.903 2.550
Abbildung 25 zeigt das Bild eines Containertanks. Standardisierte Containertanks sind
in verschiedenen Druckstufen lieferbar. Zu berücksichtigen ist dabei, dass mit zunehmendem
Betriebsdruck eine größere Wandstärke erforderlich wird, womit wiederum das Gewicht des
Behälters zunimmt. Ein Beispiel mit den technischen Abmessungen und Gewichten bei drei
unterschiedlichen Betriebsdrücken ist in Tabelle 10 aufgeführt /Chart, 2006b/.
Abbildung 25: LNG-Transport-Container

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Tabelle 10: Technische Daten für einen 10 t LNG-Transport-Container
Volumen
leer
[ l ]
20.370
20.160
20.080
LNG
[t]
3.3.2 Transportsicherheit
Betriebsdruck
[bar]
Leergewicht
[kg]
10 10 6.900
10 18 8.150
10 24 9.100
Einschluss
-zeit 10
[Tage
LOX]
79
101
109
Länge
[mm]
Breite
[mm]
Höhe
[mm]
6.058 2.438 2.591
In Anbetracht der niedrigen Lager- sowie der hohen Entzündungstemperatur und dem engen
Bereich der Entzündungskonzentration ist der Transport von LNG sicherer als der von Benzin.
Mittels Pumpen und Schläuchen können Straßentankwagen, Schiffe, Schienenfahrzeuge
und ISO-Container mit LNG als Niederdruck-/Niedertemperatur-Flüssigkeit für den Langzeit-/Langstrecken-Transport
befüllt werden. Die besonders entwickelten Ausführungen der
Transportbehälter gewährleisten effektive Wärmeisolierung sowie passive Sicherheit, wie sie
von Bestimmungen für den Transport von Gefahrgut gefordert wird.
3.3.3 Investitions- und Betriebskosten
Die Investitionskosten für eines der oben genannten Auflieger- oder Containersysteme betragen,
je nach Größe, zwischen 100.000 und 200.000 US$ /Chart, 2005/. Eine andere Studie
beziffert die Investitionskosten für einen 18 m 3 -Container mit etwa 180.000 US$, für einen
LNG-Transport-Auflieger mit 50 m 3 Volumen auf circa 280.000 US$ für Tank und Auflieger
und für einen LNG-Eisenbahn-Behälter mit einem Volumen von 120 m 3 auf rund
600.000 US$ /OPET, 2006/.
3.4 Wiederverdampfung
Bei der Wiederverdampfung wird das -161 °C kalte LNG durch kontrollierte Wärmezufuhr
verdampft. Dabei gibt es mehrere verfahrenstechnische Möglichkeiten der Energiezuführung,
die entscheidenden Einfluss auf die anfallenden Energiekosten haben. Die Verdampfung
10 Auf Flüssigsauerstoff bezogen nach International Maritime Dangerous Goods-Standard (IMDG-code)
43

44
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
kann z. B. in einem offenen oder geschlossenen Kreislauf ablaufen; sie kann auch indirekt
durch ein Wärmeträgermedium in einem Zwischenkreislauf erfolgen; die Verdampfungswärme
kann durch erwärmte Luft oder – falls der Standort an der Küste liegt – durch warmes
Seewasser zugeführt werden.
3.4.1 Vergleich der Verdampfungsverfahren
Mit der Festlegung auf ein bestimmtes energetisches Verfahren werden Kapital- und Betriebskosten
einer Verdampfungsanlage maßgeblich bestimmt. Es lassen sich allerdings keine
allgemeingültigen Aussagen zur Wirtschaftlichkeit der Verfahren machen, die für jeden
Standort zuträfen. Die wirtschaftlichste Konfiguration für einen festgelegten Standort ist jeweils
vom Einsatzzweck und der geplanten Fahrweise der Anlage abhängig. Im Folgenden
werden daher sechs Optionen, die in einer umfassenden Studie /LNG Journal, 2006/ untersucht
wurden, vorgestellt. Die Verdampfungsschemata sind in Abbildung 26 bis Abbildung
31 veranschaulicht:
• Indirekte Wärmeübertragung durch ein Wasser-Ethylen-Glykol-Gemisch (WEG) als
Wärmeträgermedium (Abbildung 26)
• Direkte Wärmeübertragung im fossil beheizten Tauchflammenverdampfer (Abbildung
27)
• Offener Meerwasserverdampfer (Abbildung 28)
• Kühltürme mit zwischengeschaltetem Wasserkreislauf (Abbildung 29)
• Abwärmenutzung von Gasturbinen (Abbildung 30)
• Abwärmenutzung von Dampfturbinen (Abbildung 31)
Abbildung 26: Verdampfung durch Wasser-Ethylen-Glykol-Kreislauf

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Abbildung 27: Direkte Wärmeübertragung im fossil beheizten Tauchflammenverdampfer
Abbildung 28: Offener Meerwasserverdampfer
45

46
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Abbildung 29: Kühltürme mit zwischengeschaltetem Wasserkreislauf
Abbildung 30: Abwärmenutzung von Gasturbinen

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Abbildung 31: Abwärmenutzung von Dampfturbinen
Sowohl das Verfahren mit indirekter Wärmeübertragung durch ein Wasser-Ethylen-
Glykol-Gemisch (WEG-System) als auch dasjenige mit direkter Wärmeübertragung im fossil
beheizten Tauchflammenverdampfer schneiden mit relativ niedrigen Kapital-, jedoch hohen
Betriebskosten ab. Beim WEG-System (vgl. Abbildung 26) verdampft LNG in senkrechten
Röhren-Wärmetauschern bei einer Temperatur von 7 °C. Das heiße Wasser-Ethylen-Glykol-
Gemisch (60/40 Gewichts-%) wird im Kreis als Wärmeträgermedium geführt und in Wärmeerzeugern
erhitzt. Die für den Betrieb der Wärmeerzeuger notwendige große Energiemenge,
rund 1,5 bis 2 % des erzeugten Erdgases, macht das Verfahren relativ kostenintensiv. In ökologisch
besonders schützenswerten Bereichen dürften auch die Emissionen, insbesondere
NOx- und CO-Emissionen, problematisch sein. Der unbestreitbare Vorteil des Verfahrens ist
der geschlossene Wärmeträger-Kreislauf; daher ist das Verfahren unabhängig von den klimatischen
Bedingungen und kann grundsätzlich an jedem Standort der Erde betrieben werden.
Darüber hinaus hat auch die konventionelle Anlagentechnik, die von mehreren Herstellern
angeboten wird, einen kostendämpfenden Effekt; aus denselben Gründen ist auch die Wartung
und Instandhaltung nicht sehr aufwändig.
Anlagen mit fossil beheiztem Tauchflammenverdampfer (vgl. Abbildung 27) arbeiten
nach dem Prinzip der direkten Wärmeübertragung. Die Wärmeerzeuger sind dabei so konstruiert,
dass die Verbrennungsgase in ein Wasserbad geleitet werden, das als Wärmeübertragungsmedium
zur Vergasung von LNG dient. Der gewickelte Wärmetauscher befindet sich
vollständig im Wasser. Die Regelung erfolgt über die Austrittstemperatur am Wärmetauscher
und die zugeführte Gasmenge am Verdampfer. Daher ist dieses System mit einem Wirkungsgrad
von 95 % energiesparender als das WEG-System, das auf 85 % kommt. Die für die Er-
47

48
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
wärmung des Wasserbads notwendig Energie beträgt rund 1,4 % des erzeugten Erdgases. Genau
wie das WEG-System ist das System der Tauchflammenverdampfer klima- und damit
standortunabhängig. Allerdings sind die Instandhaltungskosten relativ hoch. Wegen der Ableitung
der Abgase in das Wasserbad wird dieses im Betrieb zudem sauer, es muss daher vor
der Abgabe an die Umwelt zur endgültigen Beseitigung neutralisiert werden. Die zusätzlichen
Kosten für Wasserbehandlung und –entsorgung können die durch geringeren Energieeinsatz
erzielten relativen Einsparungen teilweise aufzehren.
Anlagen mit offenen Meerwasserverdampfern (vgl. Abbildung 28) und Anlagen mit
Kühltürmen (vgl. Abbildung 29) zeichnen sich durch niedrige Betriebskosten bei mittleren
Kapitalkosten aus. Beide Anlagentypen sind sehr klimasensitiv und daher meistens nur für
warme Klimagegenden geeignet.
Bei der Abwärmenutzung von Gas- oder Dampfturbinen für die Verdampfung von
LNG sind die Kapitalkosten im Vergleich zu den anderen Systemen hoch. Sie erfordern den
Aufbau eines großen Stromgenerators am Standort des Vergasungs-Terminals. Instandhaltungskosten
sind aufgrund der vergleichsweise aufwändigen Kraftwerkstechnik ebenfalls
hoch. Zudem fallen nicht unerhebliche Mengen an NOx-, CO- und CO2-Emissionen an. Andererseits
bieten beide Verfahren dem Anlagenbetreiber die Möglichkeit, Strom als Nebenprodukt
der LNG-Verdampfung zu erzeugen. Durch Stromverkauf in das Verbundnetz kann
der Betreiber der Verdampferanlage einen beträchtlichen Anteil der hohen Betriebskosten
ausgleichen. Ferner ist die Anlage unabhängig vom örtlichen Stromnetzbetrieb, d. h., auch
bei Netzausfall kann der Betreiber die Verdampferanlagen weiter fahren und Gas erzeugen.
Die Anlagen sind nicht sehr klimasensitiv und können grundsätzlich überall betrieben werden.
Bei Verdampferanlagen mit Gas- oder Dampfturbinen sind die thermodynamischen
Prozesse nicht wie in einem Kraftwerk auf die Stromerzeugung, sondern auf die LNG-Verdampfung
ausgelegt. Gasturbinengeneratorsysteme mit Abwärmenutzung (vgl. Abbildung
30) erzeugen z. B. Heißwasser von 150 °C, das anschließend im Zwangsumlauf zur LNG-
Verdampfung geführt wird. Dabei kühlt es sich auf rund 90 °C ab und wird anschließend
durch die Abgase der Gasturbine auf die für den Kraftwerksprozess üblichen Temperaturniveaus
wieder erhitzt. Üblich ist auch der Einsatz von Nachbrennern im Abgasstrom. So wird
beispielsweise in einer typischen LNG-Verdampferanlage, die 6 Mio. Jahrestonnen Gas erzeugt,
eine Gasturbine mit vier Generatoren betrieben, deren elektrische Leistung 107 MW
beträgt, von der 86 MW für das allgemeine Stromnetz zur Verfügung stehen. Falls keine
Nachbrenner installiert sind, würden sieben Gasturbinen mit einer elektrischen Leistung von
188 MW installiert, von denen 168 für das Stromnetz verfügbar wären.
Bei Anlagen mit einem Dampfturbinenprozess (vgl. Abbildung 31) wird Wasser zunächst
auf 32 °C erhitzt und im Zwangsumlauf zur LNG-Verdampfung geführt. Im Verdampfer
kühlt es auf 10 °C ab, wird anschließend durch Abdampfnutzung erneut auf 32 °C erhitzt
und dem LNG-Verdampfer wieder zugeführt. Der Dampfkreislauf wird auch in diesem Falle

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
mit den für die Stromerzeugung üblichen Zustandsparametern (Druck, Temperatur) betrieben.
In einem typischen Dampfprozess zur Verdampfung von 6 Mio. Jahrestonnen LNG sind
rund 91 MW elektrische Leistung installiert, von denen 65 MW für das allgemeine Netz verfügbar
sind. Bisher ist der Dampfprozess noch nicht für die LNG-Verdampfung zum Einsatz
gekommen, die einzelnen Komponenten des Prozesses sind jedoch ausgereift und stehen dem
Markt zur Verfügung.
Die Untersuchung aus /LNG Journal, 2006/ ergab somit eine deutliche Differenzierung
der Kosten nach Verfahrensart; während einige Verfahren niedrige Kapital- bei hohen
Betriebskosten aufweisen, stechen andere durch niedrige Betriebs- bei mittleren bis hohen
Kapitalkosten hervor. Zusammengefasst ergibt sich das in Tabelle 11 aufgezeigte Bild hinsichtlich
der Bewertung der Eigenschaften der sechs untersuchten Prozesse.
Tabelle 11: Bewertung der Eigenschaften von sechs Verdampfungsprozessen
Verfahren /
Eigenschaft
Kapitalkosten
Betriebskosten
Instandhaltungskosten
Emissionen
Klima/Standort
Technische
Machbarkeit
Zusätzlicher
Vorteil
Wasser-
Ehylen-
Glykol-
Kreislauf
(Abbildung
26)
Tauchflammenverdampfer
(Abbildung
27)
Meerwasserverdampfer
(Abbildung
28)
Kühltürme
(Abbildung
29)
Abwärmenutzung
von Gasturbinen
(Abbildung
30)
49
Abwärmenutzung
von
Dampfturbinen
(Abbildung
31)
niedrig niedrig mittel mittel hoch hoch
hoch hoch niedrig niedrig hoch hoch
niedrig hoch niedrig niedrig hoch hoch
relevant relevant
nicht
sensitiv
nach-
gewiesen
nicht
sensitiv
nachgewiesen
1) Vom allgemeinen Stromnetz unabhängiger Betrieb möglich
2) Erhebliche zusätzliche Erlöse aus dem Stromverkauf möglich
nicht
relevant
sehr
sensitiv
nachgewiesen
nicht
relevant
sensitiv
nicht nachgewiesen
relevant relevant
nicht
sensitiv
nachgewiesen
nicht
sensitiv
nachgewiesen
1) 2) 1) 2)

50
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
3.4.2 Investitions- und Betriebskosten
Investitions- und Betriebskosten für vier große Wiederverdampfungsanlagen mit Standorten
im Vereinigten Königreich sowie in Italien und den USA sind Tabelle 12 zu entnehmen. Die
Angaben stammen vom (Mit-) Investor und (Mit-) Betreiber der Anlagen /BG Group, 2006/.
Tabelle 12: Investitions- und Betriebskosten von Verdampferanlagen inkl. Lagerbehälter
Standort
Milford Haven,
Wales, VK
Brindisi, Italien
Near Savannah,
Georgia, USA
Lake Charles,
Louisiana, USA
Kapazität
[Mt/a]
Lagerbehälter
[m 3 ]
Inbetriebnahme
4,4 320.000 2007
6 320.000 2009
Herstellkosten
[M US$]
([€/jato])
494
(89,5)
390
(51,8)
Betriebskosten[US$c/MWh]
Energie-
verlust
[%]
4,2 355.000 2007 0,72 1,2
13,4 325.000 2006 0,68 1,66

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
4 Verwendungsmöglichkeiten von LNG auf regionaler Ebene
Seit 1980 folgte eine beispiellose Phase des Wachstums im bilateralen LNG-Handel, die bis
heute ungebrochen ist. Während im Jahre 1985 gerade einmal 50 Mrd. m 3 Erdgas ausgetauscht
wurden, betrug das weltweite LNG-Handelsvolumen im Jahre 2005 bereits 189 Mrd.
m 3 Erdgas (6.672 Bscf bzw. 138 Mt LNG) 11 /IEA, 2004/, /BP Statistics, 2006/. Während die
weltweite LNG-Tankerflotte im Jahre 1980 gerade einmal 6 Schiffe umfasste, waren im Jahre
2003 weltweit 151 LNG-Tankschiffe in Betrieb, 55 weitere im Bau; die Transportkapazität
der gesamten LNG-Flotte wurde für 2006 mit 25,1 Mm 3 angegeben /EIA, 2006a/.
Für die Zukunft wird erwartet, dass der LNG-Markt auch weiterhin überdurchschnittlich
stark wachsen wird; so rechnen Experten mit einer Verdopplung des Handelsvolumens
für die Dekade von 2005 bis 2015, da neue Importeure vor allem aus Taiwan, Japan, Südkorea
und anderen asiatischen Ländern auf den Markt drängen /Global LNG Market, 2006/. Die
LNG-Handelsströme sind weltweit allerdings sehr unterschiedlich verteilt, wie die Übersicht
der Liefer- und Empfängerländer in Tabelle 13 belegt /BP Statistics, 2006/.
4.1 Bisherige Erfahrungen
Länderbezogen liegen sehr unterschiedliche Erfahrungen in der Erzeugung, dem Transport
und der Verwendung von LNG vor. Wie in Kapitel 3.1 ausgeführt, gibt es weltweit 28 große
Baseload-Anlagen, in denen Erdgas verflüssigt und für den Export bereitgestellt wird. Die
Zahl der Import-Terminals ist in den letzten Jahren mit dem Ausbau des Handels sprunghaft
gewachsen; weltweit werden derzeit rund 60 Standorte gezählt, darunter 18 in Europa und allein
24 in Japan. Eine Übersicht der weltweiten Import-Terminals zeigt Tabelle 14 /CEA,
2009/. Zusätzlich zu den Import-Terminals, in denen LNG wiederverdampft und in die nationalen
Gastransportnetze zur Grundversorgung eingespeist wird, gibt es in mehreren Ländern
eine Anzahl von Peakshaving-Anlagen für das saisonale Spitzenlastmanagement. Einige Länder
haben auch eine regionale Infrastruktur mit LNG-Satellitenanlagen aufgebaut, durch die
Verbraucher in weniger dicht besiedelten Landesteilen versorgt werden. Insgesamt gibt es also
vielfältige und umfangreiche internationale Erfahrungen im Umgang mit LNG und im Betrieb
der technischen Einrichtungen. In den nachfolgenden Abschnitten dieses Kapitels werden
dazu ausgewählte Beispiele erläutert.
11 1 .000 scf (standard cubic feet) NG = 28 m 3 NG; 1.000 scf LNG = 0,021 t LNG; 1.000 m 3 NG = 0,73 t LNG;
1 m 3 LNG = 0,46 t; Bscf = billion standard cubic feet; Mt = Mio. t (= Mega Tonnen) (Quelle: /BP Statistics,
2006/, /EIA, 2003/)
51

52
Tabelle 13: LNG-Handelsströme 2005
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Milliarden m 3
von
Trinidad Summe
nach
Nord Amerika
USA & Tobago Oman Qatar VAE Algerien Ägypten Libyen Nigeria Australien Brunei Indonesien Malaysia Importe
USA – 12,44 0,07 0,08 – 2,75 2,05 – 0,23 – – – 0,25 17,87
Süd-/Mittelamerika
Dominikanische Republik – 0,25 – – – – – – – – – – – 0,25
Puerto Rico – 0,67 – – – – – – – – – – – 0,67
Europa
Belgien – 0,08 – – – 2,90 – – – – – – – 2,98
Frankreich – – 0,08 – – 7,50 1,05 – 4,20 – – – – 12,83
Griechenland – – – – – 0,46 – – – – – – – 0,46
Italien – – – – – 2,50 – – – – – – – 2,50
Portugal – – – – – – – – 1,58 – – – – 1,58
Spanien – 0,50 1,65 4,56 0,31 5,19 3,53 0,87 5,00 0,08 – – 0,16 21,85
Türkei – – – – – 3,85 – – 1,03 – – – – 4,88
Vereinigtes Königreich – 0,07 – – – 0,45 – – – – – – – 0,52
Asien Pazifik
Indien – – 0,08 5,80 – – – – – 0,16 – – – 6,04
Japan 1,84 – 1,25 8,35 6,75 0,08 – – – 13,05 8,35 19,00 17,65 76,32
Süd Korea – – 5,93 8,31 0,08 – 0,30 – – 1,16 0,80 7,51 6,36 30,45
Taiwan – – 0,16 – – – – – – 0,40 – 4,95 4,10 9,61
Summe Exporte 1,84 14,01 9,22 27,10 7,14 25,68 6,93 0,87 12,04 14,85 9,15 31,46 28,52 188,81

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Tabelle 14: LNG-Import-Terminals
Land Terminal Eigentümer Inbetrieb-
[Anzahl] [m 3 Speicher
] nahme
Europa
1 Belgien Zeebrügge Fluxys 3 261.000 1987
2 Frankreich Fos-sur-Mer Gaz de France 2 150.000 1972
3 Frankreich Montoir-de-Bretagne Gaz de France 2 360.000 1980
4 Griechenland Revithoussa DEPA 2 130.000 1999
5 Italien Panigaglia SNAM Rete Gas 2 100.000 1971
6 Portugal Sines Transgas 2 240.000 2003
7 Spanien Barcelona Enagas 4 240.000 1970
8 Spanien Huelva Enagas 3 160.000 1988
9 Spanien Cartagena Enagas 2 160.000 1989
10 Spanien Bilbao Repsol, BPAmoco, Iberdrola, EVE 2 300.000 2003
11 Türkei Marmara Ereglisi Botas 3 255.000 1994
12 Türkei Aliaga (Izmir) Egegaz 2 280.000 2003
13 Vereinigtes Königreich Isle of Grain Grain LNG Limited
Asien
4 200.000 2005
14 Indien Dahej (Gujarat) Petronet LNG Ltd 2 320.000 2004
15 Japan Shin Minato Sendai Gas 1 80.000 1997
16 Japan Higashi Niigata Tohoku Electric 8 720.000 1984
17 Japan Futtsu Tokyo Electric 8 860.000 1985
18 Japan Sodegaura Tokyo Electric, Tokyo Gas 35 2.660.000 1973
19 Japan Higashi Ohgishima Tokyo Electric 9 540.000 1984
20 Japan Ohgishima Tokyo Gas 3 600.000 1998
21 Japan Negishi Tokyo Gas, Tokyo Electric 16 1.250.000 1969
22 Japan Sodeshi Shimizu LNG - Shizuoka Gas 2 177.200 1996
23 Japan Chita Kyodo Chubu Electric, Toho Gas 4 300.000 1977
24 Japan Chita LNG Chita LNG - Chubu Electric, Toho Gas 7 640.000 1983
25 Japan Yokkaichi LNG Centre Toho Gas 4 320.000 1987
26 Japan Yokkaichi Works Chubu Electric 2 160.000 1991
27 Japan Kawagoe Chubu Electric 4 480.000 1997
28 Japan Senboku I Osaka Gas 4 180.000 1972
29 Japan Senboku II Osaka Gas 18 1.510.000 1972
30 Japan Himeji Osaka Gas 7 520.000 1977
31 Japan Himeji Joint Osaka Gas, Kansai Electric 7 1.440.000 1984
32 Japan Hatsukaichi Hiroshima Gas 1 170.000 1996
33 Japan Yanai Chuboku Electric 6 480.000 1990
34 Japan Ohita Ohita LNG - Kyushu Electric, Kyushu Oil, Ohita Gas 5 460.000 1990
35 Japan Tobata Kita Kyushu LNG - Kyushu Electric, Nippon Steel 8 480.000 1977
36 Japan Fukuoka Saibu Gas 2 70.000 1993
37 Japan Kagoshima Kagoshima Gas 1 36.000 1996
38 Japan Chita Midorihama Toho Gas 1 200.000 2001
39 Süd-Korea Pyeong Taek Kogas 10 1.000.000 1986
40 Süd-Korea Incheon Kogas 12 1.280.000 1996
41 Süd-Korea Tongyeong Kogas 7 980.000 2002
42 Süd-Korea Gwangyang POSCO 2 200.000 2005
43 Taiwan Yung-An CPC
Nordamerika
6 430.000 1990
44 Vereinigte Staaten Everett Distrigas/Tractebel 2 160.000 1971
45 Vereinigte Staaten Cove Point Dominion 5 370.000 2001
46 Vereinigte Staaten Elba Island Southern LNG 3 190.000 2002
47 Vereinigte Staaten Lake Charles CMS Energy 3 285.000 1982
48 Vereinigte Staaten Gulf Gateway Energy Bridge Excelerate
Südamerika
0 0 2005
49 Dominikanische Republik AES Los Mina AES Corporation 1 160.000 2003
50 Puerto Rico EcoElectricta Edison Mission Energy, Gas Natural 2 160.000 2000
53

54
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
4.1.1 Erfahrungen in Baden-Württemberg
In Baden-Württemberg wird schon seit längerer Zeit LNG produziert, wiederverdampft sowie
in Satellitenanlagen gespeichert und in das Gasnetz eingespeist. Die drei bestehenden Anlagen
in Stuttgart, Göppingen und Weingarten werden im Folgenden anhand ihrer technischen
und ökonomischen Daten charakterisiert, wie sie im Rahmen des Projektes bei Vor-Ort-Besichtigungen
erhoben werden konnten.
4.1.1.1 LNG-Anlage in Stuttgart
Auf dem Gaswerksgelände in der Talstraße in Stuttgart-Ost wird ein als so genannte Peakshaving-Anlage
ausgelegter Flüssigerdgasspeicher (zur Technik der Verflüssigung und der Flüssigerdgas-Anlagen
siehe Abschnitt 3) betrieben. Die EnBW Gas GmbH ist Eigentümer der
Anlage. Die EnBW Regional AG ist verantwortlich für den Anlagenbetrieb.
Das Prinzip der Anlage umfasst:
• Gasreinigung
• Gastrocknung
• Verflüssigung
• Speicherung
• Wiederverdampfung
Die Anlage in Stuttgart unterliegt weitgehend einem klaren saisonalen Betrieb:
• Die Verflüssigung des Erdgases erfolgt grundsätzlich in der wärmeren Jahreszeit,
d. h. vorwiegend von April bis Oktober. Im Jahr 2006 konnte aufgrund der Temperaturbedingungen
sogar bis Anfang Dezember die Verflüssigung vorgenommen werden.
• Der Speicher wird bis zum Beginn der kalten Jahreszeit vollständig gefüllt.
• Die Wiederverdampfung erfolgt ab Temperaturen von –6 bis –8 °C. Das Erdgas
wird bei Bedarf wiederverdampft, in den Gastank eingespeist und anschließend in das
Erdgasnetz. Zum Ende der kalten Jahreszeit ist der Speicher weitgehend geleert (im
Frühjahr 2006 bis auf einen Füllstand von ca. 3 m, bei einer Höhe des Speichers von
ca. 22 m, siehe Tabelle 15). Damit wird der gesamte Inhalt des Speichers einmal im
Jahr umgesetzt.
• Ein Teil des LNG wird auch über die Thermogas Gas- und Gerätevertriebs-GmbH,
eine Tochter der EnBW, an Kunden verkauft (ca. 10 bis 15 %), z. B. Firmen/Institute
in Köln, die EVF in Göppingen (vgl. Abschnitt 4.1.1.2) oder die TeWS in Weingarten
(vgl. Abschnitt 4.1.1.3). Die maximale Last der Transport-LKW beträgt 36 m 3 bzw.
18 t (90 bis 95 % maximaler Füllgrad). Die Beladung dauert 1 ¾ Stunden.
In Tabelle 15 sind technische Details zur LNG-Anlage in Stuttgart zusammengefasst.

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Tabelle 15: Technische Daten zur LNG-Anlage der EnBW in Stuttgart
Allgemeines
Inbetriebnahme 1972
Personalbedarf 10 Mitarbeiter und 1 Meister: 3-
Schicht-Betrieb (es ist
pneumatische Regelung
erforderlich).
Flächenbedarf für
Gesamtanlage
Ca. 30.000 bis 35.000 m 2
Bei neuer Prozessleittechnik:
weniger Personalbedarf.
Nebenanlagen etc. sind hier
noch nicht personell
berücksichtigt.
LNG-Verflüssigung
Zugrunde liegendes Verfahren Kreislaufexpanderprozess Beachte: Gasreinigung und
Trocknung als wesentliche
vorangeschaltete Elemente!
CO2-Abtrennung mittels Monoethanolamin;
Trocknung mittels Molekularsieb (1/3) und Aktivkohle (2/3);
Verflüssigung mittels Plattenwärmetauscher und Turboexpander
Verflüssigungsleistung 6250 Nm 3 /h Erdgas entspricht 10,4 m 3 LNG/h
Energieeinsatz Verflüssigung
(Verbrauch je Stunde):
- Strom 5.000 kWh Dies ergibt 480 kWh/m 3 LNG.
- Dampf 1.200 kWh
LNG-Speicherung
Prinzip Doppelbehältertank mit
Erdanschüttung
Höhe des Speichers 22,4 m Tägliche LNG-Erzeugung
entspricht einer Füllhöhe von
200 mm
Innendurchmesser 42,5 m
Geometrisches Volumen 30.000 m 3
Nutzbare Speicherkapazität 18 Mio. Nm 3 Erdgas
Entnahmeleistung 110.000 Nm 3 /h Erdgas Speicherinhalt reicht damit rund
160 h
Boil-off Rate Ca. 0,14 % pro Tag Speicher wäre nach ca. 2 Jahren
vollständig verdampft
LNG-Wiederverdampfung
Prinzip 3 Verdampfer á 25.000 m 3
(gasförmig), ein Verdampfer á
50.000 m 3 (gasförmig)
55
Theoretisch wäre damit eine Kapazität
von 125.000 m 3 möglich,
die Anlage lässt aber max.
75.000 m 3 zu.
Verdampfer sind mit Wasser gefüllt. Werden mit Warmhaltebrenner
auf ca. 20 °C erhitzt und bei dieser Wärme gehalten (Bereithaltung!)
. Letztlich dauert es ca. 2 h bis das Gas verfügbar ist (vgl.
die Pumpen am Speicher sind anzuschalten, die Leitungen sind
kalt zu fahren...). Verdampfer: 20 bar (wichtig für optimalen
Übergang), Netz: 17 bis 18 bar.
Verdampfungsleistung 110.000 m 3 /h Entspricht 1,2 GW
Energieeinsatz Verdampfung
(Verbrauch je Stunde):
- Strom 200 kWh
- Erdgas 19.800 kWh

56
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Es sind aktuell Erneuerungen an der Anlage geplant:
• Erneuerung Prozessleittechnik: 2 Mio. €
• Erneuerung am Verdampfer: 1 Mio. €
• Erneuerung an Tauchpumpen ca. 300.000 €
Die Gas-Speicherung ermöglicht der EnBW aktuell eine Ersparnis von 20 Mio. €/a.
Auflagen:
Die Anlage unterliegt strengen Sicherheitsauflagen.
Sonstiges:
Die EnBW hat zwei eigene Dampferzeuger (1 MW und 4,5 MW) für die Versorgung der Anlage
installiert.
„Probleme“ beim Betrieb der Anlage:
• Insbesondere beim Anfahren der Verflüssigung ergaben sich im Jahre 2006 Probleme.
• Als generelles Problem wird von den Verantwortlichen die Verwendung von Trinkwasser
zur Kühlung genannt. Es sind sehr große Mengen an Wasser erforderlich.
Wesentliche Angaben zu Schätzungen der Investitionskosten der LNG-Anlage in Stuttgart
sind in Tabelle 16 zusammengefasst.
Tabelle 16: Kostendaten zur LNG-Anlage in Stuttgart
Investitionskosten der
Gesamtanlage 1972
30 Mio. DM Anlage errichtet durch LINDE
Geschätzte Investitionskosten
der Gesamtanlage 2006
30 Mio. €
- Anteil LNG-Verflüssigung 10 Mio. €
Kostenanteil Verflüssigung,
- Anteil Speicherung 10 Mio. €
Speicherung und Wieder-
- Anteil Wiederverdampfung 10 Mio. €
verdampfung jeweils 1/3
4.1.1.2 Satellitenanlage in Göppingen
Die Energieversorgung Filstal (EVF) mit Sitz in Göppingen bezieht das LNG von der
EnBW bzw. von Thermogas aus der LNG-Anlage in Stuttgart (vgl. Abschnitt 4.1.1.1). Das
LNG wird bei der EVF gespeichert und bei Bedarf wiederverdampft. Im Normalfall wird dies
aber nicht in Anspruch genommen, da die Anlage im Wesentlichen der Reservevorhaltung
dient. Die Anlage (vgl. Tabelle 17 und Tabelle 18) besteht aus folgenden Komponenten:

• Befüllanlage
• LNG-Satellitenspeicher
• Wiederverdampfung
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Tabelle 17: Technische Daten zur Anlage der EVF in Göppingen
Allgemeines
Inbetriebnahme 1975
Personalbedarf Insgesamt ½ Personalstelle, ansonsten
vollautomatisch
Flächenbedarf < 2000 m 2 Schätzwert
LNG-Speicherung
Prinzip Doppelwandiger Tank;
Dämmmaterial: Perlite
Geometrisches Volumen Ca. 250 m 3
Boil-off Rate 0,056 % pro Tag (3,4 m³/h gasförmig)
57
LNG-Anlage erfordert geschultes
Personal; berücksichtigt man
den „overhead“, so ist mehr Personal
erforderlich (vgl. u. a. Erfüllung
der Auflagen aus der
Störfallverordnung)
Abhängig vom Füllgrad, wenn
voll gefüllt, dann kaum boil-off.
LNG-Wiederverdampfung v. a. für Niederdrucknetz, ggf.
Mitteldrucknetz
Prinzip Glykol-Wasser-Gemisch, nicht Wärmeleistung 1 MW,
vorgeheizt; 20 bis 30 min
Vorlaufzeit ist erforderlich bis
Verdampfung möglich ist
Vorlauftemperatur 110 °C
Energieeinsatz Verdampfung
Ermittlung über Verdampfungs-
(Verbrauch je Stunde):
enthalpie
Verdampfungsenthalpie 5000 Nm 3 /h
Tabelle 18: Kostendaten zur Anlage in Göppingen
Investitionskosten der
Gesamtanlage 2006
< 1,5 Mio. €
Kosten für LNG frei Anlage EVF
in Göppingen
- LNG-Kosten 1.000 €/t LNG-Preis seit langem konstant,
jedoch deutlicher Anstieg der
Transportkosten
- Fahrtkosten 750 €/Fahrt Ab Gaswerk Stuttgart; 13,5 t je
LKW-Transport; Entladungszeit
ca. 1 h
Allgemeine Einschätzungen der EVF:
• Armaturen etc., die mit dem Kühlbereich in Verbindung kommen, sind relativ kostenintensiv.
Sehr kostspielig: Hauptsperrarmaturen am Behälter.
• Pflege der Behälter erfordert nur geringen Unterhalt.

58
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Auflagen etc.:
Bei Planung einer neuen Anlage ist dem Standort wesentliche Beachtung zu schenken, in
Hinblick auf die Genehmigung und die Berücksichtigung von Auflagen.
Weitere Informationen und Anregungen durch EVF:
• EVF hat eine Studie zu „small-scale LNG plants“ erstellen lassen. Die Studie ist
aber nicht für Dritte verfügbar.
Als Ergebnis der Studie wird von der EVF weiter geprüft, eine 5 m 3 bzw. eine 20 m 3
(gasförmig) Verflüssigungs-Anlage zu errichten, die das boil-off Gas wieder verflüssigt.
Es wird hierfür die Verfügbarkeit/Nutzbarkeit einer norwegischen Anlage geprüft.
• Folgende Anlagen bzgl. Verflüssigung und Speicherung existieren gemäß EVF in
Deutschland:
Verflüssigung/Speicher: Nievenheim, Stuttgart
Satellitenanlagen: Herrenberg (abgebaut), Lippstadt, Wolfratshausen
• Frage nach geeignetem Konzept für eine LNG-Anlage: Rechnet sich „klassische
Sommerverflüssigung“ noch unter den neuen Bedingungen des Gasmarktes?
4.1.1.3 Satellitenanlage in Weingarten
Das Erdgasnetz der Technischen Werke Schussental (TeWS) mit Sitz in Ravensburg erstreckt
sich insgesamt über eine Fläche von ca. 427 Quadratkilometer mit rund 120.000 Einwohnern.
Gesellschafter:
Stadtwerke Ravensburg 42,7 %
Stadtwerke Weingarten 32,2 %
EnBW Regional AG 25,1 %
Die Flüssigerdgas-Satellitenanlage Käferfresser in Weingarten ist eine Anlage zur Speicherung
und Wiederverdampfung von Erdgas. Die Anlage besteht aus folgenden Komponenten:
• 1 Befüllanlage
• 2 LNG-Speichertanks (Satellitenspeicher)
• 1 warmwasserbeheizter Verdampfer
• 2 Boil-Off-Gasanwärmer
• 2 Heizkessel

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Die Anlage in Weingarten unterliegt weitgehend einem klaren täglichen „peak shaving“ Betrieb:
• Der Speicher (2 oberirdische Tanks) wird einmal im Jahr von Thermogas aus der
LNG-Anlage in Stuttgart (vgl. Abschnitt 4.1.1.1) gefüllt.
• Zum Ende der kalten Jahreszeit ist der Speicher noch mindestens zu 20 % voll.
• Auf dem Betriebgelände befindet sich kein dauerhaftes Betriebspersonal. Während
den Betriebszeiten wird die Anlage durch Kontrollgänge vor Ort überwacht. Im Spitzengasbetrieb,
bei Anlieferungen, Wartungen usw. befindet sich immer Betriebspersonal
auf dem Betriebsgelände.
In Tabelle 19 sind technische Details zur LNG-Anlage in Weingarten zusammen gefasst.
Danach folgen in Tabelle 20 einige Informationen zu den ökonomischen Randbedingungen.
Tabelle 19: Technische Daten zur Anlage der TeWS in Weingarten
Allgemeines
Inbetriebnahme 09/11/1989
Personalbedarf 1 Siehe oben
LNG-Speicherung
Prinzip Vakuumperlite-isolierter
Doppelmantelbehälter
Geometrisches Volumen 2 x 157 m 3
Speichermenge (79 % Füllgrad) Total 105.000 kg LNG ca. 137.000 m 3 Erdgas
Füllgrad 79 % Bei 12 bar Überdruck
Druck im Isolierraum 0,05 mbar Vakuum
Speichertemperatur Ca. -196 o C
Boil-off Rate 0,08 % pro Tag
LNG-Wiederverdampfung
Prinzip 1 LNG Verdampfer (Wasser)
2 Heizzentrale (erdgasbefeuert)
Ausspeicherung Stufenlos regelbar zwischen 500
und 10.000 m 3 /h
Energieeinsatz Verdampfung
(Verbrauch je Stunde):
Tabelle 20: Kostendaten zur Anlage in Weingarten
Verdampfervorlauftemperatur 60 °C
Kesselwärmeleistung 2 x 1066 kW
Ermittlung über
Verdampfungsenthalpie
Investitionskosten der
Gesamtanlage 1989
3 Mio. DM Anlage errichtet durch LINDE
Geschätzte Investitionskosten der
Gesamtanlage 2006
1,9 Mio. €
Kostenanteile Speicher und
Wiederverdampfung
????
- LNG-Kosten 1.000 €/t 1000 EUR gelten auch für Ravensburg
- Fahrtkosten 750 €/Fahrt Ab Gaswerk Stuttgart; 13,5 t (bzw
30,7 m3) je LKW-Transport; Entladungszeit
ca. 3 h
59

60
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
4.1.2 Erfahrungen in Nordrhein-Westfalen
Neben den zuvor beschriebenen Satellitenanlagen in Baden-Württemberg sind in Deutschland
noch kleinere LNG-Anlagen in Gablingen (E.ON Energie), bei der Erdgas Südbayern in
München, der Schleswag in Rendsburg sowie bei den Stadtwerken Lippstadt in Betrieb. Zudem
bringt derzeit im Verbrauchsgebiet Köln-Bonn-Düsseldorf die RWE Energy ihre Flüssigerdgasanlage
in Nievenheim auf den neuesten Stand (vgl. Tabelle 21).
Tabelle 21:
Allgemeines
Technische Daten zur LNG-Anlage der RWE in Nievenheim
Inbetriebnahme 1976
Personalbedarf 9 Mitarbeiter 1 Dipl.-Ing. als Leiter, 1 Meister,
1 MA Instandhaltung/Springer, 6
Schichtführer
Flächenbedarf für
Gesamtanlage
Ca. 27.000 m 2
LNG-Verflüssigung
Zugrunde liegendes Verfahren Geschlossener Gemischkreislauf
– MRC (Mixed Refrigerant
Cycle); Verdichtung mit Kolbenverdichter;
Gasreinigung mittels
Adsorption; Plattenwärmetauscher
(Gegenstrom)
Verflüssigungsleistung Max. 2500 Nm 3 /h Erdgas entspricht 4,2 m 3 LNG/h
Energieeinsatz Verflüssigung
(Verbrauch je Stunde):
- Strom 2.200 kWh Dies ergibt 530 kWh/m 3 LNG.
- Brenngas (Regeneration) 600 kWh
LNG-Speicherung
Prinzip Doppelbehältertank mit
Auffangwanne
Höhe des Speichers 32 m
Innendurchmesser 37 m
Geometrisches Volumen 21.500 m 3
Nutzbare Speicherkapazität 13 Mio. Nm 3 Erdgas (L-Gas)
Boil-off Rate Ca. 0,086 % pro Tag vom
Speicherinhalt
Innentasse kältefest;
Aussenhülle gasdicht
LNG-Wiederverdampfung
Prinzip 2 Tauchflammenverdampfer,
Wasserbadtemperatur 40 o C
Verdampfungsleistung 2 x 50.000 m 3 /h
Bereitstellung alt: min. 1 h, max. 3 h
neu: min. 0,5 h, max. 1 h
(angestrebt)
Energieeinsatz Verdampfung
(Verbrauch je Stunde):
- Strom 1.100 kWh Einspeisung in ein
Hochdrucknetz (bis 67,5 bar)
- Erdgas 20.000 kWh

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Die komplette Elektrik und Mess- und Regeltechnik, die Leitwarte sowie der oberirdische
Tank werden modernisiert. Die Maßnahmen werden die Effizienz und Verfügbarkeit der
Anlage deutlich erhöhen – ein extrem hoher Sicherheitsstandard ist dabei obligatorisch. Nach
TÜV-Zertifikat und behördlicher Abnahme wird dann voraussichtlich im August 2007 eine
der modernsten Speicheranlagen für flüssiges Erdgas in Europa wieder ans Netz gehen. Die
Anlage dient zur:
• Erdgas-Verflüssigung
• LNG-Speicherung
• LNG-Wiederverdampfung und
• als LNG-Abfüllanlage (Tankstelle)
Sie wird zur Spitzenlast Abdeckung (peak shaving) betrieben. Vor der Renovierung: wurde
der Speicher ein Mal im Sommer (off-peak) gefüllt. Im Jahr war nur ca. 1/3 des Speichers
eingespeist, d. h., der Speicher wurde 1 mal bis zur Hälfte gefüllt. Nach der Renovierung
wird eine verstärkte LNG-Nutzung pro Jahr erwartet. Es ist aber geplant, die Füllung weiterhin
auf 1 mal pro Jahr zu begrenzen. Der LNG-Verkauf dient als Nebengeschäft. Im letzten
Betriebsjahr wurden ca. 675 tLNG als LNG verkauft, was rund 7,5 % der LNG-Speicherkapazität
ausmacht. In Tabelle 22 finden sich zusätzlich einige Informationen zu den ökonomischen
Randbedingungen der LNG-Anlage in Nievenheim.
Tabelle 22: Kostendaten zur Anlage in Nievenheim
Investitionskosten der
Gesamtanlage 1976
Ca. 25 Mio. EUR Damals 50 Mio. DM
Renovierungskosten 15 Mio. EUR
Geschätzte Investitionskosten
der Gesamtanlage 2006
Ca. 40 – 50 Mio. EUR Schätzwert
Investitionskostenanteile
Anteil LNG-Verflüssigung 35%
Anteil LNG-Speicher 50% Inklusive Tank, Boil off Verdichter,
Nebenaggregate und Gebäude
Anteil LNG-Wiederverdampfung 15% Verdampfung inklusive Tankwagen-Abfüllung
Betriebskosten 0,5 EUR/Nm 3
Kostenwerte 2001. Nach der Er-
(0,3 EUR/lLNG) neuerung wird eine Kostenersparnis
von 10% erwartet
LNG Verkaufspreis 1000 EUR/t unterschiedlich, z. Zt. knapp
unter 1000 €/t, also wie in
Stuttgart. Zur Tankrestentleerung
wurde das LNG deutlich
günstiger abgegeben
61

62
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
4.1.3 Internationale Erfahrungen unter besonderer Betrachtung der small-scale-Verfahren
Aus der über 40-jährigen Geschichte der kommerziellen LNG-Nutzung (vgl. Abbildung 2)
werden nachfolgend einige Beispiele erläutert. Dabei geht es weniger um eine vollständige
Darstellung der Erfahrungen in allen Ländern dieser Erde, die Erdgas verflüssigen, speichern
oder wiederverdampfen. Vielmehr werden solche Beispiele ausgewählt, die aufgrund der Anlagentechnik,
der regionalen Ausdehnung des Versorgungsgebietes und der Verbrauchsstruktur
für Baden-Württemberg von Interesse sind. Dabei wird den so genannten „small-scale-
Verfahren“, also Verfahren im kleinen Leistungsbereich, besondere Beachtung geschenkt.
4.1.3.1 Beispiel Japan: Kombiniertes Pipeline- und LNG-Satellitensystem von Japex
Wie kein anderes Land ist Japan, das nur über sehr begrenzte eigene Ressourcen an Erdöl und
Erdgas verfügt, nahezu vollständig auf Energieimporte angewiesen. Anders als viele europäische
Länder ist Japan aufgrund der Entfernung und der isolierten Lage nicht durch mehrere
Tausend Kilometer lange Gaspipelines mit den Förderländern verbunden. In Folge dieser Lage
hat Japan andere Möglichkeiten des Erdgasimportes gesucht. Seit 1969, als ein erster Liefervertrag
mit Alaska verwirklicht wurde, hat Japan konsequent auf die Entwicklung des maritimen
LNG-Transports gesetzt. Das Land gehört damit zweifellos zu den Pionieren auf diesem
Gebiet.
Im Jahre 2005 betrug der LNG-Import Japans 58,6 Mt/a (vgl. Tabelle 13). Hauptlieferländer
waren Indonesien, Malaysia, Australien, Katar, Brunei und die Vereinigten Arabischen
Emirate. Japan hat 24 LNG-Import-Terminals (vgl. Tabelle 14) mit einer Kapazität von
60 Mt/a. Die meisten Terminals konzentrieren sich um die wichtigsten Verbrauchszentren
von Tokio, Osaka und Nagoya. Viele LNG-Anlagen gehören regionalen Stromerzeugungsunternehmen,
die Kraftwerke häufig partnerschaftlich mit örtlichen Gasverteilerunternehmen
betreiben.
Mit einem Anteil von 40 % des gesamten LNG-Marktes (vgl. Tabelle 13) ist Japan
heutzutage der weltweit größte LNG-Importeur, es verfügt damit gleichzeitig auch über die
umfangreichsten Erfahrungen in Erzeugung, Transport, Verteilung und Vertrieb.
Japan Petroleum Exploration Co., Ltd. (Japex), eine ehemals staatliche, heute private
börsennotierte Unternehmensgruppe aus dem Öl- und Gasfördergeschäft, hat sich seit 1997
mit der Erzeugung, dem Transport und der Verteilung von LNG befasst. Seit 1997 ist die Gesellschaft
als Partner u. a. an einem großen LNG-Projekt mit einer Jahreserzeugung von
1,5 Mt/a LNG in Malaysia beteiligt. Japex betreibt in Japan mehrere Gastransportnetze von
zusammen über 760 km Länge, in die u. a. auch wiederverdampftes LNG eingespeist wird.
Japex setzt konsequent auf eine doppelte LNG-Verteilungsstrategie: LNG wird zum
einen im zentralen Terminal, zum anderen in regionalen Satellitensystem wiederverdampft.

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Im ersten Fall wird Erdgas über das Pipelinetransport- und -verteilungsnetz an die Verbraucher
geliefert. Das von dem Unternehmen seit 1984 aufgebaute LNG-Satellitensytem ist dort
entwickelt, wo das Gasnetz nicht ausgebaut wurde; es besteht aus den Stufen Transport, Lagerung
und Wiederverdampfung. Japex holt flüssiges LNG vom zentralen Import-Terminal
in Niigat mit Tanklastwagen ab, transportiert es zu einem der gegenwärtig neun in der Region
verteilten Satelliten-Terminals, wo es gelagert und nach Verbraucherbedarf wiederverdampft
wird. Durch die Satellitenanlagen konnte die Vertriebsregion um 250 bis 300 km erweitert
werden.
Zur Ergänzung des Straßentransports hat Japex zusätzlich auch ein kombiniertes
Straßen- und Bahntransportsystem entwickelt, wodurch auch Verbraucher bis zu einer Entfernung
von 370 km vom Importterminal beliefert werden. Mit dem kombinierten Schienenverkehr
ist gleichzeitig eine größere Sicherheit in der Transportkette gegeben, da die Bahn in
den betroffenen Regionen Nordjapans während der Wintersaison nicht durch Schnee und Eis
behindern wird, wie dies für den Straßenverkehr häufig zutrifft. Das kombinierte LNG-Bahntransportsystem
von Japex verwendet 10 t-Container als zentrale Transport- und Lagereinheit
und ist dreistufig: Transport des LNG vom Import-Terminal zum nächsten Bahnanschluss mit
den auf LKW-Aufliegern montierten Containern, Umladen der Container auf Bahnwaggons
und Weitertransport durch die Bahn in die Marktregionen, Zurückverladen der Container auf
LKW-Auflieger zum Transport in Kundennähe, wo das LNG in Satellitenanlagen gelagert
und nach Bedarf wiederverdampft wird. Das System funktioniert nach Angaben von Japex
sehr zuverlässig und soll daher auch weiter ausgebaut werden.
Zur Erhöhung des Versorgungsgrades mit Erdgas und zur Vergrößerung des Marktanteils
in der Region wird Erdgas unter der Regie von Japex auch aus einem kleinen, einheimischen
Förderfeld in Yufutsu/Hokkaido (Nordjapan) gewonnen. Dessen Förderung wurde von
10 Mcfd (rund 100 Mm 3 /a) im Jahre 1996 auf 40 Mcfd in 2005 ausgebaut. Das Besondere an
diesem Standort ist wieder die zweifache Strategie zur Verteilung des geförderten Erdgases.
Es wird einerseits über eine 75 km-Pipeline direkt an die Verbraucher in und um die Stadt
Sapporo geliefert; andererseits wird es nach der Förderung am Bohrloch verflüssigt und über
ein LNG-Satellitensystem an industrielle und kommunale Verbraucher in der Region verteilt,
wo sich der Aufbau einer Pipeline-Infrastruktur wirtschaftlich nicht lohnt. Der erste große
LNG-Kunde in der Region war Asahikawa Gas Co., Ltd, ein kommunales Gasweiterverteilunternehmen,
weitere gewerbliche und kommunale Kunden wurden entlang der Vertriebsroute
systematisch erschlossen. Abbildung 32 veranschaulicht die Verteilungswege von Japex in
Nordjapan.
Baubeginn der LNG-Anlage in Yufutsu war im Jahre 2001, Betriebsbeginn im Jahre
2003. Mit einer Erzeugungskapazität von 150 t LNG pro Tag und einer Lagerkapazität von
1.000 t LNG ist sie zu den kleinen Einheiten im Lande zu rechnen. Eine Vergrößerung um
eine zusätzliche Einheit mit einer Verflüssigungskapazität von 200 t/Tag ist gegenwärtig in
Planung. Ausschlaggebend für die Investitionsentscheidung ist dabei das wirtschaftliche Po-
63

64
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
tenzial, d. h., die Möglichkeit mit der Satellitentechnologie den Bedarf auch in entfernten Regionen
des Landes unabhängig von extremen Witterungs- und Straßenverhältnissen zu wirtschaftlichen
Bedingungen zu decken. Zur Potenzialerschließung wird von Japex eine begleitende
Marketingmaßnahme durchgeführt, um möglichst viele, insbesondere gewerbliche Verbraucher
und Stadtwerke entlang der Verteilungsroute zu gewinnen /Japex, 2007/.
Abbildung 32: Pipeline- und LNG-Satellitensystem von Japex
4.1.3.2 Beispiel Norwegen: LNG-Satellitensysteme von SINTEF und Gasnor
Norwegen, der größte Erdgasproduzent in Europa, hat in den vergangenen dreißig Jahren eine
ausgedehnte Pipeline-Infrastruktur zum Transport großer Erdgasmengen von den Förderanlagen
in der Nordsee zu den Verbrauchern in Westeuropa aufgebaut. Die erste Pipeline verband

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
1977 das Ekofisk-Gebiet mit der deutschen Küste in Emden und hatte eine Gesamtlänge von
440 km. Die derzeit längste Pipeline mit 1.200 km Gesamtlänge verbindet die Förderanlagen
im Sleipner-Gebiet mit der Nordostküste von England. Da die Kunden über diese Transportwege
zu wettbewerbsfähigen Preisen beliefert werden konnten, bestanden bislang keine Anreize
eine LNG-Infrastruktur aufzubauen. Das Bild beginnt sich in jüngster Zeit durch die
veränderte Kundenstruktur mit Verbrauchern in sehr viel entfernteren Regionen etwas zu
wandeln. So wurde Ende 2006 mit dem Snohvit-Projekt die derzeit weltgrößte Erdgas-Verflüssigungsanlage
im norwegischen Melkoya-Island in Betrieb genommen (vgl. auch Abschnitt
3.1.5). Sie dient dazu, LNG für die Belieferung von Kunden in Spanien und den Vereinigten
Staaten zu erzeugen.
Auch hinsichtlich der inländischen Nutzung von Erdgas ist die LNG-Technologie inzwischen
für Norwegen interessant geworden. Norwegen ist ein vergleichsweise dünn besiedeltes
Land, wo der Aufbau von Transport- und Verteilungsnetzen außerhalb der Ballungszentren
häufig nicht wirtschaftlich ist. Auf der anderen Seite steht genügend Erdgas aus einheimischen
Quellen in der Nordsee für die inländische Energieversorgung über einen längeren
Zeitraum zur Verfügung. Als Versorgungsalternative für die dünn besiedelten Gebiete
bietet sich daher die Entwicklung von dezentralen LNG-Satellitenanlagen an.
Die norwegische Forschungseinrichtung „Stiftelsen for Industriell og Teknisk Forskning“
(Foundation for Scientific and Industrial Research – SINTEF) am Norwegian Institute
of Technology (NTH) beschäftigt sich u. a. in der Abteilung MARINTEK mit der Analyse
von Erdgasversorgungsoptionen. SINTEF hat mehrere LNG-Konzeptstudien für so genannte
„small-scale systems“ ausgeführt, in denen die technischen und ökonomischen Bedingungen
kleiner Anlagen und der kleinräumigen Verteilung untersucht wurden, wie aus der in
Abbildung 33 aufgeführten Projektliste hervorgeht.
In-house (MARINTEK) concept studies
KYSTGASS – Coastal Gas Distribution
A conceptual development of financially viable small-scale LNG distribution systems. The small-scale LNG
distribution system comprises smaller, short-sea LNG ships, local terminals and solutions for multi-modal end
distribution. The challenge of the conceptual development was to establish a financially viable solution, so that
LNG could become cost-competitive with alternatives such as fuel oils. This could make natural gas available in
regions with lower levels of demand than are commercially viable with pipelines or larger ships.
LNG as bunker fuel
Given local availability of LNG, our concept for the use of LNG as a bunker fuel shows that it can be costcompetitive
with marine bunkers. Furthermore, the environmental benefits would be considerable, e.g. with
respect to NOX and CO2 emissions. This concept for gas-fuelled ships is based on gas engine developments at
MARINTEK and our general cryogenic knowhow.
Industrial development projects
INNOGASS
Innovative use of LNG for local industrial and domestic applications, based on a short-sea LNG distribution
system. The project included the development of technology to support an economically viable small-scale LNG
distribution chain. The project is based on the concepts developed in MARINTEK’s KYSTGASS project.
65

66
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
LNG Norge
A commercial feasibility study for the Norwegian oil company Statoil. LNG Norge, a subsidiary of Statoil, was
established to conduct the development of a new business segment for natural gas distribution in Scandinavia,
based on the small-scale LNG distribution chain conceptually developed by MARINTEK.
CRUISE
Small-scale LNG distribution in EU short-sea regions. MARINTEK was asked by the EU Commission to
establish a project for LNG distribution to “energy islands”, i.e. islands that lack connections to the electricity
grid or gas pipelines. The basis for the request from the EU Commission was the MARINTEK KYSTGASS
project. The consortium has been established with Statoil as lead.
Publicly financed studies
ENOVA SF
Feasibility studies for economical distribution of natural gas in Norway, dimensioned for the Norwegian energy
market, i.e. the fossil fuels part of the energy market. The studies included bulk transport of natural gas (LNG,
CNG) and pipeline distribution.
ENOVA is a Norwegian government-owned energy agency with a mandate to achieve more environmentally
sound energy production and efficient energy use.
NVE – The Norwegian Water Resources and Energy Directorate
A basic analysis for a public-sector study for application of LNG as a mode of distribution of natural gas to
industrial and domestic users in Norway.
Abbildung 33: Projektliste von MARINTEK/SINTEF: „Small-scale LNG systems“
Als Ausgangspunkt für den LNG-Transport in ein kleinräumiges Verteilungssystem
kommt z. B. ein küstennahes Erdgasterminal in Frage. Im Vergleich zum Tiefseetransport
von LNG über große Entfernungen würden bei einem Seetransport über kurze Distanzen sehr
viel kleinere Schiffe zum Einsatz kommen; das Fassungsvermögen dieser Schiffe würde beispielsweise
1.500 bis 10.000 m 3 betragen, gegenüber 125.000 bis 140.000 m 3 wie bei üblichen
Großtankern. Die Satellitenanlagen und Lagereinrichtungen würden standardisiert sein
und modular aufgebaut werden, wodurch eine spätere Erweiterung begünstigt wird. Die Endverteilung
würde durch Container auf LKW und Bahnen oder mit einem örtlichen Niederdrucknetz
erfolgen /SINTEF, 2007/.
Abbildung 34 veranschaulicht beispielhaft die Kosten der kleinräumigen LNG-Verteilung
für verschiedene Transportmengen und -routen entlang der norwegischen Küste und im
Hinterland aus der KYSTGASS-Studie /MARINTEK, 2005/. Demnach betragen die Verteilungskosten
bei 1.650 m 3 /a rund 2,2 €-Ct/m 3 ; bei 900 m 3 /a rund 2,4 €-Ct/m 3 ; bei 200 m 3 /a
rund 3,6 bis 7,2 €-Ct/m 3 je nach Transportroute. 12
Als Ergebnis verschiedener SINTEF/MARINTEK-Studien zur Thematik „small-scale
LNG systems“ ist festzustellen, dass in Norwegen Erdgas zu Wettbewerbsbedingungen an
Verbraucher geliefert werden kann, die nicht an ein Netz angeschlossen sind, wenn ein kleinräumiges
LNG-Verteilungssystem an Küstenstandorten aufgebaut wird. Die Hauptinvestitionen
entfallen auf die Schiffe und modular aufgebauten Lagereinrichtungen. Die Anzahl der
12 angenommener Währungskurs vom 22.01.2007 laut EZB: 8,3680 NOK/€

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Schiffe und die Kapazität der Lagereinrichtungen können im Laufe der Zeit ohne großen
Aufwand dem Bedarf angepasst werden. Die erforderlichen Investitionen können somit begrenzt
werden, während die Ausbaumöglichkeiten erhalten bleiben. „Small-scale LNG systems“
sind laut SINTEF/MARINTEK sowohl wirtschaftlich tragfähig als auch robust im
Sinne einer langfristigen Investition.
Abbildung 34: LNG-Verteilungskosten in Abhängigkeit von Transportmengen und Strecken in
Norwegen
SINTEF ist auch Design-Lizenzgeber für die Auslegung von kleinen LNG-Erzeugungsanlagen.
Als Lizenznehmer bietet die norwegische Firma Hamworthy Gas Systems AS
beispielsweise small-scale-LNG-Anlagen mit Kapazitäten von 30 bis 500 t/d auf der Basis
eines offenen Flüssig-Stickstoff-Verdampfungsverfahrens sowie Mini-LNG-Anlagen mit Kapazitäten
von 5 bis 50 t/d auf der Basis eines modifizierten Kaskadenverfahrens an.
Abbildung 35 zeigt beispielhaft die Produktinformation der Firma Hamworthy für die Mini-
LNG-Anlage.
Ein anderes Beispiel für die Bedeutung, die LNG inzwischen für die inländische Energieversorgung
Norwegens erlangt hat, stammt von einem regionalen Gasversorgungsunternehmen.
Das Unternehmen Gasnor hat im Südwesten Norwegens ein dreistufiges System der
Erdgasverteilung aufgebaut, das Verbrauchern je nach Wettbewerbsfähigkeit am Standort
Pipelinegas, CNG oder LNG zur Verfügung stellt. Abbildung 36 zeigt die Region mit dem
LNG-Erzeugungszentrum Kollsnes und den LNG-Satellitenanlagen /Gasnor, 2007/.
67

68
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Abbildung 35: Produktinformation für eine Mini-LNG-Anlage

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Abbildung 36: LNG-Erzeugungszentrum Kollsnes und LNG-Satellitenanlagen von Gasnor
Die Anlage Kollsnes hat eine LNG-Erzeugungskapazität von 40.000 t/a. Das in der
Anlage erzeugte LNG wird mit einem LNG-Tankschiff, Fassungsvermögen 1.100 m 3 , zu den
Satellitenanlagen transportiert. Von dort wird es mit Trailern, Ladekapazität 50 m 3 , zu den
Verbrauchern verbracht. Kunden sind überwiegend größere industrielle Verbraucher.
Abbildung 23 (siehe Kapitel 3.2.4) zeigt ein Bild der LNG-Satellitenanlage Sunndalsora.
Die Anlage ist mit einer Leistung von 3.000 kg/h Erdgas zur Versorgung der Firma
Hydro Aluminium und anderer Kunden ausgelegt. Sie umfasst drei Perlite- und Vakuum-isolierte
zylindrische Speicher von jeweils 500.000 Liter und zwei Strecken mit jeweils drei
Verdampfern, die Umgebungsluft, Heißwasser und eine Zusatzheizung zur Verdampfung
nutzen.
69

70
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
4.1.3.3 Beispiel Spanien: LNG-Satellitensystem von Enagas in einem dynamisch
wachsenden Markt
Spanien hat einen der weltweit dynamischsten Märkte für Erdgas. So nahm der Erdgasbedarf
im Zeitraum von 2001 bis 2005 um 78 % auf über 32,7 Milliarden m 3 (376.041 GWh) zu, allein
2005 wuchs der Bedarf um 18 % 13 . Dies liegt einerseits an dem hohen Wirtschaftswachstum
der vergangenen Jahre, andererseits an dem stetig steigenden Bedarf für Kraftwerksgas.
Rund 30 % des benötigten Erdgases wird inzwischen für die Stromerzeugung eingesetzt. Für
den Zeitraum bis 2011 wird allerdings mit moderateren Wachstumsraten von 5,5 % pro Jahr
gerechnet /Eurogas, 2004/, /enagas, 2005/.
Da Spanien nur über sehr geringe eigene fossile Ressourcen verfügt, wird der Erdgasbedarf
nahezu ausschließlich durch Importe gedeckt. Aufgrund seiner geographischen Lage
im Südwesten Europas wurde Spanien nur im geringen Umfang und relativ spät an transeuropäische
Pipelines angeschlossen. Erst im Jahre 1993 ging die Pyrenäen-Pipeline zwischen
Spanien und Frankreich in Betrieb, wodurch der Import norwegischen Erdgases möglich wurde.
Im Jahre 1996 kam ein weiterer Transportstrang hinzu: die „Maghreb-Pipeline“, sie verbindet
Algerien mit Spanien über Marokko und die Meerenge von Gibraltar. Diese 1.000 km
lange Leitung wurde inzwischen weiter ausgebaut, um größere Mengen algerischen Erdgases
importieren zu können. Zusätzlich wurde auch mit dem Bau einer zweiten Mittelmeer-Transportleitung
begonnen, der „Medgaz-Pipeline“; sie wird Algerien direkt mit Almeria in Spanien
verbinden und voraussichtlich 2008 in Betrieb gehen.
Da die Pipeline-Infrastruktur nicht so stark entwickelt war wie in vielen anderen europäischen
Ländern, hat Spanien frühzeitig einen bedeutenden Teil der benötigten Energieimporte
durch LNG gedeckt. Schon 1970 wurde in Barcelona das erste große LNG-Import-Terminal
in Betrieb genommen (vgl. Abbildung 37). Inzwischen sind fünf Terminals an den
Standorten Barcelona, Cartagena, Huelva, Bilbao und Sagunto in Betrieb; alle Anlagen werden
erweitert, eine sechste Anlage ist am Standort Mugardos bei El Ferrol im Bau. Abbildung
38 veranschaulicht die Lage der Pipelines und der LNG-Terminals auf der iberischen Halbinsel
/EIA, 2006b/, /Eurogas, 2004/.
Im Jahre 2006 entfielen zwei Drittel des gesamten Erdgasimports Spaniens auf LNG,
ein Drittel auf Pipelinegas. Rund ein Viertel der LNG-Mengen wurde jeweils aus Algerien,
Nigeria und Katar importiert, der Rest kommt aus Ägypten, Oman, Libyen, Trinidad und Tobago,
die Vereinigten Arabischen Emirate, Malaysia und Australien. Es wird mit einer Verdopplung
der LNG-Importe bis zum Jahre 2010 gerechnet, wobei der größte Teil der zusätzlichen
Mengen zur Deckung des Energiebedarfs im Kraftwerkssektor benötigt wird /BP, 2006/.
13 Energieinhalt des eingesetzten Erdgases: 11,5 kWh/m 3

Abbildung 37: LNG-Terminal Barcelona
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
71

72
Abbildung 38: Gas-Infrastruktur der iberischen Halbinsel
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg 73
Das Volumen der Importe betrug 2006 rund 18,1 Mt LNG (39,6 Mm 3 LNG bzw.
255.153 GWh) /enagas, 2005/ 14 . Damit war Spanien nicht nur der größte europäische Importeur
von LNG; das LNG-Handelsvolumen übertraf auch das der USA und Frankreichs, nur
Japan und Südkorea importierten mehr LNG.
Größter LNG-Importeur Spaniens ist das Gasversorgungsunternehmen Empresa Nacional
del Gas (Enagas S.A.), Madrid; es gehört zu 100 % der Gruppe Gas Natural SDG.
Enagas betreibt mehrere Transport-Pipelines mit einer Gesamtlänge von 7.500 km und die
LNG-Terminals in Barcelona, Huelva und Cartagena. Abbildung 37 gibt beispielhaft eine
Ansicht des Terminals Barcelona wieder.
Enagas ist nicht nur für den Betrieb der eigenen Anlagen zuständig. Gleichzeitig ist
das Unternehmen als nationaler Systemmanager („Gestor Técnico del Sistema Gasista“) auch
für den landesweiten Betrieb des gesamten spanischen Gassystems und somit für dessen Sicherheit
und Zuverlässigkeit verantwortlich. Deswegen hat die Regierung auch strenge eigentumsrechtliche
Sondervorschriften für den Systemmanager verfügt. Zum Schutz der Landesinteressen
darf keine juristische Person mehr als 5 % der Stimmrechte von Enagas erwerben.
Ferner wird durch die Novelle des Energiegesetzes von 1998 festgelegt, dass nicht mehr als
60 % der Importe aus einem Land kommen dürfen. Damit soll verhindert werden, dass die
dominante Position Algeriens am Energieexport nach Spanien noch weiter gestärkt wird. Neben
diesen Beschränkungen gibt es gleichzeitig eine relativ starke Marktöffnung. Spanien gilt
als das Land mit dem am stärksten deregulierten Energiemarkt Europas. So gibt es auch eine
staatliche Regelung für den Zugang zu den LNG-Importkapazitäten: Nicht mehr als 75 % der
Kapazitäten jedes Terminals dürfen langfristig (> 2 Jahre) und nicht mehr als 25 % kurzfristig
(< 2 Jahre) gebucht werden. Diese Bedingungen sollen den Eintritt weiterer Unternehmen in
den spanischen LNG-Markt erleichtern.
Im Jahre 2005 wurden in den drei LNG-Import-Terminals von Enagas 14,9 Mt LNG
(32,6 Mm 3 LNG bzw. 210.155 GWh) wiederverdampft, 23 % mehr als 2004. Für den
Transport wurden 346 Schiffsladungen benötigt. Doch trotz der kräftig gestiegenen
Importmengen reichte das Angebot im Winter 2005 nicht aus, um den Bedarf zu decken. Es
kam daher zu Abschaltungen bei Verbrauchern mit unterbrechbaren Verträgen. Um den
saisonalen Engpässen besser begegnen zu können, ist nun eine Vergrößerung der
Speicherkapazitäten in Angriff genommen worden.
Enagas betreibt auch ein Satellitensystem zur Versorgung kleiner unabhängiger Elektrizitätserzeuger,
die an Standorten abseits von großen Gastransportleitungen im Lande
liegen. An diese Verbraucher wurden im Jahre 2005 rund 800.000 t LNG (1,7 Mm 3 LNG
bzw. 10.973 GWh) mit Tanklastern verteilt /enagas, 2005/. Nähere Einzelheiten über Satellitenanlagen,
Verbraucher und Transportsysteme waren von Enagas nicht erhältlich.
14 3
Spanien importierte 2005 LNG mit einem durchschnittlichen Energieinhalt von 6.446 kWh/m /enagas,
2005/

74 Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Üblicherweise kommen für den Straßentransport von LNG in Spanien Sattelschlepper
von der Art zum Einsatz, die bereits in Kapitel 2 beschrieben wurden. Über das Jahr verteilt
finden rund 30.000, also täglich durchschnittlich rund 100 Transporte statt, um die
angegebenen Mengen LNG im Lande zu verteilen.
Das Thema Sicherheit findet angesichts der großen Anzahl der täglichen LNG-Transporte
in den Medien eine große Aufmerksamkeit. Denn immer wieder kommt es zu Unfällen
im Straßenverkehr, bei dem LNG austritt. Was bei einer anschließenden Explosion des Gas-
Luftgemisches passiert, welche Auswirkungen dies auf die nähere Umgebung hat und welche
besonderen Sicherungsmaßnahmen erforderlich sind, wird an einem Beispiel eines realen Unfallgeschehens
durch die verantwortliche Einrichtung für öffentliche Sicherheit und
Katastrophenschutz (Seguridad Pública y Protección Civil) im Internet erläutert /Seguridad,
2007/.
Die Strategie, Satellitenlager zu betreiben, findet daher aufgrund der potenziellen Unfallgefahren
und der großen Anzahl notwendiger Transporte nicht ungeteilte Zustimmung. Im
Internet findet sich auch der Hinweis, dass der Pipeline-Transport die Unfallgefahr deutlich
mindert. Es wird dort an einem Beispiel vorgerechnet, dass durch die im Jahre 2006
vollendete 285 km lange Anbindungsleitung Caspe-Teruel jährlich 3.500 Tankwagen-
Transporte entfallen, die ansonsten zur Versorgung der Satellitenlager in der Region
erforderlich wären /Endesa, 2006/.
Wie in anderen Ländern auch (vgl. Abbildung 9) ist die Erdgasversorgung Spaniens
durch eine ausgeprägte saisonale Ungleichmäßigkeit der Nachfrage gekennzeichnet: In den
Sommermonaten besteht ein großes Erdgas-Überangebot, die Last beträgt häufig nicht einmal
10 % der jahresdurchschnittlichen Last, die bei rund 2,5 Mio. m 3 /h liegt, während sie in den
Wintermonaten deutlich ansteigt. Zum Teil traten in der Vergangenheit in Spanien aufgrund
niedriger winterlicher Außentemperaturen auch extreme Lastspitzen auf, die mehr als das
Sechsfache der jahresdurchschnittlichen Last ausmachten und mit dem derzeitigen
Speichersystem nur unzureichend abzufangen waren.
Lösungen zum Ausgleich der nachfragebedingten Ungleichmäßigkeiten im
Erdgasbezug bestünden in dem Aufbau größerer Verdampfungskapazitäten an den Import-
Terminals oder dem Bau von Untergrundspeichern. Diskutiert wird derzeit die Möglichkeit
der Errichtung eines großen Untergrundspeichers in dem ehemaligen Ölfeld Amposta, das 21
km vor der Mittelmeerküste südlich von Barcelona gelegen ist. Die geplante Anlage würde
für eine hohe Entnahmerate von 25 Mm 3 /d ausgelegt und damit den vollständigen Ausfall der
Kapazität der Maghreb-Pieline oder der Wiederverdampfungsanlagen in Cartagena für 50
Tage ersetzen können. Das Arbeitsgasvolumen von mindestens 1,3 Milliarden m 3 würde
ausreichen, tägliche und saisonale Spitzenlasten zu decken. Es wird auch geschätzt, dass im
Notfall zusätzlich 75 % des Kissengases von 600 Mm 3 gezogen werden könnte, allerdings bei
einer niedrigeren Entnahmerate. Die gesamte Speicheranlage bestünde aus einer Offshore-
Plattform, von der neun horizontale und vertikale Bohrungen in die Sedimentschichten

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg 75
führen, einem Terminal an Land, einer Verbindungsleitung zwischen beiden Einrichtungen
und der Anbindung an das Transportnetz. Die Kosten des „Castor“ genannten Projekts sind in
Tabelle 23 zusammengefasst /Castor, 2006/.
Tabelle 23: Kosten des Castor-Untertagespeicherprojektes, Amposta, Spanien
Der Aufbau zusätzlicher Wiederverdampfungskapazitäten zum Ausgleich der Nachfrageschwankungen
wird derzeit in Spanien nicht diskutiert, wohl insbesondere deswegen,
weil das Castor-Projekt aufgrund der Nutzung der Bohrungen der ehemaligen Öllagerstätte
vergleichsweise kostengünstig ist.
4.1.3.4 Beispiel Portugal: Späte Entstehung des Erdgasmarktes und Verwendung
von LNG im Treibstoffmarkt
Portugal verfügt über sehr geringe eigene Energieressourcen. Abgesehen von der
Energiequelle Wasserkraft, die rund 7 % zum Primärenergieaufkommen beiträgt, müssen
nahezu alle Energieträger importiert werden. Die Einfuhrabhängigkeit bei Energie beträgt
daher rund 90 %.
Erdgas ist ein verhältnismäßig neuer Energieträger für Portugal. Die ersten Importe
begannen 1996 nach der Anbindung an die Maghreb-Pipeline, die von Algerien nach Spanien
verläuft (vgl. Abbildung 38). Im Jahre 1998 begann Portugal erstmals LNG aus Nigeria zu
importieren. Das LNG wurde mangels eines eigenen Terminals im spanischen Terminal
Huelva angelandet und dort wiederverdampft /EIA, 2004/.
Im Oktober 2003 nahm Portugal das erste eigene LNG-Terminal am
Raffineriestandort Sines, 120 km südlich von Lissabon, in Betrieb. Diese Anlage, deren

76 Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Kapazität von anfänglichen 2,3 auf 2,9 Mt LNG im Jahre 2004, entsprechend 3,8 Milliarden
m 3 Erdgas, ausgebaut wurde, macht Portugals Gaswirtschaft unabhängiger von den
Transport- und Wiederverdampfungskapazitäten des Nachbarn Spanien. Lieferant für das in
Sines angelandete LNG war anfänglich nur Nigeria. Inzwischen sind Oman, Katar and
Algerien als weitere Lieferländer hinzugekommen.
Das Terminal in Sines wird von dem Unternehmen Galp Energia, einem Tochterunternehmen
von Galp Atlantico, betrieben. Das Unternehmen Galp wurde im Jahre 1999 von
der portugiesischen Regierung im Zuge der Restrukturierung der Gaswirtschaft geschaffen.
Als Holdinggesellschaft hält es die Unternehmensanteile von Petrogal S.A. (Exploration,
Erzeugung und Verarbeitung von Erdöl; Vertrieb von Mineralölprodukten) und Gás de
Portugal, SGPS, S.A. (GdP; Import, Transport, Verteilung und Vertrieb von Erdgas). GdP
hält seinerseits die Unternehmensanteile der acht regionalen Gas-Weiterverteilunternehmen
im Lande (Duriensegás, Lusitâniagás, Beiragás, Tagusgás, Lisboagás, Setgás, Dianagás und
Medigás) /Galp, 2007/. Diese vertikale und horizontale sowie flächenmäßige
Monopolstellung wurde GdP von der Europäischen Kommission für eine Übergangszeit
ausnahmsweise zugestanden. Eine endgültige Neuausrichtung der Gaswirtschaft Portugals,
die den Regeln des liberalisierten europäischen Energiebinnenmarktes genügt, steht daher
noch aus. Im September 2006 wurde allerdings der Versuch einer Übernahme der GdP durch
den portugiesischen nationalen Stromerzeuger Energias de Portugal (EdP) und die
italienische staatliche Energieholding ENI von der EU zurückgewiesen. Dies dürfte nicht der
letzte Versuch einer Übernahme gewesen sein.
Erdgas ist mit der Einführung eines größeren Angebots, das mit der Eröffnung des
Terminals in Sines auf den portugiesischen Markt kam, zum Energieträger mit den höchsten
Wachstumsraten in Portugal geworden. So wuchs der Erdgasverbrauch seit 1997 um über
2000 % und allein seit 2002 um 38 % auf 4,2 Milliarden m 3 im Jahre 2005 /EIA, 2004/, /EdP,
2007/.
Für LNG ist bisher kein regionaler Markt entstanden, über den Verbraucher in netzentfernten
Regionen über Satellitenanlagen versorgt werden können. Anstelle dessen werben
GdP und deren regionale Verteilunternehmen für den dezentralen Einsatz von Flaschengas,
LPG und Heizöl.
Einzig die portugiesische Vereinigung für Erdgasfahrzeuge (Associação Portuguesa
do Veículo a Gás Natural - APVGN) weist auf die Vorteile des Einsatzes von LCNG für den
Treibstoffmarkt hin: LNG wird dabei mit Tanklastern an die Tankstellen geliefert, wo es
entweder als flüssiger oder nach Wiederverdampfung an der Tankstelle als unter Druck
stehender Kraftstoff getankt werden kann. Abbildung 39 veranschaulicht beispielhaft einen
Tankvorgang auf der Homepage der Vereinigung. Über die Verbreitung derartiger
Tankstellen im Lande oder die Infrastruktur für deren Belieferung ist nichts bekannt. Der
derzeit erschlossene Marktanteil von Erdgas im Segment Kraftstoffe Portugals ist allerdings

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg 77
sehr begrenzt. Es wird über landesweit 376 Erdgasfahrzeuge und 5 Tankstellen berichtet
/APVGN, 2007/.
Abbildung 39: LCNG als Kraftstoff für den portugiesischen Automarkt
4.2 Mögliche Einsatzgebiete
Wie zuvor in Abschnitt 4.1 aufgezeigt wurde, sind große Erdgasverflüssigungsanlagen und
LNG-Tanker bereits seit Jahrzehnten in Betrieb. Unter Industrieexperten herrscht
weitverbreitete Übereinstimmung darüber, dass sich der weltweite Handel mit verflüssigtem
Erdgas in den nächsten zehn Jahren exponentiell entwickeln wird. Es wird erwartet, dass sich
die weltweite Produktion von LNG innerhalb der kommenden sechs Jahre verdoppelt. Im
Folgenden werden zunächst prinzipiell die möglichen Einsatzgebiete von LNG
charakterisiert, bevor in Abschnitt 5 eine Potenzialabschätzung für Baden-Württemberg
erfolgt.
4.2.1 LNG zur Spitzengasdeckung
Jedes Erdgasnetz braucht ein Speichersystem, um tages- und jahreszeitliche Schwankungen
zwischen verbrauchsarmen Sommer- und verbrauchsstarken Wintermonaten ausgleichen zu
können (vgl. Abbildung 9). Eine Speicherung erfolgt im begrenzten Umfang über das Netz
selbst, wenn durch Anhebung des Eingangsdrucks zu gewissen Zeiten mehr eingefüllt als
entnommen wird. Diese Speicherung über das Netz ist von der Netz- und
Verdichterkonfiguration abhängig.
Eine andere Art der Speicherung erfolgt durch für diesen Zweck errichtete Porenspeicher,
in denen Erdgas eingelagert werden kann. In Baden-Württemberg sind zwei
Porenspeicher in Betrieb, in Fronhofen-Illmensee und in Sandhausen (vgl. Kapitel 2.2.4).
Deren Speichervolumen von zusammen 100 Mm 3 Arbeitsgas entspricht bei einem Verbrauch
von 8.437 Mm 3 im Jahr 2003 einer jahresdurchschnittlichen Abdeckung von 4,3 Tagen. Das

78 Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Untergrundspeichervolumen Baden-Württembergs ist damit vergleichsweise sehr gering. Für
Deutschland deckt das Speichervolumen 65 Tage des jahresdurchschnittlichen Verbrauchs.
Zur Vergrößerung der Speicherkapazität können Peakshaving-Anlagen eingesetzt
werden. Die drei in diesem Bericht beschriebenen in Baden-Württemberg vorhandenen Peakshaving-Anlagen
(vgl. Kapitel 4.1.1) erfüllen bereits diese Speicherfunktion, allerdings ist
lediglich die Anlage der EnBW Gas GmbH in Stuttgart (vgl. Kapitel 4.1.1.1) tatsächlich
derzeit als Spitzenlastanlage im operativen Einsatz, während die Anlagen in Göppingen (vgl.
Kapitel 4.1.1.2) und in Weingarten (vgl. Kapitel 4.1.1.3) im Standby-Betrieb gefahren
werden. Die Stuttgarter LNG-Peakshaving-Anlage hat ein Speichervolumen von 18 Mm 3 und
eine maximale Entnahmerate von 110.000 m 3 /h. Der Speicherinhalt reicht damit bei
maximaler Entnahme rund 160 h.
4.2.2 LNG als Alternative zum Transportweg Hochdruckleitung
Als neuer Trend in der Industrie gilt die Verwendung eines mittelgroßen LNG-Systems, auch
„virtuelle Pipeline“ genannt, das LNG direkt zum Anwender bringt. Diese Systeme sind unabhängig
von Pipelines und bieten dadurch eine verbesserte Verfügbarkeit der Vorteile von
Erdgas, da eine große Anzahl Firmen, Anwendungen und Endverbrauchern erreicht wird.
Europäische Staaten, wie z. B. Norwegen (vgl. Abschnitt 4.1.3.2), die über reichhaltige Erdgasressourcen
verfügen, haben bereits Strategien entwickelt, den Bau der für die Distribution
notwendigen Infrastruktur zu fördern. Herkömmliche, unterirdische Pipelines, weit verbreitet
in Kontinentaleuropa, sind für Norwegen und viele andere Länder unter den gegebenen
geographischen und meteorologischen Bedingungen zu kostspielig. Weiterhin betragen die
Bauzeiten solcher Pipelines mehrere Jahre, was angesichts der steigenden Nachfrage, die sich
dadurch ergibt, dass in einigen Regionen Öl durch Erdgas ersetzt wird, nicht ausreichend ist.
Die Verflüssigung des Erdgases und die Lieferung als Flüssiggas an verschiedene
Verbrauchsstellen ist eine praktikable Lösung. In Anbetracht der niedrigen Temperatur, der
hohen Entzündungstemperatur und dem engen Bereich der Entzündungskonzentration von
LNG ist der LNG-Transport sogar sicherer als der Transport von Benzin. Mittels Pumpen und
Schläuchen können Straßentankwagen, Schiffe, Schienenfahrzeuge und ISO-Container mit
LNG als Niederdruck-/Niedertemperatur-Flüssigkeit für den Langzeit-/Langstrecken-
Transport befüllt werden (vgl. Abschnitt 3.3).
4.2.3 LNG-Satellitenanlagen
LNG-Satellitenanlagen (vgl. Abschnitt 3.2.4) werden entweder direkt beim Verbraucher oder
als Quelle für ein lokales Pipeline-Netzwerk beim Lagertank gebaut. Die verwendete
Kapazität der Lagertanks wird auf Grundlage einer angemessenen Lagerzeit von drei bis
vierzehn Tagen, abhängig von der Verbrauchskapazität, bestimmt.

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg 79
Die Bedienung von Satellitenverdampfungsanlagen reicht von manuellen bis zu vollautomatisierten
Systemen, die keinerlei Personal benötigen und mittels Telemetriesystemen
durch hunderte Kilometer entfernt liegende Vertriebsbüros überwacht und kontrolliert
werden können. Örtliche Automationssysteme gewährleisten angemessenen Gasdruck in den
nachgeschaltenen Rohrleitungen ohne externen Energieverbrauch. Ermöglicht wird dies
durch Nutzung der Umgebungstemperatur oder durch Verbrennen von 2 % der
Gasdurchflussrate in gasbeheizten Verdampfern.
Im Falle von unerwartetem externen Feuer oder einem Gasleck gewährleisten Not-
Aus- Systeme vollständige Sicherheit der Anlagen. Die Verwendung von Edelstahl als
Hauptbaustoff in Verbindung mit modernster Herstellungs- und Konstruktionstechnologie
sowie strenge Kontrollen der Bauart und Produkte durch offizielle Behörden, garantieren
zuverlässigen und sicheren Betrieb der Anlagen. Ein deutlicher Vorteil von LNG-
Satellitenanlagen ist die flexible Kontrolle der Durchflussrate im Bereich von 0 bis 100 % mit
einem Potenzial von mehreren Stunden Überlast.
Es gibt mehrere Arten von Anwendungen für Satellitenstationen:
• Direktes Erwärmen und Verfahrenstechniksysteme sichern konstante Gasversorgung
gemäß der Verbrauchsraten mit möglichen saisonalen oder täglichen Abweichungen.
Hohe Zuverlässigkeit und jahrelanger ununterbrochener Betrieb sind die üblichen Anforderungen.
• Reservesysteme werden bei sensiblen Verfahren, wie z. B. in Glasfabriken, installiert,
die normalerweise durch Pipelines versorgt werden, die aber ein Reservesystem benötigen,
um eventuelle Unterbrechungen kompensieren zu können. Die Lagerkapazität
wird hierbei so gewählt, dass eine begrenzte Zeit zur Fehlerbehebung oder zum
Ausschalten der Anlage ohne Beschädigung der Ausrüstung oder des Produktes zur
Verfügung steht.
• Verbrauchspitzensysteme sind ausgelegt die Unzulänglichkeiten der Standardgasversorgung,
verursacht durch die Versorgungskapazität oder die Bemessung der
Rohrleitung, bei erhöhtem Verbrauch zu kompensieren. Üblicherweise werden solche
Systeme für zusätzliches Heizen während einiger sehr kalter Wintertage verwendet.
4.2.4 LNG als Kraftstoff im Verkehr
LNG-Tankstellen ermöglichen das Betanken von Fahrzeugen, die mit LNG betrieben werden.
Lastwagen, Busse, Müllabfuhr und regelmäßig eingesetzte Flottenfahrzeuge, wie z. B. Taxis,
sind typische Fahrzeuge mit großem Potenzial für LNG-Betrieb. Verglichen mit herkömmlichen
CNG-Systemen, ermöglicht LNG durch die hohe Dichte und den niedrigen Druck geringeres
Fahrzeugeigengewicht bei höherer Streckenleistung. Kreiselpumpen ermöglichen die
Befüllung von Fahrzeugen mit LNG in der gleichen Geschwindigkeit wie Hochleistungsbenzinpumpen.

80 Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
LCNG-Tankstellen verwenden LNG für die Betankung von CNG Fahrzeugen. Kolbenpumpen
leiten LNG in Umgebungsverdampfer und puffern es so, dass CNG Fahrzeuge
schnell betankt werden können. LNG-/LCNG-Tankstellen werden meist kombiniert, so dass
beide Fahrzeugversionen betankt werden können.
Die Auslegung der Tankstellen für Fahrzeuge beginnt bei im Behälter integrierten Systemen
als Pilotanlage für mehrere Fahrzeuge, führen über leicht zu installierende und transportierbare
Containersysteme und reichen bis zu großen Anlagen mit mehreren Lagertanks
und Zapfsäulen für LNG und CNG für große Fahrzeugflotten und öffentlichen Betrieb.
Unterirdische Tanks sind eine typische Option für städtische Bereiche, um die Grundstücksund
Bebauungsvorschriften zu erfüllen.
LNG-Anwendungen für die Fahrzeugbetankung lösen das bestehende Problem des
CNG-Fahrzeugsystems – die nötige Anbindung von Tankstellen an Pipelines. LNG- und
LCNG-Tanksysteme ermöglichen den Bau von lückenlosen Netzwerken mit Tankstellen
direkt an gut erreichbaren Punkten, z. B. an Autobahnen. Dies würde die breite Nutzung von
Erdgas für den Transportbereich fördern, und somit dabei helfen, das Ziel der Europäischen
Gemeinschaft zu erreichen, bis zum Jahr 2020 10 % des Fahrzeugverbrauchs durch Erdgas zu
ersetzen. Diese Zahl steht für zusätzliche 47 Mrd. m³ Gas pro Jahr.

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg 81
5 Abschätzung des technischen Potenzials der LNG-Nutzung in Baden-
Württemberg
Infrastruktur)
(unter Berücksichtigung der vorhandenen
Aus den in Abschnitt 4.2 beschriebenen prinzipiellen Einsatzmöglichkeiten von LNG
ergeben sich für die Nutzung von LNG in Baden-Württemberg neben dem mobilen Einsatz
drei grundsätzliche technische Möglichkeiten:
• Errichtung von Baseload-Anlagen
• Aufbau von Peakloadshaving-Anlagen
• Entwicklung von Satellitenanlagen
Die Errichtung von Baseload-Anlagen oder die Beteiligung an einer solchen Anlage
gemeinschaftlich mit anderen Gesellschaftern durch die baden-württembergische
Gaswirtschaft zum Zwecke der Grundlastversorgung ist auftragsgemäß nicht Gegenstand der
vorliegende Studie. Grundsätzlich in Frage käme zum Beispiel eine Beteiligung an den
bestehenden bzw. erweiterten Terminals Zeebrügge/Belgien und Panigaglia/Italien oder an
neu zu errichtenden Terminals, die derzeit z. B. in Italien, den Niederlanden (Rotterdam) oder
Deutschland (Wilhelmshaven) diskutiert werden. Die mit derartigen Bezugsmöglichkeiten
aufgeworfenen Fragen betreffen die gesamte Angebotsstrategie von
Gasversorgungsunternehmen und zielen somit über die Fragestellung der vorliegenden Studie
weit hinaus. Aus diesem Grunde wird die Errichtung von oder die Beteiligung an Baseload-
Anlagen für die Nutzung von LNG in Baden-Württemberg im folgenden Abschnitt
ausgeblendet (vgl. auch Abbildung 1).
Erörtert werden die beiden anderen Möglichkeiten der LNG-Nutzung, nämlich die
Vergrößerung der Speicherkapazität durch den Aufbau von Anlagen zur Deckung der
Spitzenlasten und die Entwicklung von Satellitenanlagen in Regionen Baden-Württembergs,
wo Verbraucher keinen oder unzureichenden Zugang zum Verteilnetz haben.
5.1 Technisches Potenzial beim Einsatz von Peakshaving-Anlagen
In einer ersten Abschätzung der technischen Potenziale für den Ausbau von Peakshaving-Anlagen
in Baden-Württemberg werden zwei Anlagen der Stuttgarter Bauart zugrunde gelegt.
Mit einem Zuwachs von 2 x 18 Mm 3 würde das gesamte baden-württembergische
Speichervolumen um rund 30 % auf 154 Mm 3 erweitert. Damit verbunden wäre ein
erheblicher Gewinn an Versorgungssicherheit bei gleich bleibendem Erdgasbezug.
Aus physikalischen Gründen ist es zweckmäßig, die beiden Peakshaving-Anlagen in
Hauptflussrichtung an den großen Transportsträngen zu positionieren. Als besonders geeignet

82 Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
bieten sich dafür aufgrund der zentralen Lage die beiden Verdichter-Standorte,
Scharenstetten und Blankenloch, an (vgl. Abbildung 7) oder entsprechende
Druckregelstationen, die zu ersetzen sind (vgl. Abschnitt 3.1.6).
Für eine mehr fundierte Abschätzung der technischen Potenziale, die jedoch den
Rahmen des hier vorgestellten Projektes sprengen würde, bietet sich die Durchführung einer
Lastganganalyse an. Dabei wird der Tages-Lastverlauf über ein volles Jahr (vgl. Abbildung
9) in eine geordnete Jahresdauerlinie überführt und den Deckungsmöglichkeiten zugeordnet.
Abbildung 40 zeigt als Ergebnis einer solchen detaillierten Lastganganalyse die geordnete
Jahresdauerlinie für das Vereinigte Königreich. Die hier grün markierte 1- bis 15-tägige
Speicherung könnte durch LNG-Peakshaving-Anlagen ermöglicht werden /European Gas
Service, 2007/.
Abbildung 40: Geordnete Jahresdauerlinie des Lastverlaufs für das Vereinigte Königreich
(Beispiel)
5.2 Technisches Potenzial beim Einsatz von Satellitenanlagen
Ein Verbraucherwettbewerb zwischen Anschluss an ein Verteilnetz und Belieferung durch
eine Satellitenanlage ist unter den in Deutschland gegebenen Bedingungen (anders als z. B. in
Norwegen) aus wirtschaftlichen Gründen auszuschließen. Satellitenanlagen in Baden-

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg 83
Württemberg dürften damit ausschließlich der Versorgung von Verbrauchern in Regionen
dienen, die nicht an ein Verteilnetz angeschlossen sind.
Das technische Potenzial der Verbraucher, die Erdgas von in Baden-Württemberg zu
errichtenden Satellitenanlagen beziehen könnten, wird durch eine Analyse der dem Marktgebiet
von GVS / Eni Deutschland nachgelagerten Transportnetze abgeschätzt /GVS, 2009/,
/GVS-Marktgebiete, 2007/. Mit Berücksichtigung findet dabei die gegenwärtig von den Ferngasunternehmen
WINGAS GmbH, Kassel, und E.ON Ruhrgas AG, Essen, geplante Süddeutsche
Erdgasleitung (SEL), die mit einem Durchmesser von 1.200 mm über rund 500 km von
Burghausen an der deutsch-österreichischen Grenze bis nach Lampertheim in Hessen verlaufen
wird. Der erste Bauabschnitt in Baden-Württemberg von Amerdingen nach Lampertheim
ist rund 260 km lang. Ggfs. weitere laufende Planungen zu Erweiterungen des baden-württembergischen
Gastransportnetzes bleiben jedoch für die folgende Potenzialabschätzung
außen vor.
Mit Hilfe dieser Analyse der Marktgebiete und des Verlaufes des Erdgasleitungsnetzes
wurden die in Abbildung 41 markierten fünf Gebiete für eine potenzielle Erschließung
mittels LNG identifiziert. Dabei handelt es sich um Regionen im ländlichen Raum Baden-
Württembergs abseits der großen Verkehrswege. Die größeren Gemeinden dieser Regionen
sind in Abbildung 42 bis Abbildung 46 ausgewiesen.
Kleinere Gemeinden wurden nicht in die Abschätzung aufgenommen, da davon auszugehen
ist, dass diese aufgrund zu geringer Verbrauchsdichte keine Aussichten auf eine
wettbewerbsfähige Versorgung mit Erdgas aus Satellitenanlagen haben dürften.
Als Ergebnis der Analysen wurden die in Tabelle 24 aufgeführten 20 größeren Gemeinden
ermittelt, in denen die Aufstellung von Satellitenanlagen aus technischer Sicht sinnvoll
ist. Das technische Potenzial zur Versorgung dieser Gemeinden ist durch folgende Eckwerte
bestimmt:
• Erdgas aus Wiederverdampfung von LNG in lokalen Satellitenanlagen mit ortsnaher
Distribution des Produktes
• Versorgung von 20 Gemeinden mit 2.900 bis 13.800 Einwohnern mit jeweils einer
Satellitenanlage, Flächen von 20 bis 108 km 2 und Einwohnerdichten von 41 bis 445 je
km 2
• Erdgasverbrauch von 20 bis 96 GWh/a bzw. 2,3 bis 10,9 Mm 3 /a
• LNG-Bedarf der Gemeinden zwischen 1.667 bis 7.931 t/a
Das ermittelte gesamte technische Potenzial zur Erdgasversorgung der 113.400 Einwohner
in den 20 Gemeinden beträgt 787 GWh/a bzw. 89 Mm 3 /a. Dafür ist der Einsatz von
jährlich 67.620 t LNG in den Verdampfern der Satellitenanlagen erforderlich.

84 Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
1
3
Abbildung 41: Identifizierung von Regionen mit gasnetzfernen Gemeinden
5
2
4

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg 85
Abbildung 42: Gasnetzferne Gemeinden in Region 1
St. Blasien
Görwihl
Bonndorf
1
Ühlingen-
Stühlingen
Birkendorf

86 Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Sonnenbühl
Abbildung 43: Gasnetzferne Gemeinden in Region 2
Hohenstein
2
Langenenslingen
Engstingen

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg 87
Oppenau
Abbildung 44: Gasnetzferne Gemeinden in Region 3
3
Bad
Peterstal-
Griesbach

88 Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Abbildung 45: Gasnetzferne Gemeinden in Region 4
Obersulm
Pfedelbach
Wüstenrot
4
Oppenweiler
Mainhardt

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg 89
Waldbrunn
Mudau
Limbach
Abbildung 46: Gasnetzferne Gemeinden in Region 5
5
Schefflenz

90 Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Tabelle 24: Regionen 1 bis 5: Gemeinden, Flächen, Einwohner und potenzieller Erdgasverbrauch
Einwohner- Potenzieller Potenzieller
Region Gemeinden
Fläche
dichte
Erdgasverbrauch (*
LNG-
Bedarf
[km 2 Einwohner
]
[km -2 ]
[Mio.
kWh/a]
[Mio.
m 3 /a] [t LNG/a]
Görwihl 50 4.500 89 31 3,5 2.683
St. Blasien 54 4.100 76 28 3,2 2.445
1
Ühlingen-Birkendorf
Stühlingen
77
93
5.200
5.300
68
57
36
37
4,1
4,2
3.100
3.161
Bonndorf 76 6.900 91 48 5,4 4.113
∑ 350 26.000 74 180 20,5 15.504
2
3
4
5
Sonnenbühl 61 7.100 116 49 5,6 4.233
Engstingen 32 5.500 172 38 4,3 3.280
Hohenstein 62 3.800 61 26 3,0 2.266
Langenenslingen 88 3.600 41 25 2,8 2.147
∑ 243 20.000 82 139 15,7 11.926
Oppenau 73 5.000 68 35 3,9 2.981
Bad Peterstal-Griesbach 41 2.900 71 20 2,3 1.730
∑ 114 7.900 69 55 6,2 4.711
Oppenweiler 20 4.300 215 30 3,4 2.564
Wüstenrot 30 6.800 227 47 5,4 4.055
Obersulm 31 13.800 445 96 10,9 8.229
Pfedelbach 41 8.900 217 62 7,0 5.307
Mainhardt 59 5.700 97 40 4,5 3.399
∑ 181 39.500 218 274 31,1 23.554
Mudau 108 5.100 47 35 4,0 3.041
Waldbrunn 30 6.000 200 42 4,7 3.578
Limbach 44 4.600 105 32 3,6 2.743
Schefflenz 37 4.300 116 30 3,4 2.564
∑ 219 20.000 91 139 15,7 11.926
∑
Region
1-5 1.107 113.400 102 787 89 67.620
*) Annahme:
Der jährliche Erdgasverbrauch je Einwohner entspricht dem Durchschnittswert für Baden-Württemberg 2003 von 6.940 kWh/Einwohner
(Quelle: /Statistik-Portal, 2006/)
Die Satellitenanlagen würden von zentralen Standorten, z. B. dort, wo ohnehin Peakshaving-Anlagen
installiert sind (vgl. Kapitel 5.1), durch Tanklaster mit LNG versorgt. Das
LNG würde in den Satellitenanlagen gespeichert und nach Bedarf wiederverdampft. Über zu
errichtende lokale Netze würde das wiederverdampfte Erdgas an die Verbraucher im Ort verteilt.
Verbraucher sind im wesentlichen Haushalte und kleine Gewerbebetriebe, wobei der
Absatz an die erste Verbrauchsgruppe deutlich überwiegt. Erdgas dürfte dort in der Regel im
Wettbewerb mit leichtem Heizöl stehen.

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg 91
Der Treibstoffmarkt für wiederverdampftes LNG dürfte im Vergleich zum Wärmemarkt
von vernachlässigbarer Größenordnung bleiben, da es bereits jetzt genügend attraktive
CNG-Tankmöglichkeiten in näherer Umgebung der 5 Regionen gibt. Auch ist davon auszugehen,
dass das CNG-Angebot dort tendenziell weiter zunimmt.

92 Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
6 Exemplarische Kosten-Nutzen-Rechnung von LNG auf regionaler
Ebene für ein Pilotprojekt
Für verschiedene Anlagengrößen und Konzepte zur Erzeugung, Speicherung und Wiederverdampfung
von LNG auf regionaler Ebene erfolgt eine überschlägige Ermittlung der damit
verbundenen Kosten. Es werden hierfür die wesentlichen, den Berechnungen zugrunde liegenden,
technischen Daten und Kostendaten dargestellt. Die Datengrundlagen beruhen dabei
u. a. auf den Informationen aus den Exkursionen zu verschiedenen LNG-Anlagen bzw. Satellitenlagern
(vgl. Abschnitt 4.1.1 und 4.1.2). Um die Daten für die INEEL-Anlage (siehe auch
Abschnitt 3.1.6) zu erheben, wurden Internetrecherchen durchgeführt und Email-Anfragen an
INEEL gerichtet.
Die Ergebnisse der Kalkulationen werden dargestellt und der Einfluss wesentlicher
Parameter (z.B. Höhe der Investitionskosten, Höhe des Zinssatzes) auf die Höhe der resultierenden
Kosten im Rahmen von Sensitivitätsanalysen aufgezeigt.
6.1 Technische Daten und Kostendaten der untersuchten Anlagen
Mit Bezug auf die Potenzialabschätzung für LNG in Baden-Württemberg aus Abschnitt 5
werden folgende Anlagengrößen und Konzepte zur Erzeugung und Bereitstellung von LNG
näher untersucht:
• Mittelgroße Anlagen zur Verflüssigung, Speicherung und Wiederverdampfung von
LNG (saisonale Bereitstellung von LNG)
• Kleinanlagen zur Verflüssigung, Speicherung, Wiederverdampfung sowie Satellitenanlagen
(Spitzenlast- und Reserveabdeckung bzw. regionale Versorgung nicht
netzangebundener Regionen).
6.1.1 Mittelgroße Anlagen zur Verflüssigung, Speicherung und Wiederverdampfung
von LNG (saisonales Konzept)
Den Betrachtungen wird die Anlage der EnBW Gas in Stuttgart und die Anlage von RWE in
Nievenheim zugrunde gelegt. Typisch für diese Anlagenkonstellationen ist die Verflüssigung
und Speicherung des Erdgases vorwiegend während des Sommers und die Nutzung des LNG
in der kühleren Jahreszeit.
Technische Daten
Tabelle 25 gibt eine Übersicht über die technischen Daten der „LNG-Anlagen“, basierend auf
den Befragungen (siehe Tabelle 15 und Tabelle 21). Für die nachfolgenden Kostenkalkulatio-

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg 93
nen wird vereinfachend angenommen, dass der gesamte Speicherinhalt im Laufe eines Jahres
einmal vollständig umgesetzt wird.
Tabelle 25: Technische Kenngrößen der mittelgroßen Anlagen zur Erzeugung, Speicherung und
Wiederverdampfung von LNG
Einheit
EnBW Gas
Stuttgart
RWE Nievenheim Anmerkungen
Verflüssigung
Verflüssigungsleistung Nm 3 /h Erdgas 6.250 2.500
Entspricht 10 bzw. 4 m 3
Energieeinsatz je
Stunde
LNG/h
- Strom kWh/h 5.000 2.200
- Dampf kWh/h 1.200 -
- Brenngas
(Regeneration)
kWh/h - 600 Als Erdgas angenommen
Zurzeit wird nur 1/3 des
Speichers jährlich bei RWE
Betriebsstunden
Speicherung
h/a 2.880 5.200
Nievenheim eingespeist.
5.200 h werden gebraucht,
um den gesamten
Speicher zu füllen.
Geometrisches
Volumen
m 3 30.000 21.500
Nutzbare
Speicherkapazität
Nm 3 Erdgas 18 Mio. 13 Mio.
Durchschnitt
Boil-off
Wiederverdampfung
%/Tag 0,14 0,086 (Speicherinhalt wäre nach
2 Jahren verdampft)
Verdampfungsleistung Nm 3 Entspricht 160 bzw. 130 h
Energieeinsatz je
Stunde
/h Erdgas 110.000 2 x 50.000
bis die gesamte nutzbare
Speicherkapazität
verdampft ist
Einspeisung in ein
- Strom kWh/h 200 1100 Hochdrucknetz (bis 67,5
bar) für RWE Nievenheim
- Erdgas kWh/h 19.800 20.000
Kostendaten
Die in Tabelle 26 dargestellten Datengrundlagen für die Kostenrechnung, ebenfalls basierend
auf den Befragungen (vgl. Tabelle 16 und Tabelle 22), werden im Folgenden detaillierter
erläutert.

94 Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Tabelle 26: Kapital-, betriebsgebundene-, verbrauchsgebundene und sonstige Kosten für die
untersuchten mittelgroßen Anlagen
Kapital- /Invest.kosten
Investitionskosten
Verflüssigung
Investitionskosten
Speicherung
Investitionskosten
Wiederverdampfung
Betriebs- und
verbrauchsgebundene
Kosten
Jährliche Wartungs- und
Instandhaltungskosten
Einheit EnBW Gas Stuttgart RWE Nievenheim Quelle
€ 10 Mio. 15,75 Mio.
€ 10 Mio. 22,5 Mio.
€ 10 Mio. 6,75 Mio.
%
Anteil an
Gesamtinvestitionen
3 (Verflüssigung)
2 (Speicherung)
3
(Wiederverdampfung)
3 (Verflüssigung)
2 (Speicherung)
3
(Wiederverdampfung)
Personalbedarf Personen/a 10 9
Löhne € /(Person a) 60.000 60.000
Kosten für Bezug Strom €/kWh 0,05 0,05
Kosten für Bezug Dampf €/kWh 0 -
Kosten für Bezug
Erdgas
Sonstige Kosten
Verwaltungskosten
Versicherungsleistungen
etc.
€/kWh 0,02 0,02
%
Anteil an
Betriebskosten
%
Anteil an
Gesamtinvestitionen
2 2
0,5 0,5
EnBW bzw.
RWE
EnBW bzw.
RWE
EnBW bzw.
RWE
In Anlehnung an
VDI-Richtlinie
2067
EnBW bzw.
RWE
Eigene
Schätzung
Eigene
Schätzung
Eigene
Schätzung
Eigene
Schätzung
Eigene
Schätzung
Eigene
Schätzung
• Investitionskosten. Gemäß den Informationen der EnBW Gas in Stuttgart kann für
eine Anlage, wie in Tabelle 25 beschrieben, von aktuellen Investitionskosten von rd.
30 Mio. € ausgegangen werden. Die Investitionskosten verteilen sich schätzungsweise
je zu einem Drittel auf die Verflüssigung, die Speicherung und die Wiederverdampfung.
Die Nievenheim Anlage weist dagegen bei geringerer Verflüssigungsleistung
und geringerer Speicherkapazität (vgl. Tabelle 25) höhere Investitionskosten von
45 Mio. € sowie eine andere Kostenverteilungsstruktur auf (Speicher 50 %, Verflüssigung
35 % und Aussendung 15 %). Die Investitionskosten der beiden untersuchten
Anlagen werden mit Hilfe der Annuitätenmethode (Zinssatz 10 %) gleichmäßig auf
eine Abschreibungsdauer von 12 Jahre (Verflüssigung, Wiederverdampfung) bzw.
20 Jahre (Speicherung) verteilt. Die jährlich anfallenden Kapitalkosten stellen somit
die Rückzahlung der Investitionen während der Abschreibungsdauer dar. Zuschläge
für Planung und für die Finanzierung während der Errichtungsphase sind nicht berücksichtigt.

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg 95
• Betriebs- und verbrauchsgebundene Kosten. Hier sind Kosten für Wartung und Instandhaltung,
sowie Personal- und Energiebedarf zusammengefasst. Die jährlichen
Wartungs- und Instandhaltungskosten werden in % der Gesamtinvestitionen kalkuliert
(in Anlehnung an die VDI-Richtlinie 2067). Die Daten für Personal- und Energiebedarf
basieren auf den Angaben von EnBW und RWE.
• Sonstige Kosten. Die sonstigen Kosten umfassen den Aufwand für Verwaltung und
z. B. Versicherungen. Auch diese gehen als prozentualer Anteil an den Investitionen
bzw. Betriebskosten in die Berechnungen mit ein.
• Die Boil-off Gasmenge (mit einer Rate von 0,14 %/d bzw. 0,086 %/d) beträgt höchstens
25.000 Nm 3 /d Erdgas. Diese Menge kann (falls eine Nachfrage besteht) entweder
ins Gasnetz weitergeleitet werden oder (falls nicht) im Hochdruckgasspeicher gespeichert
werden. Darum wird keine zusätzliche Kalkulation für das Boil-off Gas durchgeführt.
6.1.2 Kleinanlagen zur Verflüssigung, Speicherung, Wiederverdampfung und Satellitenanlagen
Es werden drei Konzepte für Satellitenanlagen und Kleinanlagen näher untersucht (siehe
Abbildung 47):
1) Kleine Verflüssigungsanlage (INEEL) mit Speicher und Wiederverdampfer zur Versorgung
nicht netzangebundener Regionen bzw. zur Nutzung als Speicher für Spitzenlast-
und Reserveabdeckung
2) Kleine Verflüssigungsanlage (INEEL) mit Speicher (ohne Wiederverdampfer), zusätzlich
eine Satellitenanlage mit Speicher und Wiederverdampfer in einer Gemeinde
(Versorgung nicht netzangebundener Regionen - Gesamtkonzept)
3) Satellitenanlage mit Speicher und Wiederverdampfer in einer Gemeinde (Versorgung
nicht netzangebundener Regionen - Teilkonzept), das LNG wird als Fertigprodukt
eingekauft.
Die technischen Daten und Kostendaten der Verflüssigung beruhen auf Kleinanlagen,
die nach dem sog. INEEL-Verfahren betrieben werden. Eine genauere Beschreibung des
INEEL-Verfahrens findet sich in Kapitel 3.1.6. Anhand von Internetrecherchen und über
Email-Kontakte zu INEEL wurden die relevanten Daten ermittelt. Für konkrete Planungen
sind spezifische Anfragen an INEEL unter Berücksichtigung der konkreten vorliegenden
Rahmen- und Standortbedingungen sowie des konkreten Konzeptes erforderlich. Der LNG-
Durchsatz beträgt im analysierten Fall ca. 2000 t/a. Diese LNG-Menge kann dann kleinere
Gemeinden, wie sie in Tabelle 24 gelistet sind, über ein ganzes Jahr mit LNG versorgen.
Weiterhin wird für die INEEL-Anlage ein Speicher mit rd. 5.000 m 3 angesetzt, um zu ermöglichen,
dass die gesamte jährliche Produktion zwischengespeichert werden kann.

96 Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Gemeinde ohne
Mittel/Hochdruck
Erdgasverbindung
Verteilernetz
für Gemeinde
2
3
Speicher und
Wiederverdampfer
für Gemeinde
LNG Transport
mit LKW
Abbildung 47: Verschiedene Konzepte für Satellitenanlagen und Kleinanlagen
INEEL Anlage mit
Speicher ggf. auch mit
Wiederverdampfer
Erdgas
Mittel/Hochdruck
Netz
Für die Satellitenanlagen in den Gemeinden werden bezüglich Speicherung und Wiederverdampfung
die Daten der Anlage der EVF in Göppingen (250 m 3 ) zugrunde gelegt (vgl.
Abschnitt 4.1.1). Mit den kleineren Speichern ist gewährleistet, dass über den Speicher der
Bedarf der Gemeinde für drei bis vierzehn Tage überbrückt werden kann. In dem analysierten
Fall kann der Bedarf der Gemeinde bis zu 18 Tage gedeckt werden.
Technische Daten
Die technischen Daten sind in Tabelle 27 für die unterschiedlichen Konzepte der Satellitenund
Kleinanlagen zusammengefasst. Laut Mitteilung von INEEL kann beispielhaft von einer
Leistung der Verflüssigungsanlage von rd. 10.000 US-Gallons LNG pro Tag ausgegangen
werden. Umgerechnet ergibt sich hieraus eine Verflüssigungsleistung von rd. 950 Nm 3 /h Erdgas.
Die Anlage der EnBW Gas in Stuttgart weist demgegenüber eine Verflüssigungsleistung
von rd. 6.250 Nm 3 /h Erdgas auf.
Die INEEL-Anlage hat einen deutlich niedrigeren spezifischen Energieverbrauch im
Vergleich zur Anlage der EnBW Gas in Stuttgart. Das liegt daran, dass der Energiebedarf
weitgehend durch den Druckabfall des Gases abgedeckt werden kann. Für die nachfolgenden
Kostenkalkulationen wird angenommen, dass die Verflüssigungsanlage 3000 h/a im Betrieb
ist.
1

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg 97
Tabelle 27: Kenngrößen der 3 Konzepte für Satellitenanlagen und Kleinanlagen
Konzept -
Erläuterung
Verflüssigung
Verflüssigungsleistung
Einheit Konzept 1 Konzept 2 Konzept 3 Anmerkungen
Nm 3 /h
Erdgas
Kleine
Verflüssigungsanlage
(INEEL)
mit Speicher
und Wiederverdampfer
Kleine Verflüssigungsanlage
(INEEL) mit Speicher
(kein Wieder-
Verdampfer), zusätzlich
Speicher
und Wiederverdampfer
in der
Gemeinde
Speicher und
Wiederverdampfer
in der Gemeinde
948 948 -
max. 10.000
Gallon LNG/d
(Mitteilung INEEL)
entspricht ca. 1,6
m 3 LNG/h
Energieeinsatz je
Stunde
- Strom KWh/h 1,58 1,58 -
Energieverbrauch
Verdichter 1
kWh/m 3 LNG
(Koller, 2006)
Betriebsstunden
Speicherung 1
(am Mittel/Hochdruck
Netz)
h/a 3000 3000 - Eigene Schätzung
Geometrisches
Volumen
m 3 4.740 4.740 - Eigene Schätzung
Durchsatz LNG
m 3
LNG/a
4.740 4.740 - Eigene Schätzung
Durchsatz Erdgas Nm 3 /a 2,8 Mio. 2,8 Mio. -
Boil-off
Speicherung 2 (in
der Gemeinde)
%/Tag 0,1 0,1 - Eigene Schätzung
Geometrisches
Volumen
m 3 - 250 250 EVF Speicher
Durchsatz LNG
m 3
LNG/a
- 4.740 4.740 Eigene Schätzung
Befüllung mal/a - 19 19
Boil-off %/Tag - 0,056 0,056 EVF Speicher
Wiederver-
dampfungVerdampfungsleistung
Erdgaseinsatz je
Stunde
Nm 3 /h
Erdgas
5.000 5.000 5.000 EVF Verdampfer
kWh/h 974 974 974
0,018 kg Erdgas
wird benötigt, um
1 kg LNG
wiederzuverdampfen
Kostendaten
Gegenüber den im vorherigen Kapitel erörterten Anlagen wird hier von deutlich geringeren
spezifischen Investitionskosten für die Verflüssigung ausgegangen (vgl. Tabelle 28). Die im
Verhältnis geringeren Investitionskosten sowie der geringere Flächenbedarf kennzeichnen

98 Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
den hier untersuchten Anlagentyp, der momentan in 2 Demonstrationsanlagen in den USA
getestet wird (vgl. Kapitel 3.1.6).
Nach einer Mitteilung von INEEL bewegen sich die Investitionskosten für die Verflüssigung
und Speicherung zwischen 1,5 und 2,5 Mio. $ Im Folgenden wird konservativ von
Investitionskosten in Höhe von 2,5 Mio. $ ausgegangen. Dabei werden Speicherkosten von
750.000 EUR angenommen (vgl. Tabelle 18). Mit einen Umrechnungsfaktor von 0,73632 €/$
(www.xe.com am 19 April 2007) resultieren damit Investitionskosten für die INEEL-Verflüssigungsanlage
von 1.090.000 EUR.
Für die Ermittlung der betriebs- und verbrauchsgebundenen Kosten sowie der sonstigen
Kosten werden die gleichen Annahmen wie bei den mittelgroßen Anlagen zugrunde
gelegt. Dies beruht auf der Annahme, dass für die Kleinanlagen von anteilig den gleichen
Kosten für Wartung und Energiebezug sowie Verwaltung und Versicherung ausgegangen
werden kann. Eine wesentliche Ausnahme stellt der Personalbedarf dar, der hier mit 0,5 bzw.
1 Personenstellen sehr gering angesetzt wird (vgl. Tabelle 18).
Für das dritte Konzept wird angenommen, dass das LNG durch die EnBW Gas in
Stuttgart angeliefert wird. Der LNG-Preis und die LNG-Fahrtkosten werden mit 1000 EUR/t
bzw. 750 EUR/13,5 t LNG und Fahrt angenommen (vgl. Tabelle 18 und Tabelle 20).
6.2 Parametervariation - Annahmen
Die Eingangsgrößen für die Berechnungen sind z. T. mit großen Unsicherheiten behaftet, da
nur wenige Informationen für entsprechende Anlagen zur Verfügung stehen. Um den Einfluss
verschiedener Parameter auf die Ergebnisse der Kostenkalkulationen abzuschätzen, wird
ergänzend eine Parametervariation durchgeführt. Dabei werden die Ausgangsgrößen pauschal
um +/- 30 % variiert. In diesen Kalkulationen sind alle Annahmen linear variiert mit
Ausnahme der Investitionskosten für verschiedene Anlagegrößen (Variation „Kapazität“,
siehe Tabelle 29). Da kleinere Anlagen höhere spezifische Investitionskosten aufweisen, wird
ein Degressionsfaktor berücksichtigt, der hier mit f = 0,8 nach folgender Gleichung eingesetzt
ist (die Korrelation ist linear für f = 1,0).
I: Investitionskosten; C: Anlagekapazität;
Subskript N: Basis Anlage; Subskript b: Andere Anlagegröße
(1)

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg 99
Tabelle 28: Kapital-, betriebsgebundene-, verbrauchsgebundene und sonstige Kosten für die
untersuchten Konzepte
Konzept Erläuterung
Kapital-
/Invest.kosten
Investitionskosten
(INEEL-Anlage-
Verflüssigung)
Investitionskosten
(Speicherung 1 am
Mittel/Hochdruck
Netz)
Investitionskosten
(Speicherung 2 an
der Gemeinde)
Investitionskosten
(Wiederverdampfung)
Betriebs- und
verbrauchsgebunde
ne Kosten
Jährliche WartungsundInstandhaltungskosten
Einheit Konzept 1 Konzept 2 Konzept 3 Quelle
Kleine
Verflüssigungsanlage
(INEEL)
mit Speicher und
Wiederverdampfer
Kleine
Verflüssigungsanlage
(INEEL) mit
Speicher (kein
Wiederverdampfer),
zusätzlich Speicher
und Wiederverdampfer
in der
Gemeinde
Speicher und
Wiederverdampfer
in der
Gemeinde
€ 1.090.000 1.090.000 - Verflüssigung
und Speicher
2,5 Mio. US $
(Mitteilung
INEEL)
€ 4.000.000 4.000.000 - Eigene
Schätzung
€ - 750.000 750.000 EVF email
€ 750.000 750.000 750.000 EVF email
%
Anteil an
Gesamtinvestition
en
Personalbedarf Personen
/a
Löhne € /(Perso
n a)
Kosten für Bezug
Strom
Kosten für Bezug
Erdgas
3 (Verflüssigung)
2 (Speicherung)
3 (Wiederverdampfung)
3 (Verflüssigung)
2 (Speicherung)
3 (Wiederverdampfung)
2 (Speicherung)
3 (Wiederverdampfung)
In Anlehnung
an VDI-
Richtlinie
2067
0,5 1 0,5 EVF, eigene
Schätzung
60.000 60.000 60.000 Eigene
Schätzung
€/kWh 0,05 0,05 0,05 Eigene
Schätzung
€/kWh 0,02 0,02 0,02 Eigene
Schätzung
LNG Kaufpreis €/t LNG - - 1000 EnBW Gas
Stuttgart
LNG Fahrtkosten €/13,5t
LNG
Sonstige Kosten
Verwaltungskosten %
Anteil an
Betriebsk
osten
Versicherungsleistun
gen etc.
%
Anteil an
Gesamtin
vestitione
n
- 750 750 EnBW Gas
Stuttgart
2 2 2 Eigene
Schätzung
0,5 0,5 0,5 Eigene
Schätzung

100 Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Tabelle 29: Parameter für die Sensitivitätsanalyse am Beispiel der mittelgroßen Anlage der
EnBW Gas in Stuttgart (siehe Tabelle 25 und Tabelle 26)
Parameter
Kapazität
Einheit Ausgangsgröße Variationsbreite (+/-
30 %)
a
- Verflüssigungsleistung Nm 3 /h 6.250 4.375 – 8.125
- Speichervolumen m 3 30.000 21.000 – 39.000
- Verdampfungsleistung m 3 /h 110.000 77.000 – 143.000
Investitionskosten
Abschreibungsdauer
Mio. € 30 21 – 39
- Verflüssigung /
Wiederverdampfung
Jahre 12 8 – 16
- Speicherung Jahre 20 14 - 26
Zinssatz Jahre 10 7 – 13
a
nicht lineare Variation für Investitionskosten, siehe Gleichung (1)
Analog zur Parametervariation für die Anlage der EnBW Gas Stuttgart in Tabelle 29
wird auch für die RWE-Anlage und für die Kleinanlagen-/Satelliten-Konzepte eine Variation
folgender Parameter durchgeführt:
• Kapazität
• Investitionskosten
• Abschreibungsdauer der Anlagenkomponenten
• Zinssatz
• Befüllung (nur für Konzept 3)
• LNG-Bezugpreis (nur für Konzept 3)
Die untersuchte Variationsbreite der Parameter liegt ebenfalls bei +/- 30 %.
6.3 Ergebnisse
Die Ergebnisse werden getrennt für die mittelgroßen Anlagen und die Kleinanlagen-
/Satelliten-Konzepte dargestellt. Dabei werden sowohl die Kostenanteile der Investitions-,
Betriebs- und sonstigen Kosten als auch die Ergebnisse der Parametervariation jeweils
diskutiert.
6.3.1 Mittelgroße Anlagen zur Verflüssigung, Speicherung und Wiederverdampfung
von LNG
Kostenanteile
Tabelle 30 stellt die errechneten Kosten für die beiden mittelgroßen LNG-Anlagen einander
gegenüber. Diese Kosten enthalten nur die zusätzlichen Kosten für das LNG-Konzept. D. h.,
dass die Erdgaskosten für die direkte LNG-Produktion nicht berücksichtigt sind. Die Anlage
ist vor allem für die saisonale Erdgasspeicherung ausgelegt.

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg 101
Tabelle 30: Vergleich der Kosten für verschiedene LNG-Anlagen
Spezifische Kosten a
Einheit EnBW Gas Stuttgart RWE Nievenheim
€/Nm 3 0,36 0,66
€ct/kWh 3,25 5,95
LNG Kosten b €/t 369 734
a) Für die direkte LNG-Produktion sind die Erdgaskosten nicht berücksichtigt
b) Inklusive Personal- und Verwaltungskosten aber exklusive Investitionskosten und Energieverbrauchkosten
für die Wiederverdampfung
Die Erzeugung, Speicherung und Wiederverdampfung von LNG in der EnBW Anlage
Stuttgart führt unter den in Tabelle 25 und Tabelle 26 aufgeführten Datengrundlagen zu spezifischen
Kosten (Speicherkosten) für das LNG-Konzept von insgesamt 0,36 €/Nm 3 Erdgas
bzw. 3,25 €ct/kWh (bezogen auf den Brennwert 11,1 kWh/Nm 3 ). Bezogen auf die LNG-Produktion
ergeben sich Kosten in Höhe von 369 €/t LNG (inklusive Personal- und Verwaltungskosten
aber exklusive Investitionskosten und Energieverbrauchkosten für Wiederverdampfung
und ohne die Erdgaskosten für die direkte LNG-Produktion).
Die LNG-Anlage RWE Nievenheim weist dagegen deutlich höhere Kosten auf. Grund
hierfür sind vor allem die höheren Investitionskosten. Die spezifischen Kosten für das LNG-
Konzept liegen bei insgesamt 0,66 €/Nm 3 Erdgas bzw. 5,95 €ct/kWh (bezogen auf den
Brennwert 11,1 kWh/Nm 3 ). Bezogen auf die LNG-Produktion ergeben sich Kosten in Höhe
von 734 €/t LNG (inklusive Personal- und Verwaltungskosten aber exklusive Investitionskosten
und Energieverbrauchkosten für Wiederverdampfung und ohne die Erdgaskosten für die
direkte LNG-Produktion), die damit knapp 25 % unter dem LNG-Marktpreis von
1.000 EUR/t liegen.
Abbildung 48 und Abbildung 49 zeigen die Anteile der einzelnen jährlichen Kosten
am Gesamtergebnis für EnBW Stuttgart und RWE Nievenheim auf.
Die jährlichen festen Kosten, die aus den Investitionen für die LNG-Anlagen resultieren,
nehmen mit mehr als der Hälfte den größten Anteil ein. Der wesentliche Unterschied
zwischen den beiden Anlagen liegt hier in den jährlichen festen Kosten für den Speicher
(18 % bei EnBW Stuttgart und 31 % bei RWE Nievenheim). Unter den wartungs- und betriebsbezogenen
Kosten sind die Kosten für Wartung und Instandhaltung die bedeutendsten,
gefolgt von den Energiekosten für den Betrieb der Anlagen (die Kosten für den Erdgasbezug
bei der Verflüssigung sind nicht berücksichtigt) und den Personalkosten. Es scheint im ersten
Blick so, dass die Anlage in Nievenheim geringere energiebezogene Kosten (8,2 %) als die
Stuttgarter Anlage (12,1 %) hat. Allerdings resultiert dieser Unterschied aus den höheren Investitionskosten
bei der Nievenheim Anlage. Die energiebezogenen Kosten belaufen sich auf
0,044 bzw. 0,054 EUR/Nm 3 bei der Anlage in Stuttgart bzw. in Nievenheim.

102 Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
12,1%
12,3%
9,2% 0,7% 2,3%
22,6%
22,6%
18,1%
Feste Kosten pro Jahr
Verflüssigung
Feste Kosten pro Jahr
Speicherung
Feste Kosten pro Jahr
Wiederverdampfung
Summe jährl. Kosten
Wartung/Instandhaltung
Summe energiebezogene Kosten
Personalkosten
Verwaltungskosten
Versicherungskosten / sonstige
Kosten
Abbildung 48: Bedeutung der verschiedenen Kostenbereiche für die Erzeugung, Speicherung und
Wiederverdampfung von LNG in der EnBW Gas Stuttgart Anlage (Anteile der
jährlichen Kosten inkl. annuisierte Kapitalkosten)
13,1%
8,2%
11,5%
6,3%
0,6% 2,6%
30,8%
26,9%
Feste Kosten pro Jahr
Verflüssigung
Feste Kosten pro Jahr
Speicherung
Feste Kosten pro Jahr
Wiederverdampfung
Summe jährl. Kosten
Wartung/Instandhaltung
Summe energiebezogene Kosten
Personalkosten
Verwaltungskosten
Versicherungskosten / sonstige
Kosten
Abbildung 49: Bedeutung der verschiedenen Kostenbereiche für die Erzeugung, Speicherung und
Wiederverdampfung von LNG in der RWE Nievenheim Anlage (Anteile der
jährlichen Kosten inkl. annuisierte Kapitalkosten)
Sensitivitätsanalyse
Im Folgenden wird nun erörtert, welchen Einfluss veränderte Investitionskosten sowie zugrunde
gelegte Zinssätze und Abschreibungsdauern der Anlagen auf die Kostenkalkulation
haben. Abbildung 50 und Abbildung 51 zeigen die Ergebnisse der Sensitivitätsanalyse.

70%
80%
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg 103
90%
100%
Prozent
110%
120%
4,1
3,9
3,7
3,5
3,3
3,1
2,9
2,7
2,5
2,3
130%
Spezifische Kosten ct/kWh
100% Werte im Klammer
Abbildung 50: Ergebnisse der Sensitivitätsanalyse für die Anlage der EnBW Stuttgart
70%
80%
90%
100%
Prozent
110%
120%
8,0
7,5
7,0
6,5
6,0
5,5
5,0
4,5
4,0
130%
Spezifische Kosten ct/kWh
Kapazität (30000m3)
Zinssatz (10%)
Lebensdauer (12J / 20J)
Investmentkosten (30M EUR)
100% Werte im Klammer
Kapazität (21500m3)
Zinssatz (10%)
Lebensdauer (12J / 20J)
Investmentkosten (45M EUR)
Abbildung 51: Ergebnisse der Sensitivitätsanalyse für die Anlage der RWE Nievenheim
Aus der Sensitivitätsanalyse wird der große Einfluss der Höhe der Investitionskosten
auf das Gesamtergebnis deutlich. Bei einer Variation der Investitionskosten von +/- 30 %
schwanken die spezifischen Kosten der EnBW Stuttgart Anlage (Speicherkosten) zwischen
2,5 und 4,0 €cent/kWh. Für die Anlage der RWE Nievenheim variieren die Kosten zwischen
4,4 und 7,5 €cent/kWh. Die den Kalkulationen zugrunde liegenden Annahmen zu Zinssatz,
Abschreibungsdauer und Kapazität wirken sich demgegenüber weniger deutlich auf das
Ergebnis aus.

104 Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
6.3.2 Kleinanlagen zur Verflüssigung, Speicherung, Wiederverdampfung und
Satellitenanlagen
Kostenanteile
Tabelle 31 gibt einen Überblick über die spezifischen Kosten der verschiedenen Kleinanlagen-/Satellitenkonzepte.
Bei der Diskussion der Ergebnisse ist zu beachten, dass sich die ermittelten
Kosten jeweils auf unterschiedliche „Betrachtungsräume“ beziehen (siehe
Abbildung 47) und dass die Kosten für den Aufbau eines Verteilnetzes in der Gemeinde nicht
mit erfasst sind.
Tabelle 31: Gesamtkosten der verschiedenen Konzepte
Konzept
Erläuterung
Spezifische Kosten a
Einheit Konzept 1 Konzept 2 Konzept 3
Kleine
Verflüssigungsanlage
(INEEL) mit
Speicher und
Wiederverdampfer
Kleine Verflüssigungsanlage
(INEEL)
mit Speicher (kein
Wiederverdampfer),
zusätzlich Speicher
und Wiederverdampfer
in der Gemeinde
Speicher und
Widerverdampfer in
der Gemeinde
€/Nm 3 0,56 0,63 0,84
€ct/kWh 5,02 5,71 7,57
a) die Erdgaskosten für die direkte LNG-Produktion sind mit berücksichtigt
Unter den hier getroffenen Annahmen weist das Konzept 3, das zur Versorgung einer
Gemeinde einen LNG-Speicher mit Wiederverdampfer umfasst, die höchsten Kosten auf
(0,84 €/Nm 3 bzw. 7,57 €ct/kWh). LNG wird hier zu einem Preis von 1.000 €/t angeliefert und
gespeichert. Dagegen sind die Konzepte 1 und 2, die den kleinen Verflüssiger (INEEL) beinhalten,
kostengünstiger. Mit Kosten von 5,02 ct/kWh bzw. 5,71 ct/kWh liegen diese Konzepte
bereits nahe beim Durchschnittserlös für die Gasabgabe an private Haushalte in
Deutschland, der im Jahr 2005 bei 4,39 ct/kWh betrug. Der Hauptgrund für die höheren Kosten
des dritten Konzeptes ist die Tatsache, dass über INEEL das LNG mit Produktionskosten
von 720 €/t (inkl. Erdgaseinsatz) mit niedrigeren Kosten als 1.000 €/t bereitgestellt werden
kann. Weiterhin sind die Kostenunterschiede zwischen Konzept 1 und Konzept 2 hauptsächlich
durch die zusätzlichen Speicher und den Transport im Konzept 2 begründet. Wird das
Konzept 1 lediglich im Hinblick auf die Erdgasspeicherung betrachtet, so ergeben sich Speicherkosten
in Höhe von 3,02 ct/kWh.
Abbildung 52 bis Abbildung 54 zeigen die Anteile der einzelnen jährlichen Kosten
am Gesamtergebnis jeweils auf.

39,9%
Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg 105
1,9%
0,9%
0,2% 1,8%
8,5%
10,1%
7,0%
29,7%
Feste Kosten pro Jahr
Verflüssigung
Feste Kosten pro Jahr
Speicherung
Feste Kosten pro Jahr
Wiederverdampfung
Summe jährl. Kosten
Wartung/Instandhaltung
Summe energiebezogene
Kosten
Erdgaskosten für direkte LNG-
Produktion
Personalkosten
Verwaltungskosten
Versicherungskosten / sonstige
Kosten
Abbildung 52: Bedeutung der verschiedenen Kostenbereiche für das Konzept 1 (Kleine Verflüssigungsanlage
(INEEL) mit Speicher und Wiederverdampfer)
35,0%
6,2%
1,7%
0,8%
0,2% 1,8%
8,3%
8,9%
6,1%
31,0%
Feste Kosten pro Jahr Verflüssigung
Feste Kosten pro Jahr Speicherung
Feste Kosten pro Jahr
Wiederverdampfung
Summe jährl. Kosten
Wartung/Instandhaltung
Summe energiebezogene Kosten
LNG LKW-Fahrtkosten
Erdgaskosten für direkte LNG-
Produktion
Personalkosten
Verwaltungskosten
Versicherungskosten / sonstige
Kosten
Abbildung 53: Bedeutung der verschiedenen Kostenbereiche für das Konzept 2 (Kleine Verflüssigungsanlage
(INEEL) mit Speicher (kein Wiederverdampfer), zusätzlicher Speicher
und Wiederverdampfer in der Gemeinde)

106 Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
88,2%
3,7%
4,6%
1,6%
0,4%
1,3%
0,1%
0,3%
Feste Kosten pro Jahr
Speicherung
Feste Kosten pro Jahr
Wiederverdampfung
Summe jährl. Kosten
Wartung/Instandhaltung
Summe energiebezogene Kosten
Personalkosten
Verwaltungskosten
Versicherungskosten / sonstige
Kosten
Jährliche LNG-Kosten inklusive
Transport
Abbildung 54: Bedeutung der verschiedenen Kostenbereiche für das Konzept 3 (Speicher und Wiederverdampfer
in der Gemeinde)
Ähnlich wie für die mittelgroßen Anlagen zeigt sich auch für die kleine Verflüssigungsanlage
mit Speicher und Wiederverdampfer (Konzept 1) die große Bedeutung der investitionsbedingten
jährlichen festen Kosten. Sie nehmen hier mehr als 46 % der gesamten
jährlichen Kosten ein. Der für das Konzept gewählte Speicher (rd. 5.000 m 3 Volumen, 4 Mio.
€ Investitionskosten, vgl. Tabelle 28) führt zu einem Kostenanteil des Speichers von ca.
30 %. Allerdings sind darin auch die Erdgaskosten für die direkte LNG-Produktion mit berücksichtigt
(im Gegensatz zu den mittelgroßen Anlagen). Die direkten Erdgaskosten sind mit
ca. 40 % sehr bedeutend. Unter den wartungs- und betriebsbedingten Kosten haben die Kosten
für Wartung und Instandhaltung die größte Bedeutung.
Konzept 2 ergänzt das Konzept 1 um einen zusätzlichen Speicher in einer Gemeinde
(250 m 3 ), die nicht an das Erdgasnetz angeschlossen ist und die mit LNG aus der zentralen
INEEL-Anlage versorgt wird. Weiterhin wird auf den Wiederverdampfer an der „Zentrale“
verzichtet und in der Gemeinde ein Wiederverdampfer an den Speicher angesetzt. Die jährlichen
festen Kosten aus den Investitionen für Verflüssiger, Speicher und Wiederverdampfer
liegen bei einem Anteil von 46 %. Auch hier nimmt unter den getroffenen Annahmen der
Speicher den größten Kostenanteil ein (31 %). Die Erdgaskosten für die direkte LNG-Produktion
sind auch in diesem Konzept mit 35 % bedeutend. Mit rd. 8 % Anteil spielen die
jährlichen Kosten für Wartung und Instandhaltung eine wichtige Rolle unter den wartungsund
betriebsbedingten Kosten. Von Bedeutung sind auch die jährlichen Kosten für den Trans-

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg 107
port des LNG von der zentralen INEEL-Anlage zur Gemeinde. Sie nehmen einen Anteil von
rd. 6 % an den gesamten jährlichen Kosten ein.
Wird ausschließlich das Satellitenlager, d. h. der LNG-Speicher mit Wiederverdampfer,
in der Gemeinde betrachtet (Konzept 3), so zeigt sich gegenüber den Konzepten 1 und 2
ein gänzlich anderes Bild. Mit über 80 % werden die jährlichen Kosten durch die Kosten für
den LNG-Bezug dominiert. Dabei sind hier nicht nur die Transportkosten für das LNG enthalten,
sondern auch ein Preis für LNG in Höhe von 1.000 €/t.
Sensitivitätsanalyse
Abbildung 55 bis Abbildung 57 zeigen die Ergebnisse der Sensitivitätsanalysen für die einzelnen
Kostenpositionen der Satelliten- und Kleinanlagen.
70%
80%
90%
100%
Prozent
110%
120%
5,9
5,7
5,5
5,3
5,1
4,9
4,7
4,5
4,3
4,1
130%
Spezifische Kosten inklusive
Erdgaskosten für direkte LNG-Produktion
ct/kWh
100% Werte im Klammer
Kapazität (5000m3)
Zinssatz (10%)
Lebensdauer (12J / 20J)
Investmentkosten (5,8 M EUR)
Abbildung 55: Ergebnisse der Sensitivitätsanalyse für das Konzept 1 (Kleine Verflüssigungsanlage
(INEEL) mit Speicher und Wiederverdampfer) inklusive Erdgaskosten für direkte
LNG-Produktion
Für die Konzepte 1 und 2 zeigt sich die große Bedeutung der Höhe der Investitionskosten auf
das Ergebnis. So schwanken für das Konzept 1, die kleine Verflüssigungsanlage (INEEL) mit
Speicher und Wiederverdampfer, die spezifischen Kosten zwischen 4,2 und 5,9 ct/kWh
inklusive der Erdgaskosten für die direkte LNG-Produktion. Für das Konzept 2, die kleine
Verflüssigungsanlage (INEEL) mit Speicher (kein Wiederverdampfer) sowie einem zusätzlichen
Speicher und Wiederverdampfer in der Gemeinde, liegt die Spannbreite zwischen 4,8
und 6,7 ct/kWh. Die Höhe des Zinssatzes, die zugrunde gelegten Abschreibungsdauern und
die Leistungsgröße haben demgegenüber einen geringeren Einfluss auf das Ergebnis.

108 Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
70%
80%
90%
100%
Prozent
110%
120%
6,7
6,5
6,3
6,1
5,9
5,7
5,5
5,3
5,1
4,9
4,7
130%
Spezifische Kosten inklusive Erdgaskosten
für direkte LNG-Produktionct/kWh
100% Werte im Klammer
Kapazität (5000m3)
Zinssatz (10%)
Lebensdauer (12J / 20J)
Investmentkosten (6,6 M
EUR)
Abbildung 56: Ergebnisse der Sensitivitätsanalyse für das Konzept 2 (Kleine Verflüssigungsanlage
(INEEL) mit Speicher (kein Wiederverdampfer), zusätzlich Speicher und Wiederverdampfer
in der Gemeinde) inklusive Erdgaskosten für direkte LNG-Produktion
70%
80%
90%
100%
Prozent
110%
120%
9,5
9,0
8,5
8,0
7,5
7,0
6,5
6,0
5,5
130%
Spezifische Kosten ct/kWh
100% Werte im Klammer
Kapazität (250m3)
Zinssatz (10%)
Lebensdauer (12J / 20J)
Investmentkosten (1,5 M EUR)
Befüllung (19 mal pro Jahr)
LNG Preis (1000 EUR/t)
Abbildung 57: Ergebnisse der Sensitivitätsanalyse für Konzept das 3 (Speicher und Wiederverdampfer
in der Gemeinde)
Die LNG-Kosten haben den bedeutendsten Einfluss auf die Höhe der spezifischen
Kosten beim Konzept 3, das zur Versorgung einer Gemeinde einen LNG-Speicher mit Wiederverdampfer
umfasst. Bei einer Variation der LNG-Kosten von +/- 30 % schwanken die
spezifischen Kosten zwischen 5,7 und 9,5 ct/kWh. Demgegenüber haben die anderen Kostenfaktoren
keinen wesentlichen Einfluss auf das Ergebnis.

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg 109
6.3.3 Vergleich mit den Kosten von Untergrundspeichern
Als Alternative zu der Erdgasspeicherung über LNG gibt es in Deutschland die Möglichkeit,
Untergrundspeicher (vgl. Abschnitt 2.2.4), d. h. Kavernen- oder Porenspeicher, neu zu errichten.
Eine Übersicht zu den Investitionskosten dieser Speicherkonzepte mit dem Stand aus
dem Jahr 1999 zeigt Tabelle 32 /Sedlacek, 1999/.
Tabelle 32: Investitionskosten für Untertage-Erdgasspeicher nach UN/ECE (1999)
Speichertyp
(100 Mio. m 3 (Vn))
Investitionskosten
in US $/m 3 (Vn)
Arbeitsgasvolumen
Investitionskosten
in US $/m 3 (Vn) /d
Speicherkapazität
Europa USA Europa USA
Aquifere 0,35 – 0,6 0,14 * 35 – 60 10
Ehemalige Erdöl-
/Erdgaslagerstätten
0,35 – 0,6 0,12 35 – 60 5
Salzkavernen 0,7 – 1 0,30 7 – 10 2
* Speichergröße: 500 Mio. m 3 (Vn)
Derzeit besteht ein großes Interesse daran, in Deutschland die Speicherkapazitäten
weiter zu steigern /EuroHeat&Power, 2006/, und es sind mehrere Speicherprojekte in Planung,
bereits in Bau oder gerade in Betrieb gegangen (vgl. auch Abschnitt 2.2.4). Das
Speicherprojekt der Trianel in Epe bei Aachen soll z. B. im Oktober 2008 in Betrieb gehen.
Unterteilt in drei Kavernen verfügt die Anlage über ein Arbeitsgasvolumen von rund 120
Mio. m 3 bzw. eine gespeicherte Energiemenge von umgerechnet rund 1,3 TWh. Die
Ausspeicherleistung der Anlage beträgt 300.000 m 3 /h und die Einspeicherleistung 150.000
m 3 /h. Die Investitionen belaufen sich auf über 100 Mio. €. Bedingt durch seine günstige Lage
wird der Speicher an die Ferngasnetze von E.ON Ruhrgas und RWE angebunden. Aus den
gegebenen technischen und ökonomischen Daten errechnen sich unter den für die
vorliegenden Studie unterstellten Randbedingungen für den Untergrundspeicher spezifische
Kosten (Speicherkosten) von insgesamt 0,16 €/Nm 3 Erdgas bzw. 1,42 €ct/kWh (bezogen auf
den Brennwert 11,1 kWh/Nm 3 ). Damit sind die in der vorliegenden Studie ermittelten
Speicherkosten über LNG zwischen 3,02 €ct/kWh (INEEL) und 5,95 €ct/kWh (RWE
Nievenheim) um den Faktor 2,1 bis 4,2 höher als die Kosten der Untergrundspeicherung.
Aufgrund der geologischen Gegebenheiten in Baden-Württemberg sind hier jedoch
keine weiteren Potenziale für Untergrundspeicher vorhanden. So bliebe als Alternative zur
LNG-Speicherung lediglich noch die Speicherung in Röhren, wie sie bereits in Bietigheim-

110 Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Bissingen realisiert wurde. Hier wurde im Jahr 2001 ein Speicherkonzept in Betrieb genommen,
das aus 6 nebeneinander verlegten Röhren mit ca. 1,4 m Durchmesser und einer Länge
von je etwa 142 m besteht. Das Volumen beträgt ca. 1.330 m 3 und kann bei einem Druck von
22 bar rund 25.000 m 3 Erdgas von Normaldruck aufnehmen. In Spitzenzeiten werden in den
Morgenstunden 3.500 m 3 /h ausgespeist. Die Investitionskosten betrugen etwa 1,02 Mio. €.
Aus den technischen und ökonomischen Daten errechnen sich unter den für die vorliegenden
Studie unterstellten Randbedingungen spezifische Kosten (Speicherkosten) von insgesamt
8,28 €/Nm 3 Erdgas bzw. 74,56 €ct/kWh (bezogen auf den Brennwert 11,1 kWh/Nm 3 ). Damit
sind die in der vorliegenden Studie ermittelten Speicherkosten über LNG zwischen
3,02 €ct/kWh (INEEL) und 5,95 €ct/kWh (RWE Nievenheim) um den Faktor 12,5 bis 24,7
niedriger als die Kosten der Röhrenspeicherung. Auch das Bietigheimer Konzept rechnet sich
nach Aussagen der Betreiber durch die Einsparungen bei den Bezugskosten.
6.4 Zusammenfassung
Für die Bereitstellung und Nutzung von LNG bieten sich unterschiedliche Konzepte an, die
an unterschiedliche Anlagengrößen sowie Optionen zu Transport, Speicherung und
Wiederverdampfung von LNG geknüpft sind. Die durchgeführte Kosten-Nutzen-Rechnung
untersucht exemplarisch ausgewählte Optionen und prüft den Einfluss einzelner Kostenparameter
auf das Gesamtergebnis. Folgende allgemeine Schlussfolgerungen ergeben sich aus
den Berechnungen:
• Unter den getroffenen Annahmen weisen die mittelgroßen Anlagen spezifische
Kosten (Speicherkosten) zwischen 3,25 und 5,95 €cent/kWh auf.
• Für eine Kleinanlage zur LNG-Erzeugung ergeben sich in Abhängigkeit des gewählten
Konzeptes (Konzept 1 und 2) spezifische Kosten zwischen 5,0 und 5,7 €cent/kWh
inklusive den Erdgaskosten für die direkte LNG-Produktion.
• Die Höhe der spezifischen Kosten wird bei den mittelgroßen Anlagen dabei zu rd. 60
bis 70 % durch die Höhe der Investitionskosten der Anlagen bestimmt. Die Bedeutung
der Investitionskosten machen auch die Parametervariationen deutlich.
• Bei den Kleinanlagen (Konzept 1 und 2) haben die Investitionskosten einen geringeren
Anteil (rd. 45 %) auf Grund der Mitberücksichtigung der Erdgaskosten für die direkte
LNG-Produktion.
• Die wartungs- und betriebsbedingten Kosten spielen demgegenüber eine eher untergeordnete
Rolle. Dennoch stellen hier Wartung und Instandhaltung sowie die Energieaufwendungen
für Verflüssigung und Wiederverdampfung die größten Posten dar.
Eine Ausnahme bildet die Verflüssigung nach dem INEEL-Verfahren, da hier nach
den vorliegenden Informationen von einem sehr geringen zusätzlichen Energiebedarf
auszugehen ist, da die Bedingungen an der Druckregel-Station genutzt werden.

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg 111
• Wird im Rahmen eines Satellitenkonzeptes LNG von einer „zentralen“ Verflüssigungsanlage
zu einem Satellitenlager transportiert, so haben die Transportkosten mit
rd. 6 % Anteil an den Gesamtkosten durchaus eine gewisse Bedeutung für das Ergebnis
(siehe Kleinanlagen-/Satellitenkonzept 2).
• Das Konzept 3 betrachtet eine Satellitenanlage mit Speicher und Wiederverdampfung.
Hier wird in den Kostenrechnungen neben den LNG-Transportkosten explizit ein
LNG-Preis (1.000 €/t) berücksichtigt. Unter diesen Annahmen hat die Bereitstellung
von LNG frei Satellitenanlage einen Anteil von rd. 88 % an den jährlichen Kosten.
Die festen jährlichen Kosten aus den Investitionen sowie die weiteren wartungs- und
betriebsbedingten Kosten spielen hier kaum eine Rolle.
Abschließend bleibt noch anzumerken, dass die Berechnungen auf allgemeinen, frei zugänglichen
Annahmen basieren. Für konkrete Planungen müssen spezifische, projektbezogene Datengrundlagen
erhoben werden.

112 Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
7 Schlussbetrachtung
Erdgas ist ein Energieträger, der in Baden-Württemberg vor allem in der Versorgung der
Haushalte, der Kleinverbraucher und der Industrie zunehmend an Bedeutung gewinnt. Der
Erdgasanteil am baden-württembergischen Primärenergieverbrauch lag im Jahr 2003 mit
16,7 % aber noch unter dem Bundesdurchschnitt von 22,1 %. Die Gaswirtschaft Baden-Württembergs
wird auf der Unternehmensebene der Ferngasstufe durch die Gasversorgung Süddeutschland
GmbH (GVS), auf der Endverteilerstufe im Wesentlichen durch die örtlichen
Stadtwerke und Regionalversorgungsunternehmen gebildet. Die GVS ist eine der größten
deutschen regionalen Ferngasgesellschaften. Das von der GVS betriebene Leitungsnetz ist
über neun Einspeisepunkte direkt mit den Transportnetzen der Netzbetreiber E.ON Gastransport
AG & Co. KG, WINGAS Transport GmbH & Co. KG, Eni Gas & Power Deutschland
S.p.A. sowie Ferngas Nordbayern GmbH gekoppelt. Über das Leitungsnetz der GVS wird
Erdgas zu 188 Ausspeisepunkten transportiert. Die GVS betreibt zwei Verdichterstationen, in
Blankenloch (nahe Karlsruhe) und Scharenstetten (nahe Ulm).
Damit auf das saisonal wechselnde Verbraucherverhalten reagiert werden kann, aber
auch um Lieferengpässe ausgleichen zu können, werden Speichermöglichkeiten für das Erdgas
benötigt. Die Saisonalspeicher werden im Sommer mit Erdgas befüllt, das den Verbrauchern
im Winter zur Deckung eines höheren Verbrauchs einschließlich der Spitzen an besonders
kalten Tagen zur Verfügung steht. In Baden-Württemberg werden zwei unterirdische
Erdgasspeicher (Untergrundspeicher) betrieben, einer im badischen Sandhausen (Rhein-
Neckar-Kreis) in der Nähe von Heidelberg und einer im oberschwäbischen Fronhofen (Kreis
Ravensburg). Das gesamte Speichervolumen der beiden baden-württembergischen Erdgasspeicher
beträgt 203 Mio. m 3 , daraus steht ein Arbeitsgasvolumen von zusammen 100 Mio.
m 3 zur Verfügung. Gemessen am gesamten Arbeitsgasvolumen der Erdgasspeicher Deutschlands
von rund 20.000 Mio. m 3 beträgt der baden-württembergische Anteil lediglich 0,76 %.
Das bedeutet, dass der Erdgaswirtschaft Baden-Württembergs eine äußerst geringe Untergrund-Speicherkapazität
zur Verfügung steht. Zudem ist von Bedeutung, dass in Deutschland
eine große Anzahl von neuen Speicherprojekten in Planung bzw. in Bau sind, die die Kapazitäten
um nahezu 20 % steigern werden. Keines dieser Projekte befindet sich jedoch in Baden-
Württemberg.
Erdgas wechselt unter atmosphärischem Druck bei einer Temperatur von -160,5 °C
von der gasförmigen in die flüssige Phase. Nach der Phasenänderung nimmt das Gas nur
noch 1/610 seines ursprünglichen Volumens ein. Dieses Flüssigerdgas (LNG – Liquefied Natural
Gas) ist eine farb- und geruchslose Flüssigkeit, die sich aufgrund ihrer hohen Dichte
sehr gut transportieren und speichern lässt. Grundsätzlich gibt es zwei verschiedene Kategorien
von Erdgasverflüssigungsanlagen: so genannte Baseload- und Peakshaving-Anlagen. Diese
Anlagen unterscheiden sich dabei alleinig im Einsatzzweck und nicht anhand Größe, tech-

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg 113
nische Ausrüstung oder Kapazität. Baseload-Anlagen dienen der Grundlastdeckung, Peakshaving-Anlagen
demgegenüber der Spitzengasdeckung durch Bereitstellung kurzfristig erforderlicher
Erdgasmengen.
Eine weitere Unterscheidung erfolgt anhand der Größe der Anlage. Die Bandbreite
der Verflüssigungsleistungen heute verfügbarer Anlagen beträgt 100 bis 10.000 tLNG/d. Kleinere
Anlagen, z. B. für die lokale Verflüssigung von Erdgas an Tankstellen für den Treibstoffmarkt
mit Leistungen bis herab zu 1 bis 10 tLNG/d befinden sich im Demonstrationsbetrieb.
Große Baseload-Anlagen greifen zum überwiegendem Teil auf das Mixed Refrigerant-
Verfahren (C3/MR-Cycle) mit vorgekühltem Kältegemisch zurück, dessen Lizenzgeber
APCI (Air Products and Chemicals Inc., USA) weltweite Verfahrenspatente besitzt. Der
Marktanteil des C3/MR-Verfahrens, gemessen an der Produktion der bis 2000 weltweit in
Betrieb gesetzten Anlagen, beträgt 87,8 %. Bei den kleinen Erdgas-Verflüssigungsanlagen erfreut
sich insbesondere das so genannte INEEL-Verfahren des „Idaho National Engineering
and Environmental Laboratory“ einem immer größeren Interesse. Es macht sich den Druckunterschied
zwischen Ferngasleitung und lokalem Versorgungsnetz zu Nutze. Die dabei gewonnene
Energie wird zur Erdgasverflüssigung eingesetzt. Ein Turboexpander ersetzt dabei
die ansonsten erforderliche Druckregelstation. Die Menge an verflüssigtem Erdgas ist dabei
abhängig von der tatsächlichen Druckdifferenz, dem Volumenstrom und der Gaszusammensetzung.
Derzeit wird Erdgas in Form von LNG auf globaler Ebene zum Transport über große
Distanzen von den Erdgasförder- zu den Verbraucherländern genutzt. In den Importländern
erfolgt in der Regel im Hafenterminal die Wiederverdampfung und Einspeisung in das Ferngasleitungsnetz.
Aufgrund der höheren Dichte von Erdgas in flüssiger Form gegenüber dessen
gasförmigen Zustand kann der Einsatz von LNG aber auch auf regionaler und lokaler
Ebene Vorteile bieten. So liegt eine weitere Nutzungsmöglichkeit von LNG in der Gasversorgung
von Regionen, in denen aufgrund einer zu geringen Gasnachfrage eine Anbindung
durch eine Erdgasleitung nicht wirtschaftlich ist. Hierzu verfügen LNG-Anlagen, die in eine
Verbrauchsstruktur integriert sind, neben den Einrichtungen zur Erdgasverflüssigung im Allgemeinen
über weitere betriebsnotwendige Systeme; eine typische integrierte LNG-Einheit
besteht aus folgenden Anlagenteilen:
• Erdgas-Übernahmestation
• CO2-Abtrennung
• Trocknung
• Erdgasverflüssigung
• LNG-Speicherung
• LNG-Abfüllanlagen, z. B. für die Fahrzeug- oder Eisenbahnkesselwagenbefüllung
Länderbezogen liegen sehr unterschiedliche Erfahrungen in der Erzeugung, dem
Transport und der Verwendung von LNG vor. Weltweit gibt es derzeit 17 große Baseload-

114 Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
Anlagen, in denen Erdgas verflüssigt und für den Export bereitgestellt wird. Die Zahl der Import-Terminals
ist in den letzten Jahren mit dem Ausbau des Handels sprunghaft gewachsen;
weltweit werden derzeit 50 Standorte gezählt, darunter 13 in Europa, u. a. in Spanien und in
Portugal, und allein 24 in Japan. Zusätzlich zu den Import-Terminals, in denen LNG wiederverdampft
und in die nationalen Gastransportnetze zur Grundversorgung eingespeist wird,
gibt es in mehreren Ländern eine Anzahl von Peakshaving-Anlagen für das saisonale Spitzenlastmanagement.
Einige Länder, wie z. B. Japan, Norwegen oder Spanien, haben auch eine
regionale Infrastruktur mit LNG-Satellitenanlagen aufgebaut, durch die Verbraucher in weniger
dicht besiedelten Landesteilen versorgt werden. Insgesamt gibt es also vielfältige und umfangreiche
internationale Erfahrungen im Umgang mit LNG und im Betrieb der technischen
Einrichtungen.
Vor diesem Hintergrund ist es das Ziel des Forschungsvorhabens zu untersuchen, in
welchen Fällen und in welchem Umfang Erdgas in verflüssigter Form innerhalb der Gasversorgung
Baden-Württembergs eingesetzt werden kann. Dabei wird von den möglichen Versorgungsvarianten,
die LNG-Speicher in Baden-Württemberg nutzen könnten, in Absprache
mit dem Auftraggeber lediglich die Option betrachtet, die auf eine Verflüssigung in Baden-
Württemberg aufbauen und das Erdgas aus der Gastransportleitung beziehen. Ein Bezug von
LNG, z. B. über bestehende oder geplante LNG-Terminals in Deutschland, den Niederlanden,
Belgien oder Italien, bleibt damit im Rahmen der Studie außen vor.
In Baden-Württemberg wird schon seit längerer Zeit LNG produziert, wiederverdampft
sowie in Satellitenanlagen gespeichert und in das Gasnetz eingespeist. Auf dem Gaswerksgelände
in der Talstraße in Stuttgart-Ost wird ein als so genannte Peakshaving-Anlage
ausgelegter Flüssigerdgasspeicher mit einem Arbeitsgasvolumen von 18 Mio. Nm 3 betrieben.
Die Anlage der EnBW Energie Baden-Württemberg in Stuttgart unterliegt weitgehend einem
klaren saisonalen Betrieb: Die Verflüssigung erfolgt grundsätzlich in der wärmeren Jahreszeit,
d. h. vorwiegend von April bis Oktober, und die Wiederverdampfung geschieht ab
Temperaturen von –6 bis –8 o C, so dass der Speicher zum Ende der kalten Jahreszeit weitgehend
geleert ist. Die Energieversorgung Filstal (EVF) mit Sitz in Göppingen und die Technischen
Werke Schussental (TWS) mit Sitz in Ravensburg beziehen das LNG aus der LNG-
Anlage in Stuttgart. Das LNG wird in deren Satellitenanlagen gespeichert und bei Bedarf
wiederverdampft.
Neben den zuvor beschriebenen Satellitenanlagen in Baden-Württemberg sind in
Deutschland noch kleinere LNG-Anlagen in Gablingen (E.ON Energie), bei der Erdgas Südbayern
in München, der Schleswag in Rendsburg sowie bei den Stadtwerken Lippstadt in Betrieb.
Zudem bringt derzeit im Verbrauchsgebiet Köln-Bonn-Düsseldorf die RWE Energy
ihre Flüssigerdgasanlage in Nievenheim auf den neuesten Stand. Die Anlage mit einem
Arbeitsgasvolumen von 13 Mio. Nm 3 wird zur Spitzenlastabdeckung (Peakshaving) betrieben.

Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg 115
In Baden-Württemberg ergeben sich neben dem mobilen Einsatz (Lastwagen, Busse,
Müllabfuhr und regelmäßig eingesetzte Flottenfahrzeuge, wie z. B. Taxis, sind typische Fahrzeuge
mit großem Potenzial für LNG-Betrieb) drei prinzipielle Einsatzmöglichkeiten für das
LNG:
• Errichtung von Baseload-Anlagen
• Aufbau von Peakloadshaving-Anlagen
• Entwicklung von Satellitenanlagen
Die Errichtung von Baseload-Anlagen oder die Beteiligung an einer solchen Anlage
gemeinschaftlich mit anderen Gesellschaftern durch die baden-württembergische Gaswirtschaft
zum Zwecke der Grundlastversorgung ist auftragsgemäß nicht Gegenstand der vorliegenden
Studie. Grundsätzlich in Frage käme zum Beispiel eine Beteiligung an den bestehenden
bzw. erweiterten Terminals Zeebrügge/Belgien und Panigaglia/Italien oder an neu zu errichtenden
Terminals, die derzeit z. B. in Italien, den Niederlanden (Rotterdam) oder
Deutschland (Wilhelmshaven) diskutiert werden. Die mit derartigen Bezugsmöglichkeiten
aufgeworfenen Fragen betreffen die gesamte Angebotsstrategie von Gasversorgungsunternehmen
und zielen somit über die Fragestellung der vorliegenden Studie weit hinaus. Aus
diesem Grunde wird die Errichtung von oder die Beteiligung an Baseload-Anlagen für die
Nutzung von LNG in Baden-Württemberg hier ausgeblendet, sie bedarf einer eigenständigen
Untersuchung.
Hinsichtlich der Abschätzung des technischen Potenzials für den Ausbau von Peakshaving-Anlagen
in Baden-Württemberg werden zwei Anlagen der Stuttgarter Bauart zugrunde
gelegt. Mit einem Zuwachs von 2 x 18 Mio. Nm 3 würde das gesamte baden-württembergische
Speichervolumen um rund 30 % auf 154 Mio. Nm 3 erweitert. Damit verbunden wäre ein
erheblicher Gewinn an Versorgungssicherheit bei gleich bleibendem Erdgasbezug. Aus physikalischen
Gründen ist es zweckmäßig, die beiden Peakshaving-Anlagen in Hauptflussrichtung
an den großen Transportsträngen zu positionieren. Als besonders geeignet bieten sich
dafür die beiden Verdichter-Standorte, Scharenstetten und Blankenloch, an. Dabei führt die
Erzeugung, Speicherung und Wiederverdampfung von LNG zu spezifischen Kosten für das
LNG-Konzept (Speicherkosten) von insgesamt 3,02 €ct/kWh (INEEL-Anlage) bzw. 3,25 €ct
je kWh (Stuttgarter Anlage) (bezogen auf den Brennwert 11,1 kWh/Nm 3 ). Die Speicherkosten
liegen damit um den Faktor 2,1 bis 2,3 höher als die Kosten der Untergrundspeicherung,
die jedoch für Baden-Württemberg keine zusätzlich realisierbare Option darstellt. Im Vergleich
mit anderen Speicherkonzepten, wie z. B. die Röhrenspeicherung, sind die Speicherkosten
über LNG wesentlich günstiger (Faktor 23 bis 25).
Das technische Potenzial der Verbraucher, die Erdgas von in Baden-Württemberg zu
errichtenden Satellitenanlagen beziehen könnten, wird durch eine Analyse des Verteilnetzes
und eine Überprüfung der Marktgebiete der GVS/ENI D abgeschätzt. Als Ergebnis der Analysen
wurden 20 größere Gemeinden ermittelt, in denen in Baden-Württemberg die Aufstel-

116 Möglichkeiten der LNG-Nutzung in Baden-Württemberg
lung von Satellitenanlagen aus technischer Sicht sinnvoll ist. Das technische Potenzial zur
Versorgung dieser Gemeinden ist durch folgende Eckwerte bestimmt:
• Erdgas aus Wiederverdampfung von LNG in lokalen Satellitenanlagen mit ortsnaher
Distribution des Produktes
• Versorgung von 20 Gemeinden mit 2.900 bis 13.800 Einwohnern, Flächen von 20 bis
108 km 2 und Einwohnerdichten von 41 bis 445 je km 2
• Erdgasverbrauch von 20 bis 96 GWh/a bzw. 2,3 bis 10,9 Mm 3 /a
• LNG-Bedarf der Gemeinden zwischen 1.667 bis 7.931 t/a
Das ermittelte gesamte technische Potenzial zur Erdgasversorgung der 113.400 Einwohner
in den 20 Gemeinden beträgt 787 GWh/a bzw. 89 Mio. Nm 3 /a. Dafür ist der Einsatz
von jährlich 67.620 t LNG in den Verdampfern der Satellitenanlagen erforderlich. Mit Kosten
von 5,02 ct/kWh (Konzept 1: kleine Verflüssigungsanlage (INEEL) mit Speicher und Wiederverdampfer)
bzw. 5,71 ct/kWh (Konzept 2: kleine Verflüssigungsanlage (INEEL) mit
Speicher (kein Wiederverdampfer), zusätzlich Speicher und Wiederverdampfer in der Gemeinde)
könnte die Versorgung über Satellitenanlagen bereits nahezu konkurrenzfähig zu
dem Durchschnittserlös für die Gasabgabe an private Haushalte in Deutschland erfolgen, der
im Jahr 2005 bei 4,39 ct/kWh lag. Bei der Diskussion der Ergebnisse ist jedoch zu beachten,
dass bei den LNG-Konzepten die Kosten für den Aufbau eines Verteilnetzes in der Gemeinde
nicht mit erfasst sind.
Als Ergebnis der Untersuchungen bieten sich für die GVS drei Optionen an, die die
Gasspeicherkapazitäten für Baden-Württemberg ausbauen bzw. die einen weiteren Ausbau
der Gasversorgung in Baden-Württemberg erschließen:
1. Beteiligung an einem Speicherprojekt außerhalb Baden-Württembergs
2. Aufbau eines LNG-Speichers auf Basis der gängigen C3/MR-Verflüssigung am
Standort Scharenstetten oder Blankenloch
3. Gewinnung von Erfahrungen mit dem INEEL-Verfahren anhand der Konzepte 1
oder 2 mit gleichzeitiger Erschließung weiterer Versorgungsgebiete.
Vor der Realisierung der Projekte bedarf es dabei insbesondere noch einer Fundierung
der Investitionskosten der Konzepte, da diese einen Großteil der Gesamtkosten ausmachen
und gleichzeitig mit einer großen Unsicherheit behaftet sind.

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