Also, LNG and its substitutes, i.e. LBG (Liquefied Biogas) and LMG (Liquefied Methane Gas, retrieved from stranded gas sources such as flare gas) are entering the mobility market, powering engines for heavy-duty trucks and buses in public transportation.

The use of LNG in  sea- and ocean-going vessels had been neglected, so far. From 2010 onwards, and with respect to the introduction to national bonus-malus systems (incentive programs), particularly in Scandinavia, LNG will be become interesting as fuel in marine transportation. Key drivers are NO_x emission figures, which, in fact, must be reduced by 20 in 2011, and by 80% from 2016 onwards; favouring substantially the use of clean LNG. Also, sulfur in marine fuels must be reduced from 2020 onwards to 0.1% for near shore going vessels, and to 0.5% for ocean-going vessels. On the contrary, heavy fuel oils can contain up to 4.5% sulfur, which will be converted to SO_x.

Interestingly, ferries operating at the Baltic Sea will be firstly converted towards to alternative use of LNG as fuel, favouring new “onshore” based small-scale LNG production sites. Again, LNG, the general-purpose-fuel, finds another downstream player:  ferries – sounds pretty fair to me.

Energy comes in form of, mainly, electricity, fuel, and heat; fundamental things, yet so interlinked in today’s complex world. We do need them and will need them again and again. To sing a common theme, primary energy is always created foremost through energy production that strongly depends on fossil fuels or renewables. This then may imply a sort of limitation; are fossil fuels and renewables endless? And what is the corollary? And can this limitation tamper with the nowadays-perfect dance of business, commerce and our way of spending energy? Without any doubts, we are now entering a very contentious matter by raising such questions.

Let us remember what opinions the mavens of the last decades have expressed about centralized energy production: reliable and safe energy production in tandem with exploitation and distribution of secured fossil fuel provision. It is widely believed and constantly repeated that fossil fuels is not scarce. It is with so many promises that we began to feel like the boy who plugged the dyke with his fingers, only to find out leaks breaking out all around him. Abundance is everywhere and all the time.

Centralized trivia?

The lights of the dark ages were based on firewood, turf and petroleum. Over the years we stumbled upon coal, crude oil, natural gas and even harnessed the power of the atoms. Centralized energy production was the key to successfully provide electricity to households and industrial areas alike. We were ‘smothered” with life-long promises about cheap and reliable electricity and even heat to keep households warm. Finally, and for the moment, perhaps most mysteriously, we never question the fuse of energy production and commerce. We simply rely on it. Are there any restraints related to the given centralized trivia, which, in fact, works so perfectly fine until now? Very often the argument goes that centralized energy production stifles innovation, and, consequently, competition, which goes alongside the emergence of decentralized energy production. Nothing in the argument of securing energy production, nor in the argument that most people make when talking about the subject of doing business as usual, should draw into doubt this simple point; competition, and the necessity to integrate a variety of different energy production solutions provided by variety of players.

Idea sharing?

Idea sharing is a self-propelling mechanism, which gives room to even more ideas, driving competition forward, and in case of free markets, grants contracts to secure energy production. Does that imply centralized energy production, operated by a few companies, squelches idea sharing, even competition? Hard to tell, yet currently, less than 20 mega-companies, both state and commercial-based, dictate the terms by which energy flows in our world. By centralizing power over the Earth’s energy resources, the energy companies create the very conditions that reward economies of scale, and centralization of economic activity, in many other industries.

As for today, and with the market already divided into strikingly homogenously acting monopolists, who follow the idea of protecting the given monopoly position; will if they are rational, be willing to spend the net present value of their monopoly to defend it. They are more than ready to shoot – even back.

Never aim if you are not ready to shoot

Does decentralized energy production supply key arguments to aim and shoot? Is there really a difference in business approach compared to successfully acting monopolists? Imagine the following:

You are standing at the side of the street. Your flat is on fire. You are definitely annoyed and upset because to some extend you helped start the fire. Next to you is a bucket, filled with gasoline. Most apparently, gasoline will not put out the fire.

As you ponder the overall mess, someone else comes along. In a panic mood, he grabs the bucket. Before you have a chance to tell him to stop – or before he realizes just why he should stop – the bucket is in the air. The gasoline is about to hit the already blazing flat. And the fire that the gasoline will ignite is about to ignite everything around.

The given example indicates how difficult it is to overcome commonly accepted models in nowadays world. You may not solve the energy production and distribution problem by using the same kind of approach you started that set up the problem. It may do mischief because everything around will be affected too. A gentle shift, towards a leaner, cleaner energy production and distribution is the key; starting with natural gas, that can be simply provided from a variety of sources – fossil fuel based, such as conventional natural gas, on coal mine gas and flare gas; and renewables, such as biogas and even landfill gas.

Getting started by accretion in the natural gas market

Natural gas is widely accepted as fossil fuel – with the lowest impact on greenhouse gas emissions if burned or converted to CO2. Oil produces one-third more CO2 than natural gas equivalent unit of energy produced, while coal produces two-third more CO2.  More importantly, it is fast becoming the fuel of choice for the generation of electricity. It is also increasingly being used as a fuel for transportation, which, in fact, is crucial for tomorrow’s markets. New technological breakthroughs in converting gas-to-liquids have reduced costs and brought liquids gas to a range that is competitive with traditional commodities, such as gasoline and diesel.  Without any doubt, natural gas is one of the key elements to help set up a decentralized energy production and distribution scheme – speaking globally, but acting locally.

Small-scale LMG contribution

As already pointed out in the article “Small is beautiful – LNG your life” LNG and its derivatives, such as LMG (Liquefied Methane Gas) and even LBG (Liquefied Biogas), might be the missing link between traditional commodities, i.e. coal, uranium, natural gas. Do we really need liquefied methane gas produced in small-scale quantities? Is not methane itself considered a traditional commodity?

The very beauty of small-scale LMG applications is the rapid response time between idea sharing and turn-key ready plant delivery. Response time is crucial in businesses where energy commodity prizes are becoming even more volatile in the upcoming future as today. Everything turns to be uncertain, yet energy production and distribution MUST be secured, but not by using old business models. Moreover, LMG is a respected way of energy storage and easy to transport as it will use an existing infrastructure. Small-scale LMG applications follow the philosophy of mainly off-the-shelf-components, which is an intrinsic part of doing business in the future due to small prices and increased competition. More than that, the utopia of LMG is inherently plausible because LMG is the fuel-of-all-trades, the general-purpose-fuel: it can be produced in many ways but stored and distributed in only one.

How many days left until the energy crisis?

We have pulled down the stars to our will, one may argue, why not secure energy supply, production and distribution on a global scale without incurring any crisis?

What day will be tomorrow? Someday after dawn. So will there be a crisis related to the supply, even the distribution of energy? Easy to tell, if you use the missing link between traditional and renewable energies.

Eine Auflistung von etablierten Kraftstoffe bis hin zu Kraftstoffen der 3. Generation und jensseits davon  soll Abhilfe schaffen, um der Zukunft der Kraftstoffe etwas mehr Perspektive zu verschaffen – weg von herkömmlichen Kraftstoffen.

Ottokraftstoffe (herkömmlich und bis heute, 2009, am weitesten verbreitet)

• Dichte: 0,71 bis 0,78 kg/l
• Brennwert: 42,7 bis 43,5 MJ/kg

Wichtig ist ebenfalls die Oktanzahl, an der sich die Klopffestigkeit ablesen läßt. Je höher sie ist, desto geringer die Neigung zur Selbstentzündung.

Dieselkraftstoffe (herkömmlich und bis heute, 2009, am weitesten verbreitet)

• Dichte: 0,815 bis 0.85 kg/l
• Brennwert: 42,5 MJ/kg

Entscheidend ist ebenfalls die Cetanzahl, welche die Zündfähigkeit beschreibt.

Erdgas, Compressed Natural Gas oder auch CNG (Alternativ, aber herkömmlich)

• CNG ist auf 200 bar komprimiertes Erdgas
• 1 kg CNG entspricht in etwa 1,5 l Benzin bzw. 1,3 l Diesel
• Dichte Erdgas: 0,79  bis 0,83 kg/m3
• Brennwert Erdgas: 48,5 MJ/kg

In 2009 sind offiziel über 700 Erdgastankstellen in Deutschland registriert; ca. 40.000 bivalente Erdgasfahrzeuge sind auf deutschen Strassen unterwegs.

Autogas, Liquefied Petroleum Gas oder auch LPG (Alternativ, aber herkömmlich)

• LPG ist ein Gemisch, bestehend aus Propan und Butan; ein Nebenprodukt der Mineralölförderindustrie
• Dichte: ca. 0,56 kg/m3
• Brennwert: 49 MJ/kg

In 2009 sind über 40.000 LPG Fahrzeuge in Deutschland unterwegs.

Diese herkömmlichen Kraftstoffe sind zunehmend der Konkurenz von Biokraftstoffe der ersten-, zweiten-, ab 2010 ebenfalls der dritten Generation ausgesetzt. Biokraftstoffe der 1. Generation sind in 2009 etablierte Kraftstoffe, deren Ausbreitung vor allem in Südamerika und den USA zu verzeichnen ist.

Biodiesel ist kein wirklicher Biokraftstoff der 1. Generation, sondern Rapsmethylester (RME) und – bis heute – der einzig genormte Biokraftstoff. Er wird vorwiegend in Deutschland aus Raps gewonnen.

• Dichte: 0,88 kg/l
• Brennwert: 37,1 MJ/kg

Zwischen 2000 und 2009 stieg die Biodieselerzeugung in Deutschland von ca. 0.3 Millionen auf über 5 Millionen Tonnen an.

Bioethanol der 1. Generation wird vorwiegend in Deutschland herkömmlichen Ottokraftstoffen beigemischt. Benzin der Sorte E85 besteht zu 85% aus Ethanol und 15% aus Benzin. Die jährliche Produktion von Bioethanol in Deutschland in 2008 betrug ca. 0,5 Millionen Tonnen. und wird sich bis 2014 auf ca. 1,1 Millonen Tonnen stabilisieren; die Herstellung erfolgt ausschließlich aus Getreide und Zuckerrüben.  In den USA, Schweden und vor allem in Brasilien ist Bioethanol weit verbreitet. Die brasilianische Herstllung, vorwiegend aus Zuckerrohr, ist um fast die Hälfte billiger im Vergleich zu der deutschen Produktion.

Biogas der 1. Generation wird aus aufbereiteten Erdgas gewonnen, welches auf 200 bar komprimiert wird. Entscheidener Vorteil gegenüber Biodiesel ist der höhere Energieertrag, 178 GJ/ha im Vergleich zu 51 GJ/ha. Dichten und Brennwerte von Biogas entsprechen den Werten von Erdgas.

Biokraftstoffe der 2. Generation sind eine konsequente Weiterentwicklung von Fischer-Tropsch- als auch Pyroloyseverfahren, mit dem konsquenten Ziel durch großtechnische Anlagen Rohstoffabhängigkeiten zu minimieren. Kommerzielle Anlagen werden sich aber bis 2010 nicht etablieren.

Biomass-to-Liquid (BtL) werden Biokraftstoffe der 2. Generation bezeichnet, um z.B. Dieselkrafstoffe aus Biomasse herzustellen. Die Firma Choren aus Freiberg/Sachsen hat ein Verfahren entwicklelt, um Biomasse (Holz, Stroh, Reststoffe, etc.) in einem mehrstufigen Prozess in ein Synthesegas zu überführen, welches dann in einem weiterentwickeltenFischer-Tropsch-Verfahren zu hochwertigen Biokraftstoffen umgewandelt wird. Entscheidende Vorteile sind dabei:

• hohe Energieerträge, bis zu 140 GJ/ha
• gute CO2-Bilanz
• breite Rohstoffbasis
• hohe Kraftstoffqualität, Dichte: 0,76 bis 0,79 kg/l sowie ein Brennwert von ca. 44 MJ/kg

Die erste Großversuchsanlage mit einer Produktionskapazität von 200.000 t/a wird Ende 2009, Anfang 2010 in Freiberg anlaufen.

BtL-Pyrolyseverfahren sollen ebenfalls Biokraftstoffe der 2. Generation erzeugen.Bei der Flash-Pyrolyse wird Biomasse unter Sauerstoffausschluss sehr schnell erhitztz (ca. 480°C) und das entstehende Pyrolyseprodukt schnell abgekühlt und kondensiert zu einer rötlich-braunen Flüssigkeit (Slurry) mit etwa der Hälfte des Heizwertes von konventionellen Heizöls. Das Forschungszentrum Karlsruhe ist bis 2010 mit dem Aufbau und Weiterführung einer Pilotanlage beschäftigt.

Bioethanol der 2. Generation wird aus Alkohol aus Lignozellulose (Stroh, Holz, Rinde, landwirtschaftliche Abfälle) in mehrstufigen thermischen, chemischen und enzymatischen Verfahren in Glucose aufgebrochen und fermentiert. Forschungsschwerpunkte liegen vor allem in Kanada, Schweden und den USA.

Biokrafstoffe der 3. Generation auf der Basis von Methan werden sich ab 2010 zunehmend etablieren. Ihre Herstellung erfolgt aus Deponiegas und vor allem Biogas, welche gereinigt und anschließend verflüssigt werden zu Liquefied Methane Gas (LMG), respektive zu Liquefied Biogas (LBG). Vorteile gegenüber Biogas(e) der 1. Generation, die als CNG – bis 200 bar komprimiert – bereits Anwendung finden, sind:

• 2,3-fache höhere Energiedichte
• höhere Wirtschaftlichkeit, ab Entfernungen  über 100 km
• Verwendung als Energiespeicher

Biokraftstoffe der übernächsten Generation werden sich gegen krafstofflose Fahrzeuge behaupten müssen. Elektroautos, heute noch ein Nischenprodukt, werden zunehmend wirtschaftlich attraktiv. Biokraftstoffe werden ab nicht verschwinden, ihre Erzeugung wird generationsübergreifend sein; dazukommen werden aber Wasserstoff – für die Anwendung von Brennstoffzellen und Algen – für die Erzeugung von Bioethanol, als auch Biogas. Was werden wir in der Zukunft tanken? Stellt man diese Frage im Jahre 2020, werden die Antworten vielfälltig sein.

Originally, starting in the 1960ies, liquefied methane gas, or more precisely Liquefied Natural Gas (LNG), is related to the process of liquefying natural gas, found mostly at remote areas. The gases will be pretreated, processed, cooled and stored as LNG; awaiting to be shipped to energy hungry markets, i.e. the US, Europe and Asia. Big piles of money and efforts are established; equipments are designed and moved to set up base-load LNG plants and everything related to it.

Since the 1990ies, liquefaction technologies retrieved from base-load LNG plants were used and down-sized to carve a new market niche: Small-scale LNG. Intentionally, Norway, among others, was pioneering the set-up of several small-scale LNG plants, driven by several decision, i.e. remotely placed industrial and private customers, introduction of leaner, less CO2 emitting, technologies compared to heavy oil and, of course, diversifying the existing energy market.

Since the new millennium, size matters even more and small-scale LNG plant became even smaller; now called mini-LNG, creating and carving new markets with a plethora of possibilities and difficulties to deal with. New gas sources, i.e. biogas, landfill gas, even coal bed methane gas became interesting for liquefaction and distribution. Shortcuts like liquefied biogas (LBG) and liquefied methane gas (LMG) were introduced and became pending slogans.

If not considering LMG produced from small-scale and mini-LNG plants seriously at the present, the future may show on thing: The cruel comes and go, like cities and thrones and power, leaving their ruins behind. They had no permanence. Who is the cruel, who is to blame? Certainly, the cruel is considered to be rather ignorant than cruel, driven by blindness towards a more decentralized energy provision including many players, even teams, arbitrators and, of course, different play grounds, i.e. solar, wind, geothermal energy, water and biomass. The latter contributes to produces biogas, which, in fact, will be processed to LNG/LBG/LMG – the missing link. Are you ready to LNG your life and the life of others?

Weiter nachgefragt lässt sich feststellen, dass LBG/LMG im Fahrzeugbereich einsetzbar ist. Erste Beispiele aus England und den USA zeigen, daß LMG, aus Deponiegasen im Transportbereich von den Kunden angenommen wird. Um soweit zu kommen, bedarf es Technologien, um diese Gase von CO2, Schwefel, Wasser, Stickstoff, Sauerstoff, und vielen anderen zu reinigen, zu komprimieren, zu verflüssigen und dann vor Ort zu lagern. Dabei muss Elektroenergie aufgewendet werden, im Bereich von 0.7 bis 1.5 kWh/kg produziertes LBG/LMG für die gesamte Anlage. Ein m³ LGB/LMG im Lagertank entspricht dabei 600 Nm³ (Normalkubikmeter, bezogen auf 1 bar und 0°C) gereinigtes Gas mit einem mittleren Brennwert von rund 10 kWh/Nm³ .

Der Transport von LBG/LMG erfolgt in Kältetanks auf LKWs, welche bis zu 50 m³ LBG/LMG (äquivalent zu rund 30 000 Nm³ Gas) aufnehmen können. Die Argumente für den Umstieg von CNG (Compressed Natural Gas) auf LBG/LMG kommen jetzt in Spiel. Ab einer Reichweite von 100 km spricht die hohe Energiedichte für den Einsatz von LBG/LMG.

Ebenfalls kann an einer existierenden CNG Tankstelle, aus LMG mit niedrigem Elektroenergieaufwand CNG, oder, um den richtigen Terminus zu bewahren CMG (Compressed Methane Gas), hergestellt und vertrieben werden. Fahrzeuge, vor allem im Schwerlasttransport sind vorzugsweise als Zielgruppe angesehen, wenn es um den direkten Einsatz von LBG/LMG geht.

Die oben angeführten Beispiele aus England und den USA zeigen den möglichen Weg in die richtige Richtung, um aus Abfällen Energie für den Transportsektor zu erzeugen. Projekte dieser Größenordnung werden auch als Mini LNG Anlagen bezeichnet. Der Vorbehandlungsprozess kann abhängig vom Anwendungsfall als Kombination aus drucklosen Aminwäschen sowie nachgeschalteten Adsorptionskolonnen, oder als reine Adsorptionanlage ausgelegt werden. Die Reinheitsparameter vor der Verflüssigung sind dabei strikt einzuhalten, um ein Zufrieren der Wärmewechsler (vorwiegend durch CO2 und Wasser) und Korrosionsprobleme zu vermeiden. Die vorgeschriebenen Maximalwerte für nicht erwünschte Gasbestandteile für LBG respektive LMG sind dabei:

• CO2: 50 ppm (0.005 Mol-%)
• Schwefel: 4 ppm
• Wasser: 1 ppm (0.0001 Mol-%)
• Stickstoff: 1 Mol-%
• Sauerstoff: 1 Mol-%

Anfallende Restgase aus den Regenerierungsprozessen werden zur Deckung des Energiebedarfs der Anlage verstromt. Verflüssigungsanlagen der Größenordnung bis 15 Tonnen LBG/LMG pro Tag (äquivalent zu rund 22 000 Nm³ gereinigtes Gas pro Tag) basiert auf einem Gemisch von Kohlenwasserstoffen sowie Stickstoff (als Kältmemittel), welches fortwährend komprimiert, in Zweiphasenströme aufgetrennt, entspannt und verdampft wird.

Innerhalb dieser Parameter wird das Kühlmittel über eine Anordnung von gewöhnlichen Plattenwärmewechslern genutzt, um das gereinigte Gas auf bis zu -163°C herunterzukühlen. Gasseitig sind dabei Drücke von bis zu 30 bar notwendig. Das Novum der Konzeptes der Mini LNG Anlagen muss daher der konsequente Einsatz von Standardkomponenten bestehen, um die Investitionskosten und Anlagenlieferzeiten niedrig zu halten.

Können Sie sich vorstellen, mit LBG/LMG aus Biogas oder Abfällen ihr Auto, LKW oder Bus anzutreiben? Ja, ich auch, nur noch nicht jetzt.