Flüssigerdgas

durch Abkühlen verflüssigtes Erdgas

Flüssigerdgas (Abkürzung LNG für englisch liquefied natural gas oder GNL für französisch gaz naturel liquéfié) ist die Bezeichnung für verflüssigtes aufbereitetes Erdgas, das auf −161 bis −164 °C (112 bis 109  K) abgekühlt wird. LNG weist nur etwa ein Sechshundertstel des Volumens von gasförmigem Erdgas auf.

Flüssigerdgastank in Massachusetts

Flüssigerdgas ist zu unterscheiden von Flüssiggas (liquefied petroleum gas, LPG oder natural gas liquids, NGL) sowie flüssigem Biomethan (liquefied biomethane, LBM).

Besonders zu Transport- und Lagerungszwecken hat LNG/GNL große Vorteile. Ein wirtschaftlicher Transport von gasförmigem Erdgas ist nur in Rohrleitungen möglich. Flüssiggut kann hingegen in besonderen Transportbehältern (z. B. Dewargefäßen) auf der Straße, der Schiene und auf dem Wasser transportiert werden. Bislang spielte diese Art der Beförderung nur eine untergeordnete Rolle, da insbesondere der Energiebedarf für die aufwändige Verflüssigung bei etwa 10 bis 25 Prozent des Energieinhaltes des Gases liegt.

Herstellung, Transport und LagerungBearbeiten

 
LNG-Gesamtsystem bestehend aus der Gasförderung, Verflüssigung, Be- und Entladung der LNG-Tanker, Vergasung, Zwischenlagerung und Transport zum Verbraucher

Das Erdgas wird gewöhnlich in Rohrleitungen von einer Erdgas-Förderstätte zu einer Gasverflüssigungsanlage oder einem Flüssigerdgasterminal in einem Hafen transportiert, wo es gespeichert, aufbereitet und durch Herunterkühlen verflüssigt wird. Erdgas enthält in der Regel eine Mischung aus Methan und schwereren Kohlenwasserstoffen sowie Stickstoff, Kohlendioxid, Wasser und weitere unerwünschte Bestandteile wie Schwefelverbindungen. Vor der Verflüssigung werden diese Komponenten teilweise entfernt, um zum Beispiel eine Verfestigung während der Verflüssigung zu vermeiden oder um Kundenanforderungen zu erfüllen. Dazu werden Verfahren wie Adsorption, Absorption und kryogene Rektifikation angewandt. Nach diesen Verfahrensschritten enthält das behandelte Erdgas nahezu reines Methan, mit einem Methangehalt von ca. 98 %.[1] Danach wird das so veredelte gasförmige Erdgas zu LNG verflüssigt. Dazu wird das Erdgas in mehreren Schritten (mit jeweils aufeinander folgender Kompression, Abkühlung unter konstantem Druck, adiabatischer Entspannung) bis auf eine Temperatur von −162 °C heruntergekühlt.[2] In LNG-Terminals wird das Flüssigerdgas im tiefkalten Zustand in isolierten Lagertanks (meist zylindrische Flachbodentanks) und unter atmosphärischem Druck bis zum weiteren Transport oder bis zur Regasifizierung zwischengespeichert.[3]

 
Gastanker LNG Rivers mit Kugeltanks

Für den anschließenden Transport stehen verschiedene Transportmittel zur Verfügung. Auf dem Hauptlauf werden größere Transportmittel mit größeren Gefäßgrößen eingesetzt und für die Feinverteilung kleinere. Für den Wasserverkehr stehen Spezialschiffe zur Verfügung, auf die das LNG gepumpt wird, die zu einem anderen LNG-Terminal fahren und das LNG dort wieder mit den schiffseigenen Ladungspumpen an Land fördern. Die im Verlauf der letzten Jahre immer größer gebauten Schiffe mit gut isolierten Kugel- oder zunehmend mit Membrantanks werden gemäß Sicherheitskategorie auch als 2G-Tanker bezeichnet. Die größten derzeit eingesetzten LNG-Tanker sind vom Typ Q-Max.

Der Landtransport kann mittels Rohrleitungen, Kesselwagen im Schienengüterverkehr und Tankwagen im Straßenverkehr. Im kombinierten Verkehr werden auch Tankcontainer für den LNG-Transport eingesetzt.[4]

Das LNG wird danach durch Umladen auf kleinere Tanker oder nach einer Umwandlung in den gasförmigen Zustand in Rohrleitungen zu einem weiteren Verteiler (Hub) oder direkt zu Ferngas-Gesellschaften weitertransportiert.

Die Transportwirtschaftlichkeitsgrenze von Flüssigerdgas liegt bei mehr als 3000 bis 5000 Kilometern, darunter ist der Transport per Erdgas-Pipeline als verdichtetes Erdgas (CNG, Compressed Natural Gas) wirtschaftlicher.[5][6] Die Transportwirtschaftlichkeitsgrenze ist von verschiedenen Faktoren abhängig, u. a.:

  • Wahl des Transportmittels
  • Leistungsfähigkeit des Transportmittels
  • Bereits vorhandene Infrastruktur

Zusätzlich kann aufgrund von politischen und geografischen Rahmenbedingungen bereits bei geringeren Entfernungen die Verwendung von LNG sinnvoll sein.

Umrechnung zum EnergiegehaltBearbeiten

Nachdem Erdgas unterschiedliche Zusammensetzungen hat, gibt es auch keine exakt richtigen Werte für dessen physikalische Kennwerte. Näherungswerte sind 420 kg/m³ für flüssiges Methan knapp unter dem Siedepunkt, 450 kg/m³ für Flüssigerdgas und ein Heizwert des Flüssigerdgases von rund 22 MJ/Liter bzw. 6 kWh/Liter. Für gasförmiges Erdgas unter Normalbedingungen sind 0,8 kg/m³ als Dichte, 10 kWh/m³ als Heizwert und 11 kWh/m³ als Brennwert gerundete Orientierungswerte. Der massenbezogene Heizwert von 13 kWh/kg (47 MJ/kg) bzw. eine Spanne von 10–14 kWh/kg gilt unabhängig von der Dichte für gasförmiges und flüssiges Erdgas gleichermaßen.[7][8]

Wirtschaftliche BedeutungBearbeiten

 
Wirtschaftliche Bedeutung von LNG

Der weltweite Absatz von verflüssigtem Erdgas erreichte 2019 sein bisheriges Maximum mit 315 Mio. Tonnen, die Produktionskapazität lag 2015 um 308 Mio. Tonnen.[9] Katar ist der weltweit größte Exporteur von Flüssigerdgas. Die Gasindustrie von Katar besitzt eine Produktionskapazität von 77 Mio. Tonnen LNG im Jahr und liefert ein Viertel des weltweiten LNG-Verbrauchs, mehr als Indonesien, Algerien und Russland (Stand bis 2011). Der LNG-Produzent Qatargas arbeitet mit ExxonMobil, Total, Mitsui, Marubeni, Conoco, Philips und Shell zusammen, der Produzent RasGas (nach der Industriestadt Ras Laffan im Norden der Halbinsel von Katar) mit ExxonMobil, Korea RasGas LNG, Petronet LNG und Itochu.[10]

Ende 2015 bestand ein großes Überangebot an verflüssigtem Erdgas. Katar hatte ein Drittel seiner Produktionskapazität nicht verkaufen können und zwischen 25 und 35 Mio. Tonnen aus US-Produktion waren noch nicht an Endabnehmer verkauft. Drei chinesische und ein indischer Importeur versuchten, LNG weiterzuverkaufen, zu dessen Abnahme sie sich verpflichtet hatten. Experten schätzten, dass die Produktionskapazität den Bedarf um jährlich 70 Mio. Tonnen übersteigt, auch in den nächsten Jahren.[11][12] Der Bau weiterer Verflüssigungsanlagen werde die überschüssige Produktionskapazität bis 2020 sogar auf 150 Mio. Tonnen pro Jahr ansteigen lassen.[13]

Die größten LNG-Exporteure waren 2019 Katar und Australien mit jeweils über 100 Milliarden m³. Alle anderen Exporteure lagen bei unter 50 Milliarden m³. Besondere Bedeutung hat LNG wegen der langen Transportwege für Länder im Fernen Osten, etwa Japan. Die Kosten für Offshore-Pipelines von den Förderstätten für Erdgas bis in diese Länder wären zu hoch. Zusammen mit Südkorea und Taiwan gehen fast 80 % der globalen LNG-Exporte in diese asiatischen Wirtschaftsmächte, wobei Japan mit über 100 Milliarden m³ knapp die Hälfte davon bezieht. Auch Großbritannien, Italien und Belgien importieren LNG. Europa hat 2019 insgesamt 119,8 Milliarden m³ LNG importiert.[14]

DeutschlandBearbeiten

In Deutschland gab es gegen Ende 2022 kein Anlandeterminal für LNG. Mehrere mögliche Standorte sind jedoch in Vorbereitung und eine LNG-Infrastrukturverordnung wurde vom Gesetzgeber verabschiedet. Deutsche Gasversorgungsunternehmen haben allerdings Beteiligungen an LNG-Terminals im Ausland erworben. LNG kann über benachbarte Staaten – Belgien, Niederlande, oder andere europäische Staaten – auf den deutschen Markt gebracht werden.[15]

Am 27. Februar 2022 kündigte Bundeskanzler Olaf Scholz aus Anlass des russischen Überfalls auf die Ukraine im Rahmen einer Sondersitzung des Deutschen Bundestages an, dass in Deutschland kurzfristig zwei Flüssigerdgasterminals errichtet werden sollen. Damit soll die einseitige Abhängigkeit von Russland beendet werden[16].

Ein Terminal soll als LNG-Terminal Wilhelmshaven in Wilhelmshaven und das andere soll als German LNG Terminal in Brunsbüttel entstehen. Uniper prüft vor diesem Hintergrund die Möglichkeit, die Planungen für das LNG-Terminal Wilhelmshaven wieder aufzunehmen. Vor dem Beschluss, das Projekt nicht zu realisieren, wurden viele Vorarbeiten für ein schwimmendes Terminal durchgeführt und ein Gutachten zur Energiedrehscheibe „WHV 2.0“ wurde erstellt.[17] Wilhelmshavens Oberbürgermeister Carsten Feist teilte mit, dass die Stadt sofort in das Projektmanagement einsteigen will.

Außerdem sind noch Stade (Projektgesellschaft: Hanseatic Energy Hub)[18] und Rostock im Gespräch[19].

FinnlandBearbeiten

Die finnische Regierung hat mit Genehmigung der Europäischen Union Investitionshilfen für den Bau einer Reihe von LNG-Terminals an der finnischen Küste bewilligt. Ziel ist es, den Wettbewerb auf dem finnischen Gasmarkt, der noch ganz von Einfuhren aus Russland abhängt, zu beleben. Außerdem soll die Einfuhr von LNG Erdgas auch in Regionen bringen, die bisher außer Reichweite des Pipeline-Netzes sind, das sich auf den äußersten Süden des Landes beschränkt.[20] Der erste Terminal mit einer Kapazität von 30.000 m³ wurde im Jahr 2016 am Hafen von Pori eröffnet.[21] Der im Bau befindliche Terminal in Tornio mit einer Kapazität von 50.000 m³ soll im Jahr 2018 festgestellt werden.[22] Der Baubeginn eines dritten Terminals in Hamina mit einer Kapazität von 30.000 m³ ist noch für 2017 vorgesehen.[23]

PolenBearbeiten

Das Ende 2015 eröffnete Flüssiggasterminal Świnoujście befindet sich weniger als 10 Kilometer von der deutschen Grenze entfernt.

Nutzung als KraftstoffBearbeiten

SchiffsverkehrBearbeiten

 
Die Fähre Ostfriesland der AG Ems, das erste mit Flüssigerdgas unter deutscher Flagge betriebene Schiff, hat am 17. Juni 2015 in Borkum angelegt

Besonders in der Schifffahrt nimmt die Bedeutung der Nutzung von LNG als Kraftstoff zum Antrieb von Verbrennungsmotoren zu.[24][25] Gerade bei Flüssiggastankern, die LNG transportieren, bietet sich dieses an.[26] Inzwischen wird ein Vorteil aber auch bei der Nutzung bei anderen Schiffstypen gesehen.[27][28] Hierfür sind jedoch Bunkerstationen in den Häfen erforderlich, in denen LNG zur Verfügung steht.[29] Im Jahr 2015 gab es zwei Containerschiffe, deren Maschinen ausschließlich mit LNG betrieben wurden.[30] Im Juni 2015 wurde mit der auf LNG-Antrieb umgerüsteten Ostfriesland auch ein kommerziell genutztes Fährschiff in Dienst gestellt.[31] Im Dezember 2015 absolvierte die Helgoland als erstes in Deutschland gebautes Fahrgastschiff mit LNG-Antrieb ihre Jungfernfahrt. Seit Mai 2016 wird die AIDAprima während ihrer Liegezeit in den Häfen von Le Havre, Hamburg, Southampton und Zeebrügge mit Flüssigerdgas versorgt.[32] Die im Dezember 2018 in Dienst gestellte AIDAnova ist das erste Kreuzfahrtschiff, das mit Flüssiggas betrieben werden kann.[33] Nach ihrer Fertigstellung voraussichtlich im Jahr 2019 werden auch die Containerschiffe des CMA CGM 22.000-TEU-Typs mit LNG angetrieben[34], womit der Kraftstoff angesichts der 2020 bevorstehenden Schwefelgrenzwerte in Schiffstreibstoffen Einzug in den Bereich der größten Containerschiffe der Welt erhält. Im Juni 2019 gab es laut SEA-LNG-Report insgesamt 163 Schiffe mit LNG-Antrieb, 155 waren in Auftrag gegeben. Im Februar 2020 waren 175 Schiffe mit LNG-Antriebsmöglichkeit in Fahrt und 203 bestellt. Zum Vergleich: zum gleichen Zeitpunkt gab es 192 Schiffe mit Elektroantrieb (Batterie und Hybrid), weitere 196 in Bau oder geplant.[35]

StraßenverkehrBearbeiten

 
LNG-Tankstelle in Mannheim
 
LNG-Tankstelle in Höver (Sehnde) bei Hannover

Auch im Schwerlastverkehr spielt LNG eine zunehmend wichtigere Rolle. Der europäische Vorreiter in diesem Segment ist Iveco, der bis Ende des Jahres 2018 bereits 1800 derartige Lkw auf europäischen Straßen im Einsatz haben will, Ende 2017 waren es rund 800. Aktuell planen auch Scania und Volvo in den neuen Markt einzusteigen, und haben ihrerseits bereits LNG-Motoren präsentiert.[36] Eines der größten Probleme, das LNG als Lkw-Kraftstoff allerdings begegnet, ist die fehlende flächendeckende Infrastruktur für die Betankung, so gab es in Deutschland 2016 lediglich zwei LNG-Tankstellen. Die EU und die EFTA-Staaten kamen gemeinsam insgesamt auf 101 solcher Tankstellen.[37] Eine weitere, die Ende 2017 in Österreich eröffnet hat, stand im Mai 2018 vor der Schließung, weil die staatliche Unterstützung fehle. Im Beispiel Österreich handelt es sich bei den Problemen konkret einerseits um die Belastung des Kraftstoffes mit der Mineralölsteuer, anstatt der deutlich günstigeren Anwendung der Energieabgabe, wie das etwa bei Biomethan und komprimiertem Erdgas (CNG), das zur Betankung von Erdgas-Pkw verwendet wird, der Fall ist. Zudem fehlen Subventionen, die die – aufgrund zurzeit niedrigerer Stückzahlen – höheren Anschaffungskosten eines mit LNG betriebenen Lkw in gewissem Maße ausgleichen könnten. Dadurch ist dieses Geschäft in einem Land wie Österreich zum aktuellen Zeitpunkt unwirtschaftlich – sowohl für Speditionen, als auch für Tankstellenbetreiber.[38] Die Kosten, um eine LNG-Tankstelle aufzubauen und betriebsfähig zu machen, belaufen sich ungefähr auf 1½ Millionen Euro.[36] In der Schweiz wurde die erste LNG-Tankstelle im Jahr 2019 im Warenverteilzentrum von Lidl Schweiz in Weinfelden eröffnet.[39]

Bis 2025 sollen insgesamt 200 LNG-Tankstellen in Deutschland aufgebaut werden.[40]

SchienenverkehrBearbeiten

LNG wird teilweise auch zum Antrieb von Gasturbinenlokomotiven benutzt. Ein Beispiel ist die russische Baureihe ГT1.

Floating Liquefied Natural Gas (FLNG)Bearbeiten

Im Gegensatz zum praktizierten Verfahren, auf See gefördertes Erdgas per Pipeline zu einer nahen Küste zu leiten und dort in Flüssigerdgas umzuwandeln, zielt die Methode FLNG darauf ab, das Erdgas bereits auf See – nahe der Förderstelle – zu verflüssigen, zwischenzulagern und auf Transportschiffe umzuschlagen.[41] Dies soll auf quasi stationär in der Nähe der Förderstellen positionierten Großschiffen geschehen, ähnlich dem bei der Erdölförderung praktizierten Verfahren FPSO. Auf diese Weise lassen sich insbesondere küstenferne Erdgaslagerstätten erschließen, deren Ausbeutung bislang infolge der hohen Kosten für die Verlegung und den Betrieb einer Pipeline unwirtschaftlich ist.[41]

Eines der FLNG-Projekte ist Prelude FLNG von Royal Dutch Shell (Mehrheitsbeteiligung) und INPEX Corporation, das westlich von Australien im Browse Basin 2018 die Bohrung aufnehmen soll. Aus Kostengründen ist die weltweite Erdgasindustrie derzeit aber nicht dabei, weitere FLNG-Pläne umzusetzen.[42]

GefahrenBearbeiten

Es besteht die Gefahr einer Entzündung des Gases bei der Verflüssigung oder der Vergasung im LNG-Terminal sowie bei Austritt der tiefkalten Flüssigkeit aus ihrem Transport- oder Lagerbehälter.

Hautkontakt führt zu Erfrierungen, ungeschützter Stahl kann Sprödbrüche erleiden. Beim Tanken von LNG ist demnach auch Schutzkleidung erforderlich: so sollten hierbei Kälteschutzhandschuhe, lange Hosen, Hemden mit langen Ärmeln sowie eine Schutzbrille und feste Schuhe getragen werden.[43] Wo verdampftes Methangas den Sauerstoff verdrängt, besteht Erstickungsgefahr.

Bei Austritt in Wasser verdampft die kalte Flüssigkeit aufgrund der hohen Wärmeleitfähigkeit des Wassers schnell. Dies sei insbesondere bei der Nutzung als Kraftstoff für die Schifffahrt zu beachten, so eine Sicherheits- und Risikostudie, die im April 2015 im Rahmen des LNG-Masterplan Rhein–Main–Donau erstellt wurde.[44] Co-Autor Brian Mo-Ajok von der Feuerwehr Rotterdam illustrierte die speziellen Gefahren für die Umgebung von Binnenwasserstraßen am 22. Februar 2017 auf einer Konferenz in Duisburg.[45]

CO2-BilanzBearbeiten

Die Nutzung von LNG als Kraftstoff wird aus Umweltsicht kritisch gesehen. Bei der Nutzung als Antrieb in Verbrennungsmotoren ohne Abgasbehandlungskatalysator kann in bestimmten Betriebszuständen das in LNG vorhandene Methan nicht vollständig verbrannt werden und gelangt durch den Auspuff in die Atmosphäre. Dies sind relativ kleine Mengen (1 bis 2 Prozent), aber durch eine etwa 32-fach höhere Treibhausgas-Wirkung[46] (Erwärmung der Atmosphäre) als Kohlendioxid ist die Nutzung von LNG klimaschädlicher, als sie rein durch die Emissionen aus der Verbrennung des Kraftstoffs wäre.[47]

Im Vergleich zum Transport von Erdgas in Pipelines hat LNG für kurze Überbrückungsdistanzen eine ungünstigere Treibhausgas-Bilanz. Sie ist auf die erforderliche zusätzliche Verarbeitung, den vergleichsweise höheren Verdampfungsverlust während des Transportes und den höheren Energieaufwand während der Produktion, der Verflüssigung, der Betankung, dem Transport und der Lagerung zurückzuführen. Je kürzer die Transportstrecke ist, desto besser ist die CO2-Bilanz von Pipelines, doch auch deren Querschnitt in Relation zur transportierten Gasmenge und der Druck sowie dessen Erzeugung an den Verdichterstationen spielen eine Rolle.

Die Prozesskette von LNG vor der Einspeisung in das Gasnetz besteht aus verschiedenen Prozessschritten (Gasförderung, Gasaufbereitung, Verflüssigung, LNG-Transport, Entladung und Speicherung, Regasifizierung). Die GFS der europäischen Kommission hielt im Jahr 2010 die LNG-Prozesskette für Treibhausgas-intensiver als Erdgas über Pipelines zu transportieren. Nach Meinung der Autoren einer (geopolitischen) Studie aus dem Jahr 2016 lohnt sich hingegen der Einsatz von LNG ab einer Entfernung von 6000 Kilometern.[48]

Leckagen („Methanschlupf“) und somit auch die Treibhausbilanz sind allerdings immer auch vom Alter der jeweiligen technischen Anlagen abhängig. Modernere (und zumeist größere) Anlagen zeigen einen geringeren „Methanschlupf“ als ältere Anlagen. Die Prozesskette von LNG vor der Einspeisung in das Gasnetz besteht aus verschiedenen Prozessschritten in denen jeweils unterschiedliche Emissionentypen (Leckagen) auftreten können. Eine Übersicht zu den Emissionen zweier Prozessschritte zeigt die nachfolgende Tabelle. (Siehe dazu auch die Studie, den Beleg, zur nachfolgenden Tabelle.) Die Werte gelten jeweils für Energieversorgung bzw. zugehörige Stromerzeugung mit fossilen Brennstoffen, häufig erfolgt dies ebenfalls mit Erdgas, auch in den größten Exportländern Katar und Australien trotz der hervorragenen Verhältnisse für Solarstromerzeugung.

Übersicht Emissionen durch Verflüssigung und Transport (Primärquelle: „Potenzialanalyse LNG“, DVGW-EBI et al. 2016)[49]
Prozessschritt Zahlenwerte in der Literatur Einheit
Verflüssigung, Kleinanlage 8.167 - 16.667 g CO2-Äquivalent / GJ
Verflüssigung, Großanlage 4.167 - 8.333 g CO2-Äquivalent / GJ
Transport, Pipeline 0,64 - 5,28 g CO2-Äquivalent / km / GJ
Transport, Seeschiff 2.500 und 5.250 g CO2-Äquivalent / GJ

Siehe auchBearbeiten

LiteraturBearbeiten

  • The egg is laid · The use of LNG as a marine fuel is still curbed by a hen-and-egg problem. But more and more LNG-projects of ship owners, port and terminal operators point to a change. In: Hansa, Heft 8/2015, Schiffahrts-Verlag Hansa, Hamburg 2015, ISSN 0017-7504, S. 48/49
  • Klaus-Rüdiger Richter: LNG – „hip“ oder„Hype“? Tiefkalt verflüssigtes Erdgas erhitzt die Debatte um den Schiffstreibstoff der Zukunft. In: Waterkant, 2-16 von Juni 2016, Heft 122, S. 25–28, Herausg.: Förderkreis Waterkant e.V., Emsdetten, ISSN 1611-1583
  • LNG-Report, Wasser · Industrie · Straße 2017/2018. DVV Media Group, Hamburg 2017, ISBN 978-3-87154-612-9

WeblinksBearbeiten

Commons: Flüssigerdgas – Sammlung von Bildern, Videos und Audiodateien
Wiktionary: Flüssigerdgas – Bedeutungserklärungen, Wortherkunft, Synonyme, Übersetzungen

EinzelnachweiseBearbeiten

  1. DVGW: Daten und Fakten zu Liquefied Natural Gas (LNG) – Flüssigerdgas
  2. Thomas Reukauf und Laurent Maalem: LNG-Einsatz in Industrie und Gewerbe auch ohne Netzanschluss In: VIK Mitteilungen, 02/2013
  3. Linde Engineering: LNG-Terminals
  4. GATX und Trifleet bringen nachhaltigen Transport mit innovativer LNG-Transportlösung voran. GATX, 6. Oktober 2022, abgerufen am 8. November 2022.
  5. Roland Lajtai: LNG vs. Russian natural gas dependency in the south eastern european region. Nr. 768, 9. Oktober 2009, S. 14–15 (englisch, igu.org [PDF]).
  6. Thomas-Philipp Miksch: USA-Asia LNG Shipping Route Optimization. Madrid 1. Februar 2019, S. 17 (englisch, upm.es [PDF]).
  7. Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH (DEW21): Unser Erdgas, PDF, 40 kB
  8. Rüdiger Paschotta: RP-Energie-Lexikon: Flüssigerdgas
  9. Germany Trade and Invest: „Russland greift nach seiner Chance am LNG-Markt“, ohne Ortsangabe, 2016, S. 4 online pdf (Memento vom 19. Oktober 2016 im Internet Archive)
  10. Rainer Hermann: Die Golfstaaten. Wohin geht das neue Arabien? München 2011, ISBN 978-3-423-24875-4, S. 295
  11. Toil ahead for oil, but expect double trouble for LNG, The Sydney Morning Herald, 7. Dezember 2015, online
  12. Dunkle Wolken am LNG-Himmel über Australien, Germany Trade and Invest, 16. Januar 2016, online
  13. Gas rebalancing 1: Clearing the global gas glut, Cullum O'Reilly, LNG Industries, 12. Oktober 2016, online
  14. BP - Statistical Review of World Energy 2020 (69th edition). (PDF; 7,19 MB) BP p.l.c., 15. Juni 2020, S. 41, abgerufen am 5. Februar 2021 (englisch).
  15. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie: Konventionelle Energieträger/Gas
  16. Debatte zur Regierungserklärung des Kanzlers bei zdf.de vom 27. Februar 2022
  17. Uniper prüft Möglichkeiten für LNG-Terminal in Wilhelmshaven in Der Stern vom 1. März 2022
  18. [ https://www.hanseatic-energy-hub.de/ Der Energiehafen in Stade]
  19. [ https://www.uvp-verbund.de/trefferanzeige?cmd=doShowObjectDetail&docuuid=71D971E7-E096-4950-A880-BD08141DE9B4&plugid=/ingrid-group:ige-iplug-mv Allgemeine Vorhabenbeschreibung ]
  20. Mitteilung des finnischen Wirtschaftsministeriums http://tem.fi/lng-terminaalien-investointituki
  21. Finland’s first LNG terminal starts commercial ops. In: LNG World News. (lngworldnews.com [abgerufen am 1. September 2017]).
  22. https://www.kauppalehti.fi/uutiset/tornioon-valmistuu-pohjoismaiden-suurin-nesteytetyn-maakaasun-terminaali/CZ6ir3r5. Abgerufen am 1. September 2017.
  23. Finland: Hamina LNG terminal construction starts. In: LNG World News. (lngworldnews.com [abgerufen am 1. September 2017]).
  24. Hans-Jürgen Reuß: Gas als alternativer Kraftstoff und bestmögliche Nutzung der Primärenergie. In: Hansa, Heft 12/2011, S. 28–30, Schiffahrts-Verlag Hansa, Hamburg 2011, ISSN 0017-7504
  25. Sverre Gutschmidt: LNG auf dem Weg in ein neues Zeitalter der Schifffahrt. In: Hansa, Heft 8/2013, S. 62–64, Schiffahrts-Verlag Hansa, Hamburg 2013, ISSN 0017-7504
  26. Wie sieht die Zukunft im Bereich LNG aus? In: ClassNK-Magazin, 66. Ausgabe, S. 2/3, JLA media, Hamburg 2014.
  27. Brennstoff mit Zukunft. In: ClassNK-Magazin, 66. Ausgabe, S. 4/5, JLA media, Hamburg 2014.
  28. Studie der Europäischen Kommission zu LNG als Schiffsbrennstoff. In: Schiff & Hafen, Heft 4/2015, S. 25.
  29. Michael vom Baur: LNG – ein neuer Kraftstoff in den Häfen der Ostsee. In: Hansa, Heft 8/2013, S. 66–69, Schiffahrts-Verlag Hansa, Hamburg 2013, ISSN 0017-7504
  30. Wolfhart Fabarius: Zweites Containerschiff mit LNG. In: Täglicher Hafenbericht vom 1. September 2015, S. 13.
  31. Reederei Ems: Projekt MS „Ostfriesland“, Projektseite, abgerufen am 24. September 2015.
  32. AIDA Cruises: Premiere im Hamburger Hafen: Am 14. Mai werden AIDAprima und AIDAsol in Hamburg mit sauberem Strom aus LNG betrieben - AIDA Kreuzfahrten. In: www.aida.de. Abgerufen am 5. Juni 2016.
  33. Ingrid Brunner: Frische Brise auf hoher See. In: sueddeutsche.de. 31. Dezember 2018, ISSN 0174-4917 (sueddeutsche.de [abgerufen am 1. Januar 2019]).
  34. Chinadaily: World's largest container vessels under construction in Shanghai. Abgerufen am 4. Januar 2019.
  35. André Germann: LNG: Schluss mit „Henne oder Ei“ · Versorgung und Nutzung wachsen parallel. In: Täglicher Hafenbericht vom 17. Februar, S. 1
  36. a b Boris Schmidt: Lastwagen mit LNG: Iveco und Scania geben Gas In: Frankfurter Allgemeine Zeitung, 3. Dezember 2017, abgerufen am 1. August 2018.
  37. Statistical Report 2017. (PDF-Datei) NGVA Europe, 19. Januar 2018, abgerufen am 1. August 2018.
  38. Günther Strobl: Einzige LNG-Tankstelle in Österreich könnte in Deutschland landen In: Der Standard, 28. Mai 2018, abgerufen am 1. August 2018.
  39. Lidl Schweiz eröffnet erste LNG-Tankstelle der Schweiz. In: gazenergie.ch. Verband der Schweizerischen Gasindustrie, 1. Juli 2019, abgerufen am 3. Oktober 2022.
  40. LNG Tankstellen - große Übersicht als Karte. In: Barmalgas. Abgerufen am 8. November 2022.
  41. a b Floating LNG: Erdgas-Förderung auf dem Meer. Linde AG, archiviert vom Original am 5. Februar 2015; abgerufen am 13. Februar 2014.
  42. Wettkampf der Erdgasgiganten. In: orf.at. 12. Mai 2018, abgerufen am 26. Juli 2018.
  43. LNG vs. Diesel - Der ultimative Vergleich, aufgerufen am 30. November 2022
  44. Das TEN-T-Programm der Europäischen Union zur Unterstützung des Rahmenplans Flüssigerdgas für Rhein – Main – Donau. Nachgeordnete Maßnahme 2.4: Technische Erkenntnisse, Sicherheit und Risikobewertung. Ergebnis 2.4.4: Studie zu Not- und Unfall-Einsätzen (Havenbedrijf Rotterdam N.V.) LNG-Masterplan Consortium, April 2015.
  45. Videos entfernt: Wie gefährlich ist LNG? Abgerufen am 19. Mai 2017.
  46. M. Etminan, G. Myhre, E. J. Highwood und K. P. Shine: Radiative forcing of carbon dioxide, methane, and nitrous oxide: A significant revision of the methane radiative forcing, Geophys. Res. Lett., 43, 12, 614-12, 623, doi:10.1002/2016GL071930.
  47. Klaus-Rüdiger Richter: LNG – „hip“ oder„Hype“? Tiefkalt verflüssigtes Erdgas erhitzt die Debatte um den Schiffstreibstoff der Zukunft. In: Waterkant, 2-16 von Juni 2016, Heft 122, S. 25–28, Herausg.: Förderkreis Waterkant e.V., Emsdetten, ISSN 1611-1583
  48. Andreas Goldthau: Assessing Nord Stream 2: regulation, geopolitics & energy security in the EU, Central Eastern Europe & the UK, European Centre for Energy and Resource Security (EUCERS), London, 2016, S. 20 Online (pdf) (Archiviert vom nicht mehr verfügbarem Original)
  49. Jakob Wachsmuth, Stella Oberle; Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung ISI, Karlsruhe und Asif Zubair, Wolfgang Köppel; DVGW-Forschungsstelle am Engler-Bunte-Institut des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT), Karlsruhe. Im Auftrag des Umweltbundesamtes: Wie klimafreundlich ist LNG? Kurzstudie zur Bewertung der Vorkettenemissionen bei Nutzung von verflüssigtem Erdgas (LNG). In: www.isi.fraunhofer.de. Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung ISI, Breslauer Straße 48, 76139 Karlsruhe, Mai 2019, S. 15, archiviert vom Original; abgerufen am 6. Mai 2022.