Flüssigerdgas

Flüssigerdgas ( LNG ) ist Erdgas (hauptsächlich Methan , CH₄ _, mit einem geringen Anteil an Ethan , C₂H₆ _{) ,} das zur einfacheren und sichereren Lagerung oder zum Transport unter Druck verflüssigt wurde. Es hat etwa 1/600 des Volumens von Erdgas im gasförmigen Zustand bei Standardbedingungen ( Temperatur und Druck) .

LNG ist geruchlos , farblos , ungiftig und nicht korrosiv . Zu den Gefahren zählen die Entflammbarkeit nach der Verdampfung, Gefrieren und Ersticken . Beim Verflüssigungsprozess werden bestimmte Bestandteile wie Staub, Kohlendioxid, Helium , Wasser und schwere Kohlenwasserstoffe entfernt , die nachfolgende Prozessstörungen verursachen könnten. Das Erdgas wird anschließend durch Abkühlung auf etwa −162 °C (−260 °F) bei nahezu Atmosphärendruck verflüssigt . Der maximale Transportdruck beträgt rund 127 kPa (18 psi), was etwa dem 1,25-Fachen des Atmosphärendrucks auf Meereshöhe entspricht. Der Gasstrom wird typischerweise in die flüssigen Erdölfraktionen ( Butan und Propan ) und die leichteren Fraktionen Ethan und Methan getrennt . Diese leichteren Fraktionen Methan und Ethan bilden den Hauptanteil des verflüssigten und gelagerten LNG.

Vor dem späten 20. Jahrhundert galt Erdgas weitgehend als Nebenprodukt der Erdölförderung. Die Entwicklung von Produktionsverfahren, kryogener Speicherung und Transport ermöglichte die Kommerzialisierung von Erdgas und schuf einen globalen Markt, der heute mit anderen Brennstoffen konkurriert. Die Entwicklung der LNG-Speicherung machte den Erdgastransport deutlich zuverlässiger. Im Gegensatz zur einfachen Tanklagerung anderer Brennstoffe konnte Erdgas aufgrund der Schwierigkeit, Gaslecks zu verhindern, zuvor nicht über längere Zeiträume gelagert werden. Die großtechnische kryogene Speicherung ermöglichte es, auch für Erdgas zuverlässige Langzeitspeicherreserven zu schaffen. Diese Flüssiggasreserven können durch Regasifizierungsprozesse schnell bereitgestellt werden und sind heute das wichtigste Mittel für Netzbetreiber, um lokale Lastspitzen abzudecken . ^{[ 1 ]}

Die LNG-Produktion ist ein energieintensiver Prozess, der sich auf wenige Länder konzentriert und in der Regel spezialisierte Häfen für den Export des LNG in andere Länder erfordert. Im Jahr 2023 verfügten die USA, Australien und Katar über die größten Exportkapazitäten für LNG, während China, Japan und Südkorea die größten Importeure waren. ^{[ 2 ]} Ein IEA-Bericht aus dem Jahr 2025 prognostizierte einen weiteren Kapazitätsausbau im kommenden Jahrzehnt. ^{[ 3 ]} Diese extreme Produktionskonzentration führt zu Engpässen in den globalen Lieferketten. So beeinträchtigte der Iran-Krieg im Jahr 2026 die LNG-Exporte Katars und hatte somit Auswirkungen auf den Zugang zu und die Kosten von LNG. ^{[ 4 ]}

Der Heizwert hängt von der verwendeten Gasquelle und dem Verflüssigungsverfahren ab. Die Schwankungsbreite beträgt ±10 bis 15 Prozent. Ein typischer oberer Heizwert von LNG liegt bei etwa 50 MJ/kg bzw. 21.500 BTU/lb. ^{[ 5 ]} Ein typischer unterer Heizwert von LNG liegt bei 45 MJ/kg bzw. 19.350 BTU/lb.

Zum Vergleich verschiedener Brennstoffe kann der Heizwert als Energie pro Volumen angegeben werden, was als Energiedichte in MJ/Liter bezeichnet wird. Die Dichte von LNG liegt je nach Temperatur, Druck und Zusammensetzung zwischen etwa 0,41 kg/Liter und 0,5 kg/Liter ^{[ 6 ]} , im Vergleich zu Wasser mit 1,0 kg/Liter. Ausgehend vom Medianwert von 0,45 kg/Liter ergeben sich typische Energiedichtewerte von 22,5 MJ/Liter (basierend auf dem oberen Heizwert) bzw. 20,3 MJ/Liter (basierend auf dem unteren Heizwert).

Die volumetrische Energiedichte von LNG ist etwa 2,4-mal so hoch wie die von komprimiertem Erdgas (CNG), wodurch der Transport von Erdgas per Schiff in Form von LNG wirtschaftlich ist. Die Energiedichte von LNG ist vergleichbar mit der von Propan und Ethanol , beträgt aber nur 60 Prozent der von Diesel und 70 Prozent der von Benzin . ^{[ 7 ]}

Mitte des 17. Jahrhunderts leitete Robert Boyle die inverse Beziehung zwischen Druck und Volumen von Gasen ab. Etwa zur gleichen Zeit untersuchte Guillaume Amontons den Einfluss der Temperatur auf Gase. Anfang des 19. Jahrhunderts wies Cagniard de la Tour nach, dass es eine Temperatur gibt, oberhalb derer ein Gas nicht mehr verflüssigt werden kann. 1886 verflüssigte Karol Olszewski Methan, den Hauptbestandteil von Erdgas. ^{[ 8 ]}

Die erste großtechnische Verflüssigung von Erdgas in den USA fand 1918 statt, als die US-Regierung Erdgas verflüssigte, um Helium zu gewinnen, das in geringen Mengen in manchen Erdgasvorkommen enthalten ist. Dieses Helium war für den Einsatz in britischen Luftschiffen im Ersten Weltkrieg bestimmt . Das flüssige Erdgas (LNG) wurde nicht gelagert, sondern regasifiziert und sofort in das Gasnetz eingespeist. ^{[ 9 ]}

Aufgrund der großen Mengen ist die Speicherung von Erdgas im gasförmigen Zustand nahe dem Atmosphärendruck unpraktisch. Verflüssigt lässt es sich jedoch in einem Volumen speichern, das nur 1/600 des ursprünglichen Volumens beträgt. Dies ist eine praktikable Speichermethode, allerdings muss das Gas dabei auf −162 °C gekühlt werden.

Die wichtigsten Patente im Bereich der Erdgasverflüssigung stammen aus den Jahren 1915 bis Mitte der 1930er Jahre. 1915 patentierte Godfrey Cabot ein Verfahren zur Lagerung flüssiger Gase bei sehr niedrigen Temperaturen. Es basierte auf einer thermoskannenähnlichen Konstruktion mit einem kalten Innentank innerhalb eines Außentanks, die durch eine Isolierung voneinander getrennt waren. ^{[ 10 ] [ 11 ]}

1937 erhielt Lee Twomey Patente für ein Verfahren zur großtechnischen Verflüssigung von Erdgas. Ziel war es, Erdgas in flüssiger Form zu speichern, um so zur Deckung von Energiespitzen während Kälteperioden beitragen zu können. Twomey nutzte eine Variante des Linde-Verfahrens . Dabei wird das Gas regenerativ gekühlt, indem es kontinuierlich durch eine Düse geleitet und expandiert wird, bis es die Verflüssigungstemperatur erreicht. Dieses Verfahren wurde von James Joule und William Thomson entwickelt und ist als Joule-Thomson-Effekt bekannt . ^{[ 12 ] [ 13 ] [ 14 ]} Eine Variante des Linde-Verfahrens , das sogenannte Claude-Verfahren, findet gelegentlich Anwendung.

Das Kaskadenverfahren entstand in den 1960er Jahren. Ingenieure der Phillips Petroleum Company entwickelten das optimierte Kaskadenverfahren , das drei aufeinanderfolgende Kältekreisläufe nutzte: Propan zur Vorkühlung, Ethylen (oder Ethan) zur Zwischenkühlung und Methan zur abschließenden Verflüssigung. Dieser schrittweise Ansatz verbesserte die thermodynamische Effizienz und die Betriebsstabilität. Er wurde 1969 erstmals kommerziell in der Kenai-LNG-Anlage in Alaska eingesetzt, der ersten LNG-Exportanlage mit Grundlastbetrieb in den Vereinigten Staaten. ^{[ 15 ] [ 16 ]}

Die East Ohio Gas Company errichtete 1940 in Cleveland, Ohio , eine kommerzielle LNG-Anlage im industriellen Maßstab, kurz nachdem ihre Schwestergesellschaft, die Hope Natural Gas Company aus West Virginia, eine erfolgreiche Pilotanlage gebaut hatte. Dies war die erste Anlage dieser Art weltweit. Ursprünglich bestand sie aus drei Kugeln mit einem Durchmesser von jeweils etwa 19 Metern, die LNG bei −162 °C enthielten. Jede Kugel fasste umgerechnet etwa 1,4 Millionen Kubikmeter Erdgas. ¹⁹⁴² wurde ein vierter Tank, ein Zylinder, hinzugefügt. Dieser hatte ein Fassungsvermögen von 2,8 Millionen Kubikmetern Gas. Die Anlage war drei Jahre lang erfolgreich in Betrieb. Bei Kälteeinbrüchen, wenn zusätzliche Kapazität benötigt wurde ^, wurde das gespeicherte Gas regasifiziert und in das Leitungsnetz eingespeist. Dadurch wurde verhindert, dass einzelne Kunden während einer Kälteperiode von der Gasversorgung ausgeschlossen wurden.

Am 20. Oktober 1944 kam es in der Anlage von Cleveland zu einem LNG-Unfall , als der zylindrische Tank platzte und Tausende Liter LNG über das Werksgelände und die umliegende Nachbarschaft ausliefen. Das Gas verdampfte und entzündete sich, wobei 130 Menschen ums Leben kamen. ^{[ 17 ]} Der Brand verzögerte den weiteren Ausbau von LNG-Anlagen um mehrere Jahre. In den folgenden 15 Jahren ebneten jedoch neue Forschungen zu Tieftemperaturlegierungen und verbesserten Isoliermaterialien den Weg für eine Wiederbelebung der Branche. Diese wurde 1959 wieder aufgenommen, als das US-amerikanische Liberty -Schiff „Methane Pioneer“ , das im Zweiten Weltkrieg für den LNG-Transport umgerüstet worden war, LNG von der US-Golfküste in das energiearme Großbritannien lieferte. Im Juni 1964 wurde der weltweit erste speziell für LNG gebaute Tanker, die „ Methane Princess“ , in Dienst gestellt. ^{[ 18 ]} Kurz darauf wurde in Algerien ein großes Erdgasfeld entdeckt. Der internationale LNG-Handel setzte rasch ein, als LNG aus den algerischen Feldern nach Frankreich und Großbritannien verschifft wurde.

Die LNG-Industrie in den USA erlebte 1965 mit dem Bau mehrerer neuer Anlagen einen Aufschwung, der sich bis in die 1970er Jahre fortsetzte. Diese Anlagen dienten nicht nur der Spitzenlastdeckung, wie beispielsweise in Cleveland, sondern auch der Grundlastversorgung von Gebieten, die zuvor keinen Zugang zu Erdgas hatten. An der Ostküste wurden zahlreiche Importanlagen errichtet, um dem erwarteten Bedarf an LNG-Importen gerecht zu werden. Ab 2010 führte das Hydraulic Fracturing („Fracking“) jedoch zu einem Boom in der US-Erdgasproduktion, wodurch Importanlagen zu Exportanlagen umfunktioniert wurden. Der erste US-amerikanische LNG-Export wurde Anfang 2016 abgeschlossen. ^{[ 19 ]}

Bis 2023 hatten sich die USA zum größten Exporteur der Welt entwickelt, und bereits im Bau befindliche oder genehmigte Projekte würden ihre Exportkapazitäten bis 2027 verdoppeln. ^{[ 20 ]} Die größten Exporteure waren Cheniere Energy Inc., Freeport LNG und Venture Global LNG Inc. ^{[ 21 ]} Die US-Energieinformationsbehörde berichtete, dass die USA im Jahr 2023 4,3 Billionen Kubikfuß (1,2 × 10 ¹¹  m ³ ) exportiert hatten. ^{[ 22 ]}

Der Prozess beginnt mit der Vorbehandlung des in das System eingeleiteten Erdgases, um Verunreinigungen wie H₂S, CO₂, H₂O, Quecksilber und höherkettige Kohlenwasserstoffe zu _entfernen . _{Anschließend} gelangt das _Erdgas in die Verflüssigungsanlage, wo es auf −145 °C bis −163 °C abgekühlt wird. ^{[ 23 ]} Obwohl Art und Anzahl der Heizzyklen und/oder die verwendeten Kältemittel je nach Technologie variieren können, besteht der grundlegende Prozess darin, das Gas durch Aluminiumrohrschlangen zu leiten und es einem komprimierten Kältemittel auszusetzen. ^{[ 23 ]} Durch die Verdampfung des Kältemittels kühlt sich das Gas in den Schlangen durch den Wärmeaustausch ab. ^{[ 23 ]} Das LNG wird dann in einem speziellen doppelwandigen, isolierten Tank unter Atmosphärendruck gelagert und ist bereit für den Transport zum Bestimmungsort. ^{[ 23 ]}

Der Großteil des inländischen LNG wird auf dem Landweg mit Lkw/Anhängern transportiert, die für kryogene Temperaturen ausgelegt sind. ^{[ 23 ]} Interkontinentale LNG-Transporte erfolgen mit Spezialtankern. LNG-Transporttanks bestehen aus einem inneren Stahl- oder Aluminiumfach und einem äußeren Kohlenstoff- oder Stahlfach mit einem dazwischenliegenden Vakuumsystem zur Reduzierung des Wärmeaustauschs. ^{[ 23 ]} Am Zielort muss das LNG in vakuumisolierten oder Flachbodentanks gelagert werden . [ ^{23 ] Zur} Verteilung wird das LNG in eine Regasifizierungsanlage gepumpt, in einen Verdampfer gepumpt und wieder erhitzt. ^{[ 23 ]} Anschließend wird das Gas in das Gasleitungsnetz eingespeist und an den Endverbraucher geliefert. ^{[ 23 ]}

Das in die LNG-Anlage eingespeiste Erdgas wird aufbereitet, um Wasser, Schwefelwasserstoff , Kohlendioxid , Benzol und andere Bestandteile zu entfernen, die bei den für die Lagerung erforderlichen niedrigen Temperaturen gefrieren oder die Verflüssigungsanlage beschädigen könnten. LNG enthält typischerweise über 90 %  Methan . Es enthält außerdem geringe Mengen an Ethan , Propan , Butan , einigen schwereren Alkanen und Stickstoff. Der Reinigungsprozess kann so ausgelegt werden, dass nahezu 100 %  Methan gewonnen werden . Eines der Risiken von LNG ist die sogenannte Rapid Phase Transition Explosion (RPT), die auftritt, wenn kaltes LNG mit Wasser in Kontakt kommt . ^{[ 24 ]}

Die wichtigste Infrastruktur für die LNG-Produktion und den Transport ist eine LNG-Anlage, die aus einem oder mehreren LNG-Verflüssigungsanlagen besteht. Jede dieser Anlagen ist eine unabhängige Einheit zur Gasverflüssigung und -reinigung. Eine typische Verflüssigungsanlage umfasst einen Kompressionsbereich, einen Propankondensatorbereich sowie Bereiche für Methan und Ethan .

Die größte in Betrieb befindliche LNG-Anlage befindet sich in Katar mit einer Produktionskapazität von 7,8 Millionen Tonnen pro Jahr. LNG wird auf Schiffe verladen und zu einem Regasifizierungsterminal transportiert, wo es sich ausdehnt und wieder in Gas umgewandelt wird. Regasifizierungsterminals sind in der Regel an ein Speicher- und Pipeline-Verteilungsnetz angeschlossen, um Erdgas an lokale Verteilungsunternehmen oder unabhängige Kraftwerke zu liefern.

Die Informationen in der folgenden Tabelle stammen teilweise aus Veröffentlichungen der US-amerikanischen Energieinformationsbehörde (EIA). ^{[ 25 ]} Siehe auch Liste der LNG-Terminals

Die LNG-Industrie entwickelte sich in der zweiten Hälfte des letzten Jahrhunderts nur langsam, da die meisten LNG-Anlagen in abgelegenen, nicht an das Pipelinenetz angeschlossenen Gebieten liegen und die Aufbereitung und der Transport von LNG mit hohen Kosten verbunden sind. Der Bau einer LNG-Anlage kostet mindestens 1,5 Milliarden US-Dollar pro 1 Mio. Tonnen Jahreskapazität, ein Empfangsterminal 1 Milliarde US-Dollar pro 1 Mrd. Kubikfuß Durchsatzkapazität pro Tag und LNG-Schiffe 200 bis 300 Millionen US-Dollar.

Anfang der 2000er-Jahre sanken die Preise für den Bau von LNG-Anlagen, Empfangsterminals und Schiffen, da neue Technologien aufkamen und immer mehr Unternehmen in Verflüssigung und Regasifizierung investierten. Dies trug dazu bei, dass LNG als Energieträger wettbewerbsfähiger wurde. Steigende Materialkosten und die Nachfrage nach Bauleistungen haben die Preise in den letzten Jahren jedoch wieder ansteigen lassen. Der Standardpreis für ein 125.000 Kubikmeter fassendes LNG-Schiff, das in europäischen und japanischen Werften gebaut wurde, lag früher bei 250 Millionen US-Dollar. Mit dem Markteintritt koreanischer und chinesischer Werften sanken die Gewinnmargen, während die Effizienz stieg – die Kosten reduzierten sich um 60 Prozent. Die Kosten in US-Dollar sanken auch aufgrund der Abwertung der Währungen der weltweit größten Schiffbaunationen: des japanischen Yen und des koreanischen Won.

Seit 2004 hat die hohe Anzahl an Aufträgen die Nachfrage nach Werftplätzen erhöht, was deren Preise und damit die Schiffskosten in die Höhe getrieben hat. Die Baukosten pro Tonne für LNG-Verflüssigungsanlagen sanken von den 1970er- bis in die 1990er-Jahre kontinuierlich um etwa 35 Prozent. In letzter Zeit haben sich die Kosten für den Bau von Verflüssigungs- und Regasifizierungsterminals jedoch aufgrund gestiegener Materialkosten und eines Mangels an Fachkräften, Ingenieuren, Konstrukteuren, Managern und anderen Angestellten verdoppelt.

Aufgrund von Erdgasknappheit im Nordosten der USA und einem Erdgasüberschuss im Rest des Landes werden in den Vereinigten Staaten zahlreiche neue LNG-Import- und -Exportterminals erwogen. Sicherheitsbedenken hinsichtlich dieser Anlagen führen in einigen Regionen, in denen sie geplant sind, zu Kontroversen. Ein solcher Standort ist der Long Island Sound zwischen Connecticut und Long Island. Broadwater Energy , ein Gemeinschaftsunternehmen von TransCanada Corp. und Shell, plant den Bau eines LNG-Importterminals im Sound auf der New Yorker Seite. Lokale Politiker, darunter der Landrat von Suffolk County, äußerten Bedenken hinsichtlich des Terminals. Im Jahr 2005 sprachen sich auch die New Yorker Senatoren Chuck Schumer und Hillary Clinton gegen das Projekt aus. ^{[ 41 ]} Mehrere Vorschläge für Importterminals entlang der Küste von Maine stießen ebenfalls auf erheblichen Widerstand und Kritik. Am 13. September 2013 genehmigte das US-Energieministerium den Antrag von Dominion Cove Point auf den Export von bis zu 770 Millionen Kubikfuß (22.000.000 m³ ⁾ LNG pro Tag in Länder ohne Freihandelsabkommen mit den USA ^{[ 42 ].} Im Mai 2014 schloss die FERC ihre Umweltverträglichkeitsprüfung des Cove-Point-LNG-Projekts ab. Die Prüfung ergab, dass das geplante Erdgasexportprojekt sicher gebaut und betrieben werden kann ^{[ 43 ]} . Ein weiteres LNG-Terminal ist derzeit auf Elba Island , Georgia, USA, geplant ^{[ 44 ]} . Pläne für drei LNG-Exportterminals an der US-Golfküste haben ebenfalls eine bedingte Genehmigung der Bundesregierung erhalten ^{[ 42 ] [ 45 ]} . In Kanada befindet sich ein LNG-Exportterminal in der Nähe von Guysborough , Nova Scotia, im Bau ^{[ 46 ] .}

Bei der kommerziellen Entwicklung einer LNG-Wertschöpfungskette bestätigen LNG-Lieferanten zunächst die Verkäufe an die Abnehmer und schließen anschließend langfristige Verträge (typischerweise 20–25 Jahre) mit strengen Bedingungen und Preisstrukturen für Gas ab. Erst wenn die Kunden bestätigt sind und die Entwicklung eines neuen Projekts als wirtschaftlich rentabel gilt, können die Projektträger in dessen Entwicklung und Betrieb investieren. Daher war das LNG-Verflüssigungsgeschäft bisher auf Akteure mit starken finanziellen und politischen Ressourcen beschränkt. Große internationale Ölkonzerne (IOCs) wie ExxonMobil , Royal Dutch Shell , BP , Chevron und TotalEnergies sowie nationale Ölkonzerne (NOCs) wie Aramco und Petronas sind aktive Marktteilnehmer.

LNG wird weltweit in speziell dafür gebauten Seeschiffen transportiert . Der LNG-Handel wird durch einen Kaufvertrag (SPA) zwischen Lieferant und Empfangsterminal sowie durch einen Gasliefervertrag (GSA) zwischen Empfangsterminal und Endverbrauchern abgeschlossen. ^{[ 47 ]} Früher lauteten die Vertragsbedingungen meist DES (Delivered Express Delivery) oder EXS (Ex Ship) , wodurch der Verkäufer für den Transport des Gases verantwortlich war.

Früher waren LNG-Kaufverträge langfristig angelegt und boten relativ wenig Flexibilität hinsichtlich Preis und Menge. Sobald die jährliche Vertragsmenge bestätigt ist, ist der Käufer verpflichtet, das Produkt abzunehmen und zu bezahlen – oder auch dann zu bezahlen, wenn er es nicht abnimmt. Dies wird als Take-or-Pay-Vertrag (TOP) bezeichnet.

Mitte der 1990er-Jahre war der LNG-Markt ein Käufermarkt. Auf Wunsch der Käufer wurden die Kaufverträge (SPAs) hinsichtlich Menge und Preis flexibler gestaltet. Die Käufer erhielten mehr Spielraum nach oben und unten bei der Festlegung der Liefertermine (TOP), und kurzfristige Kaufverträge mit einer Laufzeit von unter 16 Jahren traten in Kraft. Gleichzeitig wurden alternative Bestimmungsorte für die Lieferungen und Arbitragemöglichkeiten zugelassen. Um die Jahrtausendwende war der Markt wieder zugunsten der Verkäufer. Diese sind jedoch versierter geworden und schlagen nun die Aufteilung von Arbitragemöglichkeiten vor und distanzieren sich von der S-Kurven-Preisgestaltung.

Eine Studie von Global Energy Monitor aus dem Jahr 2019 warnte davor, dass neue LNG-Export- und Importinfrastruktur im Wert von bis zu 1,3 Billionen US-Dollar, die sich derzeit im Bau befindet, ein erhebliches Risiko birgt, ungenutzt zu bleiben. Grund dafür ist die Gefahr eines globalen Gasüberangebots, insbesondere wenn die USA und Kanada eine größere Rolle spielen. Zudem wird die Nachfrage nach LNG mit der Dekarbonisierung der Volkswirtschaften sinken. ^{[ 48 ]}

Der aktuelle Anstieg der unkonventionellen Öl- und Gasförderung in den USA hat zu niedrigeren Gaspreisen in den USA geführt. Dies hat in den an den Ölpreis gekoppelten Gasmärkten Asiens Diskussionen über Gasimporte auf Basis des Henry-Hub-Index ausgelöst. ^{[ 49 ]}

Empfangsterminals existieren in rund 40 ^{[ 50 ]} Ländern, darunter Belgien, Chile, China, die Dominikanische Republik, Frankreich, Griechenland, Indien, Italien, Japan, Korea, Polen, Spanien, Taiwan, Großbritannien und die USA. Auch in Bahrain, Deutschland, Ghana, Marokko, den Philippinen, Vietnam ^{[ 51 ]} und weiteren Ländern ist der Bau neuer Empfangsterminals ( Regasifizierungsterminals ) geplant.

Grundlastprojekte (groß angelegt, >1 Mio. tpa) für LNG benötigen Erdgasreserven ^{[ 52 ]} , Abnehmer ^{[ 53 ]} und Finanzierung. Der Einsatz bewährter Technologie und eines erfahrenen Auftragnehmers ist für Investoren und Abnehmer gleichermaßen von entscheidender Bedeutung. ^{[ 54 ]} Erforderliche Gasreserven: 1 Billion Kubikfuß Gas pro Mio. tpa LNG über einen Zeitraum von 20 Jahren. ^{[ 52 ]}

LNG wird aufgrund von Skaleneffekten am kosteneffizientesten in relativ großen Anlagen produziert , insbesondere an Standorten mit Seezugang, die regelmäßige Lieferungen großer Mengen direkt zum Markt ermöglichen. Dies erfordert eine sichere Gasversorgung mit ausreichender Kapazität. Idealerweise befinden sich die Anlagen in der Nähe der Gasquelle, um die Kosten für die Transportinfrastruktur und den Gasverlust (Kraftstoffverlust beim Transport) zu minimieren. Die hohen Baukosten großer LNG-Anlagen machen die schrittweise Erschließung neuer Gasquellen zur Maximierung der Anlagenauslastung unerlässlich und die Lebensdauerverlängerung bestehender, finanziell abgeschriebener LNG-Anlagen wirtschaftlich sinnvoll. Insbesondere in Kombination mit niedrigeren Verkaufspreisen aufgrund hoher installierter Kapazitäten und steigender Baukosten gestaltet sich die wirtschaftliche Prüfung und Rechtfertigung für die Entwicklung neuer, insbesondere von Greenfield-LNG-Anlagen, schwierig, selbst wenn diese umweltfreundlicher als bestehende Anlagen wären und alle Interessen der Stakeholder berücksichtigten. Aufgrund des hohen finanziellen Risikos ist es üblich, die Gasversorgung bzw. -konzessionen und den Gasabsatz vertraglich für längere Zeiträume zu sichern, bevor eine Investitionsentscheidung getroffen wird.

LNG wird primär zur Vereinfachung des Erdgastransports von der Quelle zum Bestimmungsort eingesetzt. Im großen Maßstab erfolgt dies, wenn Quelle und Bestimmungsort durch einen Ozean getrennt sind. LNG kann auch dann genutzt werden, wenn keine ausreichende Pipelinekapazität zur Verfügung steht. Für den Transport im großen Maßstab wird das LNG typischerweise am Zielort regasifiziert und in die dortige Erdgasinfrastruktur eingespeist.

LNG kann auch zur Deckung von Bedarfsspitzen eingesetzt werden, wenn die reguläre Pipeline-Infrastruktur zwar den Großteil des Bedarfs decken kann, nicht aber die Spitzenlast. Diese Anlagen werden üblicherweise als LNG-Spitzenlastanlagen bezeichnet, da sie dazu dienen, einen Teil des benötigten Bedarfs aus der Versorgungspipeline zu decken.

LNG kann zur Betankung von Verbrennungsmotoren verwendet werden. LNG befindet sich in der Anfangsphase seiner Entwicklung zu einem gängigen Kraftstoff für den Transportsektor. Es wird derzeit für den Lkw-Verkehr ^{[ 55 ]} , Geländefahrzeuge ^{[ 56 ]} , die Schifffahrt und den Schienenverkehr ^{[ 57 ]} evaluiert und getestet. Es bestehen bekannte Probleme mit den Kraftstofftanks und der Gaszufuhr zum Motor ^{[ 58 ]} , doch trotz dieser Bedenken hat die Umstellung auf LNG als Kraftstoff im Transportwesen begonnen. LNG konkurriert direkt mit komprimiertem Erdgas (CNG) als Kraftstoff für Erdgasfahrzeuge, da der Motor identisch ist. Es gibt möglicherweise Anwendungsbereiche, in denen LNG-Lkw, -Busse, -Züge und -Schiffe kosteneffizient sein könnten, um LNG-Energie regelmäßig zusammen mit allgemeiner Fracht und/oder Passagieren an kleinere, abgelegene Gemeinden ohne lokale Gasversorgung oder Zugang zu Pipelines zu verteilen.

China ist führend im Einsatz von LNG-Fahrzeugen ^{[ 59 ]} , mit über 100.000 LNG-betriebenen Fahrzeugen auf den Straßen im September 2014. ^{[ 60 ]}

In den Vereinigten Staaten wird derzeit der Aufbau eines öffentlichen LNG-Tankstellennetzes vorangetrieben. Eine Website zur Erfassung alternativer Tankstellen verzeichnete im Dezember 2016 84 öffentliche LNG-Tankstellen für Lkw. ^{[ 61 ]} Große Lkw können so Fernfahrten wie beispielsweise von Los Angeles nach Boston unternehmen und alle 800 km (500 Meilen) an öffentlichen Tankstellen tanken. Das „National Trucker's Directory“ von 2013 listet rund 7.000 Raststätten auf ^{[ 62 ]} , womit etwa 1 % der US-Raststätten LNG anbieten.

Während LNG-Kraftstoff und Erdgasfahrzeuge in Europa bis Dezember 2014 nur schleppend angenommen wurden und es fraglich war, ob LNG jemals zum bevorzugten Kraftstoff für Flottenbetreiber werden würde ^{[ 63 ],} deuten die jüngsten Entwicklungen ab 2018 auf eine andere Perspektive hin ^{[ 64 ]} . Im Jahr 2015 führten die Niederlande LNG-betriebene Lkw im Transportsektor ein ^{[ 65 ]} . Darüber hinaus plant die australische Regierung den Bau einer LNG-Autobahn, um das lokal produzierte LNG zu nutzen und den importierten Dieselkraftstoff für Fernverkehrsfahrzeuge zu ersetzen ^{[ 66 ] .}

Im Jahr 2015 begann Indien auch im Bundesstaat Kerala mit dem Transport von LNG mittels LNG-betriebener Tankwagen. ^{[ 67 ]} 2017 begann Petronet LNG mit dem Aufbau von 20 LNG-Tankstellen an Autobahnen entlang der indischen Westküste, die Delhi mit Thiruvananthapuram verbinden und über Mumbai und Bengaluru eine Gesamtstrecke von 4.500 km abdecken. ^{[ 68 ]} Aufgrund sinkender LNG-Preise plante Indien 2020 die Installation von 24 LNG-Tankstellen entlang des 6.000 km langen Goldenen Vierecks, das die vier Metropolen verbindet. ^{[ 69 ]}

Japan, der weltweit größte Importeur von LNG, wird LNG als Kraftstoff für den Straßenverkehr einsetzen. ^{[ 70 ]}

Der Hubraum ist ein wichtiger Faktor für die Leistung eines Verbrennungsmotors . Ein 2,0-Liter-Motor ist daher typischerweise leistungsstärker als ein 1,8-Liter-Motor, vorausgesetzt, es wird ein ähnliches Luft-Kraftstoff-Gemisch verwendet.

Wenn ein kleinerer Motor jedoch ein Luft-Kraftstoff-Gemisch mit höherer Energiedichte verwendet (beispielsweise durch einen Turbolader), kann er mehr Leistung erzeugen als ein größerer Motor, der ein Gemisch mit geringerer Energiedichte verbrennt. Für leistungsstarke Motoren mit hohem Drehmoment ist ein Kraftstoff, der ein energiereicheres Luft-Kraftstoff-Gemisch erzeugt, vorzuziehen, da ein kleinerer und einfacherer Motor die gleiche Leistung erbringen kann.

Bei herkömmlichen Benzin- und Dieselmotoren ist die Energiedichte des Luft-Kraftstoff-Gemisches begrenzt, da sich die flüssigen Kraftstoffe im Zylinder nicht gut vermischen. Zudem weisen Benzin und Dieselkraftstoff Selbstentzündungstemperaturen und -drücke auf, die für die Motorkonstruktion relevant sind. Ein wichtiger Aspekt der Motorkonstruktion ist das Zusammenspiel von Zylindern, Verdichtungsverhältnis und Einspritzdüsen, um eine Frühzündung zu verhindern und gleichzeitig eine möglichst große Kraftstoffmenge einzuspritzen, die sich gut vermischt und während des Arbeitstakts vollständig verbrennen kann.

Erdgas entzündet sich nicht bei den für herkömmliche Benzin- und Dieselmotoren relevanten Drücken und Temperaturen und ermöglicht daher mehr Flexibilität bei der Konstruktion. Methan, der Hauptbestandteil von Erdgas, hat eine Selbstentzündungstemperatur von 580 °C (1076 °F) ^{[ 71 ]} , während Benzin und Diesel bei etwa 250 °C (482 °F) bzw. 210 °C (410 °F) selbstentzünden.

Bei einem mit komprimiertem Erdgas (CNG) betriebenen Motor ist die Kraftstoff-Luft-Vermischung effektiver, da sich Gase typischerweise innerhalb kurzer Zeit gut vermischen. Allerdings ist der Kraftstoff selbst bei den üblichen CNG-Drücken weniger energiedicht als Benzin oder Diesel, was zu einem weniger energiedichten Luft-Kraftstoff-Gemisch führt. Bei einem Motor mit gleichem Hubraum ist ein Saugmotor mit CNG-Antrieb in der Regel weniger leistungsstark als ein Benzin- oder Dieselmotor mit ähnlichem Hubraum. Aus diesem Grund sind Turbolader bei europäischen CNG-Fahrzeugen weit verbreitet. ^{[ 72 ]} Trotz dieser Einschränkung ist der 12-Liter-Cummins-Westport-ISX12G-Motor ^{[ 73 ]} ein Beispiel für einen CNG-fähigen Motor, der für das Ziehen von Sattelzügen mit einem Gewicht von bis zu 36.000 kg (80.000 Pfund) ausgelegt ist und zeigt, dass CNG in vielen Anwendungen für Straßenfahrzeuge eingesetzt werden kann. Der ursprüngliche ISX-G-Motor verfügte über einen Turbolader zur Erhöhung der Energiedichte des Luft-Kraftstoff-Gemisches. ^{[ 74 ]}

LNG bietet gegenüber CNG einen entscheidenden Vorteil für anspruchsvolle Hochleistungsanwendungen, da kein Turbolader benötigt wird. Da LNG bei etwa −160 °C (−256 °F) siedet, kann mithilfe eines einfachen Wärmetauschers eine geringe Menge LNG mit minimalem oder gar keinem Energieaufwand unter extrem hohem Druck in den gasförmigen Zustand überführt werden. Ein entsprechend ausgelegter Hochleistungsmotor kann diese extrem druckdichte und energiereiche gasförmige Kraftstoffquelle nutzen, um ein Luft-Kraftstoff-Gemisch mit höherer Energiedichte zu erzeugen, als dies mit einem CNG-Motor effizient möglich ist. Im Vergleich zu CNG-Motoren ergibt sich dadurch bei Verwendung von Hochdruck-Direkteinspritzung eine höhere Gesamteffizienz in Hochleistungsanwendungen. Das Westport HDMI2- Kraftstoffsystem ^{[ 75 ]} ist ein Beispiel für ein solches Hochdruck-Direkteinspritzsystem, das in Kombination mit einem geeigneten LNG-Wärmetauscher keinen Turbolader benötigt. Der 13-Liter-LNG-Motor von Volvo Trucks ^{[ 76 ]} ist ein weiteres Beispiel für einen LNG-Motor, der auf fortschrittlicher Hochdrucktechnologie basiert.

Westport empfiehlt CNG für Motoren mit 7 Litern Hubraum oder weniger und LNG mit Direkteinspritzung für Motoren zwischen 20 und 150 Litern. Für Motoren zwischen 7 und 20 Litern ist beides empfehlenswert. Siehe Folie 13 der Präsentation „NGV Bruxelles – Industry Innovation Session“. ^{[ 77 ]}

Hochleistungsmotoren für die Bereiche Ölbohrung, Bergbau, Lokomotiven und Schifffahrt wurden bzw. werden entwickelt. ^{[ 78 ]} Paul Blomerus kam in einer Studie ^{[ 79 ]} zu dem Schluss, dass allein zur Deckung des weltweiten Bedarfs an solchen Hochleistungsmotoren zwischen 2025 und 2030 bis zu 40 Millionen Tonnen LNG pro Jahr (ca. 26,1 Milliarden Gallonen/Jahr oder 71 Millionen Gallonen/Tag) benötigt werden könnten.

Zum Ende des ersten Quartals 2015 gab die Prometheus Energy Group Inc an, in den vorangegangenen vier Jahren über 100 Millionen Gallonen LNG an den Industriemarkt geliefert zu haben ^{[ 80 ]} und weiterhin neue Kunden zu gewinnen.

Die LNG-Bunkerung per Lkw-Betankung hat sich in einigen Häfen etabliert. Diese Art der LNG-Betankung ist unkompliziert umzusetzen, vorausgesetzt, es steht LNG zur Verfügung.

TOTE Maritime lieferte die weltweit ersten und zweiten LNG-betriebenen Containerschiffe – die Isla Bella im Jahr 2015 und ihr Schwesterschiff der Marlin-Klasse, die Perla del Caribe , im Jahr 2016. ^{[ 81 ] [ 82 ]} TOTE Maritime lieferte 2018 auch Nordamerikas erste LNG-Bunkerbarge, die Clean Jacksonville. ^{[ 83 ]}

Die Feeder- und Kurzstreckenreederei Unifeeder betreibt seit Ende 2017 das LNG-betriebene Containerschiff „Wes Amelie“, das wöchentlich zwischen dem Hafen Rotterdam und dem Baltikum verkehrt. ^{[ 84 ]} Die Containerreederei Maersk Group hat beschlossen, LNG-betriebene Containerschiffe einzuführen. ^{[ 85 ]} Die DEME Group hat Wärtsilä mit der Ausstattung ihres neuen Baggers der „Antigoon“-Klasse mit Dual-Fuel-Motoren (DF) beauftragt. ^{[ 86 ]} Crowley Maritime aus Jacksonville, Florida , hat 2018 bzw. 2019 die beiden LNG-betriebenen ConRo-Schiffe „Coquí“ und „Taino“ in Dienst gestellt. ^{[ 87 ]}

Das Internationale Übereinkommen zur Verhütung der Meeresverschmutzung durch Schiffe (MARPOL), das von der IMO verabschiedet wurde , schreibt vor, dass Seeschiffe ab 2020 in internationalen Gewässern und den Küstengewässern derjenigen Länder, die diese Regelung übernommen haben, keinen Kraftstoff (Bunkeröl, Diesel usw.) mit einem Schwefelgehalt von mehr als 0,5 % verbrauchen dürfen. Der Ersatz von schwefelhaltigem Bunkeröl durch schwefelfreies LNG ist im Seeverkehrssektor in großem Umfang erforderlich, da schwefelarme Flüssigkraftstoffe teurer sind als LNG. ^{[ 88 ]} Japan plant, LNG bis 2020 als Bunkeröl zu verwenden. ^{[ 89 ] [ 90 ]}

BHP , eines der größten Bergbauunternehmen der Welt, strebt an, bis Ende 2021 mit LNG betriebene Mineralientransportschiffe in Betrieb zu nehmen. ^{[ 91 ]}

Im Januar 2021 waren 175 seegängige, mit LNG betriebene Schiffe im Einsatz, weitere 200 Schiffe waren bestellt. ^{[ 92 ]}

Die Florida East Coast Railway verfügt über 24 GE ES44C4- Lokomotiven, die für den Betrieb mit LNG umgerüstet wurden. ^{[ 93 ]}

Der Welthandel mit LNG wächst rasant von einem vernachlässigbaren Niveau im Jahr 1970 auf ein voraussichtlich weltweit beträchtliches Volumen bis 2020. ^{[ 94 ]} Zum Vergleich: Die weltweite Rohölproduktion betrug im Jahr 2014 14,6 Millionen Kubikmeter (92 Millionen Barrel) pro Tag ^{[ 95 ]} bzw. 54.600 Terawattstunden (186,4 Billiarden britische Wärmeeinheiten ) pro Jahr.

1970 betrug der weltweite LNG-Handel 3 Milliarden Kubikmeter (Mrd. m³) (0,11 Quads). ^{[ 96 ]} 2011 waren es 331 Mrd. m³ (11,92 Quads). ^{[ 96 ]} Die USA begannen im Februar 2016 mit dem Export von LNG. Laut einer Prognose von Black & Veatch vom Oktober 2014 werden die USA bis 2020 allein zwischen 10 und 14 Milliarden Kubikfuß pro Tag (280 bis 400 Millionen m³ ^/ Tag) bzw. 3,75 bis 5,25 Quads (1.100 bis 1.540 TWh) mit einem Heizwert von 10 bis 14 Milliarden Kubikfuß pro Tag exportieren. ^{[ 97 ]} E&Y prognostiziert, dass die weltweite LNG-Nachfrage bis 2020 400 Mio. Tonnen pro Jahr (19,7 Quads) erreichen könnte. ^{[ 98 ]} Sollte dies eintreten, wird der LNG-Markt etwa 10 % der Größe des globalen Rohölmarktes ausmachen, wobei der Großteil des Erdgases, das per Pipeline direkt von der Quelle zum Verbraucher geliefert wird, noch nicht berücksichtigt ist.

Im Jahr 2004 deckte LNG 7 Prozent des weltweiten Erdgasbedarfs. ^{[ 99 ]} Der globale Handel mit LNG, der im Jahrzehnt von 1995 bis 2005 jährlich um 7,4 Prozent zunahm, dürfte weiterhin deutlich wachsen. ^{[ 100 ]} Für den Zeitraum von 2005 bis 2020 wird ein jährliches Wachstum des LNG-Handels von 6,7 Prozent erwartet . ^{[ 100 ]}

Bis Mitte der 1990er-Jahre konzentrierte sich die LNG-Nachfrage stark auf Nordostasien: Japan, Südkorea und Taiwan . Gleichzeitig dominierten die Lieferungen aus dem Pazifikraum den weltweiten LNG-Handel. ^{[ 100 ]} Das weltweite Interesse an der Nutzung von erdgasbetriebenen Kombikraftwerken zur Stromerzeugung, verbunden mit der Unfähigkeit der nordamerikanischen und nordseeischen Erdgasversorgung, die steigende Nachfrage zu decken, erweiterte die regionalen Märkte für LNG erheblich. Dadurch traten auch neue Lieferanten aus dem Atlantikraum und dem Nahen Osten in den Handel ein. ^{[ 100 ]}

Ende 2017 gab es 19 LNG-exportierende und 40 LNG-importierende Länder. Die drei größten LNG-Exporteure im Jahr 2017 waren Katar (77,5 Mio. Tonnen), Australien (55,6 Mio. Tonnen) und Malaysia (26,9 Mio. Tonnen). Die drei größten LNG-Importeure im Jahr 2017 waren Japan (83,5 Mio. Tonnen), China (39 Mio. Tonnen) und Südkorea (37,8 Mio. Tonnen). ^{[ 101 ]} Das LNG-Handelsvolumen stieg von 142 Mio. Tonnen im Jahr 2005 auf 159 Mio. Tonnen im Jahr 2006, 165 Mio. Tonnen im Jahr 2007, 171 Mio. Tonnen im Jahr 2008, 220 Mio. Tonnen im Jahr 2010, 237 Mio. Tonnen im Jahr 2013, 264 Mio. Tonnen im Jahr 2016 und 290 Mio. Tonnen im Jahr 2017. ^{[ 101 ]} Die weltweite LNG-Produktion betrug 2014 246 Mio. Tonnen, ^{[ 40 ]} wovon der größte Teil im zwischenstaatlichen Handel verwendet wurde. ^{[ 102 ]} In den folgenden Jahren war mit einem deutlichen Anstieg des LNG-Handelsvolumens zu rechnen. ^{[ 98 ]} So kamen beispielsweise allein im Jahr 2009 rund 59 Mio. Tonnen LNG pro Jahr aus sechs neuen Anlagen auf den Markt, darunter:

• Northwest Shelf Train 5: 4,4 Mio. Tonnen pro Jahr
• Sachalin-II : 9,6 Mio. Tonnen pro Jahr
• Jemen LNG : 6,7 Mio. Tonnen pro Jahr
• Tangguh: 7,6 Mio. tpa
• Qatargas : 15,6 Mio. Tonnen pro Jahr
• Rasgas Qatar: 15,6 Mio. tpa

Im Jahr 2006 wurde Katar zum weltweit größten Exporteur von Flüssigerdgas (LNG). ^{[ 96 ]} Im Jahr 2012 stammten 25 Prozent der weltweiten LNG-Exporte aus Katar. ^{[ 96 ]} Im Jahr 2017 wurde der Anteil Katars an der weltweiten LNG-Produktion auf 26,7 Prozent geschätzt. ^{[ 101 ]}

Die Investitionen in US-Exportanlagen stiegen bis 2013. Diese Investitionen wurden durch die zunehmende Schiefergasproduktion in den USA und einen großen Preisunterschied zwischen Erdgas in den USA und in Europa und Asien begünstigt. Cheniere Energy erhielt 2016 als erstes US-Unternehmen die Genehmigung zum Export von LNG. ^{[ 19 ]} Nach einem Abkommen zwischen den USA und der EU im Jahr 2018 stiegen die Exporte von den USA in die EU. ^{[ 103 ]} Im November 2021 unterzeichnete der US-Produzent Venture Global LNG einen 20-Jahres-Vertrag mit dem chinesischen Staatskonzern Sinopec über die Lieferung von Flüssigerdgas. ^{[ 104 ]} Es wurde erwartet, dass sich Chinas Importe von US-Erdgas verdoppeln würden. ^{[ 105 ]} Die US-Exporte von Flüssigerdgas nach China und in andere asiatische Länder stiegen 2021 sprunghaft an , da asiatische Abnehmer bereit waren, höhere Preise als europäische Importeure zu zahlen. ^{[ 106 ]} Dies kehrte sich 2022 aufgrund von EU-Sanktionen um , woraufhin der Großteil des US-amerikanischen LNG nach Europa exportiert wurde. US-amerikanische LNG-Exportverträge haben in der Regel eine Laufzeit von 15 bis 20 Jahren. ^{[ 107 ]} Die US-Exporte werden voraussichtlich 2024 13,3 Milliarden Kubikfuß pro Tag erreichen, da Projekte im Golf von Mexiko in Betrieb gehen. ^{[ 108 ]} Anfang 2026 unterzeichnete Saudi-Arabien einen 20-Jahres-Vertrag über die Lieferung von 1 Million Tonnen LNG pro Jahr aus den USA. ^{[ 109 ]}

Im Jahr 1964 tätigten Großbritannien und Frankreich den ersten LNG-Handel, indem sie Gas aus Algerien kauften und damit eine neue Ära der Energie einleiteten.

Im Jahr 2014 exportierten 19 Länder LNG. ^{[ 96 ]}

Im Vergleich zum Rohölmarkt betrug der Anteil des Erdgasmarktes im Jahr 2013 etwa 72 Prozent des Rohölmarktes (gemessen auf Basis des Wärmeäquivalents) ^{[ 110 ]} , wobei LNG einen kleinen, aber schnell wachsenden Anteil ausmacht. Dieses Wachstum ist größtenteils auf den Bedarf an sauberen Brennstoffen und einen Substitutionseffekt aufgrund des hohen Ölpreises (vor allem im Bereich Heizung und Stromerzeugung) zurückzuführen.

Japan, Südkorea , Spanien, Frankreich, Italien und Taiwan importieren aufgrund ihres Energiemangels große Mengen an Flüssigerdgas (LNG). 2005 importierte Japan 58,6 Millionen Tonnen LNG, was etwa 30 Prozent des weltweiten LNG-Handels in diesem Jahr entsprach. Ebenfalls 2005 importierte Südkorea 22,1 Millionen Tonnen, und 2004 importierte Taiwan 6,8 Millionen Tonnen. Diese drei Hauptabnehmer decken etwa zwei Drittel des weltweiten LNG-Bedarfs. Spanien importierte 2006 rund 8,2 Millionen Tonnen pro Jahr und war damit der drittgrößte Importeur. Frankreich importierte ähnliche Mengen wie Spanien. Nach der Nuklearkatastrophe von Fukushima Daiichi im März 2011 wurde Japan zu einem Hauptimporteur und deckte ein Drittel der Gesamtimporte ab. ^{[ 111 ]} Die europäischen LNG-Importe sanken 2012 um 30 Prozent und 2013 um weitere 24 Prozent, da südamerikanische und asiatische Importeure höhere Preise zahlten. ^{[ 112 ]} Die europäischen LNG-Importe erreichten 2019 einen neuen Höchststand, blieben 2020 und 2021 hoch und stiegen 2022 weiter an. ^{[ 107 ]} Hauptlieferanten waren Katar, die USA und Russland. ^{[ 113 ]} Ab 2026 importiert Saudi-Arabien LNG aus den USA. ^{[ 109 ]}

Im Jahr 2017 erreichten die weltweiten LNG-Importe 289,8 Millionen Tonnen ^{[ 114 ]} . 72,9 % des weltweiten LNG-Bedarfs entfielen 2017 auf Asien. ^{[ 115 ]}

Gemäß den LNG-Lieferverträgen (SPAs) ist LNG für vorab vereinbarte Bestimmungsorte vorgesehen; eine Umleitung des LNG ist nicht zulässig. Vereinbaren Verkäufer und Käufer jedoch eine Umleitung der Ladung, ist diese unter der Voraussetzung einer Gewinnbeteiligung und der Zahlung einer Vertragsstrafe möglich. ^{[ 107 ]} In der Europäischen Union und einigen anderen Rechtsordnungen ist die Anwendung der Gewinnbeteiligungsklausel in LNG-Lieferverträgen nicht zulässig.

Über einen längeren Zeitraum hinweg führten Konstruktionsverbesserungen bei Verflüssigungsanlagen und Tankern zu einer Kostenreduzierung.

In den 1980er Jahren beliefen sich die Baukosten einer LNG-Verflüssigungsanlage auf 350 US-Dollar pro Tonne pro Jahr (tpa). In den 2000er Jahren lagen sie bei 200 US-Dollar pro tpa. Im Jahr 2012 konnten die Kosten bis zu 1.000 US-Dollar pro tpa erreichen, was unter anderem auf den Anstieg der Stahlpreise zurückzuführen ist. ^{[ 96 ]}

Noch im Jahr 2003 ging man allgemein davon aus, dass es sich um einen Lerneffekt handelte, der sich fortsetzen würde. Diese Vorstellung stetig sinkender LNG-Kosten hat sich jedoch in den letzten Jahren als falsch erwiesen. ^{[ 100 ]}

Die Baukosten für neue LNG-Projekte begannen ab 2004 rasant anzusteigen und haben sich von etwa 400 US-Dollar pro Tonne Kapazität pro Jahr auf 1.000 US-Dollar pro Tonne Kapazität pro Jahr im Jahr 2008 erhöht.

Die Hauptgründe für die explodierenden Kosten in der LNG-Industrie lassen sich wie folgt beschreiben:

1. Aufgrund der außergewöhnlich hohen Anzahl laufender Erdölprojekte weltweit ist die Verfügbarkeit von EPC- Auftragnehmern gering. ^{[ 31 ]}
2. Hohe Rohstoffpreise als Folge der stark gestiegenen Nachfrage nach Rohstoffen.
3. Mangel an qualifizierten und erfahrenen Arbeitskräften in der LNG-Industrie. ^{[ 31 ]}
4. Abwertung des US-Dollars.
5. Die Projekte sind aufgrund ihrer Lage an abgelegenen Orten und der dortigen Baukosten, die zu den höchsten weltweit zählen, sehr komplex. ^{[ 116 ]}

Unter Ausschluss von Hochkostenprojekten entspricht der Anstieg um 120 % im Zeitraum 2002–2012 eher der Eskalation in der vorgelagerten Öl- und Gasindustrie, wie sie im UCCI-Index berichtet wird ^{[ 116 ].}

Die Finanzkrise von 2008 und die darauffolgende Große Rezession führten zu einem allgemeinen Rückgang der Rohstoff- und Ausrüstungspreise, wodurch die Baukosten von LNG-Anlagen etwas sanken. ^{[ 117 ] [ 118 ]} Bis 2012 wurde dies jedoch durch die steigende Nachfrage nach Material und Arbeitskräften für den LNG-Markt mehr als kompensiert. Bis 2026 könnten die Kosten für eine Anlage mit einer Kapazität von 35 Millionen Tonnen pro Jahr auf 33,5 Milliarden US-Dollar steigen. ^{[ 119 ]}

Kleinanlagen zur Flüssigerdgasverflüssigung eignen sich zur Spitzenlastabdeckung von Erdgasleitungen, zur Kraftstoffversorgung oder zur Erdgaslieferung in abgelegene, nicht an das Pipeline-Netz angeschlossene Gebiete. ^{[ 120 ] [ 121 ]} Sie sind typischerweise kompakt, werden über eine Erdgasleitung versorgt und befinden sich in der Nähe des Verbrauchsorts des LNG. Diese Nähe senkt die Transport- und Produktkosten für die Verbraucher. ^{[ 122 ] [ 123 ]} Durch die Behebung von Leckagen lassen sich zudem die zusätzlichen Treibhausgasemissionen vermeiden, die bei langen Transportwegen entstehen.

Die kleine LNG-Anlage ermöglicht zudem eine lokale Spitzenlastabdeckung – sie gleicht die Erdgasverfügbarkeit während Zeiten hoher und niedriger Nachfrage aus. Darüber hinaus ermöglicht sie es Gemeinden ohne Zugang zu Erdgasleitungen, lokale Verteilungssysteme zu installieren und diese mit gespeichertem LNG zu versorgen. ^{[ 124 ]}

In den aktuellen LNG-Verträgen gibt es drei Hauptpreissysteme:

• Ölindexierter Vertrag, der hauptsächlich in Japan, Korea, Taiwan und China verwendet wird;
• Indexgebundene Verträge für Öl, Ölprodukte und andere Energieträger, die hauptsächlich in Kontinentaleuropa verwendet werden; ^{[ 125 ]} und
• Marktindexierte Verträge, die in den USA und Großbritannien verwendet werden.

Die Formel für einen indexierten Preis lautet wie folgt:

CP = BP + β X

• BP: konstanter Teil- oder Basispreis
• β: Gradient
• X: Indexierung

Die Formel findet breite Anwendung in asiatischen LNG-SPAs, wobei der Basispreis verschiedene Nicht-Öl-Faktoren berücksichtigt, aber üblicherweise eine durch Verhandlungen festgelegte Konstante darstellt, die ein Unterschreiten eines bestimmten LNG-Preisniveaus verhindert. Er ist daher unabhängig von Ölpreisschwankungen.

Einige LNG-Abnehmer haben bereits Verträge für zukünftige Lieferungen aus den USA zu Preisen abgeschlossen, die an den Henry-Hub -Preis gekoppelt sind. ^{[ 126 ]} Die Preisgestaltung der LNG-Exportverträge von Cheniere Energy setzt sich aus einer festen Gebühr (Verflüssigungsgebühr) und 115 % des Henry-Hub-Preises pro Million BTU LNG zusammen. ^{[ 127 ]} Die Verflüssigungsgebühren in den Cheniere-Verträgen variieren: 2,25 US-Dollar pro Million BTU (7,7 US-Dollar/MWh) mit der BG Group (Vertrag von 2011); 2,49 US-Dollar pro Million BTU (8,5 US-Dollar/MWh) mit dem spanischen Unternehmen GNF (Vertrag von 2012); und 3,00 US-Dollar pro Million BTU (10,2 US-Dollar/MWh) mit den südkoreanischen Unternehmen Kogas und Centrica (Vertrag von 2013). ^{[ 128 ]} Ähnliche Preise wurden auch für das Jahr 2025 vereinbart. ^{[ 129 ]}

Ölparität bezeichnet den LNG-Preis, der dem Rohölpreis pro Barrel Öläquivalent (BOE) entspricht . Übersteigt der LNG-Preis den Rohölpreis pro BOE, spricht man von gebrochener Ölparität. Ein Koeffizient von 0,1724 entspricht vollständiger Ölparität. In den meisten Fällen ist der LNG-Preis niedriger als der Rohölpreis pro BOE.

Im Jahr 2009 erreichte der LNG-Spotpreis, insbesondere in Ostasien, bei mehreren Spot-Ladungsgeschäften nahezu die volle Ölparität oder übertraf sie sogar. ^{[ 130 ]} Im Januar 2016 durchbrach der LNG-Spotpreis von 5,461 US-Dollar pro Million British Thermal Units (18,63 US-Dollar/MWh) die Ölparität, als der Preis für Brent-Rohöl (≤ 32 US-Dollar/Barrel) stark fiel. ^{[ 131 ]} Bis Ende Juni 2016 war der LNG-Preis um fast 50 % unter den Ölparitätspreis gefallen, wodurch LNG im Transportsektor wirtschaftlicher war als das umweltschädlichere Diesel/Gasöl. ^{[ 132 ]} Im Winter 2018/2019 erreichte LNG kurzzeitig die Ölparität ^{[ 133 ]} und stieg dann während der globalen Energiekrise Mitte 2021 darüber ^{[ 134 ]} , um erst Anfang 2024 wieder darunter zu fallen. ^{[ 135 ]}

Der Großteil des LNG-Handels wird durch langfristige Verträge geregelt. Viele dieser Verträge beinhalten eine S-Kurve , bei der sich die Preisformel ober- und unterhalb eines bestimmten Ölpreises unterscheidet. Dies dient dazu, die Auswirkungen hoher Ölpreise auf den Käufer und niedriger Ölpreise auf den Verkäufer abzufedern. Wenn der Spotpreis für LNG günstiger ist als die Preise langfristiger, an den Ölpreis gekoppelter Verträge, ist die rentabelste Endverwendung von LNG der Betrieb von mobilen Motoren zur Substitution teurer Benzin- und Dieselkraftstoffe.

Bei den meisten ostasiatischen LNG-Verträgen ist die Preisformel an einen Warenkorb aus nach Japan importiertem Rohöl, den sogenannten Japan Crude Cocktail (JCC), gekoppelt. Bei indonesischen LNG-Verträgen ist die Preisformel an den indonesischen Rohölpreis (ICP) gekoppelt.

In Kontinentaleuropa ist die Preisindexierung nicht einheitlich und variiert von Vertrag zu Vertrag. Als Indexierungselemente dienen der Preis für Brent-Rohöl (B), Schweröl (HFO), Leichtöl (LFO), Gasöl (GO), Kohle , Strom sowie in einigen Fällen Verbraucher- und Erzeugerpreise.

Üblicherweise enthalten LNG-Lieferverträge eine Klausel, die es den Parteien ermöglicht, eine Preisanpassung oder eine Preisneuverhandlung auszulösen. Einige Verträge sehen zwei Möglichkeiten für eine Preisanpassung vor: reguläre und spezielle. Reguläre Termine sind die im LNG-Liefervertrag vereinbarten und festgelegten Daten für die Preisüberprüfung.

Die LNG-Qualität ist eines der wichtigsten Themen im LNG-Geschäft. Gas, das nicht den im Kaufvertrag vereinbarten Spezifikationen entspricht, gilt als „nicht spezifikationskonform“ oder „minderwertig“. Qualitätsvorschriften dienen drei Zwecken: ^{[ 136 ]}

1 – um sicherzustellen, dass das verteilte Gas nicht korrosiv und nicht toxisch ist und die oberen Grenzwerte für H₂S _, Gesamtschwefel, CO₂ _und Hg-Gehalt einhält;

2 – um der Bildung von Flüssigkeiten oder Hydraten in den Netzwerken durch maximale Wasser- und Kohlenwasserstoff-Taupunkte vorzubeugen;

3 – um die Austauschbarkeit der verteilten Gase zu ermöglichen, durch Begrenzungen des Variationsbereichs für Parameter, die die Verbrennung beeinflussen: Gehalt an Inertgasen , Heizwert , Wobbe-Index , Rußindex, Faktor der unvollständigen Verbrennung, Yellow-Tip-Index usw.

Im Falle von nicht spezifikationsgemäßem Gas oder LNG kann der Käufer die Annahme des Gases oder LNG verweigern, und der Verkäufer muss einen pauschalierten Schadensersatz für die jeweiligen nicht spezifikationsgemäßen Gasmengen zahlen.

Die Qualität von Gas oder LNG wird am Lieferpunkt mit Hilfe eines Instruments wie beispielsweise eines Gaschromatographen gemessen.

Die wichtigsten Aspekte der Gasqualität betreffen den Schwefel- und Quecksilbergehalt sowie den Heizwert. Da Verflüssigungsanlagen empfindlich auf Schwefel und Quecksilber reagieren, wird das dem Verflüssigungsprozess zugeführte Gas sorgfältig aufbereitet und geprüft, um eine möglichst geringe Konzentration dieser beiden Elemente vor Eintritt in die Verflüssigungsanlage zu gewährleisten. Daher bestehen diesbezüglich keine größeren Bedenken.

Das Hauptaugenmerk liegt jedoch auf dem Heizwert von Gas. Üblicherweise lassen sich die Erdgasmärkte hinsichtlich des Heizwerts in drei Märkte unterteilen: ^{[ 136 ]}

• Asien (Japan, Korea, Taiwan), wo reichlich Gas mit einem Bruttoheizwert (GCV) von über 43 MJ/m³ ⁽ n), d. h. 1.090 Btu/scf, vorhanden ist.
• im Vereinigten Königreich und in den USA, wo das verteilte Gas mager ist, mit einem Heizwert (GCV) üblicherweise unter 42 MJ/m³ ⁽ n), d. h. 1.065 Btu/scf.
• Kontinentaleuropa, wo der akzeptable GCV-Bereich recht breit ist: ca. 39 bis 46 MJ/m ³ (n), d.h. 990 bis 1.160 Btu/scf.

Es gibt verschiedene Methoden, den Heizwert von produziertem LNG auf das gewünschte Niveau einzustellen. Zur Erhöhung des Heizwerts bietet sich die Zugabe von Propan und Butan an. Zur Senkung des Heizwerts haben sich die Zugabe von Stickstoff und die anschließende Extraktion von Butan und Propan bewährt. Auch die Beimischung von Gas oder LNG ist eine Möglichkeit; allerdings sind all diese Lösungen, obwohl theoretisch realisierbar, in großem Maßstab kostspielig und logistisch schwierig umzusetzen. Der Preis für energiearmes LNG ist niedriger als der für energiereiches LNG. ^{[ 137 ]}

Für große LNG-Anlagen mit Grundlastbetrieb stehen mehrere Verflüssigungsverfahren zur Verfügung (in der Reihenfolge ihrer Verbreitung): ^{[ 138 ]}

1. AP-C3MR – entwickelt von Air Products & Chemicals , Inc. (APCI)
2. Cascade – entworfen von ConocoPhillips
3. AP-X – entwickelt von Air Products & Chemicals , Inc. (APCI)
4. AP-SMR (Single Mixed Refrigerant) – entwickelt von Air Products & Chemicals , Inc. (APCI)
5. AP-N (Stickstoff-Kältemittel) – entwickelt von Air Products & Chemicals , Inc. (APCI)
6. MFC (Mixed Fluid Cascade) – entwickelt von Linde
7. PRICO (SMR) – entworfen von Black & Veatch
8. Shell DMR (Dual Mixed Refrigerant) – entwickelt von Shell
9. AP-DMR (Dual Mixed Refrigerant) – entwickelt von Air Products & Chemicals , Inc. (APCI)
10. Liquefin – entwickelt von Air Liquide
11. IPSMR (Integrated Pre-cooled Single Mixed Refrigerant) – entwickelt von Chart Industries ^{[ 139 ]}

Im Januar 2016 betrug die weltweite nominale LNG-Verflüssigungskapazität 301,5 Mio. Tonnen pro Jahr (MTPA), weitere 142 MTPA befanden sich im Bau. ^{[ 140 ]}

Die meisten dieser Anlagen nutzen entweder die APCI AP-C3MR- oder die Cascade-Technologie für den Verflüssigungsprozess. Zu den anderen Verfahren, die in einer kleinen Minderheit einiger Verflüssigungsanlagen zum Einsatz kommen, gehören die DMR-Technologie (Double-Mixed Refrigerant) von Shell und die Linde-Technologie.

Die APCI-Technologie ist das am häufigsten eingesetzte Verflüssigungsverfahren in LNG-Anlagen: Von 100 in Betrieb befindlichen oder im Bau befindlichen Verflüssigungsanlagen basieren 86 Anlagen mit einer Gesamtkapazität von 243 Mio. Tonnen pro Jahr auf dem APCI-Verfahren. Das Cascade-Verfahren von Phillips ist das zweithäufigste und kommt in 10 Anlagen mit einer Gesamtkapazität von 36,16 Mio. Tonnen pro Jahr zum Einsatz. Das DMR-Verfahren von Shell wird in drei Anlagen mit einer Gesamtkapazität von 13,9 Mio. Tonnen pro Jahr verwendet; schließlich kommt das Linde/Statoil-Verfahren in der Snøhvit-Anlage mit einer Kapazität von 4,2 Mio. Tonnen pro Jahr zum Einsatz.

Schwimmende Flüssigerdgas- Anlagen (FLNG-Anlagen) schwimmen über einem Offshore-Gasfeld und produzieren, verflüssigen, speichern und transportieren LNG (und gegebenenfalls LPG und Kondensat ) auf See, bevor es von Schiffen direkt zu den Märkten gebracht wird. Die erste FLNG-Anlage, die LNG produzierte und exportierte, war PFLNG1 im Jahr 2017, gebaut und betrieben von Petronas . ^{[ 141 ] [ 142 ]}

Moderne LNG-Lagertanks sind typischerweise als Vollbehälter ausgeführt. Sie bestehen aus einer vorgespannten Betonaußenwand und einem Innentank aus hochfestem Nickelstahl mit einer hocheffizienten Isolierung zwischen den Wänden. Große Tanks haben ein niedriges Seitenverhältnis (Höhe zu Breite) und sind zylindrisch mit einem gewölbten Stahl- oder Betondach. Der Speicherdruck in diesen Tanks ist sehr niedrig und liegt unter 10 Kilopascal (1,5  psi ). Manchmal werden auch teurere unterirdische Tanks zur Lagerung eingesetzt. Kleinere Mengen (etwa 700 Kubikmeter (180.000 US-Gallonen) und weniger) können in horizontalen oder vertikalen, vakuumisolierten Druckbehältern gelagert werden. In diesen Behältern herrschen Drücke von unter 50 bis über 1.700 kPa (7,3–246,6 psi).

LNG muss aufgrund des niedrigen Drucks bei der Lagerung gekühlt werden, um flüssig zu bleiben. Trotz effizienter Isolierung tritt zwangsläufig Wärme in das LNG ein, was zur Verdampfung führt. Dieses Verdampfungsgas trägt zur Kühlung des LNG bei (siehe „ Kühlung “ unten). Das Verdampfungsgas wird üblicherweise komprimiert und als Erdgas exportiert oder wieder verflüssigt und zurück in den Speicher geleitet.

LNG wird in speziell konstruierten Schiffen mit Doppelhülle transportiert , die die Ladesysteme vor Beschädigungen oder Leckagen schützen. Zur Prüfung der Dichtheit der Membrantanks eines LNG-Schiffs stehen verschiedene spezielle Dichtigkeitsprüfverfahren zur Verfügung. ^{[ 143 ]}

Die Tanker kosten jeweils rund 200 Millionen US-Dollar. ^{[ 96 ]}

Transport und Versorgung sind wichtige Aspekte des Gasgeschäfts, da Erdgasvorkommen in der Regel weit von den Verbrauchermärkten entfernt liegen. Erdgas hat ein deutlich größeres Transportvolumen als Öl und wird größtenteils über Pipelines transportiert. In der ehemaligen Sowjetunion , Europa und Nordamerika existiert ein Erdgasleitungsnetz. Erdgas hat eine geringere Dichte, selbst bei hohem Druck. Es fließt zwar deutlich schneller durch eine Hochdruckpipeline als Öl, kann aber aufgrund seiner geringeren Dichte nur etwa ein Fünftel der Energiemenge pro Tag transportieren. Am Ende der Pipeline wird Erdgas üblicherweise zu LNG verflüssigt, bevor es verschifft wird.

Es stehen kurze LNG-Pipelines für den Transport von LNG-Schiffen zu landseitigen Speichern zur Verfügung. Längere Pipelines, die es Schiffen ermöglichen, LNG in größerer Entfernung von Hafenanlagen zu entladen, befinden sich in der Entwicklung. Dies erfordert eine Rohr-in-Rohr-Technologie aufgrund der Kühlpflicht für das LNG. ^{[ 144 ]}

LNG wird mit Tankwagen ^{[ 145 ]} , Eisenbahnkesselwagen ^{[ 146 ]} und speziell dafür gebauten Schiffen, sogenannten LNG-Tankern, transportiert. Um die Tankerkapazität zu erhöhen, wird LNG mitunter auf kryogene Temperaturen abgekühlt . Die ersten kommerziellen Schiff-zu-Schiff- Umladungen (STS) fanden im Februar 2007 in der Flotta-Anlage in Scapa Flow ^{[ 147 ]} statt , wobei 132.000 m³ ^{LNG zwischen den Schiffen Excalibur und Excelsior umgeladen wurden. Auch} Exmar Shipmanagement , der belgische Gastankerbetreiber im Golf von Mexiko , führte Umladungen durch. Dabei wurde LNG von einem konventionellen LNG-Tanker auf ein LNG-Regasifizierungsschiff (LNGRV) umgeladen. Vor diesem kommerziellen Einsatz war LNG nur wenige Male im Notfall nach einem Zwischenfall zwischen Schiffen umgeladen worden. Die Society of International Gas Tanker and Terminal Operators ( SIGTTO ) ist die zuständige Organisation für LNG-Betreiber weltweit und bemüht sich um die Verbreitung von Wissen über den sicheren Transport von LNG auf See. ^{[ 148 ]}

Neben LNG-Schiffen wird LNG auch in einigen Flugzeugen verwendet .

Flüssigerdgas (LNG) wird zum Transport von Erdgas über weite Strecken, häufig auf dem Seeweg, verwendet. In den meisten Fällen handelt es sich bei LNG-Terminals um speziell dafür errichtete Häfen, die ausschließlich für den Export oder Import von LNG genutzt werden.

Das Vereinigte Königreich verfügt über LNG-Importanlagen mit einer Kapazität von bis zu 50 Milliarden Kubikmetern pro Jahr. ^{[ 149 ]}

Die Isolierung, so effizient sie auch sein mag, reicht allein nicht aus, um LNG ausreichend zu kühlen. Unweigerlich führt Wärmeverlust zu Erwärmung und Verdampfung des LNG. In der Industrie wird LNG üblicherweise als siedendes Kryogen gelagert . Das heißt, die Flüssigkeit wird bei ihrem Siedepunkt und dem jeweiligen Lagerdruck (Atmosphärendruck) gelagert. Beim Verdampfen des Dampfes kühlt die entstehende Wärme die verbleibende Flüssigkeit ab. Da die Isolierung sehr effizient ist, genügt bereits eine relativ geringe Verdampfungsmenge, um die Temperatur zu halten. Dieses Phänomen wird auch als Selbstkühlung bezeichnet .

Das aus landseitigen LNG-Speichertanks austretende Verdampfungsgas wird üblicherweise komprimiert und in Erdgasleitungsnetze eingespeist . Einige LNG-Tanker nutzen das Verdampfungsgas als Treibstoff.

Über seinen gesamten Lebenszyklus hinweg verursacht LNG pro Energieeinheit rund 25 % weniger Treibhausgasemissionen als Kohle, der umweltschädlichste fossile Brennstoff. Dieser geringe Unterschied lässt sich durch zusätzliche Emissionen bei der Verarbeitung, dem Vertrieb und der Verflüssigung des Gases erklären. ^{[ 150 ]} Betrachtet man nur die Emissionen bei der Verbrennung, so entstehen bei der Verbrennung von Erdgas etwa 45 % weniger Emissionen als bei der Verbrennung von Kohle für die gleiche Wärmemenge. ^{[ 151 ]}

Pro transportiertem Kilometer sind die Emissionen von LNG geringer als die von Erdgas aus Pipelines. Dies ist insbesondere in Europa relevant, wo erhebliche Gasmengen über mehrere tausend Kilometer aus Russland transportiert werden. Allerdings können die Emissionen von als LNG transportiertem Erdgas höher sein als die von regional gefördertem und zum Verbrennungsort transportiertem Erdgas, da die Transportemissionen bei letzterem geringer sind. ^{[ 152 ]}

Einige Wissenschaftler und Anwohner äußerten Bedenken hinsichtlich der potenziellen Auswirkungen der polnischen unterirdischen LNG-Speicherinfrastruktur auf die Meereslebewesen der Ostsee . ^{[ 153 ]} Ähnliche Bedenken wurden in Kroatien geäußert . ^{[ 154 ]} Biomethan gilt als nahezu CO₂ _- neutral und vermeidet den Großteil des CO₂ _- Emissionsproblems. Verflüssigt (als LBM) erfüllt es dieselben Funktionen wie LNG. ^{[ 155 ]}

Erdgas ist ein Brennstoff und eine brennbare Substanz. Um einen sicheren und zuverlässigen Betrieb zu gewährleisten, werden bei der Planung, dem Bau und dem Betrieb von LNG-Anlagen besondere Maßnahmen getroffen. Im Seeverkehr sind die Vorschriften für die Verwendung von LNG als Schiffstreibstoff im IGF-Code festgelegt . ^{[ 156 ]}

Im flüssigen Zustand ist LNG nicht explosiv und kann sich nicht entzünden. Damit LNG brennt, muss es zunächst verdampfen, sich dann im richtigen Verhältnis mit Luft vermischen (der Zündbereich liegt zwischen 5 und 15 Prozent) und anschließend entzündet werden. Bei einem Leck verdampft LNG rasch, wird zu einem Gas (Methan plus Spurengase) und vermischt sich mit Luft. Liegt die Konzentration dieses Gemisches im Zündbereich , besteht Zündgefahr, die Brände und thermische Strahlung zur Folge haben kann .

Aus LNG-betriebenen Fahrzeugen austretendes Gas kann bei längerer Parkdauer als eine Woche in geschlossenen Räumen eine Brandgefahr darstellen. Aufgrund der niedrigen Temperatur erfordert das Betanken eines LNG-betriebenen Fahrzeugs zudem eine entsprechende Schulung, um Erfrierungen zu vermeiden . ^{[ 157 ] [ 158 ]}

LNG-Tanker haben über 100 Millionen Seemeilen (160.000.000 km) zurückgelegt, ohne dass es an Bord zu Todesfällen oder auch nur zu einem größeren Unfall gekommen ist. ^{[ 159 ]}

Nachfolgend sind einige Unfälle vor Ort aufgeführt, an denen LNG beteiligt war oder mit dem es in Zusammenhang steht:

• Am 20. Oktober 1944 ereignete sich in Cleveland , Ohio, USA, ein Leck in einem LNG-Tank der East Ohio Natural Gas Co. ^{[ 160 ]} 128 Menschen starben bei der Explosion und dem anschließenden Brand . Der Tank besaß keine Auffangwanne und stammte aus der Zeit des Zweiten Weltkriegs, als Metalle streng rationiert waren. Der Stahl des Tanks enthielt nur sehr wenig Nickel , wodurch er bei Kontakt mit den extrem niedrigen Temperaturen von LNG spröde wurde. Der Tank platzte und LNG ergoss sich in die städtische Kanalisation. Das LNG verdampfte und explodierte und verbrannte.
• Am 10. Februar 1973 befanden sich 42 Arbeiter während Reinigungsarbeiten in einem der LNG -Tanks von TETCo , der angeblich zehn Monate zuvor vollständig entleert worden war. Es kam jedoch zu einer Entzündung, wodurch eine Wolke aus brennendem Gas im Tank aufstieg. Zwei Arbeiter in der Nähe des oberen Randes spürten die Hitze und flüchteten auf ein Gerüst außerhalb des Tanks, während die übrigen 40 Arbeiter ums Leben kamen , als die Betonabdeckung des Tanks 6,1 bis 9,1 Meter hoch in die Luft ragte und dann herabstürzte und sie unter sich begrub. ^{[ 161 ] [ 162 ]}
• Am 6. Oktober 1979 ereignete sich in Lusby, Maryland , USA, ein Unfall. An der LNG-Importanlage Cove Point versagte eine Pumpendichtung , wodurch Erdgasdämpfe (kein LNG) austraten und in eine elektrische Leitung gelangten. ^{[ 160 ]} Ein Arbeiter schaltete einen Leistungsschalter aus, wodurch sich die Gasdämpfe entzündeten. Die darauffolgende Explosion tötete einen Arbeiter, verletzte einen weiteren schwer und verursachte erhebliche Gebäudeschäden. Eine Sicherheitsanalyse war zum Zeitpunkt des Unfalls nicht erforderlich und wurde auch während der Planung, des Entwurfs und des Baus der Anlage nicht durchgeführt. ^{[ 163 ]} Infolge des Unfalls wurden die nationalen Brandschutzbestimmungen geändert.
• 19. Januar 2004, Skikda , Algerien . Explosion in der LNG-Verflüssigungsanlage von Sonatrach. ^{[ 160 ]} 27 Tote, 56 Verletzte, drei LNG-Anlagen zerstört, ein Hafenbecken beschädigt. Die Produktion ging 2004 um 76 Prozent zurück. Der Gesamtschaden belief sich auf 900 Millionen US-Dollar. Ein Dampfkessel einer LNG-Verflüssigungsanlage explodierte und löste eine massive Kohlenwasserstoffgasexplosion aus. Die Explosion ereignete sich in der Nähe von Kühltanks für Propan und Ethan. Die Verteilung der Anlagen führte zu einer Kettenreaktion weiterer Explosionen. ^{[ 164 ] [ 165 ]} Es ist weiterhin unklar, ob LNG, LNG-Dampf oder andere Kohlenwasserstoffgase, die im Verflüssigungsprozess entstehen, die Explosionen auslösten. In einem Bericht über die Inspektion der Sonatrach-LNG-Anlage in Skikda, Algerien, durch ein Team der US-Regierung vom 12. bis 16. März 2004 wird von einem Leck von Kohlenwasserstoffen aus dem Kältemittel- (Verflüssigungs-)System gesprochen.

Am 8. Mai 2018 traten die Vereinigten Staaten aus dem Gemeinsamen Umfassenden Aktionsplan (JCPOA) mit dem Iran aus und setzten die Sanktionen gegen das iranische Atomprogramm wieder in Kraft. ^{[ 166 ]} Daraufhin drohte der Iran mit der Sperrung der Straße von Hormus für die internationale Schifffahrt. ^{[ 167 ]} Die Straße von Hormus ist eine strategische Route, durch die ein Drittel des weltweiten LNG-Verbrauchs aus dem Nahen Osten transportiert wird. ^{[ 168 ]}

Im Januar 2024 stoppte Katar den Transport von Flüssigerdgas durch die Straße von Bab al-Mandab, nachdem die von den USA angeführten Luftangriffe auf Stellungen der Huthi- Rebellen im Jemen die Risiken in der Meerenge erhöht hatten. ^{[ 169 ]} Die LNG-Tanker waren gezwungen, Afrika über das Kap der Guten Hoffnung zu umfahren, um das Kriegsgebiet zu meiden. ^{[ 170 ]}