CNG und LPG – Potenziale dieser Energieträger auf dem Weg zu einer nachhaltigeren Energiever-sorgung des Straßenverkehrs

Kurzstudie im Rahmen der

Wissenschaftlichen Begleitung, Unterstützung und Beratung des BMVBS in den Bereichen Verkehr und Mobilität mit besonderem Fokus auf Kraftstoffen und Antriebstechnologien sowie Energie und Klima

Bundesministeriums für Verkehr, Bau und Stadtentwicklung (BMVBS) AZ Z14/SeV/288.3/1179/UI40

Hauptauftragnehmer: Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V. (DLR) Institut für Verkehrsforschung Rutherfordstraße 2, 12489 Berlin Tel.: 030 67055-221, Fax: -283

im Unterauftrag: Institut für Energie- und Umweltforschung Heidelberg GmbH (IFEU) Wilckensstraße 3, 69120 Heidelberg Tel.: 06221 4767-35

Ludwig-Bölkow-Systemtechnik GmbH (LBST) Daimlerstraße 15, 85521 München/Ottobrunn Tel.: 089 608110-0

Deutsches Biomasseforschungszentrum gGmbH (DBFZ) Torgauer Straße 116, 04347 Leipzig Tel.: 0341 2434-423

Erstellt von

C. Heidt, U. Lambrecht (IFEU), M. Hardinghaus, G. Knitschky (DLR), P. Schmidt, W. Weindorf (LBST), K. Naumann, S. Majer, Dr. F. Müller-Langer, Dr. M. Seiffert (DBFZ)

Heidelberg, Berlin, Ottobrunn, Leipzig, 31. Juli 2013 (angepasste Fassung vom 26.09.2013)

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Zusammenfassung

Autogas (LPG) und Erdgas (CNG) sind weltweit die am weitesten verbreiteten alternativen

Kraftstoffe für Pkw. Begründet mit Umweltvorteilen, der Reduzierung von Versorgungsab-

hängigkeit und der Diversifizierung der Kraftstoffe fördern zahlreiche Länder den Einsatz von

Gaskraftstoffen im Verkehrssektor. In Deutschland werden CNG und LPG bis zum

31.12.2018 mit einem vergünstigten Mineralölsteuersatz über das Energiesteuergesetz

(EnergieStG) gefördert. Als eine Grundlage für die aktuelle Diskussion um die Weiterförde-

rung wurde im Rahmen einer Kurzstudie begleitend zur Mobilitäts- und Kraftstoffstrategie der

Bundesregierung CNG und LPG hinsichtlich ihres Einsatzes in Kraftfahrzeugen untersucht.

Dabei stehen die Marktsituation und die Umweltwirkungen für die derzeitige und zukünftige

Situation in Deutschland im Vordergrund. Hieraus ergeben sich folgende Erkenntnisse:

1. CNG- und LPG-Fahrzeuge haben trotz konkurrenzfähiger Kosten bisher in

Deutschland einen geringen Anteil am Bestand. Kostenvorteile haben insbesonde-

re zu Umrüstungen von Otto- zu LPG-Pkw geführt.

Sowohl CNG- als auch LPG-Pkw sind unter den heutigen steuerlichen Rahmenbedingungen

bezüglich der Gesamtkosten (TCO: Total Cost of ownership) mit konventionellen Antrieben

(Diesel/Otto) konkurrenzfähig. Dennoch haben CNG- und LPG-Fahrzeuge laut KBA bisher

nur einen Anteil von knapp 1 % im deutschen Fahrzeugbestand (Stand 2012). Dabei domi-

nieren auf LPG umgerüstete Otto-Pkw. CNG wird dagegen eher in Serienfahrzeugen im

Pkw- und Nutzfahrzeugbereich eingesetzt.

Ohne vergünstigte Energiesteuer lägen die TCO in den meisten Fällen höher als bei Diesel-

fahrzeugen, weswegen die Neuzulassungs- und Umrüstungsraten ohne steuerliche Förde-

rung nach 2018 weiter sinken dürften. Die derzeitige Situation zeigt aber auch, dass die

Konkurrenzfähigkeit bei den TCO nur einen Teilbeitrag zur Akzeptanz und zum Kauf von

CNG- und LPG-Fahrzeugen leistet. Für eine stärkere Integration müssten daher weitere

Maßnahmen, z.B. verbesserte Verbraucherinformation, Erweiterung des Fahrzeugangebots

sowie ein gezielter Ausbau der Tankinfrastruktur, ergriffen werden.

2. Mit dem Einsatz von CNG und erneuerbarem Methan statt Benzin oder Diesel kön-

nen die Treibhausgas- und Schadstoffemissionen des Straßenverkehrs gesenkt

werden. LPG bietet dagegen geringere Umweltvorteile als CNG und kaum Einbin-

dungsmöglichkeiten für erneuerbare Energien.

CNG-Antriebe führen derzeit zu den geringsten Umweltbelastungen: so verursacht ein mit

Erdgas betriebener Pkw die geringsten THG-Emissionen bei rein fossilen Kraftstoffen (-15 %

gegenüber einem Otto-Pkw), deutlich höhere THG-Minderungen können jedoch durch den

Einsatz von Biomethan erreicht werden (bis zu -66 % gegenüber Otto). Bei LPG-Pkw liegen

die Treibhausgasemissionen mit -9 % lediglich noch unter Diesel und CNG-Pkw.

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Aus Sicht der Schadstoffemissionen bieten sowohl CNG- als LPG-Fahrzeuge vor allem ei-

nen Vorteil gegenüber Diesel-Fahrzeugen, was die direkten NOX-Emissionen (TTW) betrifft.

Bei den NMHC- und SO2-Emissionen, die vornehmlich bei der Kraftstoffbereitstellung (WTT)

entstehen, schneidet LPG, welches in Deutschland meist aus Erdöl hergestellt wird, jedoch

schlechter als konventionelle Kraftstoffe ab.

Zukünftig liegen die größten Umweltentlastungspotenziale ebenfalls bei CNG. Zum einen

sind durch zunehmende Hybridisierung der Fahrzeuge bei CNG Kraftstoffverbrauchsenkun-

gen zu erwarten, die noch über denen von Otto- und Dieselantrieben liegen. Zudem bietet

der CNG-Antrieb die Möglichkeit, erneuerbares Methan aus weiteren Bereitstellungspfaden,

z.B. synthetisches Methan aus Biomasse oder aus erneuerbarem Strom einzusetzen. Letzte-

res „EE-Methan“ könnte vor allem bei einem forcierten Ausbau erneuerbarer Energien hel-

fen, die Überkapazitäten des Stromnetzte abzufangen. Bei LPG sind derzeit dagegen keine

marktreifen erneuerbaren Pfade zu erwarten. Ein mittelfristiger Vorteil wäre aber eine weitere

Differenzierung der Energiebasis des Verkehrs, da LPG neben der aktuell in Deutschland

vorherrschenden Bereitstellung aus Erdöl auch aus Erdgas gewonnen werden kann.

Vielversprechende Anwendungsmöglichkeiten für CNG bietet auch der Nutzfahrzeugbereich,

wo derzeit noch Dieselantriebe vorherrschen. Von geringeren direkten Abgasemissionen bei

CNG-Fahrzeugen profitiert vor allem der städtische Raum, wo vielerorts schon heute CNG-

Stadtbusse eingesetzt werden. Weiterhin könnte die CNG-Infrastruktur auch einen Beitrag zu

einer zukünftigen Versorgung des Ferngüterverkehrs mit verflüssigtem Erdgas (LNG) leisten.

3. Eine differenzierte Förderung von CNG und LPG kann einen Beitrag zur nachhalti-

gen Energieversorgung des Verkehrssektors leisten. Die Rahmenbedingungen

hierfür sollten insbesondere auf die langfristige Integration erneuerbarer Energien

abzielen.

Im Falle einer zukünftigen Weiterförderung sollten vor allem die Potenziale von CNG im Hin-

blick auf den Einsatz erneuerbarer Energien berücksichtigt werden. So könnte über differen-

zierte Energiesteuersätze oder gesetzliche Beimischungsquoten insbesondere erneuerbare

Kraftstoffe gefördert werden. CNG aus Erdgas (fossil) hat demgegenüber zwar geringere

Umweltvorteile. Für einen reduzierten Steuersatz in den nächsten Jahren spricht aber, dass

hierdurch auch die Entwicklung des CNG-Fahrzeugmarktes und der CNG-Infrastruktur weiter

gefördert werden. Diese können als Wegbereiter für die Integration erneuerbarer Energien,

z.B. Biomethan oder Methan aus erneuerbarem Strom, im Verkehr dienen.

Für LPG entsteht aus derzeitiger Sicht weniger Nutzen aus einer Weiterförderung. Die gerin-

geren THG-Emissionen von LPG gegenüber Benzin und der Beitrag zur Kraftstoffdiversifizie-

rung könnten aber dennoch bei der Diskussion um die Weiterförderung berücksichtigt wer-

den. Hierfür könnte die Energiesteuer auch, ähnlich wie bei der EU-Kraftstoffstrategie, über

eine CO2- bzw. THG-basierte Differenzierung erfolgen.

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Inhaltsverzeichnis

Zusammenfassung ................................................................................................................. 3

1 Hintergrund und Ziel dieser Studie ................................................................................ 10

2 Marktsituation für Gasfahrzeuge ................................................................................... 11

2.1 Übersicht ................................................................................................................ 11

2.1.1 Kraftstoffeigenschaften und Motortechnik ........................................................ 11

2.1.2 Modellangebot................................................................................................. 12

2.2 Fahrzeugbestand ................................................................................................... 12

2.2.1 Bisherige Entwicklung ..................................................................................... 12

2.2.2 Aktueller Trend bei der Zulassung von CNG und LPG-Fahrzeugen ................ 13

2.3 Kostenvergleich und Perspektiven bei Pkw ............................................................ 14

2.3.1 Methoden der Vollkostenberechnung .............................................................. 14

2.3.2 Vergleich der Vollkosten für Neuwagen und Umrüstungen .............................. 16

2.3.3 Zukünftige Perspektiven der Bestandsentwicklung .......................................... 18

3 Umweltvergleich und Potenziale für erneuerbare Energien........................................... 21

3.1 Aufbau des Umweltvergleiches .............................................................................. 21

3.2 Kraftstoffbereitstellung – Well-to-tank (WTT) .......................................................... 23

3.2.1 Übersicht der verwendeten Emissionsfaktoren ................................................ 23

3.2.2 Erläuterungen fossile Kraftstoffvorketten ......................................................... 25

3.2.3 Erläuterungen erneuerbare Kraftstoffvorketten ................................................ 26

3.3 Fahrzeugnutzung – Tank-to-wheel (TTW) .............................................................. 34

3.3.1 Untersuchte Fahrzeuge ................................................................................... 34

3.3.2 Kraftstoffverbrauch .......................................................................................... 35

3.3.3 Treibhausgas- und Schadstoffemissionen ....................................................... 40

3.4 Well-to-wheel (WTW) Vergleich 2012 ..................................................................... 43

3.4.1 Treibhausgasemissionen ................................................................................ 43

3.4.2 Primärenergieaufwand und Schadstoffemissionen .......................................... 48

3.5 Well-to-wheel (WTW) Vergleich 2030 ..................................................................... 51

3.5.1 Treibhausgasemissionen ................................................................................ 51

3.5.2 Primärenergieaufwand und Schadstoffemissionen .......................................... 53

4 Perspektiven der Förderung von CNG und LPG im Verkehr ......................................... 57

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4.1 Nutzen aus Umweltsicht ......................................................................................... 57

4.2 Mögliche Rahmenbedingungen für die Förderung .................................................. 58

Anhang I: Amortisierungspotenzial der deutschen Otto-Pkw Flotte für die LPG-Umrüstung . 60

Anhang II: Berechnung der Kraftstoffvorketten ..................................................................... 62

Methodik ........................................................................................................................... 62

Fossile Kraftstoffe ............................................................................................................. 63

Benzin und Diesel aus Erdöl ......................................................................................... 63

Benzin/Diesel aus Teersand ......................................................................................... 66

CNG aus Erdgas .......................................................................................................... 67

LPG aus Erdöl/Erdgas .................................................................................................. 70

Erneuerbare Kraftstoffe .................................................................................................... 75

Biomethan .................................................................................................................... 75

Synthetisches Methan aus erneuerbarem Strom (EE-Methan) ..................................... 78

Anhang III: Energiesteuer für Kraftstoffe ............................................................................... 80

Literaturverzeichnis .............................................................................................................. 81

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Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Entwicklung des Bestandes an Fahrzeugen mit Gasantrieb in

Deutschland .................................................................................................13

Abbildung 2: Vergleich der durchschnittlichen Vollkosten nach Antriebsvarianten von

Neuwagen im Segment Kleinwagen ............................................................16

Abbildung 3: Bandbreite der Amortisation der Autogasumrüstung (1800-3500 €) in

Abhängigkeit von Laufleistung und Verbrauch .............................................18

Abbildung 4: Schema des Umweltvergleiches ..................................................................21

Abbildung 5: Auf die Quote angerechnete sowie steuerbefreite Biokraftstoffe 2011 und

2012 (DBFZ auf Basis BLE 2013 und BAFA) ...............................................29

Abbildung 6: Methanisierung von H2 aus Strom mit CO2 aus Biogasaufbereitung ............32

Abbildung 7: Beispielhafter Vergleich der CO2-Emissionen und relevanter

Fahrzeugeigenschaften bei ausgewählten Pkw ...........................................37

Abbildung 8: WTW Treibhausgasemissionen für Pkw 2012 ..............................................43

Abbildung 9: Vergleich des CO2-Vorteils zwischen CNG und LPG aus fossilen

Bereitstellungspfaden für Pkw in 2010/2012 in aktuellen Studien ................45

Abbildung 10: WTW Treibhausgasemissionen Stadtbus 2012............................................47

Abbildung 11: WTW Schadstoffemissionen für Pkw 2012 ..................................................48

Abbildung 12: WTW Schadstoffemissionen für Stadtbusse 2012 .......................................50

Abbildung 13: WTW Treibhausgasemissionen Pkw 2030 ...................................................51

Abbildung 14: WTW Treibhausgasemissionen für Stadtbusse 2030 ...................................52

Abbildung 15: WTW Schadstoffemissionen für Pkw 2030 ..................................................53

Abbildung 16: WTW Schadstoffemissionen für Stadtbusse 2030 .......................................55

Abbildung 17: Energiesteuereinbußen und THG-Minderung gegenüber einem Otto-Pkw

in 2012 (Berechnung in Anhang III) ..............................................................57

Abbildung 18: Potenzial für Umrüstung auf LPG in der deutschen Pkw-Flotte ....................60

Abbildung 19: Rohölraffinerie .............................................................................................74

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Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: CO2- Emissionen bei der Verbrennung des Kraftstoffs .................................22

Tabelle 2: Übersicht Energieverbrauch und Emissionen WTT ......................................24

Tabelle 3: Übersicht zur Marktfähigkeit der betrachteten erneuerbaren

Bereitstellungspfade ....................................................................................27

Tabelle 4: Überschussstrom (‚dumped energy‘) nach Netzentwicklungsplan [NEP

2013, S. 64, Tab. 9] .....................................................................................31

Tabelle 5: Kraftstoffverbrauch eines Pkw der Golf-Klasse im NEFZ nach JEC 2011 ....36

Tabelle 6: Kraftstoffverbrauch für mittlere Pkw in 2012 und 2030 .................................39

Tabelle 7: Kraftstoffverbrauch für mittlere Stadtbusse in 2012 und 2030 ......................40

Tabelle 8: Emissionsfaktoren für Treibhausgase TTW .................................................41

Tabelle 9: Emissionsfaktoren für Luftschadstoffe TTW .................................................42

Tabelle 10: Systemgrenzen und Grundannahmen aktueller Studien zum

Umweltvergleich von CNG/LPG mit anderen Kraftstoffen ............................44

Tabelle 11: Flankierende Rahmenbedingungen für die Förderung von CNG und LPG ...59

Tabelle 12: Energieströme und Emissionen aus der Förderung von Erdöl .....................64

Tabelle 13: Energieströme und Emissionen aus dem Transport von Erdöl .....................64

Tabelle 14: Energieströme und Emissionen bei der Produktion von Benzin und Diesel

in Erdölraffinerien .........................................................................................65

Tabelle 15: Kraftstoffverbrauch und THG-Emissionen eines Binnenschiffs ....................65

Tabelle 16: Energieströme und Emissionen für die Produktion von synthetischen

Rohöl („Synthetic Crude Oil“ – SCO) aus Teersandvorkommen in Kanada ..66

Tabelle 17: Kraftstoffverbrauch und THG-Emissionen eines Öltankers ..........................67

Tabelle 18: Energieflüsse und Emissionen bei der Förderung und Aufbereitung von

Erdgas .........................................................................................................68

Tabelle 19: Energieströme und Emissionen beim Transport von Erdgas über große

Distanzen .....................................................................................................69

Tabelle 20: Erdgasverbrauch und Emissionen Gasturbinen für die Erdgasverdichter .....69

Tabelle 21: Energieströme und Emissionen für die Förderung und Aufbereitung von

LPG .............................................................................................................70

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Tabelle 22: Kraftstoffeigenschaften von LPG .................................................................71

Tabelle 23: LPG-Transportschiff “Djanet“ [Kawasaki 2000] ............................................72

Tabelle 24: Kraftstoffverbrauch und Emissionen eines 40 t Lkws ...................................73

Tabelle 25: Energiebedarf und Emissionen von der Produktion von LPG aus der

Rohölraffination ............................................................................................75

Tabelle 26: Übersicht ökologische Kennwerte der Biomethanbereitstellung ...................76

Tabelle 27: Kenngrößen der betrachteten Konzepte zur Biomethanproduktion auf

Basis von Nawaro/Gülle und Bioabfall [Biogasrat 2011] ...............................77

Tabelle 28: Input-/Output-Daten zur Produktion von Methan aus CO2 und Wasserstoff

(mit CO2-Bereitstellung) ...............................................................................79

Tabelle 29: THG-Minderungskosten für die Energiesteuervergünstigung gegenüber

Otto-Kraftstoff ..............................................................................................80

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1 Hintergrund und Ziel dieser Studie

Erdgas (CNG) und Autogas (LPG) werden im Rahmen des Energiesteuergesetzes (Ener-

gieStG) bis zum 31.12.2018 mit einem vergünstigten Mineralölsteuersatz gefördert. Die Dis-

kussion um eine Weiterführung der Förderung nach 2018 ist bereits im Gange. In der vorlie-

genden Studie sollen Fakten, Argumente und Bedingungen für bzw. gegen die weitere För-

derung der beiden Energieträger gesammelt werden. Dabei werden folgende Teilbereiche

betrachtet:

Technologien und Kosten von CNG und LPG im Vergleich zu Diesel- und Otto-Pkw

auf Basis des aktuellen Stands und unter Berücksichtigung zukünftiger Perspektiven

Bisherige Entwicklung der CNG/LPG-Fahrzeugflotte im Straßenverkehr und Abschät-

zung des Einflusses möglicher Veränderungen der aktuellen Rahmenbedingungen

auf die zukünftige Bestandsentwicklung.

Darstellung aussichtsreicher Bereitstellungspfade für erneuerbares Methan mit Eck-

werten zu typischen THG- und Schadstoffemissionen und Diskussion der gegenwär-

tigen und erwarteten sektoralen Marktperspektiven von Biomethan und EE-Methan

für den Kraftstoffmarkt.

Vergleich der Umweltwirkungen von CNG- und LPG-Fahrzeugen unter Berücksichti-

gung typischer und alternativ möglicher Kraftstoffbereitstellungspfade heute (2012)

und zukünftig (2030)

Diskussion der Perspektiven von CNG- und LPG-Fahrzeugen für die weitere Integra-

tion von erneuerbaren Energien im Verkehrssektor

Darstellung von Argumenten, die für bzw. gegen eine weitere Energiesteuerreduktion

von CNG/LPG nach 2018 sprechen, bzw. Bedingungen hierfür (z. B. Basis erneuer-

barer Energien und Nachhaltigkeitskriterien).

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2 Marktsituation für Gasfahrzeuge

2.1 Übersicht

2.1.1 Kraftstoffeigenschaften und Motortechnik

Autogas, auch als LPG (Liquefied Petroleum Gas) bekannt, besteht im Wesentlichen aus

den Kohlenwasserstoffen Propan und Butan, welche bei der Erdgas- und Erdölverarbeitung

als Nebenprodukt entstehen. LPG unterscheidet sich in den physikalischen Eigenschaften

(mit Ausnahme der Dichte) kaum vom Benzin und kann in modifizierten Ottomotoren ver-

brannt werden. Zur Speicherung ist LPG vergleichsweise einfach (bei 8 bis 10 bar) zu ver-

flüssigen und wird in flüssiger Form vertrieben.

CNG (Compressed Natural Gas – CNG) oder Erdgas besteht chemisch zu über 80 % aus

Methan und wird in Deutschland als H-Gas und L-Gas angeboten, welches sich durch den

Methangehalt und den Heizwert unterscheidet. Die Komprimierung von Erdgas zur Speiche-

rung im Fahrzeug erfordert mit 200 bar höhere Drücke als bei LPG, weswegen CNG in ei-

nem Druckbehälter mitgeführt wird. Technisch aufwendiger ist die alternative flüssige Spei-

cherung als Liquefied Natural Gas (LNG), die eine Kühlung auf -161,5°C erfordert. Das kom-

primierte Erdgas hat je kg einen ähnlichen Heizwert wie Benzin und wird in modifizierten

Ottomotoren eingesetzt.

Durch die höhere Klopffestigkeit von CNG (Oktanzahl 120) kann die Verbrennung in für CNG

optimierten Motoren unter höherer Verdichtung und damit energieeffizienter als bei LPG und

Benzin (Oktanzahl bis zu 100) erfolgen [Stan 2005]. Die Kraftstoffspeicherung unter hohem

Druck erfordert jedoch bei CNG gegenüber LPG massive und großvolumige Behälter sowie

eine Hochdruckreglung für die Versorgung des Motors. Mit LPG können dagegen bei ver-

gleichsweise geringem Druck mit kleinen Tankvolumina höhere Reichweiten erzielt werden.

Bei LPG wird meistens ein bivalentes Antriebskonzept verfolgt, die Fahrzeuge sind also wei-

terhin mit einem Benzintank ausgestattet. CNG-Fahrzeuge werden dagegen sowohl als biva-

lente als auch monovalente Antriebe angeboten, welche nur über einen kleinen Reserve-

Benzintank verfügen.

Zur Umrüstung von Benzin- auf Gas-Betrieb sind neben einem zusätzlichen Druckbehälter

eine separate Einspritzanlage mit entsprechenden Leitungen inkl. Druckregler und ein zuge-

höriges Motormanagement nötig. Wegen unterschiedlicher Speicherdrücke ist ein bivalenter

Betrieb von CNG und LPG nicht möglich. Die Anpassungskosten für Fahrzeuge sind bei der

Umstellung auf Autogas weit geringer als für CNG. Technisch sind verschiedene Einspritz-

verfahren mit innerer und äußerer Gemischbildung möglich, dabei sind die Anpassungen an

Motoren mit Direkteinspritzung aufwendiger. Auch die Umrüstung von Dieselmotoren ist

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möglich. Da bei den Selbstzündern jedoch eine Zündanlage eingebaut werden muss, ist die

Umrüstung ungleich teurer und somit selten wirtschaftlich.

2.1.2 Modellangebot

Das Modellangebot bei Gasfahrzeugen ist bisher äußerst gering. Als Neuwagen bestellbar

sind in Deutschland 44 Modelle aus 25 Modellreihen mit Autogasantrieb und 21 erdgasbe-

triebene Fahrzeugvarianten aus 12 Modellreihen (Stand 7/2012). Unterschiedliche Ausstat-

tungsvarianten bzw. Wahlmöglichkeiten bestehen meist nicht. Der größte Teil der angebote-

nen Pkw stammt aus dem Segment leichter Nutzfahrzeuge bzw. Vans/Hochdachkombis und

Klein- sowie Kompaktwagen. Da der derzeitige Pkw-Markt von größtmöglicher Individualisie-

rung anhand von zahlreichen Karosserie- und Ausstattungsvarianten geprägt ist, kann das

geringe Angebot an gasbetriebenen Fahrzeugen als eines der Hindernisse zur weiteren Ver-

breitung gesehen werden.

2.2 Fahrzeugbestand

2.2.1 Bisherige Entwicklung

Im Jahr 2011 waren weltweit rund 15 Mio. Erdgasfahrzeuge zugelassen [NVGA 2012]. Ei-

nen hohen Anteil am Fahrzeugbestand haben die erdgasbetriebenen Fahrzeuge besonders

in Pakistan, Bangladesch, Armenien, dem Iran, Bolivien und Argentinien. Weltweit entwickelt

sich der Markt für Erdgasfahrzeuge insgesamt deutlich dynamischer als in Deutschland. Die-

se Entwicklung wird vor allem durch enorme Zuwächse im Iran, China und Pakistan sowie

durch aufkommende Märkte in etlichen Schwellenländern getrieben.

Mit Autogas fuhren 2010 weltweit rund 17,5 Mio. Fahrzeuge [WLPGA 2011]. Auch bei LPG

entwickelt sich die Nachfrage dynamisch (+59 % zwischen 2000 und 2010) und wenige Län-

der bilden einen Großteil der Nachfrage [WLPGA 2011]. Die größten Märkte befinden sich in

Polen, der Türkei und Korea. Mit Ausnahme von Korea, wo viele Serienfahrzeuge mit LPG-

Antrieb ab Werk unterwegs sind, bilden umgerüstete Ottofahrzeuge die Masse der LPG-

Fahrzeuge. Im Segment der schweren Nutzfahrzeuge ist der LPG-Antrieb wegen der auf-

wendigen Umrüstung von Dieselmotoren kaum verbreitet. Weltweit setzen Länder mit gut

ausgebauter Tankstelleninfrastruktur und Raffineriebetrieb aufgrund geringer Anpassungs-

kosten und Förderung von LPG tendenziell eher auf Autogas. In Ländern mit Erdgasvor-

kommen (und Infrastruktur im Aufbau) wird häufiger Erdgas eingesetzt.

In Europa haben Erdgasfahrzeuge vor allem in Italien und Bulgarien einen relevanten

Marktanteil (vgl. NGVA Europe 2012). Viele erdgasbetriebene Fahrzeuge sind zudem in

Deutschland und Schweden unterwegs. Laut WLPGA liegen die größten Märkte für Autogas-

fahrzeuge in Europa in Polen und Italien (vgl. WLPGA 2011).

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Laut Kraftfahrt-Bundesamt waren in Deutschland zum 1.1.2012 rund 75.000 erdgasbetrie-

bene Fahrzeuge und 455.000 Autogasfahrzeuge zugelassen. Das entspricht einem Anteil

von 1,2 Prozent an allen Pkw. Weiter werden rund 18.000 Nutzfahrzeuge mit Erdgas und

8.700 mit Autogas betrieben. Das entspricht etwa einem Prozent des Lkw-Bestandes. Die

meisten gasbetriebenen Nutzfahrzeuge sind dabei im Segment der leichten Nutzfahrzeuge

unter zwei Tonnen Nutzlast zugelassen. Unter den schweren Nutzfahrzeugen ist der Gasan-

trieb bis auf einige Ausnahmen wie CNG-Stadtbussen bisher kaum verbreitet.

464.928

456.252

93.261

74.853

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

500.000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Pkw, Bus, Lkw Flüssiggas (LPG)

davon Pkw Flussiggas (LPG)

Pkw, Bus, Lkw Erdgas (CNG)

davon Pkw (Erdgas (CNG)

LPG - Pkw, Bus, Lkw

LPG - nur Pkw

CNG - nur Pkw

CNG - Pkw, Bus, Lkw

(jeweils 1.1.Quelle: KBA)

Abbildung 1: Entwicklung des Bestandes an Fahrzeugen mit Gasantrieb in Deutsch-land

2.2.2 Aktueller Trend bei der Zulassung von CNG und LPG-Fahrzeugen

In den letzten Jahren hat bei den LPG-Zugängen eine deutliche Verschiebung von Neuzu-

lassungen zu Umrüstungen stattgefunden. Dabei fielen die LPG-Neuzulassungen im Jahr

2011 auf unter 5.000 Fahrzeuge bzw. 0,15 % aller Neuzulassungen des Jahres. Gleichzeitig

stiegen die Umrüstungen auf rund 95.000 und machen damit über 95 % der LPG-

Neuzugänge aus. Insgesamt blieben die Neuzugänge damit in etwa konstant. Da mit stei-

gendem Alter der LPG-Flotte jedoch auch die Außerbetriebsetzungen zunahmen, stieg der

Bestand langsamer.

Im Jahr 2012 war entgegen des mehrjährigen Trends eine starke Zunahme der LPG-

Neuzulassungen zu verzeichnen. Dennoch wuchs der Bestand langsamer. Da Daten zu Um-

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rüstungen und Außerbetriebsetzungen für 2012 noch nicht verfügbar sind, sind abschließen-

de Bewertungen der neuesten Bestandsentwicklung noch nicht möglich. Zu erwarten sind

ein etwas geringerer Anteil an Umrüstungen unter den Neuzugängen sowie ein steigender

Anteil an Außerbetriebsetzungen.

Es ist davon auszugehen, dass die Quote der Außerbetriebsetzungen in den nächsten Jah-

ren altersbedingt von 13,5 % am Bestand in 2011 zukünftig auf rund 19 % ansteigen wird.

Ohne deutlich steigende Neuzugänge ist daher bei Fortschreibung der Trends mit einem

deutlich abgeschwächten Wachstum bzw. einer Quasi-Stagnation der LPG-Flotte zu rech-

nen.

In der Entwicklung der CNG-Flotte zeigen sich weniger deutliche Trends. Gegenüber LPG

gibt es nur einen sehr kleinen Markt für Umrüstungen. Die Neuzulassungen CNG-

betriebener Fahrzeuge machen rund 0,2 % aller Neuzulassungen eines Jahres aus. Im Jahr

2012 hat sich das Wachstum des CNG-Fahrzeugbestandes weiter abgeschwächt. Auch in

der CNG-Flotte machen sich steigende Außerbetriebsetzungen und tendenziell abnehmende

Neuzulassungen bemerkbar – im Trend würde somit der Bestand stagnieren. Die zukünftige

Entwicklung beim Fahrzeugangebot und veränderte steuerlichen Rahmenbedingung werden

jedoch das Flottenwachstum beeinflussen. Diese Faktoren werden im folgenden Kapitel dis-

kutiert (vgl. Kap. 2.3.3).

2.3 Kostenvergleich und Perspektiven bei Pkw

2.3.1 Methoden der Vollkostenberechnung

Die Berechnungen zum Kostenvergleich der Antriebsvarianten von Neuwagen basieren auf

Daten der ADAC-Autokostendatenbank mit Stand Juli 2012. Berücksichtigt sind: Wertverlust

ohne Zinsen, Aufwendungen für Ölwechsel und Inspektionen inkl. üblicher Verschleißteile

und Verbrauchsstoffe sowie Kosten für Reifenersatz, Haftpflicht- und Vollkaskoversicherung

mit je 50 % Schadenfreiheitsrabatt, Kfz-Steuer sowie Kraftstoffkosten entsprechend der Her-

stellerangaben nach ECE R84.1

Die Kraftstoffpreise werden als konstant über die Nutzungsdauer von vier Jahren angenom-

men. Enthalten sind die bis 31.12.2018 reduzierten Energiesteuersätze laut Energiesteuer-

gesetzes vom 15. Juli 2006 (EnergieStG), §2 (2)2. Für den Vergleich der Vollkosten bei voller

Steuer werden die regulären Energiesteuersätze laut EnergieStG §2 (1) 7. und 8.3 sowie

1 Kraftstoffpreise: Diesel 1,45 € / Liter, Normal/Super 1,60 € / Liter, SuperPlus 1,69 € / Liter, Flüssig-

gas 0,81 € / Liter, Erdgas 1,03 € / kg, Ethanol 1,15 € / Liter

2 13,90 € / MWh gasförmige Kohlenwasserstoffe; 180,32 € / t Flüssiggase

3 31,80 € / MWh gasförmige Kohlenwasserstoffe; 409,00 € / t Flüssiggase

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daraus resultierende, höhere Mehrwertsteuerbeträge berechnet. Biomethan wird an den

Tankstellen in der Regel zum gleichen Preis wie CNG angeboten, daher findet diesbezüglich

keine Unterscheidung statt. Um den Einfluss der unterschiedlichen Besteuerung zu verdeut-

lichen werden auch die Vollkosten des Dieselantriebes bei einer Besteuerung mit dem glei-

chen Mineralölsteuersatz wie Benzin dargestellt.

Zur besseren Vergleichbarkeit werden die Fahrzeuge mit verfügbarem Gasantrieb entspre-

chend der Einteilung des Kraftfahrtbundesamtes in Fahrzeugsegmente gruppiert. Die Dar-

stellung der Mittelwerte je Segment reduziert zudem den Einfluss der Preispolitik einzelner

Hersteller. Im Segment Kleinwagen ist das Angebot mit insgesamt 12 Modellen bzw. Varian-

ten von acht Herstellern und entsprechenden Alternativen am größten, so dass die Marktsi-

tuation am Beispiel dieses Segments bestmöglich dargestellt werden kann.

Überlagert wird die Darstellung der Vollkosten mit der Kurve der Wahrscheinlichkeitsdichte

der jährlichen Laufleistung im entsprechenden Fahrzeugsegment. So wird die Nutzungsin-

tensität verdeutlicht um den Kostenvergleich bezogen auf die reale Nutzung bewerten zu

können. Zusätzlich sind die Quartile der Verteilung der Laufleistung dargestellt. Diese Vertei-

lungen werden aus den Daten der Studie Mobilität in Deutschland 2008 berechnet.

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2.3.2 Vergleich der Vollkosten für Neuwagen und Umrüstungen

Die durchschnittlichen Vollkosten der unterschiedlichen Antriebsvarianten von Neuwagen

im Segment Kleinwagen bei einer Nutzungsdauer von vier Jahren sind der Abbildung 2 zu

entnehmen. Dabei sind im Bereich der durchschnittlichen Jahresfahrleistung die Kostenun-

terschiede im Mittel sehr gering. Bei einer Jahresfahrleistung von 15.000 km liegen CNG und

LPG Antriebe im Segment der Kleinwagen im Mittel derzeit bei den Vollkosten über vier Jah-

re um ca. 300 € unter Benziner, und etwa 150 € unter Diesel. Im Falle der vollen Energie-

steuer für CNG und LPG lägen die Kosten im Durchschnitt des Segmentes über denen von

Diesel, aber noch unter Benzin.

Abbildung 2: Vergleich der durchschnittlichen Vollkosten nach Antriebsvarianten von Neuwagen im Segment Kleinwagen

Für den Einzelfall erschwert neben unterschiedlichen Kosten nach Art und Größe des Mo-

tors vor allem die Preispolitik der Hersteller den Kostenvergleich der Antriebsarten. So wer-

den die verschiedenen Antriebsvarianten unterschiedlich am Markt positioniert. Der Aufpreis

für die Autogasversion liegt dabei gegenüber dem Benziner zwischen 5,5 % und 26 % des

Fahrzeugpreises (Listenpreise, 07/2012). In der Regel liegt der LPG-Antrieb in der Anschaf-

fung preislich unter dem Dieselantrieb. Wird jedoch eine günstige Dieselvariante angeboten,

ist diese in den Vollkosten über vier Jahre in der Regel wirtschaftlicher als der LPG-Antrieb.

Gegenüber der Benzinvariante ist die Nutzung von LPG außer in Einzelfällen mit geringer

Laufleistung über vier Jahre wirtschaftlicher. Auch die CNG-Variante wird sehr unterschied-

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lich bepreist (2.000 bis über 5.000€ Aufpreis) und liegt in der Anschaffung damit teilweise

oberhalb des Dieselantriebs, ist aber dennoch meist wirtschaftlicher. Die Berechnungen zei-

gen aber auch, dass die CNG-Variante bei einzelnen Modellen gegenüber der Dieselvariante

heute unwirtschaftlicher ist. Je nach Hersteller, Modell und Jahresfahrleistung zeigt der Ver-

gleich der Vollkosten nach Antriebsvariante Unterschiede. Damit können Diesel- oder Ben-

zinantriebe teilweise günstiger sein. Für den Neuwagenkäufer ist es somit schwer, im Einzel-

fall Einsparpotenziale zu identifizieren.

Bedeutung gewerblicher Zulassungen und Dienstwagenbesteuerung

Der deutsche Neuwagenmarkt wird durch gewerbliche Zulassungen dominiert. Im Jahr 2012

entfielen knapp 62 % der Neuzulassungen auf gewerbliche Kunden (vgl. KBA 2013). Häufig

werden die Fahrzeuge als Dienstwagen genutzt und dabei durch den Fahrer ausgesucht. In

der derzeitigen Regelung zur Dienstwagenbesteuerung fließt der Listenneupreis des Fahr-

zeuges mit monatlich einem Prozent als geldwerter Vorteil in den zu versteuernden Lohn mit

ein. Damit sind die Kosten für den Fahrer proportional zum Neupreis, nicht zu laufenden

Kosten. Dies generiert den Anreiz, günstige Fahrzeuge auszuwählen und den Verbrauch zu

vernachlässigen. Eine verbrauchs- bzw. emissionsproportionale Dienstwagenbesteuerung

könnte somit zu deutlich mehr Neuzulassungen von Gasfahrzeugen führen. Auffällig ist der

unterschiedliche Anteil an gewerblichen Zulassungen nach Segmenten. Einzig im Kleinwa-

gensegment sind private und gewerbliche Zulassungen ausgeglichen, in höheren Segmen-

ten steigt der Anteil der gewerblichen Zulassungen deutlich an. Entsprechend werden in der

oberen Mittelklasse und Oberklasse kaum bzw. keine Gasfahrzeuge angeboten.

Einen anderen Markt bedient die Umrüstung von Ottofahrzeugen auf Autogas. Die Lauf-

leistung, bei der sich eine Umrüstung rechnet, hängt dabei stark von dem Verbrauch und den

Kosten der Umrüstung ab. Die Bandbreite der Laufleistung der Autogasanlage bis zur Amor-

tisation bei Umrüstkosten zwischen 1.800 und 3.500 Euro in Abhängigkeit des Kraftstoffver-

brauchs ist Abbildung 3 zu entnehmen. Die vertikale Ausdehnung des Amortisationsberei-

ches gibt die Kosten der Umrüstung wieder. So amortisiert sich beispielsweise die Umrüs-

tung eines Fahrzeugs mit acht Litern Verbrauch je nach Art des Motors und damit Kosten der

Umrüstung zwischen 33.000 und 65.000 km Laufleistung. Dabei sind die Kosten der Umrüs-

tung bei älteren, einfachen Motoren geringer als bei aufwendiger Einspritztechnik. Deutlich

wird, dass die Umrüstung besonders für verbrauchsstarke Fahrzeuge lohnenswert ist. Wird

das Umrüstungspotenzial für die derzeitige deutschen Pkw-Flotte betrachtet, amortisiert sich

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eine Umrüstung auf LPG für 20 % des Pkw Bestands mit Otto-Motor bereits nach 2 Jahren4

Tatsächlich werden jährlich jedoch nur etwa 0,3 % der Flotte der Benzin-Pkw umgerüstet

und auch der Kostenvorteil durch eine Umrüstung mit LPG in der Praxis bisher nur minimal

ausgenutzt.

Abbildung 3: Bandbreite der Amortisation der Autogasumrüstung (1800-3500 €) in Abhängigkeit von Laufleistung und Verbrauch

2.3.3 Zukünftige Perspektiven der Bestandsentwicklung

Die zukünftige Kosten von Gasfahrzeugen vs. konventionellen Pkw wird von verschiedenen

Faktoren beeinflusst. Dies sind vor allem die Unterschiede hinsichtlich der Kraftstoff- und

Technologiekosten, aber auch die jeweilige Preispolitik und das Modellangebot der Fahr-

zeughersteller.

Bisher werden die Kraftstoffpreise stark durch die unterschiedlichen Energiesteuersätze ge-

prägt, daher werden förderungspolitische Maßnahmen auch zukünftig die Kraftstoffkosten

von CNG und LPG im Vergleich zu konventionellen Fahrzeugen prägen. Bei Neufahrzeugen

würde unter aktuellen Bedingungen ohne eine Steuerreduzierung der Dieselantrieb im Mittel

am günstigsten abschneiden, auch wenn in Einzelfällen je nach Hersteller und Laufleistung

auch CNG und LPG günstiger sein können. Insgesamt entfiele mit Auslaufen der Steuerre-

duzierung aber die weitgehend vorherrschende Kostenersparnis der Gasantriebe aus Nut-

zersicht, so dass von deutlich geringeren Neuzulassungszahlen ausgegangen werden kann.

LPG-Umrüstungen werden sich dagegen auch ohne Energiesteuerreduzierung für weite Tei-

le der Flotte, insbesondere Fahrzeuge mit hohem Verbrauch und hoher Fahrleistung sowie

4 Der Zeitraum der Amortisierung wurde unter Zugrundenlegung von Fahrleistungen und Kilometer-

ständen nach MiD 2008 und Polk 2008 und in Abhängigkeit der Motorisierung berechnet (siehe An-hang I für weitere Details)

Seite 19 von 85

mit einfacheren Motoren, amortisieren. Da zukünftig vermutlich eher verbrauchseffizientere

Otto-Motoren mit komplexerer Technik auf den Markt kommen werden, dürfte die Umrüstung

eher mittelfristig weiterhin ein großes Potenzial haben. Letztendlich wird auch die Entwick-

lung der Weltmarktpreise für flüssige und gasförmige Kraftstoffe über die zukünftigen Kraft-

stoffkosten entscheiden, aufgrund der großen Unsicherheiten werden diesbezügliche Prog-

nosen aber im Rahmen dieser Studie nicht untersucht.

Beim Vergleich der Vollkosten bei Neufahrzeugen zeigt sich eine große Bandbreite: so sind

je nach Modell und Laufleistung hohe Einsparungen, teilweise aber auch Mehrkosten bei

CNG/LPG gegenüber anderen Antriebsvarianten möglich. Daher werden sich neben den

Kraftstoffpreisen auch das zukünftige Modellangebot und die zugrundeliegende Preispolitik

der Hersteller auf die Kostenkonkurrenz von CNG und LPG Fahrzeuge auswirken. Auch hier

kann schwer eine Marktentwicklung vorhergesagt werden, jedoch könnten aufgrund gesetz-

lich beschlossener Umweltziele zukünftig Kostenvorteile für CNG und LPG Fahrzeuge ent-

stehen. So bietet im Kontext von CO2-Flottenzielen das Angebot von CNG-Fahrzeugen für

die Hersteller eine Möglichkeit, bei vergleichsweise geringem Aufwand und technisch einfa-

chen Lösungen den CO2-Ausstoß deutlich zu reduzieren. So wurden im zweiten Halbjahr

2012 bereits vier neue Modelle mit CNG-Antrieb am Markt platziert, weitere Neuerscheinun-

gen sind angekündigt. Eine größere Modellvielfalt von CNG und LPG-Fahrzeugen könnte

dabei die Kostenkonkurrenz gegenüber anderen Antriebsarten in Einzelfällen eher gewähr-

leisten, aber auch generell das Kaufverhalten beim Nutzer zugunsten von Gasfahrzeugen

beeinflussen.

Weiterhin ergibt sich im Zusammenhang mit der Abgasnorm Euro 6, die im Jahr 2015 in

Kraft tritt, vor allem beim Dieselantrieb Anpassungsbedarf bei der Abgasreinigung, um stren-

gere Stickoxidgrenzwerte einzuhalten. Werden die damit verbunden Mehrkosten in Form von

höheren Anschaffungskosten an den Kunden weitergegeben, könnte dies wiederum den

Kostenvorteil von Diesel-Pkw gegenüber Gasantrieben verringern oder gar aufheben.

Die Perspektiven der zukünftigen Bestandsentwicklung für Gasfahrzeuge können aber nicht

nur auf einer reinen Kostenbetrachtung erfolgen, wie sich anhand der bisherigen Entwicklung

der CNG –und LPG Neuzulassungen sowie der geringen Potenzialausschöpfung bezüglich

der LPG-Umrüstung in der Flotte zeigt. Anders betrachtet hat auch die Steuerreduzierung

auf Gaskraftstoffe bisher nicht zu einer wesentlichen Etablierung der alternativen Kraftstoffe

geführt.

Weitere mögliche Ursachen aus Nutzersicht könnten überwiegende Nachteile wie die gerin-

ge Verfügbarkeit von Tankstelleninfrastruktur oder die Unkenntnis über konkrete Einspar-

möglichkeiten sein. Letztendlich müssten daher vermutlich weitere Förderungsmaßnahmen,

z.B. ein Ausbau der Tankstelleninfrastruktur entlang von Fernstraßen und eine verbesserte

Seite 20 von 85

Informationspolitik umgesetzt werden, um LPG und vor allem CNG nachhaltig im Straßen-

verkehr zu integrieren (vgl. Kap. 4.2).

Seite 21 von 85

3 Umweltvergleich und Potenziale für erneuerbare Energien

Der Kostenvergleich zeigt, dass CNG- und LPG-Fahrzeuge bei reduzierter Energiesteuer

aus Sicht der Vollkosten konkurrenzfähig zu konventionellen Antrieben sind. Eine weitere

Förderung durch die reduzierte Energiesteuer und auch weitere Fördermaßnahmen (z.B.

Ausbau der Infrastruktur) sollte mit positiven Umwelteffekten einhergehen. Dazu wird im fol-

genden Kapitel ein detaillierter Umweltvergleich unter Berücksichtigung aktueller und mögli-

cher zukünftiger Technologien durchgeführt.

Hierfür werden zunächst die allgemeine Vorgehensweise (3.1) beschrieben, sowie die Da-

tengrundlage für die Kraftstoffbereitstellung (3.2) und Fahrzeugnutzung (3.3) im Detail erläu-

tert. In den Kapitel 3.4und 3.5 werden die Umweltwirkungen der gesamten Kette heute und

zukünftig aufgezeigt und diskutiert.

3.1 Aufbau des Umweltvergleiches

Der Umweltvergleich von CNG- und LPG-Fahrzeugen umfasst zwei Zeithorizonte: die heuti-

ge Situation (2012) sowie ein Zukunftsszenario (2030). Die untersuchten Fahrzeuge, Kraft-

stoffe und Bereitstellungspfade werden in den Kapiteln 3.2 und 3.3 im Detail erläutert.

Abbildung 4: Schema des Umweltvergleiches

Der Fokus des Umweltvergleiches liegt auf den Treibhausgasemissionen. Diese werden in

Form von CO2-Äquivalenten angegeben. Die Methodik zur Ermittlung der CO2-Äquivalente

der Kraftstoffbereitstellung wird im Anhang II: Berechnung der Kraftstoffvorketten kurz erläu-

tert. Die CO2-Emissionen aus der Verbrennung des Kraftstoffs ergeben sich durch den Koh-

lenstoffgehalt und die Heizwerte der Kraftstoffe. Als Standardwerte werden hierfür kraftstoff-

bezogene Emissionsfaktoren aus TREMOD [IFEU 2012] verwendet, welche mit den nationa-

len Treibhausgasinventarberichten des Umweltbundesamtes konform sind (Tabelle 1).

2012 Pkw LPG Erdöl CO2-Äqu.

2030 Stadtbus CNG

...

Erdgas NMHC

…

Zeithorizont Fahrzeug Kraftstoff Bereit-stellung

Emissionen

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Tabelle 1: CO2- Emissionen bei der Verbrennung des Kraftstoffs

Kraftstoff Otto Diesel CNG LPG

g CO2 pro MJ 72 74 56 65

Quelle: [IFEU 2012]

Für fossile Kraftstoffe wird das CO2 aus der Verbrennung der Nutzungsphase (TTW) zuge-

rechnet. Bei erneuerbaren Kraftstoffen hingegen wird die Fahrzeugnutzung als CO2-neutral

bewertet und nur der fossile Anteil für die Bereitstellung berücksichtigt. Verbrennungsbeding-

te THG-Emissionen durch CH4 und N2O werden immer dem TTW-Anteil zugerechnet, haben

i.d.R. aber einen vergleichsweise geringen Anteil an den gesamten THG-Emissionen (vgl.

Kap. 3.3.3).

Als weitere Parameter neben den Treibhausgasemissionen werden beim Umweltvergleich

berücksichtigt:

Stickstoffoxide (NOX)

Nichtmethankohlenwasserstoffe (NMHC)

Schwefeldioxid (SO2)

erneuerbarer und nicht erneuerbarer kumulierter Primärenergieaufwand (KEA)

Die Emissionen der Schadstoffe NOX, NMHC und SO2 tragen zur Luftbelastung in Innenstäd-

ten sowie zur Versauerung und Eutrophierung bei. Ihr jährlicher Ausstoß wird daher im

Rahmen der NEC-Richtlinie (2001/81/EG) für jedes EU-Land begrenzt. Aktuell wird disku-

tiert, die NEC-Richtlinie künftig auch um Partikelemissionen (als PM2,5) zu erweitern5. Da im

Rahmen dieser Studie nicht zwischen Fein- und Grobpartikeln (Staub) für die Kraftstoffbe-

reitstellung (WTT) unterschieden werden konnte, werden nur Abgaspartikel, die bei der

Fahrzeugnutzung (TTW) entstehen, untersucht (Kap. 3.3).

Der kumulierte Primärenergieaufwand (KEA) drückt die Summe der Energiemengen aller im

System genutzten Primärenergiequellen aus. Dabei werden auch erneuerbare Energien und

Atomenergie, die bei den Treibhausgasemissionen sehr niedrige Werte erhalten, erfasst.

5 http://www.umweltbundesamt.de/luft/reinhaltestrategien/nec.htm

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3.2 Kraftstoffbereitstellung – Well-to-tank (WTT)

Die Kraftstoffbereitstellung ist ein zentraler Aspekt des Umweltvergleichs, da sich je nach

Kraftstoffart und Bereitstellungspfad die damit verbundenen Umweltwirkungen deutlich un-

terscheiden können. Im folgenden Kapitel werden die Bereitstellungsketten für CNG und

LPG, sowie die konventionellen Kraftstoffe Benzin und Diesel beschrieben. Neben deren

Umweltwirkungen, die in Form von Treibhausgasen, ausgewählten Schadstoffemissionen

und Energieaufwänden dargestellt werden, stehen hierbei vor allem mögliche erneuerbare

Bereitstellungspfade und deren Potenziale für den Einsatz im Verkehr im Vordergrund.

3.2.1 Übersicht der verwendeten Emissionsfaktoren

Tabelle 2 zeigt eine Übersicht der untersuchten Pfade sowie den damit verbundenen Ener-

gieaufwand und den damit verbundenen Emissionen. Für die Beschreibung der derzeitigen

Situation in 2012 werden typische (nur fossile) und alternative Kraftstoffbereitstellungsketten

(LPG aus Erdgas und Biomethan) unterschieden. Für das Jahr 2030 werden verschiedene

fossile und erneuerbare Optionen betrachtet, da der mittlere Kraftstoffmix im Jahr 2030 von

zahlreichen, derzeit noch offenen politischen Randbedingungen abhängt. Die untersuchten

Bereitstellungsketten werden aus heutiger Sicht im Jahr 2030 zum Einsatz kommen können.

Eine Kurzeschreibung der einzelnen Pfade wird in den folgenden Kapiteln gegeben, die Me-

thodik und Annahmen zur Ermittlung der Vorkettenemissionen und Energieaufwände sowie

die ausführliche Dokumentation der Pfade respektive Verweis auf diese sind in Anhang II:

Berechnung der Kraftstoffvorketten zu diesem Bericht beschrieben.

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Tabelle 2: Übersicht Energieverbrauch und Emissionen WTT

Kraftstoff Bereit-

stellungspfad

Kumulierter Primär-

energieeinsatz (KEA)

CO2-

Äqu.

NMHC NOX SO2 CO2-

Äqu.

WTW*

MJ/MJ Anteil er-

neuerbar

g/MJ

Typische Pfade in 2012

Benzin Erdöl 1,176 0,1% 14,4 0,053 0,037 0,028 86,4

Diesel Erdöl 1,196 0,1% 16,0 0,025 0,040 0,031 90,0

LPG Erdöl 1,163 0,2% 13,8 0,134 0,050 0,089 78,8

CNG Erdgas 4000 km 1,209 0,9% 17,3 0,012 0,045 0,004 73,3

Alternative Pfade in 2012

LPG Erdgas 1,118 0,1% 8,1 0,015 0,041 0,027 73,1

Biomethan6 Biogas / Bioabfall

(Strommix heute)

2,24 69,2% 29 0,005 0,030 0,024 29

Biogas / Nawa-

ro+Gülle (Strommix

heute)

2,99 79,6% 39 0,011 0,081 0,031 39

Zusätzliche Pfade für 2030

Benzin Teersand 1,422 0,7% 29,6 0,111 0,069 0,149 101,6

Diesel Teersand 1,445 0,7% 31,5 0,084 0,071 0,154 105,5

CNG/ Biome-

than/

EE-Methan

Erdgas 7000 km 1,255 1,1% 20,9 0,016 0,064 0,003 76,9

Biogas / Bioabfall

(Strommix 2030)

1,9 86,8% 8,9 0,003 0,020 0,007 8,9

Biogas / Nawa-

ro+Gülle (Strommix

2030)

2,80 87,5% 26 0,010 0,074 0,020 26

SNG / Holz

(Strommix 2030)

2,20 87,3% 22 0,012 0,085 0,040 22

Strom/ H2-

Elektrolyse

1,856 99,1% 1,6 0,003 0,002 0,001 1,6

Anmerkung: Beimischungen von Biokraftstoffen bei fossilen Kraftstoffen nicht berücksichtigt

*entspricht CO2-Äqu. inklusive dem CO2 aus der vollständigen Verbrennung fossilen Kohlenstoffes. Nicht

berücksichtigt sind hierbei CH4 und N2O, das bei der Verbrennung im Fahrzeug entsteht (vgl. hierzu

Kap.3.3.3).

Quelle: eigene Berechnungen, siehe Anhang II: Berechnung der Kraftstoffvorketten

6 Die CO2-Äqu. für Biomethan in dieser Studie wurden gegenüber [BMVBS 2013] aktualisiert. Die

Werte bewegen sich in der typischen Bandbreite für diesen Bereitstellungspfad.

Seite 25 von 85

3.2.2 Erläuterungen fossile Kraftstoffvorketten

Heute werden Benzin und Diesel vorwiegend aus Erdöl gewonnen. LPG wird in Deutschland

derzeit als Nebenprodukt aus der Erdölverarbeitung gewonnen, kann aber auch als Neben-

produkt der Erdgasförderung bezogen werden. Dieses wird typischerweise vor Ort aufberei-

tet und per Tankschiff nach Europa transportiert, während bei CNG das Erdgas per Pipeline

transportiert wird (heute durchschnittlich über 4000 km Entfernung in die EU).

Die zukünftige Berücksichtigung fossiler Kraftstoffbereitstellungsketten soll vor allem die

Nachfrage und Verfügbarkeit abbilden. So wird davon ausgegangen, dass für die Bereitstel-

lung von CNG in 2030 die mittlere Transportentfernung für Erdgas auf 7000 km ansteigt. Bei

Benzin und Diesel wird zusätzlich zur Bereitstellung aus Erdöl eine Bereitstellung aus Teer-

sanden betrachtet. Diese hat bisher einen geringen Anteil am gesamten Kraftstoffverbrauch.

In der Zukunft könnte sich der Anteil von Teersanden aufgrund der Verknappung konventio-

nellen Rohöls jedoch erhöhen, mit der Folge von damit verbundenen Auswirkungen auf die

Umwelt.

Beimischungen von Biokraftstoffen

Real ist davon auszugehen, dass die Kraftstoffe an den Tankstellen auch Beimischungen

von Biokraftstoffen enthalten, z.B.:

- bis zu 7 Vol.% Biodiesel im Diesel

- bis zu 5 % Vol.% (E 5) bzw. 10 Vol.% Bioethanol (E 10).

Die Vorgaben der Biokraftstoffquote (§ 37 BImSchG) von 6,25 % (MJ/MJ) ermöglichen zu-

dem die Anrechnung von Biomethan auf die Quote. Die im Rahmen der Quotenanrechnung

eingesetzten Biokraftstoffe erreichten in 2011 und 2012 einen energetischen Anteil von etwa

5,6 % bzw. 5,8 %7. In Verbindung mit den typischen bzw. den Standardwerten der Richtlinie

2009/28/EG entspräche dies in 2012 einer Treibhausgasminderung von etwa 2,9 % bzw. 2,4

% gegenüber rein fossilem Benzin oder Diesel.

Aufgrund dieser geringen THG-Minderung und der großen Bandbreiten je nach Substrat und

Herkunftsland für flüssige Biokraftstoffe wird in dieser Studie nur eine rein fossile Bereitstel-

lung berücksichtigt. Auch bei LPG und CNG aus Erdöl bzw. Erdgas werden keine Beimi-

schungen von Biogas betrachtet.

7 Berechnung auf Basis BLE 2013

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3.2.3 Erläuterungen erneuerbare Kraftstoffvorketten

Die verschiedenen hier betrachteten Antriebsoptionen (Diesel, Otto, CNG, LPG) erlauben

prinzipiell den Einsatz einer Vielfalt von Kraftstoffen aus erneuerbaren Energieträgern. Ein

wichtiger Untersuchungspunkt in dieser Studie ist, welche erneuerbaren Kraftstoffe in den

hier im Fokus stehenden Antriebsoptionen (CNG/LPG) bestehen und welche Umweltwirkun-

gen damit verbunden wären (vgl. Tabelle 2). Flüssige Biokraftstoffe werden dagegen im

Rahmen des Umweltvergleichs nicht untersucht.

Als erneuerbare Kraftstoffe für 2012 wird komprimiertes Biomethan aus Biogas betrachtet.

2030 werden zusätzlich Biomethan aus der Vergasung von Holzhackschnitzeln mit anschlie-

ßender Methanisierung (sog. Bio-SNG) und komprimiertes Methan aus erneuerbarem Strom

(EE-Methan) berücksichtigt. Zwar ist theoretisch auch die Herstellung von Bio-LPG denkbar,

eine Marktrelevanz ist derzeit jedoch nicht absehbar. Diese Option wird daher beschrieben,

aber für den Umweltvergleich in 2030 nicht betrachtet. Darüber hinaus wird auch verflüssig-

tes Biomethan (LBG - Liquified biogas) gegenwärtig in Ländern wie Deutschland, den Nie-

derlanden diskutiert sowie in Schweden und Großbritannien bereits demonstriert. Jedoch

wird aufgrund zu geringer Datenlage dieser Pfad hier nicht näher betrachtet.

Tabelle 3 gibt eine grobe Übersicht zu den betrachteten erneuerbaren Kraftstoffen. Eine De-

tailbeschreibung der Bereitstellungspfade wird in den folgenden Abschnitten gegeben.

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Tabelle 3: Übersicht zur Marktfähigkeit der betrachteten erneuerbaren Bereitstel-lungspfade

Pfad Kurzbeschreibung Rohstoffe Stand der Tech-

nik

Marktsituation

Biomethan

via Biogas

Vergärung, Gasauf-

bereitung

Nachwachsende Roh-

stoffe

(NawaRo, v.a. Mais)

Organische Abfall-

und Reststoffe

(z.B. Bioabfall, Klär-

schlamm, Schlempe,

Stroh)

kommerziell D: größere Kapazi-

täten auf Basis von

NawaRo (v. a. im

Strom- und Wär-

mesektor), kleinere

auf Basis von Rest-

stoffen (derzeit

bedeutsamer für

Verkehrssektor)

Biomethan

via Syn-

thetic Natu-

ral Gas

(Bio-SNG)

Vergasung, Gaskondi-

tionierung, Synthese,

Gasaufbereitung

Lignocellulosehaltige

Biomasse

Pilot-

/Demophase

EU: Demonanlage

in Güs-

sing/Österreich,

kommerzielle Anla-

gen in Schweden

im Bau

EE-Methan Elektrolyse von H2

mit erneuerbarem

Strom mit anschlie-

ßender Methanisie-

rung

Elektrische Energie,

CO2

Pilot-

/Demophase

D: ZSW/Stuttgart

(CO2 aus Luft),

EWE/Werlte (CO2

aus Biogas-

aufbereitung)

Bio-LPG Nebenprodukt bei

HVO/HEFA-

Produktion; je nach

Konzept auch bei

BTL/Fischer-

Tropsch-Synthese

Ölhaltige (HVO) oder

lignocellulosehaltige

(BTL) Biomasse

HVO/HEFA:

kommerziell

BTL/FT: bisher

nur Techni-

kum/Pilot

LPG-Nutzung

häufig anlagenin-

tegriert (z.B. Pro-

zessenergie)

HVO:

D: keine Anlage,

EU: Rotterdam,

Porvoo

Seite 28 von 85

Biomethan

In 2010 wurden etwa 10 PJ gasförmige Kraftstoffe in Deutschland eingesetzt (Drucksache

17/9621 auf Basis Energiestatistik). Biomethan als Ergänzung oder Substitut für Erdgas stellt

eine strategische Ressource für eine nachhaltige Mobilität in den kommenden Dekaden dar.

Zur Bereitstellung von Biomethan aus Biogas wurden in den letzten fünf Jahren erhebliche

Kapazitäten geschaffen. Jedoch sind gegenwärtig aufgrund der vergleichsweise sehr gerin-

gen und langsamer als erwartet wachsenden Nutzung von Erdgas-Fahrzeugen die Zielstel-

lung des Absatzes im Kraftstoffsektor nur eingeschränkt erreicht.

Stand der Technik ist die Produktion von Biogas mittels Fermentation (anaerobe Vergärung)

und anschließender Gasaufbereitung und Einspeisung in das Erdgasnetz. Die Ende 2012

installierte Anlagenkapazität von etwa 70 Tsd. Nm³/h [DBFZ u.a. 2013] entspricht einer jähr-

lichen Produktionskapazität von über 20 PJ. Zudem befinden sich derzeit 36 Anlagen im Bau

bzw. 38 weitere Anlagen in Planung [DENA 2013]. Im übrigen Europa sind es Kapazitäten

von ca. 700 MW Biomethan mit den Schwerpunktregionen Schweden, Niederlande und

Schweiz [Green Gas Grids 2012]. Über 80 % der derzeit in Deutschland betriebenen Biome-

thananlagen setzen nachwachsende Rohstoffe (NaWaRo), d. h. vor allem Silagen auf Basis

von Mais und Gras, sowie z. T. tierische Reststoffe wie Gülle ein. Im Verkehrssektor wird

derzeit vor allem Biomethan aus Rest- und Abfallstoffen eingesetzt, was in erster Linie damit

bergründet werden kann, dass aus Abfall- und Reststoffen produzierte Biomethanmengen

seit 2011 doppelt auf die Quotenerfüllung gemäß § 37 BImSchG angerechnet werden kön-

nen. Im Gegensatz zu Bioethanol und Biodiesel gibt es keine Einzelquote für Biomethan,

zudem ist Erdgas als Kraftstoff nicht quotenpflichtig. Demnach wird Biomethan nur als Biok-

raftstoff innerhalb der Quote eingesetzt, wenn es keine oder nur vergleichsweise kostenin-

tensivere Alternativen gibt.

In Abbildung 5 sind die in Deutschland eingesetzten Biokraftstoffe 2011 und 2012 laut Evalu-

ierungsbericht8 des Bundesamtes für Landwirtschaft und Ernährung (BLE) sowie laut Amtli-

cher Mineralölstatistik des Bundesamtes für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) gegen-

übergestellt. Laut [BLE 2013] wurden in 2011 etwa 0,3 PJ Biomethan im Verkehrssektor ein-

gesetzt, wovon etwa ein Drittel nicht auf die Quote angerechnet wurde. In 2012 wurden ca.

1,15 PJ Biomethan im Verkehrssektor eingesetzt, was mehr als 10 % des erdgasbasierten

Kraftstoffs ausmacht. Davon wurden etwa 0,9 PJ (davon wiederum ca. 0,8 PJ doppelt) auf

die Quote angerechnet. Der Zuwachs in 2012 gegenüber 2011 besteht nahezu ausschließ-

lich aus Biomethan aus Abfall- und Reststoffen. Deutlich zeichnet sich ab, dass gegenüber

8 Betrifft zertifizierte Biomasse laut Biokraft-NachV und BioSt-NachV

Seite 29 von 85

der relativen Zunahme der absolute Zuwachs von Biodiesel produziert aus Altspeisefetten

und –ölen deutlich höher ist als der von Biomethan aus Abfall- und Reststoffen.

136 PJ

0

20

40

60

80

100

120

140

160

2011[BLE]

2011[BAFA]

2012[BLE]

2012[BAFA]

Bio

kra

ftsto

ffe in

PJ/a

steuerbefreite BKS

doppelt Biomethan (Abfall)

doppelt Biodiesel (Abfall)

Biomethan (v.a. Abfall)

Bioethanol (Nawaro)

raff./hydr. Öle

Biodiesel (Abfall)

Biodiesel (Nawaro)

Quotenmenge

Quotenanrechnung

BLE-Daten

BAFA-Daten

6,25% Biokraftstoffquote entspricht in 2012 ca. 136 PJ

Abbildung 5: Auf die Quote angerechnete sowie steuerbefreite Biokraftstoffe 2011 und 2012 (DBFZ auf Basis BLE 2013 und BAFA)9

Eine Anrechnung10 auf die Biokraftstoffquote kann nur in Verbindung mit einem entspre-

chenden Nachhaltigkeitsnachweis erfolgen. Die Biokraft-NachV11 enthält keinen Standard-

wert für Biomethan aus NaWaRo und eine eigene Berechnung der THG-Bilanz, die dem

Rechtsrahmen genügt, ist methodisch noch nicht ausgereift.

Für 2013 gehen Branchenakteure davon aus, dass die absolute Menge des im Verkehrssek-

tor als Kraftstoff verwendeten Biomethans gegenüber dem Vorjahr um etwa ein Drittel steigt

[DENA 2013], der relative Anteil bleibt demzufolge etwa gleich.

Allein Verbio kann mit einer derzeitigen Kapazität von 60 MW12 basierend auf Reststoffen

9 Abbildung angepasst am 26.09.2013

10 In diesem Fall durch Übertragung der Erfüllung von Verpflichtungen auf einen Dritten gemäß

§ 37a Satz 4 BImSchG

11 Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung

12 Quelle: verbiogas

(http://www.verbio.de/fileadmin/user_upload/verbio/02_Produkte/FactSheet_verbiogas_PR.pdf), ent-spricht unter Volllast ca. 1,8 PJ/a

Seite 30 von 85

aus der Bioethanolproduktion (Schlempe) Biomethan für den Verkehrssektor als auch den

KWK-Sektor bereitstellen. Biomethan aus NaWaRo wird derzeit vor allem im Rahmen des

Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) im Strom- und Wärmesektor eingesetzt.

Biomethan kann zudem aus lignocellulosehaltiger/holzartiger Biomasse über Vergasung und

anschließende Methanisierung bereitgestellt werde. Im Gegensatz zu Biomethan aus Biogas

ist diese Konversionstechnologie allerdings noch nicht marktverfügbar. Für Bio-SNG wird die

Demonstrationsanlage in Güssing (Österreich) mit 1 MW Biomethan erfolgreich betrieben,

weitere Anlagen sind u. a. in Schweden, Schweiz und Deutschland in der Planung und Rea-

lisierung. Die erwarteten Entwicklungen bezüglich des Ausbaus von Bio-SNG-Anlagen blei-

ben jedoch trotz technischer Verfügbarkeit nicht zuletzt aufgrund ökonomischer Herausforde-

rungen in der Wettbewerbsfähigkeit hinter den Erwartungen zurück. Dennoch ist der Pfad

zukünftig, insbesondere mit Blick auf die Nutzung von Abfall- und Reststoffen sowie lignocel-

lulosehaltiger Biomasse zur Kraftstoffproduktion (keine direkte Nahrungsmittelkonkurrenz)

von Bedeutung.

Synthetisches Methan aus erneuerbarem Strom (EE-Methan)

Strom kann über Elektrolyse zu Wasserstoff umgesetzt werden, der anschließend in Verbin-

dung mit CO2 zu Methan synthetisiert wird. Es wird diskutiert, dieses Verfahren insbesondere

zu Zeiten hohen Wind- und Solarstromaufkommens bei gleichzeitig niedriger Stromnachfra-

ge einzusetzen und damit die Integration auch großer Mengen fluktuierenden erneuerbaren

Stroms in das Energiesystem zu ermöglichen [dena et al. 2012].

Zu EE-Methan umgewandelter erneuerbarer „Überschussstrom“ kann in existierende Erd-

gasinfrastrukturen gespeichert werden und steht so auch in großen Mengen und gegebenen-

falls über längere Speicherzeiten hinweg verschiedenen Anwendungen zur Verfügung, z.B.

auch als Kraftstoff CNG. Die zukünftig verfügbaren Mengen an sog. „Überschussstrom“ sind

sehr sensitiv bezüglich einer Reihe von Parametern, insbesondere vom EE-Zubau, dem

Netzausbau, den Stromspeichern, vom Umfang des Nachfragemanagements und nicht zu-

letzt von der Flexibilisierung des konventionellen Kraftwerkparks. Kurzfristig sind die Über-

schussstrommengen im Vergleich zur Gesamtmengen an erzeugtem EE-Strom vernachläs-

sigbar. Bei forciertem Ausbau von erneuerbaren Energien können dennoch bereits in diesem

Jahrzehnt regional signifikante Mengen auftreten. Insbesondere bei sehr hohen Anteilen

fluktuierender erneuerbarer Stromproduktion von 70%, 80% und darüber hinaus steigt der

Überschussstrom – ohne Maßnahmen wie Energiespeicherung – dramatisch an wie Tabelle

4 im Szenario C 2023 zeigt.

Seite 31 von 85

Tabelle 4: Überschussstrom (‚dumped energy‘) nach Netzentwicklungsplan [NEP 2013, S. 64, Tab. 9]

Die Simulationen zum Netzentwicklungsplan zeigen, dass bei einem forciertem Ausbau von

Erneuerbaren entsprechend Landesenergieplänen (NEP-Szenario C 2023) der Anteil an EE-

Strom, der nicht im Netz unterzubekommen ist, signifikant ansteigt (6,9 TWh im Szenario

C 2023 im Vergleich zu 0 TWh und <0,1 TWh in den Szenarien A 2023 und B 2023 respekti-

ve). Diese Sensitivität wird besonders deutlich, wenn man die 7 TWh „dumped energy“ bei

forciertem EE-Ausbau im Jahr 2023 (NEP-Szenario C 2023) mit den 0,8 TWh im Jahr 2033

bei EE-Ausbau entsprechend BMU Leistudie (NEP-Szenario B 2033) vergleicht.

Selbst wenn die Mengen an sog. „Überschussstrom“ durch Maßnahmen wie Netzausbau,

Stromspeicherung etc. gering ausfallen sollten, so ermöglicht die Strom-zu-Methan Produkti-

on eine Erschließung der vergleichsweise hohen technischen Potenziale an EE-Strom in

Deutschland. Die strategische Entscheidung EE-Methan unter signifikantem (erneuerbaren)

Energieaufwand herzustellen um es anschließend mit vergleichsweise geringen Wirkungs-

graden in einem Verbrennungsmotor zu nutzen, ist im Kontext verschiedener „Mobilitätswel-

ten“ zu diskutieren.

Die Produktion von Wasserstoff durch Wasserelektrolyse mittels Stromeinsatz kann zudem

ein energiewirtschaftlich relevanter Akteur für die Nachfragesteuerung darstellen (Demand

Side Management, Demand Response).

Abbildung 6 zeigt schematisch das Prinzip des Verfahrens „Strom-zu-Methan“ (EE-Methan)

am Beispiel der Nutzung von CO2 aus der Biogasaufbereitung.

Seite 32 von 85

Bild: Solarfuel, 2011

H2

CO2-AbtrennungCO2

CH4

CH4 (SNG)

Strom

ElektrolyseurMethanisierung

CO2, CH4

Biogasanlage

Abbildung 6: Methanisierung von H2 aus Strom mit CO2 aus Biogasaufbereitung

Ende 2012 waren in Deutschland etwa 120 Biomethananlagen mit einer installierten Leistung

von ca. 140 Tsd. m³/h Rohbiogas bzw. einer Einspeisekapazität von ca. 70 Tsd. m³/h Biome-

than [DBFZ u. a. 2013] in Betrieb. Bei der Aufbereitung des Biogases auf Erdgasqualität wird

durch die Abtrennung von CO2 mittels chemischer und physikalischer Verfahren der Methan-

gehalt von 40-75 % im Rohbiogas auf i. d. R. über 90 % erhöht. Entsprechend § 36 der Ver-

ordnung über den Zugang zu Gasversorgungsnetzen (Gasnetzzugangsverordnung - Gas-

NZV) muss das Gas am Einspeisepunkt und während der Einspeisung die Voraussetzungen

der Arbeitsblätter G 260 und G 262 des Deutschen Vereins des Gas- und Wasserfachs e. V.

(DVGW, Stand 2007) erfüllen. Demnach verbleiben von den 25-55 % CO2 maximal 6 % im

Biomethan. Das anfallende CO2 kann u. a. für die Bereitstellung von synthetischem Methan

genutzt werden. Bei einer Biomethanproduktion von 560 Mio. m³/a13 fällt eine Menge von

etwa 300 Mio. Nm³/a CO2 an. Daraus können in der Theorie etwa 3 TWh (10,8 PJ) syntheti-

sches Methan pro Jahr erzeugt werden, was etwa dem derzeitigen Erdgasverbrauch im Ver-

kehr bzw. 0,46 % des Kraftstoffverbrauchs 2012 im Verkehrssektor entspricht. Ein Zubau

von Anlagen zur CO2-Abtrennung an bestehende Biogasanlagen ist theoretisch möglich.

Darüber hinaus kann das CO2 auch aus der Luft abgetrennt werden. Die Bereitstellung von

CO2 stellt daher keinen limitierenden Faktor für die Produktion von EE-Methan dar. Der

Energieaufwand beträgt dabei nach [Sterner 2009] etwa 8,2 MJ Strom pro kg CO2, was zu

einem zusätzlichen Strombedarf von etwa 0,45 MJ pro MJ Methan führt.

LPG aus erneuerbaren Quellen

Bei der Produktion von BTL (Biomass to liquid)- ähnlichem Kraftstoff (HVO/HEFA) durch

„Hydrotreating“ von Pflanzenöl entstehen nach Angaben eines Herstellers pro MJ HVO etwa

0,06 MJ gasförmige Produkte [IFEU 2006], die hauptsächlich aus LPG bestehen. Bei einem

13 Kapazität Ende 2012 bei 8.000 Vollaststunden pro Jahr

Seite 33 von 85

LPG-Anteil von energetisch 5% HVO am gesamten Kraftstoffverbrauch würde der Anteil von

LPG aus der HVO-Produktion am gesamten Kraftstoffverbrauch bei etwa 0,35% liegen.

Inwieweit dies absehbar Marktrelevanz erreichen könnte, bleibt abzuwarten; ist aber eher

unwahrscheinlich. Im Rahmen dieser Studie wird kein regeneratives LPG berücksichtigt.

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3.3 Fahrzeugnutzung – Tank-to-wheel (TTW)

Bei der Fahrzeugnutzung entstehen Schadstoffe und THG-Emissionen bei der Verbrennung

der Kraftstoffe. Der Energieverbrauch und die CO2-Emissionen hängen direkt mit der Effizi-

enz der Antriebskonzepte zusammen (3.3.2), die Abgasemissionen dagegen stark von dem

eingesetzten Abgasminderungstechnologie bzw. der geltenden Grenzwertstufe (3.3.3).

3.3.1 Untersuchte Fahrzeuge

Die betrachteten Fahrzeuge sind generische Neufahrzeuge. Hierfür werden entsprechend

der Zuordnung in TREMOD [IFEU 2012] mittlere Größenklassen je Fahrzeugkategorie be-

trachtet:

Mittlerer Pkw14

Stadtbus mit 15-18 t Gesamtgewicht

Dabei wird ein typisches Fahrzeug für alle Antriebs- und Kraftstoffoptionen betrachtet, fahr-

zeugmodellspezifische Eigenschaften sowie über die Antriebs-/Kraftstoffart hinausgehende

Technologieoptionen werden also nicht untersucht.

Relevanz der untersuchten Fahrzeuge

Mit dem Pkw werden in Deutschland ca. 85 % der Fahrleistung und 60 % der Treibhaus-

gasemissionen im Straßenverkehr verursacht [IFEU 2012]. In verschiedenen aktuellen Stu-

dien ist der Pkw daher auch Fokus des Vergleichs der Antriebsarten CNG und LPG (z.B.

[JEC 2007], [DVFG 2010], [LBST 2010], [DENA 2011]). Der Stadtbus stellt dagegen einen

Spezialfall für etablierte CNG-Antriebe im schweren Nutzfahrzeugbereich dar. In der Ge-

samtbilanz für Treibhausgase wenig relevant spielt dieser vorwiegend für die Luftqualität in

Städten eine Rolle. Potenziale ergeben sich hierbei aber auch für die generelle Integration

von CNG im Verkehr durch den gezielten Tankinfrastrukturaufbau für Flotten, sowie durch

die Weiterentwicklung von Antriebstechnologien für den Güterverkehr. In einer Parallelstudie

im Rahmen der Mobilitäts- und Kraftstoffstrategie der Bundesregierung werden u.a. Potenzi-

ale von CNG und LNG (liquefied natural gas) bei Lkw untersucht (siehe Studie zu Oberlei-

tungs-Lkw).

14 Hierunter fallen in TREMOD Pkw mit 1,4-2l Hubraum, die vorwiegend ca. 70 % der KBA Segmente

„untere Mittelklasse“ und „Mittelklasse“ ausmachen.

Seite 35 von 85

3.3.2 Kraftstoffverbrauch

Aufgrund der unterschiedlichen spezifischen CO2-Emissionen (pro MJ) zwischen CNG, LPG

und konventionellen Kraftstoffen (vgl. Tabelle 1 in 3.1) stellt der energetische Kraftstoffver-

brauch den wichtigsten Einflussfaktor zum Vergleich der THG-Emissionen dar. Der Ver-

brauch hängt dabei sehr von den Eigenschaften und der Nutzung der Fahrzeuge ab, welche

in einem Umweltvergleich für alle Antriebsarten repräsentativ sein sollten. Die Ableitung der

Verbrauchswerte stützt sich hierbei vor allem auf die Arbeiten der JEC-Gruppe

(JRC/Eucar/Concawe). Als weitere Quellen wurden das Handbuch für Emissionsfaktoren

(HBEFA), sowie die Typprüfdaten aktueller Fahrzeugmodelle einbezogen. Die Auswertung

und Ableitung der Verbrauchswerte wird in den folgenden Kapiteln erläutert.

Datenquellen und Sensitivitäten

Die Differenz des Kraftstoffverbrauchs von CNG- und LPG-Pkw im Vergleich zu Otto-

Fahrzeugen hängt von verschiedenen Parametern ab. So wird der Wirkungsgrad im Motor

beispielsweise durch eine höhere Klopffestigkeit/Oktanzahl gegenüber Otto-Kraftstoff erhöht.

Ein wichtiger Faktor ist aber auch die konkrete Ausgestaltung des Fahrzeugs, die sich z.T.

deutlich unterscheidet. Durch LPG- und vor allem CNG-Tanks entsteht beispielsweise zu-

sätzliches Gewicht am Fahrzeug. Auch werden die Motoren von Gasfahrzeugen häufig grö-

ßer ausgelegt, um einen Drehmoment-Verlust zu kompensieren [JEC 2011]. Die Anpassung

dieser Eigenschaften hängt letztendlich von der Strategie der Hersteller ab, hat aber deutli-

che Auswirkungen auf den Verbrauch der Fahrzeuge.

JEC 2011

In [JEC 2011] wurden oben genannte Anpassungen für CNG-Fahrzeuge berücksichtigt, um

vergleichbare Verbrauchswerte mithilfe des ADVISOR Modells15 für den NEFZ-Zyklus zu

simulieren. Bei LPG wurde die Fahrzeugauslegung, bis auf ein geringes Mehrgewicht für den

Tank, dagegen beibehalten. Die Ergebnisse des Modells für Neufahrzeuge in 2002 wurden

mit Typprüfwerten für Otto-Neufahrzeugen verglichen und zeigten gute Übereinstimmung.

Die hieraus resultierenden Verbrauchswerte für heutige und zukünftige Fahrzeuggeneratio-

nen16 zeigt Tabelle 5. Nach den JEC Daten ist der energetische Kraftstoffverbrauch für CNG

und LPG in der Generation „2010 advanced“ mit 187-190 MJ/100km in etwa vergleichbar mit

Otto-Direkteinspritzern. Zukünftige Konzepte mit Hybridantrieb haben eine deutliche Effi-

zienzsteigerung, von der vor allem CNG-Hybride profitieren, da diese ihren Effizienzvorteil im

15 Ein vom National Renewable Energy Laboratory (NREL) entwickeltes Tool zur Simulation von

Kraftstoffverbrauch und Fahreigenschaften

(http://www.nrel.gov/vehiclesandfuels/vsa/related_links.html#advisor) 16

Für ein generisches Fahrzeug der „Golf-Klasse“

Seite 36 von 85

hochlastigen Bereich dann noch besser ausnutzen können als Otto-Pkw [JEC 2011]. Eine

Hybridisierung von bivalenten Pkw wurde in der Studie nicht betrachtet, daher liegen für LPG

leider keine Informationen zur Hybridisierung vor.

Tabelle 5: Kraftstoffverbrauch eines Pkw der Golf-Klasse im NEFZ nach JEC 2011

Generation

Otto Diesel CNG LPG

(Direkt-

einspritzung) (mit Partikelfilter) (monovalent) (bivalent)

MJ/

100km

MJ/

100km

Diff. zu Otto

MJ/

100km

Diff. zu Otto

MJ/

100km

Diff. zu Otto

„2002 conventional“ 209 183 -12% 223 +7% 224 +7%

„2010 advanced“ 188 166 -12% 187 -0,4% 190 +1%

„2010 advan-

ced+hybrid“ 154 133 -14% 139 -10% n.a.

Quelle: JEC 2011, Werte ganzzahlig gerundet

Vergleich mit aktuellen Typprüfwerten

Zur Untersuchung der Annahmen und Sensitivitäten hinsichtlich des Kraftstoffverbrauchs

und der Fahrzeugauslegung werden im kommenden Abschnitt Typprüfdaten für drei aktuelle

Modelle des Herstellers VW mit LPG und CNG- Varianten ausgewertet und den Daten nach

[JEC 2011] für aktuelle Neufahrzeuge gegenübergestellt:

VW up 44 kW (Otto) mit VW eco up 50 kW (CNG),

VW Golf Plus 1,2 l TSI 77 kW (Otto) mit Golf Plus 1,6 l BiFuel 75 kW (LPG),

VW Caddy 1,2 l TSI (Otto) mit VW Caddy 2 l Erdgas (CNG) und 1,6 l BiFuel 75 kW

(LPG)

Das JEC-Fahrzeug hat sowohl als CNG- als auch als LPG-Variante niedrigere CO2-

Emissionen als die Otto-Variante (Abbildung 7, oben). Bei den drei Beispielfahrzeugen

schneiden die CNG- und LPG-Varianten bei den CO2-Emissionen dagegen teilweise nur

gleich oder sogar schlechter als die Otto-Pkw ab. Grund hierfür ist wahrscheinlich der deut-

lich erhöhte Hubraum und damit höhere Verbrauch der Fahrzeuge. Beim VW Eco Up (CNG),

dem einzigen Beispielfahrzeug ohne vergrößerten Hubraum, werden dagegen um 27 %

niedrigere CO2-Emissionen als beim Otto-Pkw erreicht.

Seite 37 von 85

0%

-30%

-25%

-20%

-15%

-10%

-5%

+0%

+5%

+10%

+15%

+20%

CNG LPG CNG LPG CNG LPG

VW Up VW GolfPlus

VW Caddy JEC ("Golf-Klasse"2010+)

CO2-Emission pro km (NEFZ kombiniert)

-20%

+0%

+20%

+40%

+60%

+80%

CNG LPG CNG LPG CNG LPG

VW Up VW GolfPlus

VW Caddy JEC ("Golf-Klasse"2010+)

Hubraum

Leistung

Gewicht

Quelle: eigene Berechnungen auf Basis von Herstellerangaben und [JEC 2011]

Abbildung 7: Beispielhafter Vergleich der CO2-Emissionen und relevanter Fahrzeug-eigenschaften bei ausgewählten Pkw

Alle Gasfahrzeuge, vor allem mit CNG-Antrieb, haben ein Zusatzgewicht gegenüber den

Benzinern, dass sich aber zumindest beim VW Eco Up – also bei gleichem Hubraum - nicht

negativ auf die CO2-Emissionen auswirkt. Die betrachteten aktuellen LPG-Modelle haben

einen größeren Hubraum, ein höheres Gewicht und etwas höhere CO2- Emissionen als in

der JEC-Modellierung. Die Annahmen von JEC bilden dagegen primär LPG-Pkw ab, die

umgerüsteten Otto-Modelle entsprechen (vgl. Kap. 2.2). In diesem Fall könnte eine Minde-

rung bei den Fahreigenschaften bei den Fahrzeugnutzern im Autogasbetrieb in Kauf ge-

nommen werden und somit auf eine Vergrößerung des Hubraums verzichtet werden, da im

Benzinbetrieb weiterhin höhere Leistungen erbracht werden können. Allerdings geht dann

der CO2-Vorteil des Autogasbetriebs, wie in JEC 2011 angenommen, verloren.

Die Auswertung von Typprüfdaten soll hierbei nur für den beispielhaften Vergleich dienen.

Für die Ableitung repräsentativer und vergleichbarer Verbrauchswerte werden Typprüfdaten

aufgrund der geringen Anzahl an Modellen und der Bandbreite bei den gegenüber der Otto-

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Variante geänderten Motoreigenschaften als wenig geeignet betrachtet. Die JEC-Daten bie-

ten dagegen eine konsistente generische Datenbasis für energetische Verbrauchswerte (in

MJ), die im Rahmen der angenommen Fahrzeugparameter plausibel sind.

Kraftstoffverbrauch in TREMOD/HBEFA

Im Gegensatz zu den bisherigen Datenquellen werden im HBEFA [INFRAS 2010] Ver-

brauchswerte für differenzierte Verkehrssituationen angegeben, die den realen Fahrbetrieb

nachbilden. Diese Daten sind auch Grundlage für TREMOD [IFEU 2012], in dem die spezifi-

schen Verkehrssituationen gewichtet und somit Verbrauchswerte für typische Segmente in

der deutschen Fahrzeugflotte abgeleitet werden. Den Verbrauchswerten für CNG- und LPG

Fahrzeuge liegen dabei weniger Messdaten zu Grunde als bei Otto- und Diesel-Pkw. Des-

halb werden die TREMOD/HBEFA-Daten nicht direkt übernommen, sondern zur Normierung

der Verbrauchswerte für die mittlere deutsche Flotte von Otto- und Diesel-Pkw im realen

Fahrbetrieb verwendet. Weiterhin kann auf Basis von Szenarien der Verbrauch für die kon-

kreten Neuzulassungsjahre 2012 und 2030 abgeschätzt werden. Hierfür besteht in TREMOD

ein Trend-Szenario, in dem der CO2-Flottengrenzwert für Pkw bis 202017 erreicht wird und

nach 2020 der spezifische Verbrauch jährlich um 1,2 % sinkt.

Verbrauchswerte für Pkw

Die für den WTW-Vergleich abgeleiteten Verbrauchswerte für Pkw in 2012 und 2030 werden

in Tabelle 6 aufgeführt. Aufgrund der nicht signifikanten energetischen Verbrauchunterschie-

de nach JEC 2011 für die „2010advanced“ Generation wird vereinfachend für CNG und LPG

derselbe energetische Kraftstoffverbrauch wie für Otto-Pkw angenommen.

Die Effizienzsteigerungen für die Neuwagenflotte in 2030 für Otto- und Diesel entsprechen

den Werten des TREMOD Trend-Szenarios (siehe voriger Abschnitt). In diesem Szenario ist

auch eine (Teil-) Hybridisierung wahrscheinlich. Daher wird konservativ davon ausgegangen,

dass sich für die Hälfte der CNG-Neuwagenflotte ein Verbrauchsvorteil von CNG- gegenüber

Otto-Hybriden von 10% nach [JEC 2011] ergibt. Somit liegt der Kraftstoffverbrauch von

CNG-Pkw in 2030 um 5% niedriger als bei Otto. Da für LPG keine entsprechenden Untersu-

chungen vorliegen, wird hier der Verbrauch den Otto-Pkw gleichgesetzt.

17 im europäischen Durchschnitt für Pkw dürfen 95 g CO2/km nicht überschritten werden, in Deutsch-

land liegt dieser Wert in TREMOD bei108 g/km

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Tabelle 6: Kraftstoffverbrauch für mittlere Pkw in 2012 und 2030

TREMOD-Werte Abgeleitete Werte in Anlehnung an JEC 2011

Generation

Otto Diesel CNG LPG

MJ/

100km

MJ/

100km Diff. zu Otto

MJ/

100km Diff. zu Otto

MJ/

100km Diff. zu Otto

2012 238 198 -17% 238 - 238 -

2030 163 139 -15% 155 -5% 163 -

Diff. zu 2012 -32% -30% -35% -32%

Quelle: TREMOD [IFEU 2012], eigene Annahmen auf Basis von [JEC 2011]

Verbrauchswerte für Stadtbusse

Die Verbrauchswerte von Stadtbussen (siehe Tabelle 7) werden analog zu Pkw abgeleitet:

Für Dieselbusse wird der Verbrauch für ein mittleres Neufahrzeug in der deutschen Flotte für

2012 und 2030 im typischen innerörtlichen Fahrprofil nach TREMOD/HBEFA angenommen.

Für den Verbrauch von CNG-Stadtbussen liegen keine Typprüfdaten wie bei Pkw vor, an-

hand einiger aktueller Datenquellen werden deshalb folgende Annahmen getroffen: so liegt

der energetische Verbrauch eines aktuellen CNG-Busses mit EEV Standard nach HBEFA

ca. 24 % über dem eines Diesel-Busses, laut [VTT 2012] liegt der Mehrverbrauch zwischen

32-39 %. Bei der Ermittlung der Verbrauchswerte liegen unterschiedliche Innerortsfahrzyklen

zugrunde (VTT: „Braunschweigzyklus“; HBEFA: Gewichtung spezifischer Innerortsverkehrs-

situationen), die zu den beobachteten Unterschieden führen könnten. Für den Umweltver-

gleich dieser Studie wird vereinfachend ein Mehrverbrauch von 30 % als Mittelwert für 2012

angenommen.

Wie bei Pkw kann für 2030 auch bei Stadtbussen der Hybrid als Schlüsseltechnologie ange-

nommen werden18, diese Entwicklung könnte demnach auch CNG-Busse betreffen. Ver-

schiedene Quellen geben an, dass CNG-Antriebe stärker von Effizienzverbesserungen durch

Hybridisierung profitieren als Diesel-Antriebe:

Selbstzündungsmotoren wie CNG- oder Otto-Antriebe profitieren stärker durch Hybri-

disierung als Kompressionsmotoren wie Diesel ([VTT 2012], [JEC 2011]).

Der CNG-Motor arbeitet im Teillastbereich, der gerade im Stadtverkehr häufig auftritt,

weniger effizient [JEC 2011], Stadtbusse dürften im Durchschnitt also stärker von der

Hybridisierung profitieren als Pkw

Erste Herstellerangaben für den „Hybrid Blue-City“ Bus von Hyundai geben Ver-

18 Schon in 2011 stellte der Hybrid die häufigste alternative Antriebsart bei den neuzugelassenen

Kraftomnisbussen dar [KBA 2011]

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brauchsminderungen von 30-40 % gegenüber nicht-Hybrid CNG Bussen an19. Diese

liegen also etwa 10 % über den Steigerungen von 20-30 % beim Dieselbus nach

[VTT 2012]

Weitere Verbrauchsminderungen für CNG-Stadtbusse könnten sich durch die aktuell bei

Nutzfahrzeugen diskutierte Dual-Fual Technologie ergeben, bei der CNG auch in Kompres-

sionszündungsmotoren verwendet werden kann und die Effizienz des Dieselantriebs errei-

chen soll20.

Für 2030 wird daher eine relative Verbrauchssenkung von 20 % bei Diesel und von 35 % bei

CNG-Stadtbussen angenommen, womit sich der Mehrverbrauch gegenüber Diesel auf 5 %

reduziert.

Tabelle 7: Kraftstoffverbrauch für mittlere Stadtbusse in 2012 und 2030

Generation Diesel CNG

MJ/100km MJ/100km Diff. zu Diesel

2012 1210 1573 +30%

2030 970 1022 +5%

Diff. zu 2012 -20% -35%

Quelle: TREMOD [IFEU 2012], [VTT 2012], eigene Annahmen

3.3.3 Treibhausgas- und Schadstoffemissionen

Fahrzeuge mit Verbrennungsmotor emittieren neben CO2 auch weitere Treibhausgase in

Form von CH4 (Methan) und N2O (Lachgas). Während die CO2-Emissionen direkt vom Kraft-

stoffverbrauch abhängen, werden die Emissionen von Methan, Lachgas sowie auch der

Luftschadstoffe von der Motortechnik bzw. der Abgasnachbehandlung beeinflusst. Um das

reale typische Fahrprofil abzubilden wurden Werte des Handbuchs für Emissionsfaktoren für

den Straßenverkehr (HBEFA) verwendet. Dieses unterscheidet hierfür neben der Fahrzeug-

und Kraftstoffart auch nach Straßenkategorien und Abgastechnologie. Folgende Zuordnun-

gen wurden bei den Emissionsfaktoren getroffen:

Pkw:

Durchschnittliche Fahrleistungsverteilung auf allen Straßenkategorien

Abgasstandard Euro 5 für 2012, Euro 6 für 2030

Ausstattung des Diesel Pkw mit Partikelfilter

19 http://www.hyundai.com.au/About-Hyundai/News/Articles/Hyundai-continues-its-Blue-Drive-push-

with-CNG-Hybrid-Bus/default.aspx

20 http://cleanairpower.com/duel-technology.php

Seite 41 von 85

Stadtbus

Fahrleistung ausschließlich innerstädtisch

Abgasstandard Diesel: Euro V mit Abgasrückführung für 2012, Euro VI für 2030

Abgasstandard CNG: EEV (Enhanced Environmentally Friendly Vehicle)

Tabelle 8 zeigt die berücksichtigten Emissionsfaktoren für Treibhausgase. Die Treibhaus-

gasemissionen bei der Fahrzeugnutzung liegen bei Otto-Pkw am höchsten und bei CNG am

niedrigsten. Der THG-Vorteil ergibt sich bei CNG und LPG vorwiegend durch den geringeren

Kohlenstoffgehalt, bei Diesel hingegen durch die höhere Energieeffizienz des Motors. Daher

liegen auch die THG-Emissionen beim weniger effizienten CNG-Stadtbus in 2012 kaum

niedriger als beim Diesel-Bus, während durch die angenommenen Effizienzsteigerungen in

2030 ein deutlicher THG-Vorteil für CNG entsteht. Die Treibhausgase N2O und CH4 haben

nur einen geringen Anteil an den THG-Emissionen (max. 2,6 %).

Tabelle 8: Emissionsfaktoren für Treibhausgase TTW

Fahrzeug/

Emissionsstandard Antrieb

CO2-Äquivalente N2O CH4

Diff. zu Otto-Pkw/

Diesel-Bus

davon

N2O+CH4 g/km mg/km mg/km

Pkw 2012

(Euro 5)

Otto - 0,2% 172 0,4 7

CNG -22% 0,3% 134 0 15

LPG -9% 0,6% 156 2,0 15

Diesel -14% 1,1% 148 4,7 10

Pkw 2030

(Euro 6)

Otto - 0,2% 118 0,4 6

CNG -26% 0,4% 87 0 13

LPG -9% 0,9% 107 2,0 13

Diesel -11% 1,5% 104 4,7 9

Bus 2012

(Euro V)

Diesel 0,2% 895 0 77

CNG 0% 1,7% 881 0 623

Bus 2030

(Euro VI)

Diesel 0,1% 718 0 35

CNG -18% 2,6% 572 0 623

Quelle: Eigene Berechnungen, HBEFA 3.1

Die Unterschiede bei den direkten Luftschadstoffemissionen zwischen den verglichenen An-

triebsarten sind nach HBEFA gering, die Emissionsgrenzwerte von Euro 5/V und Euro 6/VI

werden in der Regel auch im realen Fahrprofil eingehalten. Ausnahme sind jedoch LPG- und

Diesel-Pkw, deren NOX-Emissionen im Realbetrieb die Emissionsgrenzwerte für den

Typprüfzyklus überschreiten. Für 2030 wird diese Annahme des HBEFA nicht übernommen

und auch eine Grenzwerteinhaltung im realen Fahrprofil angenommen.

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CNG- Busse haben, vor allem hinsichtlich der PM-Emissionen, ein deutlich besseres Emissi-

onsverhalten als Euro V Diesel-Busse, durch die Einführung von Euro VI werden die Unter-

schiede jedoch vernachlässigbar. Es kann jedoch angenommen werden, dass die hierfür

nötige Abgasnachbehandlungstechnologie wie SCR- und Partikelfiltersysteme zu zusätzli-

chen Kosten sowie höheren Ansprüchen an die Wartung und Überwachung führt, die bei

CNG-Bussen entfällt.

Tabelle 9: Emissionsfaktoren für Luftschadstoffe TTW

Fahrzeug/

Emissionsstandard Antrieb

NOx PM NMHC CO SO2*

g/km mg/km mg/km g/km mg/km

Pkw 2012

(Euro 5)

Otto 0,06

1,9

6,8 0,56 0,87

CNG 1,2 0,48 0

LPG 0,1 11,5 0,90

Diesel 0,53 1,5 9,5 0,02 0,74

Pkw 2030

(Euro 6)

Otto 0,05

1,6

5,9 0,44 0,60

CNG 1,0 0,38 0

LPG 0,08** 9,9 0,71

Diesel 0,06** 1,4 8,5 0,03 0,52

Bus 2012

(Euro VI/EEV)

Diesel 3,37 44,8 74,8 1,03 0

CNG 0,83 1,5 49,8 1,18 4,51

Bus 2030

(Euro VI/EEV)

Diesel 0,62 5,5 33,9 1,32 0

CNG 0,83 1,5 49,8 1,18 3,61

* basierend auf einem Schwefelgehalt von 8 ppm bei Benzin/Diesel ** abweichend zu HBEFA wird die Einhaltung des Grenzwertes angenommen Quelle: HBEFA 3.1, eigene Annahmen

Bei umgerüsteten LPG-Antrieben zeigten Untersuchungen an Euro 4 Pkw, dass die Emissi-

onen gegenüber den ursprünglichen Otto-Fahrzeugen z.T. deutlich ansteigen können

[EMEP/EEA 2012]. Dies kann im folgenden Umweltvergleich für aktuelle und zukünftige Neu-

fahrzeuge nicht untersucht werden, muss aber für die Bewertung von LPG-Pkw in der derzei-

tigen Flotte, die vorwiegend aus Umrüstungen besteht, berücksichtigt werden.

Seite 43 von 85

3.4 Well-to-wheel (WTW) Vergleich 2012

3.4.1 Treibhausgasemissionen

Pkw

Bei den heute typischen Bereitstellungspfaden weist ein CNG-Pkw mit 15 % die größte

Treibhausgas (THG)- Minderung gegenüber einem Otto-Pkw auf, gefolgt von Diesel mit

13 % und LPG mit 9 % (siehe Abbildung 8). Die Unterschiede verdeutlichen das relevante

THG-Minderungspotenzial der verschiedenen fossilen Kraftstoffe bei einem generischen

mittleren Pkw. Es muss aber auch berücksichtigt werden, dass bei konkreten Pkw-Modellen

größere Bandbreiten auftreten können (vgl. Kap. 3.3.2). Deutlich höhere THG-Minderungen

sind durch erneuerbare Kraftstoffe zu erreichen: So liegen die THG-Emissionen von CNG-

Pkw, die mit Biomethan aus Bioabfällen betrieben werden, um 66 % niedriger als bei Otto-

Pkw. Auch die Nutzung von Biomethan aus Nawaro/Gülle kann WTW noch fast die Hälfte

(55 %) der THG-Emissionen einsparen.

0

50

100

150

200

Otto-Pkw Diesel-Pkw LPG-Pkw CNG-Pkw LPG-Pkw CNG-Pkw CNG-Pkw

WTW-Treibhausgasemissionen - Pkw 2012

WTT TTWin g CO2-Äqu. pro km

Rohöl Rohöl Erdgas

Erdgas(4000 km)

Biomethan-Bioabfälle*

Biomethan-Nawaro/

Gülle*

Rohöl

-13% -9% -15% -15% -66% -55%

Typische Pfade Alternative Pfade

*Update für Biomethan zu [BMVBS 2013] (siehe Kap. 3.2)

Abbildung 8: WTW Treibhausgasemissionen für Pkw 2012

Seite 44 von 85

Vergleich mit anderen Studien

Aktuelle Studien zum Vergleich von LPG- und CNG-Pkw nutzen verschiedene Methoden und

Grundlagendaten und können damit deutliche Unterschiede bei den Ergebnissen zeigen. Die

Annahmen und Methoden der vorliegenden Studie werden im Folgenden mit der Studie des

Deutschen Flüssiggasverbandes [DVFG 2012] und der Studie für den Verband Erdgas Mobil

[LBST 2010] im Folgenden verglichen.

Abgrenzung der Studien

Die Studie des Flüssiggasverbandes betrachtet CNG-, LPG- und Otto-Pkw, erneuerbare

Kraftstoffbereitstellungspfade werden im Gegensatz zu [LBST 2010] und der hier vorliegen-

den Studie nicht untersucht. Daher werden nur die CO2-Emissionen21 aktueller Pkw mit

Kraftstoffen aus fossilen Bereitstellungspfaden gegenübergestellt. Auch wird nur der aktuelle

Stand verglichen, da in [DVFG 2012] keine Zukunftsszenarien betrachtet werden.

Tabelle 10: Systemgrenzen und Grundannahmen aktueller Studien zum Umweltver-gleich von CNG/LPG mit anderen Kraftstoffen

Studie [DVFG 2012] [LBST 2010] diese Studie

Räumlicher

Bezug

WTT: EU

TTW: Deutschland

EU Deutschland

Zeitlicher

Bezug

Aktueller Stand (2010) 2010

2020

2012

2030

Fahrzeugart Pkw Pkw

(Nutzfahrzeuge nur qua-

litativ)

Pkw

Bus

WTT Konkrete Pfade Bandbreiten Konkrete Pfade

Keine erneuerbaren Ener-

gieträger

Erneuerbare Energie-

träger (CNG)

Erneuerbare Energieträ-

ger (CNG)

TTW Verschiedene Fahrzeuge

(Bestand Deutschland nach

DAT),

Mittelwerte (Kohorten) 22

Generisches Fahrzeug

„Golf“-Klasse,

Bandbreiten

Generisches Fahr-

zeugsegment (Pkw 1,4-2l

Hubraum),

Mittelwerte

21 Da bei [DVFG 2012] keine CO2-Äquivalente aus CH4 und N2O betrachtet werden, basiert der Ver-

gleich auf CO2. Aufgrund des geringen Anteils von CH4 und N2O (vgl. Kap. 3.3.3) reicht die Aussage-kraft dieses Vergleichs jedoch aus.

22 Berechnung der TTW-THG-Einsparung in Zeile 4 der Tabelle 7 in DVFG 2012 nicht nachvollziehbar

Seite 45 von 85

Ergebnisse WTW, WTT und WTW

Abbildung 9 verdeutlicht die unterschiedlichen Ergebnisse bei den CO2-Emissionen von

CNG- und LPG-Pkw. So verursacht bei [DVFG 2012] ein LPG-Pkw in der Gesamtwir-

kungskette (WTW) 4 % weniger CO2 pro km als ein CNG-Pkw, während diese Studie und

[LBST 2010] größere THG-Minderungen (-7 % bzw. – 16 %) für CNG unterstellen.

-200 -100 0 100 200

LBST 2010

DVFG 2012

Diese Studie

g CO2/km - WTW

-7%

-4%

-16%

LPG CNG-200 -100 0 100 200

LBST 2010

DVFG 2012

Diese Studie

g CO2/km - TTW

-14%

-6%

-13%

LPG CNGgleiche Antriebseffizienz

LPG energieeffizienter

ähnliche Antriebseffizienz

-200 -100 0 100 200

LBST 2010

DVFG 2012

Diese Studie

g CO2/km

-20%

-45%

-32%

LPG CNG

1000km

4000km

4000km

Rohöl

Rohöl

ErdgasWTT

TTW

WTW

Abbildung 9: Vergleich des CO2-Vorteils zwischen CNG und LPG aus fossilen Bereit-stellungspfaden für Pkw in 2010/2012 in aktuellen Studien

Die Gründe für die unterschiedlichen Ergebnisse können anhand der unterschiedlichen An-

nahmen WTT und TTW erklärt werden.

Die CO2-Faktoren für die Kraftstoffbereitstellung (WTT) aller Studien haben die Daten der

JEC Studien (vgl. [JEC 2011]) als Grundlage und sind damit weitgehend vergleichbar. Je-

doch werden unterschiedliche Annahmen zur Herkunft der fossilen Kraftstoffe für Deutsch-

land getroffen:

[DVFG 2012]: LPG aus Erdgas (per Schiffstransport), CNG per Pipeline über 4000 km

[LBST 2010]: LPG aus Rohöl, CNG aus der Nordsee über 1000 km

Diese Studie: LPG aus Rohöl, CNG per Pipeline über 4000 km

Die hieraus resultierenden Unterschiede zwischen den Bereitstellungspfaden sind erheblich

und können je nach Annahme zu einem CO2-Vorteil für LPG (DVFG und diese Studie) oder

Seite 46 von 85

CNG (LBST) führen. Da in dieser Studie die Kraftstoffbereitstellung speziell für den aktuellen

Stand in Deutschland angepasst wurde, dürften die Ergebnisse und damit ein CO2-Vorteil

von -20 % für LPG plausibel sein. Es zeigt sich jedoch auch, dass der Einfluss der (fossilen)

Kraftstoffbereitstellung an den WTW-Emissionen gering ist (weniger als 50 g CO2/km).

Besonders großen Einfluss auf die Gesamtbilanz haben dagegen die Annahmen zum Kraft-

stoffverbrauch bzw. den THG-Emissionen bei der Fahrzeugnutzung (TTW). Diese Studie

und die Erdgasmobil-Studie lehnen sich hinsichtlich der fossilen Kraftstoffe an die JEC Zah-

len [JEC 2011] an und gehen damit von einem ähnlichen bzw. gleichen energetischen Ver-

brauch für CNG, LPG und Otto aus, woraus ein CO2-Vorteil für CNG von -13 % bis -14 %

gegenüber LPG entsteht (Abbildung 9). [DVFG 2010] dagegen leitet mittlere CO2-

Minderungsraten aus verschiedenen Typprüfwerten ab, woraus eine CO2-Reduktion von

CNG gegenüber LPG von lediglich ca. – 4 % resultiert. Dies würde bedeuten, dass der ener-

getische Kraftstoffverbrauch von LPG-Pkw um ca. 11 % niedriger als bei CNG-Pkw (und ca.

4 % niedriger als bei Otto-Pkw) liegt. Auf die Schwierigkeiten bei der Verwendung von Typ-

prüfwerten wurde in Kap. 3.3.2 bereits eingegangen. Diese können zwar für eine Darstellung

der Bandbreiten und Sensitivitäten hilfreich sein, aber mittels einfacher Mittelwertbildung

keine konsistenten Verbrauchswerte für ein vergleichbares Fahrzeug gewährleisten.

Schlussfolgerungen

Die CO2- Emissionen von CNG- und LPG-Pkw werden stark von den zugrundeliegenden

Annahmen beeinflusst. Größter Einflussfaktor hierbei ist der Kraftstoffverbrauch der Fahr-

zeuge (TTW). Bei den CO2-Emissionen profitiert CNG in der Regel aber durch den niedrigen

Kohlenstoffanteil des Kraftstoffes. Selbst bei günstigen Annahmen für LPG bezüglich Kraft-

stoffbereitstellung und –verbrauch kann der CO2-Vorteil von CNG gegenüber LPG nur

schwer ausgeglichen werden. Weiterhin ist für eine Bewertung der Umweltentlastungen

durch CNG und LPG die Betrachtung erneuerbarer Kraftstoffbereitstellungspfade unumgäng-

lich. Der Vergleich der rein fossilen Bereitstellung stellt somit nur ein Teilargument dar.

Seite 47 von 85

Stadtbus

Die THG-Emissionen eines Stadtbusses zeigt Abbildung 10. Durch den deutlich höheren

energetischen Kraftstoffverbrauch liegen die THG-Emissionen eines mit Erdgas betriebenen

CNG-Busses sogar über denen eines Diesel-Busses. Die Unterschiede sind mit 7 % aber

gering, auch kann der Einsatz von Biomethan die THG-Emissionen gegenüber rein fossilem

Diesel deutlich senken (um 42 % bei Vergärung von Nawaro/Gülle, um 57 % bei Bioabfäl-

len). Zwar besteht als Alternative zu CNG auch die Möglichkeit des Einsatzes von Biodie-

sels, hierbei sind jedoch wie bei konventionellem Diesel Nachteile bei den Schadstoffemissi-

onen gegenüber CNG zu erwarten (siehe nächstes Kapitel).

0

200

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1400

Diesel-Bus CNG-Bus CNG-Bus CNG-Bus

WTW-Treibhausgasemissionen - Stadtbus 2012

WTT TTWin g CO2-Äqu. pro km

RohölErdgas(4000km)

Biomethan-Bioabfälle

Biomethan-Nawaro/

Gülle

+7%

-57% -42%

Typische Pfade Alternative Pfade

Abbildung 10: WTW Treibhausgasemissionen Stadtbus 2012

Seite 48 von 85

3.4.2 Primärenergieaufwand und Schadstoffemissionen

Pkw

Abbildung 11 zeigt, dass der Diesel-Pkw den niedrigsten Primärenergieaufwand im Vergleich

der typischen Kraftstoffpfade hat, während die Bandbreite zwischen Otto, LPG und CNG (mit

ca. 4 % Unterschied) geringer liegt als bei den THG-Emissionen. Bei CNG auf Basis von

Biomethan liegt der Primärenergieaufwand zwar deutlich über den fossilen Pfaden, insge-

samt wird jedoch weniger fossile (nicht erneuerbare) Primärenergie verbraucht.

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PrimärenergieaufwandErneuerbar

Nicht erneuerbar

in MJ pro km

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NOX

TTW

WTT

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NMHC

TTW

WTT

in g pro km

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0,10

0,15

0,20

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LPG

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SO2

TTW

WTT

in g pro km

Quelle: HBEFA 3.1, eigene Annahmen und Berechnungen

Abbildung 11: WTW Schadstoffemissionen für Pkw 2012

Die Emissionen der Schadstoffe NMHC und SO2 entstehen im Gegensatz zu den Treibhaus-

gasemissionen vorwiegend bei der Kraftstoffbereitstellung (WTT) und liegen für LPG als Ne-

benprodukt der Rohölverarbeitung am höchsten. NOX-Emissionen gehen zu einem relevan-

Seite 49 von 85

ten Anteil auch auf die Nutzungsphase (TTW) zurück und liegen bei Dieselfahrzeugen deut-

lich höher als bei den anderen Alternativen. Aus Gründen der Luftqualität lohnt sich daher

vor allem der Ersatz von Diesel-Pkw durch CNG, die neben niedrigeren THG-Emissionen

auch deutlich niedrigere NOX-Emissionen aufweisen. Ein Ersatz durch LPG wirkt sich dem-

gegenüber nachteilig bei den NMHC- und SO2-Emissionen aus, auch könnten gerade nach-

gerüstete LPG-Pkw zusätzliche direkte Emissionen gegenüber Otto-Pkw verursachen (vgl.

Kap. 3.3.3).

Seite 50 von 85

Stadtbus

Der Diesel-Bus zeigt den niedrigsten Gesamtprimärenergieaufwand, hier spiegelt sich vor

allem der niedrigere energetische Kraftstoffverbrauch des Diesel-Busses gegenüber dem

CNG-Bus wieder (Abbildung 12). Beim Betrieb mit Biomethan liegt der Primärenergieauf-

wand zwar deutlich über den fossilen Kraftstoffen, es wird jedoch ein geringerer Betrag an

fossiler Energie benötigt.

Größter Vorteil eines mit CNG betriebenen Stadtbusses sind die niedrigen direkten Schad-

stoffemissionen (TTW) bei NOX (aber auch PM, vgl. vgl. Kap. 3.3.3), die der lokalen Luftqua-

lität zugutekommen. Auch WTW sind die Schadstoffemissionen, bis auf SO2 bei Biomethan,

niedriger als beim Diesel-Bus.

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Primärenergieaufwand

ErneuerbarNicht erneuerbar

in MJ pro km

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NOX

TTW

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Die

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NMHC

TTW

WTT

in g pro km

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0,3

0,4

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Die

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Ro

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o

SO2

TTW

WTT

in g pro km

Quelle: HBEFA 3.1, eigene Annahmen und Berechnungen

Abbildung 12: WTW Schadstoffemissionen für Stadtbusse 2012

Seite 51 von 85

3.5 Well-to-wheel (WTW) Vergleich 2030

3.5.1 Treibhausgasemissionen

Pkw

Aufgrund des niedrigeren Kraftstoffverbrauchs der Fahrzeuge (-30 % bis -35 % MJ/MJ) im

Szenario bis 2030 sinken die THG-Emissionen bei allen betrachteten Alternativen deutlich:

ein Otto-Pkw mit Benzin aus Erdöl emittiert somit statt 206 g in 2012 noch 141 g CO2-

Äquivalente pro km (Abbildung 8, Abbildung 13). Bei für heute typischen fossilen Kraftstoff-

pfaden ändern sich gegenüber 2012 die relativen THG-Minderungsraten der Antriebsarten

im Vergleich zu Otto-Pkw nur geringfügig. Bei CNG-Pkw verschiebt sich das Verhältnis der

THG-Emissionen etwas in die Kraftstoffbereitstellungsphase (WTT) aufgrund des längeren

Transportwegs des Erdgases (7000 km statt 4000 km). Dies wird aber durch die zusätzliche

Verbrauchsminderung (TTW) durch CNG-Hybride kompensiert. Die THG-Reduktion gegen-

über Otto-Pkw liegt daher für CNG-Pkw unverändert bei 15 %.

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WTW-Treibhausgasemissionen - Pkw 2030

WTT TTWin g CO2-Äqu. pro km

Otto-Pkw

Diesel-Pkw

LPG-Pkw (Autogas)

CNG-Pkw (Erdgas/Methan)

Rohöl RohölErdgas

Erdgas(7000 km)Rohöl

-9% -15% -15% -90% -76%

zusätzlicher WTT- Anteil bei Gewinnung aus Teersanden

-98%

Biomethan/SNG- Holz

Biomethan-Bioabfälle

EE-Methan-Windstrom

Abbildung 13: WTW Treibhausgasemissionen Pkw 2030

Zentrales Thema der zukünftigen Bewertung wird die mögliche Verschiebung der Kraftstoff-

pfade. Kann der große Bedarf an Otto- und Dieselkraftstoff nicht mehr durch Rohöl gedeckt

werden, könnten z.B. Teersandvorkommen für die Kraftstoffbereitstellung verwendet werden,

deren Treibhausgasbilanz damit deutlich schlechter wird (bei Otto von 141 g/CO2-Äqu. auf

166 g/CO2-Äqu. pro km). Für LPG sind die Folgen schwierig abzusehen: Würde LPG wie

Seite 52 von 85

CNG auf Basis fossiler Erdgasvorkommen gewonnen, bleiben die THG Emissionen unver-

ändert, der THG-Vorteil gegenüber Otto- und Dieselkraftstoff würde damit sogar steigen.

Für CNG-Fahrzeuge könnten in 2030 aber auch weiterhin erneuerbare Quellen zur Verfü-

gung stehen: Biomethan (via Biogas aus Abfall oder Bio-SNG) sowie EE-Methan aus Wind-

stromelektrolyse können dann potenziell THG-Minderungen von 76 % bis 98 % erreichen.

Die Bereitstellung von Biomethan aus Bioabfall ist gegenüber 2012 mit deutlich geringeren

Treibhausgasemissionen verbunden.

Stadtbus

Auch bei schweren Nutzfahrzeugen wie dem Stadtbus könnten CNG-Antriebe zukünftig nied-

rigere THG-Emissionen als Diesel-Antriebe verursachen. Diese ergeben sich einerseits

durch Effizienzverbesserungen am Fahrzeug (TTW), z.B. durch Hybride oder Dual-Fuel-

Antriebe, die den Verbrauchsvorteil von Diesel gegenüber CNG senken. Andererseits kann

eine Verschiebung der Kraftstoffbereitstellungspfade hin zu erneuerbarem Methan oder zu

Diesel aus Teersanden zurückgegriffen größeren THG-Vorteilen für den CNG-Bus führen

(siehe Abbildung 14).

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WTW-Treibhausgasemissionen - Stadtbus 2030

WTT TTWin g CO2-Äqu. pro km

Diesel-Bus

RohölErdgas

(7000km)

-8% -74%

zuätzlicher WTT- Anteil bei Gewinnung aus Teersanden

-98%-88%

Biomethan/SNG- Holz

Biomethan-Bioabfälle EE-Methan-

Windstrom

CNG-Bus (Erdgas/EE-Methan)

Abbildung 14: WTW Treibhausgasemissionen für Stadtbusse 2030

Seite 53 von 85

3.5.2 Primärenergieaufwand und Schadstoffemissionen

Pkw

Analog zu den THG-Emissionen sinken durch die Effizienzverbesserung der Fahrzeuge der

Primärenergieaufwand und die WTW-Schadstoffemissionen gegenüber 2012 deutlich in ihrer

absoluten Höhe (Abbildung 15). Der Primärenergieaufwand bei Biomethan und EE-Methan

besteht dabei zu ca. 80-100 % aus erneuerbaren Energien.

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PrimärenergieaufwandErneuerbarNicht erneuerbar

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TTW

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SO2

WTT (Teersand)

TTW

WTT

in g pro km

Quelle: HBEFA 3.1, eigene Annahmen und Berechnungen

Abbildung 15: WTW Schadstoffemissionen für Pkw 2030

NOX-Emissionen werden weiterhin zu einem relevanten Anteil TTW gebildet, durch das Ein-

halten der Euro 6 Standards sind die Unterschiede zwischen den Kraftstoffarten jedoch eher

gering. Deutliche Unterschiede gibt es zwischen den Kraftstoffbereitstellungspfaden in den

WTT-Anteilen: während die NOX-Emissionen von LPG und CNG (Ausnahme EE-Methan)

Seite 54 von 85

höher als bei Otto und Diesel aus Rohöl liegen, sind die NMVOC und SO2 bei CNG tenden-

ziell niedriger, insbesondere wenn Benzin und Diesel aus Teersanden bereitgestellt werden.

Die günstigste Schadstoffbilanz ergibt sich insgesamt - wie auch bei den THG-Emissionen -

für CNG-Pkw, welche mit EE-Methan aus erneuerbarem Strom betrieben werden.

Seite 55 von 85

Stadtbus

Verbrauchsminderungen der CNG- und Dieselbusse senken den Primärenergiebedarf zu-

künftig deutlich. Auch verringert sich der Bedarf an fossiler Energie bei erneuerbarem Me-

than gegenüber Diesel aus Rohöl deutlich gegenüber dem Stand in 2012 (Abbildung 16).

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Primärenergieaufwand

ErneuerbarNicht erneuerbar

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WTT (Teersand)

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in g pro km

Quelle: HBEFA 3.1, eigene Annahmen und Berechnungen

Abbildung 16: WTW Schadstoffemissionen für Stadtbusse 2030

Die direkten Schadstoffemissionen (TTW) unterscheiden sich bei CNG und Diesel durch die

Einführung von Euro VI kaum noch. Bei Diesel könnten hierfür aber im Gegensatz zu CNG

zusätzliche Kosten für Abgasnachbehandlungstechnologien entstehen.

Für die Schadstoffemissionen, die bei Kraftstoffbreitstellung (WTT) entstehen, ergibt sich das

gleiche Bild wie bei den Pkw: die geringsten Emissionen fallen bei EE-Methan an. Bei Bio-

methan können die NOX- und SO2-Emissionen hingegen auch höher als bei Diesel aus Roh-

Seite 56 von 85

öl liegen. Insgesamt entstehen aber keine oder nur geringe zusätzliche Schadstoffemissio-

nen durch den Einsatz von CNG-Bussen, insbesondere falls Diesel zukünftig aus Teersan-

den bereitgestellt werden müsste.

Seite 57 von 85

4 Perspektiven der Förderung von CNG und LPG im Verkehr

4.1 Nutzen aus Umweltsicht

Sowohl CNG als auch LPG bieten Vorteile gegenüber mineralölbasiertem Otto- und Diesel-

kraftstoff: Bei ähnlichen (direkten) Schadstoffemissionen wie Otto-Motoren weisen beide

Antriebe eine bessere THG-Bilanz auf. Da der Klimaschutz derzeitig eine der größten politi-

schen Herausforderung darstellt, kann vor allem die THG-Bilanz als ein Argument für eine

Weiterförderung angesehen werden.

Eine Gegenüberstellung der relativen THG-Einsparung mit den derzeitigen Energiesteuer-

einbußen gegenüber Otto-Kraftstoff zeigt jedoch bei den typischen fossilen Bereitstellungs-

pfaden23 nur bedingt eine Kosteneffizienz (siehe Abbildung 17). Aufgrund moderater THG-

Minderungsvorteile von -9 % bis -15 % liegt diese derzeit - mit Ausnahme von reinem Biome-

than - für Diesel am höchsten, zusätzlich werden die Energiesteuereinbußen bei Diesel

durch die höhere Kfz-Steuer weitgehend kompensiert. Für fossiles CNG und vor allem für

LPG aus Rohöl kann eine Förderung über die Energiesteuer nicht aufgrund der THG-

Minderung und deren Kosteneffizienz gerechtfertigt werden (Reboundeffekte – höhere Fahr-

leistungen durch niedrigere Kosten – sind hier nicht berücksichtigt).

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

0 500 1000 1500 2000 2500

rela

tive

TH

G-M

ind

eru

ng

pro

Fah

rze

ug-

km

Energiesteuereinbußen in € pro verminderter Tonne CO2

LPG

CNGDiesel*

CNG - 100% Biomethan (aus Bioabfall)

*erhöhte Kfz-Steuer nicht berücksichtigt

Abbildung 17: Energiesteuereinbußen und THG-Minderung gegenüber einem Ot-to-Pkw in 2012 (Berechnung in Anhang III)

23 Ohne Berücksichtigung von Beimischungen von Biokraftstoffen

Seite 58 von 85

Neben der relativen THG-Minderung gibt es jedoch auch Gründe, die für eine strategische

Weiterförderung von CNG bzw. LPG sprechen. Diese können im Rahmen dieser Studie

nur qualitativ bewertet werden:

Kraftstoffdiversifizierung: aus Gründen der Versorgungssicherheit sollen Kraftstoffe

gefördert werden, die auch unabhängig von Erdöl bereitgestellt werden können. Diese

Möglichkeit bietet sich sowohl bei CNG als auch LPG über die Bereitstellung aus Erdgas.

Integration erneuerbarer Energien: langfristig sollen auch im Verkehrssektor verstärkt

erneuerbare Energien genutzt werden. Diese bieten sich aus heutiger Sicht bei CNG, je-

doch nicht bei LPG.

Damit hat LPG nur aus Sicht der Kraftstoffdiversifizierung einen strategischen Nutzen, wäh-

rend CNG auch Potenziale für die Integration erneuerbarer Energien und zukünftiger Tech-

nologien im Verkehr bietet.

Die Verbreitung von CNG und der entsprechende Ausbau der Infrastruktur bietet zudem

prinzipiell die Möglichkeit, weitere Potenziale zur Kraftstoffdiversifizierung und Integration

erneuerbarer Energien im Nutzfahrzeugbereich zu erschließen. Mit der CNG-Infrastruktur

können z.B. Voraussetzungen geschaffen werden, erneuerbares Methan nicht nur für den

Pkw-Bereich, sondern auch für weitere Bereiche (z.B. LNG für den Güterfernverkehr) vorzu-

bereiten.

4.2 Mögliche Rahmenbedingungen für die Förderung

Aus Umweltsicht bietet der Einsatz von CNG den größeren Nutzen als LPG. Dies sollte bei

einer Fortschreibung der Energiesteuerermäßigung berücksichtigt werden. Dabei sollten vor

allem erneuerbare Bereitstellungspfade im Fokus stehen. Die alternativen Einsatzbereiche

für Biomethan sind z. T. nur kleinteilig erschließbar (KWK-Anwendungen) bzw. mit deutlich

reduzierten Klimagaseinsparungen versehen (Wärme-Anwendungen), so dass aktuell nach

Wegen gesucht werden sollte, den bereits verfügbaren Biokraftstoff zeitnah in eine breitere

Anwendung, so auch im Verkehr, zu bekommen. Dies könnte über eine zusätzliche oder

ausschließliche Förderung von erneuerbarem Methan über die Energiesteuer als Vorausset-

zung für die Steuererleichterung zum nächstmöglichen Zeitpunkt erfolgen, oder indem ge-

setzliche Absatzquoten erneuerbaren Methans zu CNG festgelegt werden.

LPG hat geringere aktuelle Umweltvorteile und geringere zukünftige Umweltentlastungspo-

tenziale, zumal die Implementierung erneuerbarer LPG-Komponenten unter gegenwärtigen

Entwicklungen unwahrscheinlich erscheinen. Dies sollte bei der Diskussion um die Weiter-

förderung beachtet werden. Der Beitrag von LPG zur Kraftstoffdiversifizierung sollte jedoch

auch berücksichtigt werden.

Alternativ zur bisherigen Energiesteuerreduktion könnte in Deutschland zukünftig auch an

Seite 59 von 85

das Konzept der EU-Kraftstoffstrategie angeknüpft werden, indem die Energiesteuer anhand

der CO2 bzw. der THG-Emissionen pro MJ Kraftstoff festgesetzt wird. Durch eine konkrete

Unterscheidung der Kraftstoffe und ihrer Breitstellungspfade könnten so auch die unter-

schiedlichen THG-Emissionen für CNG und LPG aus fossilen und erneuerbaren Pfaden be-

rücksichtigt werden.

Die geringe bisherige Integration von CNG- und LPG- Neufahrzeugen im Verkehr zeigt je-

doch, dass vorrausichtlich Maßnahmen über die reduzierte Energiesteuer hinaus erforderlich

sind. Diese müssen auch Aspekte wie den Tankinfrastrukturausbau (vor allem bei CNG) o-

der Verbraucherinformationen beinhalten und verschiedene Stakeholder einbeziehen. Hier

ist insbesondere auf die „Initiative Erdgasmobilität – CNG und Biomethan als Kraftstoffe“

hinzuweisen, die unter Koordination der dena und in Begleitung des BMVBS unter Einbin-

dung namhafter Unternehmen der Energiewirtschaft und des Verkehrssektors Maßnahmen

entwickelt haben (siehe auch www.erdgasmobilitaet.info).

Tabelle 11: Flankierende Rahmenbedingungen für die Förderung von CNG und LPG

CNG LPG

Fortschreibung der reduzierten Energiesteuer, ggf.

mit Differenzierung zwischen fossilem und erneuer-

barem CNG/Methan

Keine Fortschreibung oder Anpassung der

reduzierten Energiesteuer

Beimischungsquoten für erneuerbares Methan

THG-basierte Energiesteuer in Anlehnung an EU-Kraftstoffstrategie

Bedarfsgerechter Ausbau von Tankinfrastruktur

Verbesserung der Verbraucherinformationen bei Kraftstoffpreisen/Tankstellenbeschilderungen

Erweiterung und bessere Kommunikation des Neufahrzeugangebots

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Anhang I: Amortisierungspotenzial der deutschen Otto-Pkw Flotte

für die LPG-Umrüstung

Abbildung 18 zeigt das Potenzial einer LPG-Umrüstung für den Bestand deutscher Pkw mit

Otto-Motoren. Die Fahrzeuge im Bestand wurden, basierend auf den Daten von MiD 2008

und Polk 2008 fahrzeugmodellgenau mit empirischen Daten zur Laufleistung und zum Kilo-

meterstand unterlegt. Die Berechnungen erfolgten differenziert nach Verbrauch und jährli-

cher Fahrleistung; die Kosten der Umrüstung sind abhängig von der jeweiligen Motorisierung

(abstrahiert über Hubraum, Baujahr und Abgasnorm), eine 2-prozentige Diskontierung ist

berücksichtigt. Angenommen ist eine maximale Laufleistung von 200.000 Kilometer bis zur

Außerbetriebsetzung eines Fahrzeuges. Betrachtet werden nur Fahrzeuge ab Baujahr 1995.

Abbildung 18: Potenzial für Umrüstung auf LPG in der deutschen Pkw-Flotte

So amortisiert sich für 20% der Fahrzeuge der deutschen Flotte bei aktueller Nutzung und

reduzierter Steuer die Umrüstung innerhalb von zwei Jahren. Ohne Steuerreduzierung errei-

chen nur 10% der Flotte innerhalb von zwei Jahren den break-even der Umrüstung. Am

schnellsten amortisiert sich die Umrüstung bei sehr hohen Fahrleistungen und verbrauchs-

starken Fahrzeugen mit einfachen Motoren (und günstiger Umrüstung). Die Grafik zeigt,

dass ein enormes Potenzial zur Kostenreduktion durch Autogasumrüstung in der realen Flot-

te besteht. So amortisiert sich eine Umrüstung für große Teile des Fahrzeugbestandes be-

reits nach wenigen Jahren. Dennoch werden jährlich nur etwa 0,3 % der Flotte der Benzin-

Pkw umgerüstet.

Auch bei kürzeren Halterdauern kann sich die Umrüstung durch einen höheren Wiederver-

Seite 61 von 85

kaufswert amortisieren. Dabei geht der Mehrwert über den Restwert des Fahrzeuges an den

Nachbesitzer über.

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Anhang II: Berechnung der Kraftstoffvorketten

Methodik

Die Berechnung der Vorketten erfolgte nach Maßgabe der Basisnormen für Lebenszyklusbi-

lanzen, d. h. ISO 14040 und ISO 14044.

Wirkungsgradmethode

Entsprechend dem Vorgehen internationaler Organisationen (IEA, EUROSTAT, ECE) und

auch dem Vorgehen der AG Energiebilanzen (AGEB) wird für die Berechnung des Primär-

energieeinsatzes das sogenannte Wirkungsgradprinzip angewendet.

Demnach wird der Stromerzeugung aus Wasserkraft und anderen erneuerbaren Energieträ-

gern, denen kein Heizwert beigemessen werden kann (Windkraft, Photovoltaik), der jeweilige

Energieeinsatz dem „Heizwert“ der erzeugten elektrischen Energie gleichgesetzt. Das impli-

ziert jeweils einen „Wirkungsgrad“ von 100 %.

Demnach wird für die Bewertung der Kernenergie von der durch die Kernreaktion freiwer-

denden Wärme ausgegangen. Der Wirkungsgrad für die Erzeugung von Strom aus Kern-

energie wird dabei zu 33 % angenommen.

Berücksichtigung von Nebenprodukten

Wird mehr als ein Produkt erzeugt, so muss eine Allokation von Energieeinsatz und Emissi-

onen zu den verschiedenen Produkten erfolgen.

Im Fall von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK) – wie z.B. für die Bereitstellung von

Strom aus Strommix nach [Nitsch et al 2012] – wird die Substitutionsmethode verwendet,

entsprechend RED 2008/29/EG sowie [JEC 2011], [JEC 2013].

Bei der Bereitstellung von Kraftstoffen auf Basis von Biomasse erfolgt die Allokation von

Energieeinsatz und Emissionen analog zu den Vorgaben in RED 2008/29/EG nach dem

Energieinhalt von Haupt- und Nebenprodukten bezogen auf den unteren Heizwert. Ist bei

Anlagen zur Biokraftstoffproduktion das Nebenprodukt Strom, wird nach RED 2008/29/EG

die Substitutionsmethode verwendet. Das Nebenprodukt Strom wird dabei durch Strom sub-

stituiert, der aus dem gleichen Energieträger generiert wird.

Im Fall der Bereitstellung von Benzin und Diesel nach [JEC 2013] wurde eine Marginalbe-

trachtung durchgeführt.

Im Fall von LPG aus der Erdgasverarbeitung erfolgte die Allokation nach Energiegehalt. Für

LPG aus der Rohölverarbeitung (Raffinerie) erfolgte die Allokation nach dem Energieinhalt

der Raffinerieprodukte (Benzin, Kerosin, Diesel, LPG, etc.) im jeweiligen einzelnen Raffine-

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rieprozess wie in [ETSU 1996] beschrieben.

„Graue Energien“

Der Energieaufwand für den Bau von Anlagen und Fahrzeugen (sog. „Graue Energien“) und

die damit verbundenen Treibhausgasemissionen werden nicht berücksichtigt. Dies entspricht

dem Vorgehen in vergleichbaren Vorhaben, wie z.B. den Well-to-Wheel Analysen von

JRC/EUCAR/CONCAWE auf der europäischen Ebene [JEC 2011] sowie der EU Renewable

Energy Directive [RED 2009] bei der Berechnung der sog. „typischen Werte. „Graue Ener-

gien“ spielen bei der Strom- und Kraftstoffbereitstellung in der Regel nur eine untergeordnete

Rolle. Mit zunehmenden Anteilen erneuerbaren Stroms und erneuerbarer Wärme sinken die

mit dem Bau von Kraftwerken, Infrastrukturen und Fahrzeugen verbundenen energiebeding-

ten Emissionen. Ausnahmen können nicht energiebezogene Umweltwirkungen darstellen,

wie z.B. beim Abbau von Rohmaterialien (Bergbau).

Andere Wirkkategorien

Die aktuell berücksichtigten Umweltwirkungen umfassen Energieeinsatz, Treibhausgas-

emissionen sowie Schadstoffemissionen (siehe Kapitel 3.1).

Mit zunehmendem Einsatz von Biomasse, Teersanden und Schiefergas im Kraftstoffmix

werden weitere Umweltwirkungen relevant, wie z.B. Biodiversität, Bodenqualität, Wasserin-

tensität oder Flächenbedarf. Diese mitunter hoch komplexen Zusammenhänge sprengen den

Rahmen dieser Kurzstudie. Dies zeigt umso mehr, dass ein einzelner Umweltindikator, wie

er beispielsweise mit Treibhausgasemissionen (THG) in Politik, Wissenschaft und Gesell-

schaft gerne herangezogen wird, mathematisch gesprochen zwar „notwendig“, jedoch nicht

„hinreichend“ sein kann aufgrund des Risikos von Kollateralschäden in anderen Umweltsek-

toren.

Fossile Kraftstoffe

Benzin und Diesel aus Erdöl

Für Benzin und Diesel aus Erdöl wurden für die Berechnung der Treibhausgasemissionen

gleichen Annahmen getroffen wie in und [JEC 2013] ([JEC 2013]) stellte eine Aktualisierung

von [JEC 2011] dar). Die Schadstoffemissionen wurden aus [ETSU 1996] entnommen. Fol-

gende Tabelle zeigt die Energieströme und Emissionen aus der Förderung von Erdöl.

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Tabelle 12: Energieströme und Emissionen aus der Förderung von Erdöl

I/O Einheit Menge

Rohöl aus Feld Input MJ/MJ 1,058

Rohöl Output MJ 1,000

Emissionen

CO2 - g/MJ 3,8

CH4 0,0384

NOx - g/MJ 0,0097

Staub/Partikel - g/MJ

SO2 - g/MJ

NMVOC - g/MJ 0,0112

CO - g/MJ 0,0015

Das geförderte Erdöl wird nach Europa zur Verarbeitung in einer Erdölraffinerie transportiert.

Tabelle 13 zeigt die Energieströme und die Emissionen aus dem Transport des Erdöls zur

Raffinerie.

Tabelle 13: Energieströme und Emissionen aus dem Transport von Erdöl

I/O Einheit Menge

Erdöl Input MJ/MJ 1,000

Schweröl Input MJ/MJ 0,010

Erdöl Output MJ 1,000

Emissionen

CO2 - g/MJ 0,8

NOx - g/MJ 0,015

Staub/Partikel - g/MJ 0,001

SO2 - g/MJ 0,015

NMVOC - g/MJ 0,001

CO - g/MJ 0,002

Der Schweröleinsatz wird mit der Bereitstellung von Schweröl verknüpft.

Das Erdöl wird in einer Raffinerie zu Benzin und Diesel umgesetzt. Der Energieeinsatz und

die Treibhausgasemissionen sind aus [JEC 2011] entnommen, die Schadstoffemissionen

aus [FEA 1999].

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Tabelle 14: Energieströme und Emissionen bei der Produktion von Benzin und Diesel in Erdölraffinerien

I/O Einheit Benzin Diesel

Rohöl Input MJ/MJ 1,08 1,10

Diesel Output MJ 1,00 1,00

Emissionen

CO2 - g/MJ 7,0 8,6

NOx - g/MJ 0,0072 0,0089

Staub/Partikel - g/MJ 0,0006 0,0006

SO2 - g/MJ 0,0103 0,0131

NMVOC - g/MJ 0,0094 0,0117

CO - g/MJ 0,0039 0,0047

Die Produkte Benzin und Diesel werden über Pipeline, Binnenschiff (Distanz: 500 km) und

Bahn (Distanz: 250 km) zu einem Tanklager transportiert. Der Anteil des Kraftstoffs, der über

Pipeline transportiert wird, beträgt 60 %, Binnenschiff 20 % und Bahn 20 %. Der Stromver-

brauch für den Kraftstofftransport über Pipeline beträgt ca. 0,0002 MJ pro MJ Kraftstoff. Etwa

0,012 tkm pro MJ Benzin und Diesel werden benötigt für den Kraftstofftransport über Schiff

über eine Distanz von 500 km. Tabelle 15 zeigt den Energieverbrauch und die Treibhaus-

gasemissionen von einem typischen Binnenschiff abgeleitet von [ESU 1996]. Hin- und Rück-

fahrt (leer) wird für die Kraftstoffberechnung per Schifftransport zugrunde gelegt.

Tabelle 15: Kraftstoffverbrauch und THG-Emissionen eines Binnenschiffs

I/O Einheit Menge

Diesel Input MJ/tkm 0,50

Entfernung Output tkm 1,000

Emissionen

CO2 - g/tkm 36,9

CH4 - g/tkm 0,03

N2O - g/tkm 0,00

NOx - g/tkm 0,30

Staub/Partikel - g/tkm 0,03

SO2 - g/tkm 0,031

NMVOC - g/tkm 0,04

CO - g/tkm 0,17

Für den Kraftstofftransport über eine Distanz von 250 km mit der Bahn werden ca.

0,0058 tkm pro MJ transportierten Benzin/Diesel benötigt. Der Stromverbrauch der Bahn

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liegt bei ca. 0,21 MJ pro tkm und wird durch den EU-Strommix (10-20 kV-Netzebene) ge-

deckt.

Der Stromverbrauch eines Tanklagers liegt bei ca. 0,0008 MJ/MJ Kraftstoff und wird durch

den EU-Strommix (0,4 kV-Netzebene) gedeckt.

Vom Tanklager aus wird der Kraftstoff über eine Entfernung von 150 km zu den Tankstellen

verteilt. Dies geschieht über einem Lkw (Sattelzug) mit einem zulässigen Gesamtgewicht von

40 t und einer Transportkapazität von 26 t Benzin oder Diesel. Der Kraftstoffverbrauch der

Zugmaschine beträgt 35 l Diesel pro 100 km.

Der Stromverbrauch der Tankstelle beläuft sich auf 0,0034 MJ/MJ Benzin oder Diesel.

Benzin/Diesel aus Teersand

Die Produktion von synthetischem Rohöl aus Teersanden beinhalten die Förderung des

Teersandes, die Abtrennung des Bitumens und die Aufbereitung zu synthetischem Rohöl,

das in konventionellen Erdölraffinerien eingesetzt werden kann.

Die Energieströme und Emissionen aus der Produktion von synthetischem Rohöl („Synthetic

Crude oil“ – SCO) aus Teersanden wurde aus [Renewbility 2009] entnommen und basieren

auf Daten von Syn-Crude und SundCor in Kanada. Bitumen aus Teersanden werden als

Einsatzstoff für den Aufbereitungsprozess („Upgrading“) verwendet. Bisher baut Syn-Crude

die Teersande ausschließlich im Tagebau ab. Hingegen erfolgt bei SunCor die Gewinnung

des Bitumens sowohl durch Tagebau als auch durch „In-Situ“-Abtrennung.

Tabelle 16: Energieströme und Emissionen für die Produktion von synthetischen Rohöl („Synthetic Crude Oil“ – SCO) aus Teersandvorkommen in Kanada

I/O Unit Amount

Teersand Input MJ/MJ 1,279

Rohöl Output MJ 1,000

Emissionen

CO2 - g/MJ 19,1

CH4 - g/MJ

N2O - g/MJ

NOx - g/MJ 0,042

Staub/Partikel - g/MJ

SO2 - g/MJ 0,115

NMVOC - g/MJ 0,065

CO - g/MJ

Weitere Umweltwirkungen, die in Verbindung mit der Gewinnung und Aufbereitung von

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Teersandvorkommen verbunden sind, sind Verunreinigung von Wasser durch giftige Sub-

stanzen, die Gefährdung der Trinkwasserversorgung und Veränderung großer Gebiete mit

möglichen Folgen für die Biodiversität.

Für die Bitumengewinnung werden ca. 2 bis 4 Barrel Wasser pro Barrel Rohbitumen benö-

tigt. Die Reststoffe aus der Produktion von synthetischem Rohöl (SCO) werden in offenen

Teichen oberirdisch gelagert (so genannte „tailings“). Die Reststoffe enthalten giftige Sub-

stanzen. Leckagen führen zur Verunreinigung von Oberflächen- und Grundwasser [Pembina

2009].

Das synthetische Rohöl wird über Pipeline über eine Distanz von 5.000 km zur Küste trans-

portiert. Der Stromverbrauch für den Pipelinetransport beträgt ca. 0,0082 MJ pro MJ synthe-

tischem Rohöl und wurde aus [GEMIS 2005] abgeleitet. Von der Küste wird das synthetische

Rohöl per Schiff über eine Distanz von 6.000 km in die EU transportiert. Das Schiff wird mit

Schweröl (heavy fuel oil – HFO) mit einem Schwefelgehalt von 3,5 % angetrieben. Der spezi-

fische Energieverbrauch und Emissionen eines Öltankers (Tabelle 17) wurde aus [ESU

1996] abgeleitet.

Tabelle 17: Kraftstoffverbrauch und THG-Emissionen eines Öltankers

I/O Einheit Menge

Schweröl (HFO) Input MJ/tkm 0,056

Entfernung Output tkm 1,000

Emissionen

CO2 - g/tkm 4,3

CH4 - g/tkm

N2O - g/tkm

NOx - g/tkm 0,086

Staub/Partikel - g/tkm 0,004

SO2 - g/tkm 0,086

NMVOC - g/tkm 0,003

CO - g/tkm 0,011

In der EU wird das synthetische Rohöl (SCO) in einer Raffinerie in Hafennähe verarbeitet.

Für die Raffinerie und die Verteilung der Kraftstoffe Benzin und Diesel wurden die gleichen

Annahmen getroffen wie für Benzin und Diesel aus konventionellem Rohöl (0).

CNG aus Erdgas

Erdgas wird in entfernten Gasfeldern extrahiert und aufbereitet. Der hierfür notwendige

Energiebedarf und Treibhausgasemissionen wurden nach [JEC 2013] angenommen. Die

Seite 68 von 85

Luftschadstoffemissionen wurden von [ETSU 1996] und [Ecoinvent 2007] abgeleitet.

Tabelle 18: Energieflüsse und Emissionen bei der Förderung und Aufbereitung von Erdgas

I/O Einheit Wert

Erdgas Input MJ/MJ 1,024

Erdgas Output MJ 1,000

Emissionen

CO2 - g/MJ 1,65

CH4 - g/MJ 0,083

N2O - g/MJ 0,000

NOx - g/MJ 0,005

Staub/Partikel - g/MJ 0,000

SO2 - g/MJ 0,001

NMVOC - g/MJ 0,004

CO - g/MJ 0,001

Der Energie-Input bezieht sich auf den unteren Heizwert des gelieferten Erdgases, d.h. der

Energie-Input ist umgekehrt proportional zur Effizienz.

Erdgas wird per Pipeline vom Erdgasfeld in die EU transportiert. Hierfür wurden zwei Pfade

analysiert:

Transportentfernung: 4.000 km

Transportentfernung: 7.000 km

Der Erdgastransport via Pipeline über eine Entfernung von 4.000 km bzw. 7.000 km benötigt

eine mechanische Arbeit von ca. 0,36 MJ/tkm [JEC 2013]. Der untere Heizwert von Erdgas

beträgt ca. 50 MJ/kg. Erdgasverluste durch Leckagen entlang der Transportroute wurden

nach [Wuppertal 2004] angenommen. Die Methanverluste beim Erdgastransport über lange

Pipelinedistanzen sind gering (<1 % bei 7.000 km). Die Annahmen von [JEC 2013] entspre-

chen in etwa den Daten aus [Wuppertal 2/2008].

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Tabelle 19: Energieströme und Emissionen beim Transport von Erdgas über große Distanzen

I/O Einheit 4.000 km 7.000 km

Erdgas Input MJ/MJ 1.0052 1.0092

Mechanische Arbeit Input MJ/MJ 0.028 0.051

Erdgas Output MJ 1.0000 1.0000

Emissionen

CH4 - g/MJ 0.104 0.184

Die mechanische Arbeit für den Erdgastransport in Pipelines wird durch Gasturbinen er-

bracht, die mit Erdgas betrieben werden. Es wurde eine Gasturbine mit einem Wirkungsgrad

von ca. 30 % angenommen. Der Energiebedarf und die Emissionen für die mechanische

Arbeit für den Erdgastransport wurden von [GEMIS 2011] abgeleitet. In [GEMIS 2011] wird

für den Erdgastransport von Russland nach Deutschland im Jahr 2020 eine Gasturbineneffi-

zienz von 32 % angenommen, was nahe an den 31,5 % von [Wuppertal 2/2008] für 2030

liegt (Szenario mit geringer Erdgasproduktion und geringer Investition). Im Rahmen dieser

Studie wurde eine Gasturbineneffizienz von 32 % für den Zeithorizont ab 2020 angenom-

men.

Tabelle 20: Erdgasverbrauch und Emissionen Gasturbinen für die Erdgasverdichter

I/O Einheit 4.000 / 7.000

km (2010)

4.000 / 7.000 km

(2020)

Erdgas Input MJ/MJ 3,333 3,125

Mechanische Arbeit Output MJ 1,000 1,000

Emissionen

CO2 - g/MJ 183,6 171,9

CH4 - g/MJ 0,028 0,026

N2O - g/MJ 0,009 0,008

NOx - g/MJ 1,114 1,044

Dust/PM - g/MJ 0,028 0,026

SO2 - g/MJ 0,001 0,001

NMVOC - g/MJ 0,070 0,065

CO - g/MJ 0,557 0,522

Analog zu [JEC 2013] wurde angenommen, dass die regionale Kraftstoffverteilung typi-

scherweise in der Größenordnung von 500 km liegt (Hochdruck-Erdgaspipeline) und an-

schließend lokale Verteilung über 10 km (lokale Erdgasnetz) an die Erdgastankstelle. Me-

thanverluste entlang der Verteilung von Erdgas über das Hochdrucknetz liegen nach [GEMIS

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2002] bei ca. 0,0006 % pro 100 km. Die hierfür benötigte mechanische Arbeit liegt bei etwa

0,003 MJ pro MJ Erdgas beim Einsatz einer Gasturbine mit einem Wirkungsgrad von 31%.

Der Stromverbrauch der CNG-Tankstellen beträgt 0,026 MJ pro MJ CNG in 2010 und

0,024 MJ pro MJ CNG in 2020. Der Strom wird aus dem Stromnetz bezogen.

LPG aus Erdöl/Erdgas

Neben Methan (CH4) enthalten die aus einem Erdgasfeld geförderten Gase auch Anteile von

Brenngasen wie Ethan (C2H6), Propan (C3H8) und Butan (C4H10). Bei der Erdgasaufbereitung

werden Propan und Butan abgetrennt und als LPG („Liquefied Petroleum Gas“) verkauft. Der

Energiebedarf und die Emissionen für die Produktion von LPG aus der Erdgasaufbereitung

wurden aus [ETSU 1996] abgeleitet. Die in [ETSU 1996] dargelegten Daten beziehen sich

auf den oberen Heizwert (Ho) und wurden auf den unteren Heizwert umgerechnet (Hu)24. Die

Tabelle 21 zeigt die Inputs und Outputs für die Extraktion von LPG. Der LPG-Input entspricht

dabei dem aus dem Erdgasfeld ausströmenden LPG.

Tabelle 21: Energieströme und Emissionen für die Förderung und Aufbereitung von LPG

I/O Einheit Wert

Erdgas Input MJ/MJ 0,053

LPG Input MJ/MJ 1,000

LPG Output MJ 1,000

Emissionen

CO2 - g/MJ 3,1

CH4 - g/MJ 0,015

N2O - g/MJ 0,000

NOx - g/MJ 0,009

Staub/Partikel - g/MJ 0,000

SO2 - g/MJ 0,000

NMVOC - g/MJ 0,011

CO - g/MJ 0,001

Beim Einsatz von kleinen LPG-Transportschiffen wird das LPG in komprimierter Form trans-

portiert. Beim Einsatz von großen LPG-Transportschiffen wird das LPG durch Abkühlung auf

-48°C verflüssigt und an Bord in Kryotanks gespeichert (der Siedepunkt von LPG liegt bei

einem Druck von 0,1013 MPa bei -42°C).

24 Ho (Propan) = 50,0 MJ/kg; Hu (Propan) = 46,4 MJ/kg

Seite 71 von 85

Für die Verflüssigung von LPG durch Abkühlung wird ca. 130 MJ Strom benötigt pro Tonne

LPG [ETSU 1996]. Der Strom wird aus einem mit Erdgas betriebenen Gas- und Dampfturbi-

nenkraftwerk (GuD-Kraftwerk) mit einem Wirkungsgrad von 58 % bezogen.

Im Vereinigten Königreich besteht LPG aus einer Mischung von ca. 90 % Propan (volumet-

risch) und 10 % Butan (volumetrisch) [ETSU 1996]. In Deutschland besteht LPG im Winter

zu 60 % aus Propan (vol.) und 40 % Butan (vol.) und im Sommer zu 40 % aus Propan (vol.)

und 60 % Butan (vol.). Im Verlauf eines Jahres ergibt sich in Deutschland ein durchschnittli-

cher Mix von 50% Propan und 50 % Butan (vol.). Energetisch entspricht das ca. 47 % Pro-

pan und 53 % Butan bezogen auf den unteren Heizwert (Hu) in Deutschland.

Tabelle 22: Kraftstoffeigenschaften von LPG

Einheit Propan Butan

Unterer Heizwert (Hi) MJ/kg 46,35 (1)

46,33 (2)

45,74 (1)

45,62 (2)

Dichte bei 15°C, flüssig kg/l 0,51 0,59

Zusammensetzung in Deutschland

Winter % vol. 60 40

Sommer % vol. 40 60

Mittelwert % vol. 50 50

% energetisch 47 53 (1)

Berechnet; (2)

Erdgas Mobil, 2010

Bei einem angenommenen unteren Heizwert des deutschen Propan-/Butan-Gemisches von

46,0 MJ/kg, beträgt der Stromeinsatz für die Verflüssigung ca. 0,0028 MJ pro MJ LPG. Der

Strombedarf wird typischerweise durch ein mit Erdgas betriebenes Gas- und Dampfturbinen-

Kraftwerk (GuD) mit eine Effizienz von 55 % gedeckt.

Die Transportkapazität des LPG-Schiffes „Djanet“ von Kawasaki beträgt ca. 84.000 m³ LPG

[Kawasaki 2000]. Ein anderes von Kawasaki gebautes LPG-Transportschiff, die „Grace Ri-

ver”, hat mit 79.200 m³ LPG (~45.000 t LPG) eine ähnliche Transportkapazität [Kawasaki

1/2002].

Die Mehrzahl der japanischen Häfen ist für das Entladen von solchen LPG-Transportschiffen

ausgerüstet [Kawasaki 2/2002]. Die Daten für die „Djanet“ wurden für die Berechnung der

Energieverbräuche und Emissionen in [JEC 2011] verwendet.

Seite 72 von 85

Tabelle 23: LPG-Transportschiff “Djanet“ [Kawasaki 2000]

Transportkapazität (LPG) 84.310 m³

Geschwindigkeit 16,8 kn (31 km/h)

Antriebsleistung (Kawasaki-MAN B&W 5S70MC Mk VI) 13.646 kW

Kraftstoff Schweröl (HFO)

Bei -42°C und 0,1 MPa beträgt die Dichte von Propan ca. 0,58 t pro m³. Bei -48°C und

0,1 MPa beträgt die Dichte von Propan ca. 0,59 t pro m³. Der maximal zulässige Füllfaktor

beträgt 0,98. Damit können bei einer nominalen Transportkapazität von 84,310 m³ für die

„Djanet” ca. 47.900 t LPG transportiert werden. Der spezifische Kraftstoffverbrauch der

Hauptantriebssysteme des Schiffs (ein 2-Takt-Dieselmotor) beträgt ca. 169 g pro kWh me-

chanischer Arbeit (5 %) wenn der Kraftstoff einen unteren Heizwert von 42,7 MJ/kg hat.

Damit ergibt sich ein Gesamtwirkungsgrad von 49,9 % [MAN 2003].

Für die Transportentfernung wurden zwei Optionen angenommen:

LPG aus entfernten Erdgasfeldern, Einwegdistanz für LPG-Transport per Schiff:

5.500 nautical miles (10.186 km).

LPG aus Erdgasfeldern in der Nordsee, Einwegdistanz für LPG-Transport per Schiff:

1.000 km.

Die Speicherung großer Mengen LPG in Depots erfolgt typischerweise unter kryogenen Be-

dingungen, d.h. bei < -42°C [ETSU 1996]. Darüber hinaus wurde angenommen, dass das

LPG per Lkw über eine mittlere Entfernung von 500 km zur Tankstelle transportiert wird.

Der Transport von LPG per Lkw erfolgt unter erhöhtem Druck um das LPG flüssig zu halten.

Nach [SeAH 2003] beträgt das geometrische Volumen eines LPG-Tanklastzuges ca.

43,5 m³. Bei einem maximal erlaubten Füllfaktor von 0,85 und einer LPG-Dichte von 0,5 t pro

m³ können laut Herstellerangaben ca. 18,5 t LPG auf einem LPG-Tanklastzug. Die Masse

des LPG-Tanks beträgt ca. 8,6 t.

Der angenommene, nutzlastspezifische Kraftstoffverbrauch basiert auf einem angenomme-

nen Kraftstoffverbrauch von 35 l Diesel pro 100 km. Nach [KFZ-Anzeiger 2003] hat ein Mer-

cedes-Benz Actros 1844 einen durchschnittlichen Kraftstoffverbrauch von 31,6 l Diesel pro

100 km. Das Vorgängermodell, Mercedes-Benz Actros 1843, verbrauchte 34,9 l Diesel pro

100 km. Ein anderer Lkw, der MAN TG 510 A, verbraucht laut [KFZ-Anzeiger 2001] 37,0 l

Diesel pro 100 km. Nach [ETSU 1996] lag der Kraftstoffverbrauch eines Lkws mit einer Nutz-

last von 25 t bei 32,8 l Diesel pro 100 km, was einem spezifischen Verbrauch von 0,936 MJ

pro tkm entspricht bei angenommener leerer Rückfahrt. Daher kann davon ausgegangen

werden, dass 0,936 kWh/tkm eine realistische Annahme für diese Studie darstellt.

Seite 73 von 85

Tabelle 24 zeigt den Kraftstoffverbrauch und die Emissionen eines Lkw mit einem zulässigen

Gesamtgewicht von 40 t und einer Nutzlast von ca. 27 t, wie sie typischerweise für den

Transport von LPG per Lkw eingesetzt werden. Der Lkw hat Euro 4. Die Emissionsgrenzwer-

te für Schwerlast-Lkw werden in g pro kWh mechanische Arbeit angegeben. Für die Um-

rechnung in g pro km wurde ein Zykluswirkungsgrad von 37,5 % für den Dieselmotor ange-

nommen auf der Basis von Lkw-Herstellerinformationen.

Tabelle 24: Kraftstoffverbrauch und Emissionen eines 40 t Lkws

I/O Unit Wert

Diesel Input MJ/tkm 0,936

Entfernung Output tkm 1,0000

Emissionen

CO2 - g/tkm 68,6

CH4 - g/tkm 0,005

N2O - g/tkm 0,000

NOx - g/tkm 0,341

Staub/Partikel - g/tkm 0,002

SO2 - g/tkm 0,000

NMVOC - g/tkm 0,040

CO - g/tkm 0,146

Das LPG wird vom LPG-Tanklastzug einfach durch Überströmung mit Druckdifferenz in ei-

nen stationären Drucktank umgeladen. Daher entsteht kein zusätzlicher Strombedarf für

Kompression. Es wird angenommen, dass der Stromverbrauch der LPG-Tankstelle die glei-

che ist wie bei einer typischen Diesel- oder Benzin-Tankstelle. Nach [TotalFinaElf 2002] be-

läuft sich der Stromverbrauch einer Diesel-/Benzin-Tankstelle auf ca. 0,0034 MJ pro MJ Die-

sel bzw. Benzin. Analog zu [JEC 2013] wird angenommen, dass der Strombedarf durch den

EU-Strommix (489 g CO2-Äquivalent pro kWh Strom) beträgt. Bei Nutzung des deutschen

Strommixes (laut [UBA 2010a]25 ca. 575 g CO2Äq./kWhel oder Abschätzung LBST für 2011 ca.

596 g CO2-Äquivalent/kWhel) entstünden leicht höhere THG-emissionen. Mit steigenden An-

teilen von erneuerbarem Strom im deutschen Strommix sinken die THG-Emissionen für die

Strombereitstellung in Zukunft (Abschätzung LBST auf Basis BMU-Leitszenario etwa 211 g

CO2-Äquivalent/kWhel in 2030).

LPG entsteht auch in verschiedenen Prozessen innerhalb einer Rohölraffinerie. Das LPG

25 In [UBA 2010a] werden nur die CO2–Emissionen berücksichtigt, die Emission von CH4 und N2O

könnte zu zusätzlichen THG-Emissionen von 30 g/kWhel führen

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wird aus den leichten Fraktionen der atmosphärischen Destillation; den leichten Fraktionen

bei Cracking-Prozessen (Hydro-Cracker, FCC-Cracker); den leichten Fraktionen beim Vis-

breaker oder beim Coker und als Nebenprodukt der Benzinreformierung (Erhöhung der Ok-

tanzahl) und deren nachgeschaltete Prozesse.

HDS

HDS

Atm. residue

Vaccuum residue

Visbreaker

FCC

Crude

oil

10 MtHydroCracker

H2

H2

Propane: 0.5 Mt

Atm.distillation

Isomerization

Catalyticreformer

Reformatefractionation

and hydrogenation

H2

Diesel

Heavy naphtha

Light naphtha

Visbreaker

diesel

Diesel

DieselHeating Oil

Gasoline

Visbreaker

kerosine

Kerosene

Polymerisate

Isomerate

Isomerate

FCC naphtha

Butane

iC4/nC4

To naphtha HDS

To kerosin HDS

To diesel HDS

Diesel

GasSep. plant

C4 & lighter

H2

C4 & lighter

C4 & lighter H2

Reformate

FCC naphtha

C3/C4

C1/C2

Visbreaker

NaphthaLt. naphtha

Lt. naphtha

Heavy naphtha

Source: FZJ 1994, Acurex 1996, Scanraff 2002

HDS

H2H2S

C1/C2

H2S

H2S

Vacuumdistillation

HDS

H2H2SVacuum

distillate

C4 & lighter

C4 & lighter

Diesel

Heating Oil

3.6 Mt

Gasoline

2.8 Mt

Heavy fuel oil, Bunker C:

1.1 Mt

40%

Claus plant

H2S

S: 0.041 MtVaccum gas oil (0.1-0.7% S):

0.8 Mt

Butane: 0.6 Mt

C3

Kerosene

Low sulfur fuel oil (0.1% S):

0.6 Mt

HDS

HDS

Atm. residue

Vaccuum residue

Visbreaker

FCC

Crude

oil

10 MtHydroCracker

H2

H2

Propane: 0.5 Mt

Atm.distillation

Isomerization

Catalyticreformer

Reformatefractionation

and hydrogenation

H2

Diesel

Heavy naphtha

Light naphtha

Visbreaker

diesel

Diesel

DieselHeating Oil

Gasoline

Visbreaker

kerosine

Kerosene

Polymerisate

Isomerate

Isomerate

FCC naphtha

Butane

iC4/nC4

To naphtha HDS

To kerosin HDS

To diesel HDS

Diesel

GasSep. plant

C4 & lighter

H2

C4 & lighter

C4 & lighter H2

Reformate

FCC naphtha

C3/C4

C1/C2

Visbreaker

NaphthaLt. naphtha

Lt. naphtha

Heavy naphtha

Source: FZJ 1994, Acurex 1996, Scanraff 2002

HDS

H2H2S

C1/C2

H2S

H2S

Vacuumdistillation

HDS

H2H2SVacuum

distillate

C4 & lighter

C4 & lighter

Diesel

Heating Oil

3.6 Mt

Gasoline

2.8 Mt

Heavy fuel oil, Bunker C:

1.1 Mt

40%

Claus plant

H2S

S: 0.041 MtVaccum gas oil (0.1-0.7% S):

0.8 Mt

Butane: 0.6 Mt

C3

Kerosene

Low sulfur fuel oil (0.1% S):

0.6 Mt

Abbildung 19: Rohölraffinerie

In einer Raffinerie wird Rohöl zu Benzin, Diesel, LPG und einer ganzen Reihe weiterer Pro-

dukte umgewandelt. Die Raffineriedaten sind aus [ETSU 1996] abgeleitet.

Seite 75 von 85

Tabelle 25: Energiebedarf und Emissionen von der Produktion von LPG aus der Roh-ölraffination

I/O Unit Amount

Rohöl Input MJ/MJ 1,087

LPG Output MJ 1,000

Emissionen

CO2 - g/MJ 7,0

CH4 - g/MJ 0,000

N2O - g/MJ 0,000

NOx - g/MJ 0,015

Staub/Partikel - g/MJ 0,000

SO2 - g/MJ 0,067

NMVOC - g/MJ 0,100

CO - g/MJ 0,001

Analog zu den Annahmen von [JEC 2011] für LNG wird angenommen, dass LPG per Lkw

über eine mittlere Entfernung von 500 km an die Tankstelle geliefert wird. Für den Transport

von LPG wird der gleiche Lkw angenommen wie im Fall von LPG aus der Erdgasaufberei-

tung; dito für die Annahmen zur Tankstelle.

Erneuerbare Kraftstoffe

Biomethan

Methodik

Grundlage der in dieser Studie dargestellten Ergebnisse für Biomethan sind verschiedene

Literaturstudien zu den möglichen Umwelteffekten der Produktion und Nutzung von Biome-

than als Kraftstoff [Biogasrat 2011], [CML 2001]. Die hier dargestellten THG-Emissionen

wurden auf Basis der Erneuerbaren-Energien-Richtlinie (EU RED, 2009/28/EG) bzw. der

Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung (Biokraft-NachV) erarbeitet.

Die weiteren ausgewiesenen Wirkungskategorien respektive ausgewählte Schadstoffe

(i) kumulierter Energieaufwand (KEA), (ii) Stickstoffoxide (NOX), (iii) Nichtmethankohlen-

wasserstoffe (NMHC) und (iv) Schwefeldioxid (SO2) wurden nach denselben grundsätzlichen

Bilanzierungsregeln bestimmt. Der kumulierte Energieaufwand wurde mit Hilfe der CML

[CML 2001] Wirkungsabschätzungsmethode quantifiziert. Die weiteren ausgewiesenen

Schadstoffe sind Auszüge aus den Ergebnissen der Sachbilanz der bilanzierten Biome-

thankonzepte.

Seite 76 von 85

Ergebnisse

In Tabelle 26 sind wesentliche ökologische Kennzahlen der Biomethanbereitstellung via Bio-

gas und zukünftig via Vergasung (Bio-SNG) zusammenfassend gegenübergestellt. Da Öko-

bilanzen in der Regel einzelfallbezogene Betrachtungen sind, ist die Ableitung von allgemei-

nen Aussagen zu den ausgewiesenen Kennzahlen für ganze Technologiebereiche (z.B. der

Biomethanproduktion) schwierig. Die in der Tabelle dargestellten Werte für Biomethan auf

Basis von Nawaro und Abfällen kennzeichnen im Mittel typische Anlagenkonzepte für Neu-

anlagen nach dem Stand der Technik. Das Minderungspotenzial der Treibhausgasemissio-

nen ist bei den dargestellten Pfaden v. a. von den eingesetzten Rohstoffen, der Bereitstel-

lung der Prozessenergie sowie der Höhe der Methanemissionen aus dem Konversionspro-

zess abhängig.

Tabelle 26: Übersicht ökologische Kennwerte der Biomethanbereitstellung

Annahmen und Quellen

Die im Rahmen dieser Studie betrachteten Konzepte zur Bereitstellung von Biomethan via

Biogas aus Nawaro/Gülle und aus Bioabfall werden im Folgenden überblicksartig dargestellt.

Konzept Kategorie Einheit Szenario

Strommix heute Strommix 2030

Biomethan via Biogas aus Nawaro/Gülle

THG g CO2-Äq./MJ KST 39 26

KEA nicht erneu. MJ/MJ 0,61 0,35

KEA gesamt MJ/MJ 2,99 2,80

NHMC g/MJ KST 0,01072 0,009726

NOx g/MJ KST 0.080646 0,074362

SO2 g/MJ KST 0,030723 0,020197

Biomethan via Biogas aus Bio-abfall

THG g CO2-Äq./MJ KST 29 8,9

KEA nicht erneu. MJ/MJ 0,69 0,25

KEA gesamt MJ/MJ 2,24 1,9

NHMC g/MJ KST 0,004571 0,00300

NOx g/MJ KST 0,03027 0,0203

SO2 g/MJ KST 0,02420 0,00739

Biomethan via Vergasung (SNG 380 MW)

THG g CO2-Äq./MJ KST 29 22

KEA nicht erneu. MJ/MJ 0,39 0,28

KEA gesamt MJ/MJ 2,33 2,2

NHMC g/MJ KST 0,013 0,012

NOx g/MJ KST 0,089 0,085

SO2 g/MJ KST 0,05 0,04

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Eine detailliertere Beschreibung dieser Konzepte findet sich in [Biogasrat 2011].

Bereitstellungskonzepte für Biomethan via Biogas aus Nawaro/Gülle und aus Bioabfall:

Für die Bereitstellung von Biomethan aus Nawaro/Gülle und Bioabfall wurden Konversions-

anlagen mit einer Größe von 1,2 MWel-Äq. gewählt.

In der Nawaro/Gülle Anlage wird ein Substratmix aus 64 % Mais, 8 % Getreideganzpflan-

zensilage, 8 % Gras und 20% Gülle eingesetzt.

Im Konzept zur Produktion von Biomethan auf Basis von Bioabfall werden zu jeweils 50 %

Bioabfall und Speiseabfälle bzw. Reststoffe aus der Nahrungsmittelindustrie eingesetzt. Um

den Ergebnissen für diese Konzepte einen eher konservativen Charakter zu verleihen wurde

unterstellt, dass die Anlagen komplett mit extern bereitgestellter Prozessenergie (externer

Strombezug, Wärmebezug über Erdgasheizkessel) versorgt werden. Die Methanemissionen

aus der Biogasproduktion und Aufbereitung wurden mit ca. 2 % abgeschätzt und in der Bi-

lanz berücksichtigt. Die weiteren, wesentlichen Kennwerte der betrachteten Anlagenkonzep-

te sind in der folgenden Tabelle 27 dargestellt.

Tabelle 27: Kenngrößen der betrachteten Konzepte zur Biomethanproduktion auf Ba-sis von Nawaro/Gülle und Bioabfall [Biogasrat 2011]

Einheit Biomethan aus Nawaro/Guelle

Biomethan aus Bioabfall

Substratmenge (Nawa-ro/Bioabfall) inkl. Silageverluste t/kWh

HsBiomethan 0,00099 0,00096

Güllemenge t/kWh HsBiomethan

0,00021

Transportentfernung Substrat km 15 15

Biogasmenge Nm³Biogas/a 4973317 4722262

Eigenstrombedarf BGA kWhel/kWh HsBiomethan 0,0242 0,0804

Eigenwärmebedarf BGA kWhth/kWh HsBiomethan 0,0949 0,1185

Biomethanmenge Nm³Biomethan/a 2703495 2703495

Stromverbrauch DWW kWhel/kWh HsBiomethan 0,0514 0,0488

Volllaststunden h/a 8100 8100

Bereitstellungskonzept Biomethan via Vergasung (Bio-SNG):

Der thermo-chemische Konversionsprozess von biogenen Festbrennstoffen in Biomethan

gliedert sich im Wesentlichen in die fünf Prozessschritte: (i) Trocknung, (ii) Vergasung, (iii)

Gasreinigung, (iv) Methanisierung und (v) Gasaufbereitung. Dabei wird die Biomasse nach

Seite 78 von 85

der Trocknung in einem Vergaser mit Hilfe eines Vergasungsmittels (z. B. Wasserdampf,

Sauerstoff, etc.) in Gas mit den Hauptbestandteilen CO2, CO, H2O, H2 und – je nach Verga-

sungsverfahren – CH4 umgewandelt. Da das Gas zusätzlich noch diverse Verunreinigungen

wie Partikel, Teere, Schwefelverbindungen, Stickstoffverbindungen und Halogene enthält, ist

vor der Methansynthese eine Gasreinigung notwendig. Anschließend werden Wasserstoff

und Kohlenmonoxid des gereinigten Gas im Synthesereaktor katalysatorgestützt zu Methan

und Wasser umgesetzt (Methanisierung). Um das aus der Synthese austretende, stark me-

thanreiche Gas in das Erdgasnetz einspeisen zu können, findet abschließend eine Gasauf-

bereitung statt, bei der das Gas im Wesentlichen getrocknet und von CO2 befreit wird.

Das in diesem Bericht betrachtete Konzept zur Produktion von Bio-SNG stellt eine theoreti-

sche Weiterentwicklung des am Standort Güssing demonstrierten Konzeptes dar. Das Kon-

zept ist auf eine Brennstoffwärmeleistung von 500 MW ausgelegt. Als Brennstoff werden in

diesem Konzept 65 % KUP, 25 % Waldrestholz und 10 % Getreidestroh eingesetzt. Eine

detaillierte Beschreibung des Konzeptes findet sich in [DBFZ 2009].

Synthetisches Methan aus erneuerbarem Strom (EE-Methan)

Die Wasserelektrolyse wird seit etwa 100 Jahren für die Produktion von Wasserstoff einge-

setzt. Die erste große Elektrolyseanlage wurde in Norwegen von Norsk Hydro im Jahr 1927

errichtet [Ullmann 1989]. Als Elektrolyt werden heute Kalilauge (KOH) oder Protonen leitende

Membranen (Proton Exchange Membrane – PEM) eingesetzt. Bei einer der ersten, im Jahr

1927 in Norwegen errichteten Anlage, wurde Kalilauge als Elektrolyt eingesetzt. Die alkali-

sche Elektrolyse ist auch heute die am häufigsten eingesetzte Technologie. Entwicklungen

finden aber auch auf dem Gebiet der PEM-Elektrolysetechnologie statt, z.B. entwickelt Sie-

mens derzeit PEM-Elektrolyseure im Multi-MW-Bereich [Waidhas 2011].

Der Stromverbrauch inklusive aller Hilfsaggregate (Gleichrichter, Pumpen, Kompressoren,

Steuerung, ggf. Gasaufbereitung) heute verfügbarer Elektrolyseure liegt zwischen 4,3 und

5,2 kWh pro Nm³ Wasserstoff, was bezogen auf den unteren Heizwert des erzeugten Was-

serstoffs zu einem Wirkungsgrad von 58 bis 70 % führt. In dieser Studie wurde für die Elekt-

rolyse ein Stromverbrauch von 4,5 kWh pro Nm³ Wasserstoff angenommen. Der Wasserstoff

wird mit einem Druck von mehr als 2 MPa bereitgestellt (Druckelektrolyse).

Anschließend erfolgt die Methanisierung mit CO2. Die Umsetzung von Wasserstoff zu Me-

than erfolgt über folgende Reaktion:

4 H2 + CO2 CH4 + 2 H2O (gasf.) H = -165 kJ

Die Reaktion verläuft exotherm. Die katalytische Methanisierung erfolgt bei einer Temperatur

von etwa 200 bis 400°C. Es werden Katalysatoren auf Basis von Ni oder Ru, Rh, Pt, Fe, und

Co eingesetzt [Lehner 2012].

Seite 79 von 85

Es wird angenommen, dass das CO2 aus einer Biogasaufbereitungsanlage bezogen wird.

Bei der Aufbereitung von Biogas zu reinem Methan zum Beispiel über Druckwasserwäsche

oder Druckwechseladsorption fällt CO2 mit hohem Reinheitsgrad an. In diesem Fall ist ledig-

lich eine Komprimierung des Wasserstoffs von Umgebungsdruck (0,1 MPa) auf das Druckni-

veau der Methanisierung (0,5 MPa) erforderlich. Der Stromverbrauch für die CO2-

Kompression beträgt etwa 0.04 kWh pro kg CO2. Bei einem CO2-Bedarf von etwa 0,198 kg

pro kWh Methan ergibt sich daraus ein Stromverbrauch von etwa 0.008 kWh pro kWh Me-

than für die CO2-Bereitstellung.

Tabelle 28: Input-/Output-Daten zur Produktion von Methan aus CO2 und Wasserstoff (mit CO2-Bereitstellung)

I/O Einheit CO2 aus Biogasaufbereitung

CO2 Input kg/kWh 0,198

Strom Input kWh/kWh 0.008

H2 Input kWh/kWh 1,200

CH4 Output kWh 1,000

Bei einem Wirkungsgrad von 67 % für die Elektrolyse bezogen auf den unteren Heizwert des

Wasserstoffs ergibt sich ein Gesamtwirkungsgrad von etwa 56 %, wenn das CO2 aus der

Biogasaufbereitung bezogen wird.

Im Vergleich dazu wird in [Sterner 2009] für die Produktion von synthetischem Methan aus

erneuerbarem Strom ein Wirkungsgrad von 60 % bezogen auf den unteren Heizwert ange-

geben. Dabei wird jedoch für den Elektrolyseur ein Wirkungsgrad von 75 % bezogen auf den

unteren Heizwert (Hu) angegeben. Das wären etwa 87 % bezogen auf den oberen Heizwert

(Ho). Das erscheint sehr hoch, wenn darin der Strombedarf für sämtliche Hilfsaggregate

(Pumpen, Lüfter, Gleichrichter, etc.) sowie die ohmschen Verluste im Elektrolyseblock selbst

enthalten sein sollen.

Das erzeugte Methan wird über das Erdgasnetz zu den CNG-Tankstellen transportiert. Der

Stromverbrauch der CNG-Tankstellen beträgt 0,026 MJ pro MJ CNG in 2012 und 0,024 MJ

pro MJ CNG in 2030. Der Strom wird aus dem Stromnetz bezogen.

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Anhang III: Energiesteuer für Kraftstoffe

Tabelle 29: THG-Minderungskosten für die Energiesteuervergünstigung gegenüber Otto-Kraftstoff

Kraftstoff Energiesteuer

in ct/kWh

THG- Emissionen

in g CO2-Äqu./km

THG-Minderungskosten

gegenüber Benzin

in €/t CO2-Äqu

Benzin 7,3 206 -

LPG 1,3 188 2.256

CNG 1,4

175 1.263

Biomethan aus Bioabfall 69 286

Diesel 4,7 180 547

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Seite 81 von 85

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