Year: 2015

토요타자동차를 비롯한 일본 자동차회사들의 내연기관 열효율 높이기가 가속화되고 있다. 토요타자동차는 내연기관의 열효율을 높이면서 하이브리드 시스템을 동원해 연비 성능을 높이고 유해 배기가스를 줄이는 노력을 해왔다. 여전히 주류 파워트레인으로 자리매김한 것은 아니지만 오늘날 전 세계 메이저 양산 업체들은 물론이고 프리미엄 메이커들까지 하이브리드는 필수가 되어 있다. 그러자 토요타는 다시 내연기관 열효율 높이기에 나섰다. 따라 오면 앞서가겠다는 것이다. 토요타를 중심으로 한 일본 자동차회사들의 내연기관 기술 개발 움직임에 대해 짚어 본다. ‘ 일본 자동차 8사가 공동으로 환경 부하가 적은 자동차용 엔진의 기초 연구에 나선다. 디젤 엔진의 이산화탄소 배출량을 2020년까지 2010년 대비 30% 저감하는 연소 기술 등을 개발하고 성과는 각사가 가솔린차도 포함해 실용화에 나서기로 했다. 2014년 5월 19일 일본 승용차 8사와 일본자동차연구소가 공동으로 내연기관의 효율성 제고를 위해 새로운 조합을 결성했다. AICE(Association of Internal Combustion Engine: 자동차용 내연기관 엔진 기술 조합)이라는 단체가 그것이다. 글로벌 시장의 경쟁을 위해 연비개선에 관련한 혁신이 반드시 필요하다는 생각에서 시작된 것이다. 일본 자동차회사들은 대학등과 제휴해 환경성능에서 경쟁하고 있는 유럽 메이커들에 대응해 나가기로 했다. 내연기관이 등장한 것은 1886년으로 130년이 지났다. 그 동안 기술 발전을 통해 가솔린 엔진은 38%, 디젤 엔진은 42%의 열효율을 발휘하고 있다. 앞으로 10년 동안 50% 수준으로 높아질 것으로 전망되고 있다. AICE의 발족은 지금까지 전동화 등 엔진 이외의 부분에서의 연비 향상에 힘을 들여 온 일본 자동차회사들이 공동으로 엔진 자체의 개량에 본격적으로 힘을 쏟겠다는 것을 의미한다. 하이브리드카끼리의 연비 경쟁이 심해진 데 더해 내연기관 엔진을 사용하는 자동차의 연비 향상이 글로벌 시장에서 큰 도전과제가 되어있다는 것을 의식한 결과다. 이에 앞서 토요타자동차는 지난 2014년 4월 10일 동경 본사에서 연소 개량 등에 의해 기존 엔진보다 10% 이상의 연비 향상을 실현하는 신 개발 엔진의 기술 설명회를 열었다. 근 미래에 출시 예정인 ‘파소’ 등에 탑재할 1리터와 1.3리터 가솔린 엔진의 성능과 기구 등 제반 사항을 발표했다. 또한 2015년까지 모두 14개 종류의 새로운 엔진을 글로벌 시장에 투입할 계획이라고 덧붙였다. 14기종의 투입이 완료되면 전 세계에서 판매되는 토요타차의 약 30%가 새로운 엔진군이 될 것으로 예측했다. 또한 14기의 새로운 엔진 시리즈에는 자연흡기 가솔린 엔진 외 과급기용 가솔린, 그리고 디젤과 하이브리드차 용의 엔진도 포함되어 있다고 설명했다. 우선 1리터급 소 배기량 가솔린 엔진 두 종류를 출시하고 2015년까지 최대 5리터까지 모두 14기종을 내놓게 된다. 하이브리드카에 더해 기존 내연기관 엔진차의 연비도 높여 에코카의ㅣ 폭을 확대해 나간다. 개발도상국과 하이브리드카의 보급률이 낮은 유럽등에서 판매 경쟁을 높이기 위함이다. 하이브리드용 엔진에서 사용되고 있는 열효율이 높은 연소방식을 일반 엔진에도 활용한다. 연료가 연소되는 속도를 높이고 연소불량을 억제하는 기술을 사용하는 등의 기술에 의해 38%의 열효율을 실현했다. 적은 연료로 동력을 살리기 때문에 연비가 좋아진다. 아이들링 방지 기능 등과 조합하면 연비가 최대 약 30% 향상된다. 토요타는 지금까지 하이브리드를 축으로 연비 개선을 추진해 왔다. 토요타의 일본 내 판매대수에서 하이브리드의 비율은 약 40%. 그에 비해 글로벌 판매대수에서는 10% 정도에 그치고 있다. 글로벌 시장에서 경쟁하기 위해서는 내연기관 자체의 개선이 필요하다는 생각을 갖게 된 이유다. 엔진의 개량은 하이브리드의 성능 향상에도 연결된다. 토요타는 2015년에는 프리우스의 차기 모델을 출시할 예정이다. 이번 엔진 기술은 하이브리드 시스템과 조합되는 것도 가능해 머지 않아 리터당 연비를 32.6km에서 40km까지 끌어 올릴 수 있을 것으로 전망하고 있다. 한편 일본자동차회사들의 이런 움직임은 미국시장에서 디젤 차에 대한 관심이 높아지고 있는 것도 작용한 것으로 보인다. 최근 들어 디젤 자동차가 미국 운전자들 사이에서 인기가 많아지고 있다. 다만 디젤 엔진이 연료소비를 최고 30% 까지 저감할 수 있음에도 불구하고 디젤 연료 가격의 큰 변동 폭은 디젤 자동차를 사고자하는 소비자들이 구매를 주저하고 있다는 것이 미국의 현실이다. 기본적으로 경유가격이 가솔린 가격보다 비싼데다가 일정하지 않은 가격대가 걸림돌이라는 것이다. 2013년 4/4분기와 2014년 1/4분기 디젤 1배럴의 가격은 119$~130$였다. 이에 비해 가솔린 1배럴의 가격은 99$까지 낮아지기도 했다. 미국에서 디젤 1갤런은 가솔린 1갤런보다 8센트의 세금이 더 붙는다. 약 3분의 1 정도의 미국 주들은 디젤에 추가적 세금을 부과한다. 부과되는 추가적 세금의 양은 각 주별로 다양하다. 디젤은 전통적으로 거의 대부분 상업 자동차에서 이용되었기 때문에 정치인들이 디젤에 세금을 부과하기가 더 쉬운 것이 미국의 현실이다. 이런 상황이 디젤 차 판매를 예측할 수 없고 불확실한 것으로 만들고 있다. 미국에서는 지역에 따라 차이가 있지만 같은 날 가솔린의 가격은 내려가는데 디젤 1갤런의 가격은 올라가기도 한다. 그래서 소비자들은 디젤 가격에 대해 불신이 있다. 그럼에도 불구하고 자동차 제조회사들, 공급회사들과 다른 기업들로 구성된 산업 그룹인 미국의 디젤기술포럼(the Diesel Technology Forum)은 미국 시장에서 현재 6%의 점유율을 갖고 있는 디젤 자동차가 2020년에는 3% 상승해 9%의 점유율을 갖게 될 것이라고 전망했다. 그런 전망을 가능하게 하는 것은 2016년까지 40종류의 새로운 디젤 자동차가 출시된다. 클린 디젤 엔진의 등장과 함께 기름 덜 먹고 유해 배기가스 배출이 적은 디젤차에 대한 관심이 높아지고 있는 것이 배경이다. 여기에 미국 석유 정유업계들이 전 세계적 수요가 높아짐에 따라 더 많은 디젤을 생산하기 위해 공격적으로 투자하고 있다. 미국의 정유업계의 입장은 디젤이 가솔린보다 더 꾸준한 수익성이 있다고 판단하고 있다. 지금 세계적으로 디젤 연료의 생산량이 가솔린보다 많아졌다. 그만큼 수익성을 기대할 수 있다는 이야기다. 이는 자동차 이 외에도 건설 및 건설기계, 그리고 전력 생산 등을 위한 경유의 수요가 증가하고 있기 때문이다. 무역을 위한 대형 화물선의 증가도 한 몫을 하고 있다. 결국 시장에 따라 다른 수요가 있고 그에 대응하지 않으면 안되는 상황에서 디젤이 장기인 유럽 메이커들이 하이브리드카를 생산하듯이 일본 메이커들도 디젤 등 내연기관에 대한 관심이 높아질 수밖에 없게 된 것이다. http://www.global-autonews.com/board/view.php3?table=bd_008&gubun=1&idx=10322

다운사이징. 거역할 수 없는 대세다. 그 배경이 어떻게 됐든 연료를 저감하고 유해 배기가스의 배출을 줄이는 것은 이 시대의 화두가 되어 있다. 2013년 기준 글로벌 10대 자동차회사들 중 현대기아차그룹만이 유일하게 다운사이징 대열에 참가하지 않고 있다. 하지만 오늘날은 모터스포츠의 최고봉인 F1그랑프리 현장에서도 다운사이징이 진행되고 있다. 자동차 경주장에서도 내연기관만이 아닌 하이브리드 시스템까지 등장하며 새로운 양상이 전개되고 있는 것이다.

차체 경량화와 소형화, 낮은 배기량 엔진의 탑재. 다운사이징(Downsizing)의 요체다. 여기에 엔진 회전수를 낮추는 다운스피딩(Downspeeding)까지 오늘날 자동차회사들은 파워트레인의 효율성을 높이기 위해 다양한 방안을 강구하고 있다.

1970년대 두 차례 석유파동으로 일본 메이커들이 중 저 배기량의 ‘연료 소모가 적은’ 차에 집중했었다. 그 결과 1980년 일본은 70년 자동차 대국 미국을 제치고 자동차생산 1위국의 지위에 올랐었다. 일본 메이커들의 현지 생산 전략으로 1993년 다시 미국이 세계 1위로 복귀했다. 그 내용은 달랐다. 미국산 일본차로 인한 것이었다.

어쨌거나 시대의 흐름을 제대로 읽은 일본 메이커들은 이후 세계 시장을 지배하고 있다. 2013년 전 세계 자동차 판매 8,230만대 중 2,666만대가 Made by Japan이었다. 일본 내 생산 991만대, 해외 생산 일본차 1,675여만대 등이었다.

2003년 미국의 이라크 침공은 또 다시 석유를 최대의 화두로 끌어 올렸다. 미국의 석유재벌들은 100년 동안 벌 돈을 3년 동안 다 벌었다는 이야기가 나올 정도로 그 효과는 지대했다. 하지만 그로 인해 대 배기량차에 의존해 온 미국의 자동차회사들은 파산보호신청을 하기에 이르렀다. 결국 미국 정부가 되살려 내는 절차를 밟을 수밖에 없었다. 부시는 석유업계에는 구세주였지만 자동차업계에는 역적 중 역적이었다. 어쨌거나 자동차를 산업화하며 세계를 호령하던 미국 자동차회사의 파산은 여러가지 시사하는 바가 많았다.

그러는 사이 덕을 본 것이 한국차였다. 배럴당 200달러까지 육박했다가 지금은 80달러 선에서 안정세를 유지하고 있지만 연료소모를 줄여야 하는 것은 최대의 과제가 되었다. 그때까지는 일본차가 품질 좋고 연료소모가 적은 차의 지위를 공고히 하고 있었다. 하지만 미국시장 소비자들은 좀 더 색다른 차를 찾게 되었고 그 때 눈에 들어 온 것이 현대기아차였다. 일본으로부터 차만들기를 배운 한국 메이커들의 제품이 그들의 구매 리스트에 오르게 되었다.

그것은 현대기아차그룹이 세계 5위에 오르게 되는 결과를 낳았다. 2009년 464만 1,968대부터 시작해 2010년 573만 9,557대, 2011년 659만 1,027대, 2012년 712만 2,1270대로 해마다 100만대씩의 판매 증가하며 세계 시장에 그 존재감을 확실히 드러냈다.

시대를 관통하는 것은 ‘기름 덜 먹는 차’다. 효율성이라는 단어로 대변되는 이 현상은 다른 측면으로도 해석된다. 앞으로 자동차 판매 증가는 개발도상국이 주도할 것이기 때문에 그 시장에서 먹히는 모델들은 연비성능이 좋은 중저 배기량차여야 한다는 것이다. 다운사이징을 통해 기름 덜 먹고 유해 배기가스 배출이 적은 차에 집중해야 한다는 얘기이다.

그런 현상은 모터스포츠의 장이라고 해서 예외가 아니다. F1그랑프리는 2014년 시즌부터 엔진이 1.6리터 V6 직분 터보로 통일 됐다. F1 그랑프리의 엔진은 1890년대 초에는 3.5리터 자연흡기나 1.5리터 터보차저 중 선택할 수 있었다. 당시 혼다가 CVCC엔진 개발의 노하우를 발휘해 1.5리터 V6 터보차저 엔진을 맥라렌 혼다팀의 머신에 탑재해 시대를 풍미했었다.

F1 경기는 한 경기당 사용하는 연료의 량을 제한한다. 1984년에 그때까지 250리터에서 200리터로 낮추었고 1986년에는 195리터, 1988년에는 150리터로 제한됐다. 터보차저의 과급압도 1987년에 4bar에 이하, 1988년에는 2.5bar 이하로 낮추었다. 하지만 1989년부터는 터보차저 사용이 금지되었고 1995년부터 배기량이 3리터로 제한되었고 2006년부터는 2.4리터 V8로 통일되었다.

유해 배기가스 배출 저감을 위한 노력도 그에 못지 않다. 2009년에는 하이브리드 시스템의 일종인 KERS(Kinetic Energy Recovery System)를 도입했다. 브레이크에서 발생하는 열을 동력 에너지로 저장하는 기술이다. F1 머신이 KERS를 장착했을 경우 드라이버가 레이스 도중 버튼을 누르면 약 6초간 약 80마력의 출력이 증강된다. 급가속이 필요하거나 순간적으로 추월을 하고자 할 때 사용한다. 당시에는 의무 부착은 아니었으나 2011년부터는 모든 머신에 채용하게 됐다.

2014년 시즌에는 또 변화가 있다. 1.6리터 V6 직분 싱글 터보에 ERS(Energy Recovery System)라고 하는 새로운 하이브리드 시스템이 탑재되어 있다. KERS는 운동 에너지를 사용해 발전해 약 80마력의 추가 동력을 약 6초간 발생하는데 대해 ERS는 운동 에너지에 더해 열 에너지도 이용한다. 회수할 수 있는 에너지 양도 두 배 이상으로 늘어나 약 160ps의 추가 동력을 약 33초간 사용할 수 있다.

여기에 2014년부터는 한 경기에 사용되는 연료는 중량으로 100kg(약 130리터), 연료유량은 100kg/h으로 제한됐다. 일부에서는 이 기준이 폐기될 것이라고 하는 얘기가 있었으나 FIA는 결코 그런 일은 없을 것이라고 못 박았다. 그로 인해 총량적으로나 순간적으로나 연료공급량을 늘려 엔진 파워를 끌어 올릴 수는 없다. 그럼에도 ERS와 조합한 파워 유닛의 순간적인 토크는 2.4리터 V8 시대보다 더 커졌다고 한다.

F1에서의 이런 규제의 변화는 그동안 자동차회사들의 참여에 적지 않은 영향을 미쳐왔다. 해당 부문의 기술력이 부족할 경우 철수 할 수밖에 없었던 것이다. 그런 면에서 지금의 상황은 하이브리드 시스템을 비롯한 에너지 관리 기술에 노하우가 있을 경우 다시 F1의 문을 두드릴 수 있게 됐다고 할 수 있다. 토요타와 혼다가 F1에 복귀하는 것도 그러 맥락에서 이해할 수 있다.

터빈을 전기모터로 돌려 터보랙을 해소한다고 하는 전동 터보도 일부 자동차회사들이 수년 전부터 실차 적용을 위한 기술 개발을 해 왔다. 그 시판 버전 아우디 RS5 TDI컨셉트카가 최근 등장해 주목을 끌고 있다. 아우디의 3.0리터 V6 터보 디젤 TDI의 최신 버전은 두 개의 터보차저를 채용하고 있다. RS5 TDI는 거기에 전동 터보를 추가해 모두 세 개의 터보차저를 채용하고 있다. 두 개의 터보가 작동하기까지의 터보랙을 전동 터보로 해소한다고 하는 아이디어다. 전동 터보는 일반적인 터보의 터빈 휠에 더해 모터를 사용한다. 모터는 리튬 이온 배터리로 가동해 컴프레서 휠을 100분의 1초 사이에 7만 rpm이상으로 돌린다. RS5 TDI는 최고출력 385ps, 최대토크 76.5kgm를 발휘한다. 0-100km/h 가속성능은 4초, 최고속도 280km/h. 유럽 복합모드 연비는 18.9km/리터, 이산화탄소 배출량 140g/km.

메르세데스 벤츠와 르노자동차도 전동 터보 기술 부문에서 이미 많은 노하우를 축적하고 있다. F1 그랑프리를 통해 그들의 기술력을 입증해 보이고 그것을 시판차에 적용한다고 하는 피드백 기능을 살려내고 있는 것이다.

하이브리드는 단순히 병렬, 혹은 직병렬식 이외에도 아이들링 스톱부터 KERS, ERS에 이르기까지 다양한 형태로 등장하고 있다. 다운사이징으로 대변되는 효율성의 추구는 모터스포츠의 장에서도 예외가 아니다. 그것이 모터스포츠의 최고봉인 F1 그랑프리를 통해 성능과 효율성을 입증되고 다시 시판차로 피드백되고 있다.

시판차의 경우 양산, 프리미엄 모두 여전히 품질과 연비가 최대의 화두다. 그것을 해결하기 위한 다운사이징은 피할 수 없다. 2013년 토요타를 필두로 폭스바겐, GM이 1,000만대 대열에 들어섰고 르노닛산 그룹도 826만대에서 1,000만대를 향해 돌진하고 있다. 메이커별 연간 1,000만대 시대는 피할 수 없는 과제다. 2012년 700만대를 넘어선 현대기아차 그룹이 1,000만대 시대를 열기 위해 다운사이징은 반드시 해결해야 할 숙제다. 지금 글로벌 자동차회사들의 순위는 효율성을 높일 수 있느냐 하는 기술력에 따라 달라질 수 있는 환경에 놓여 있다.

http://www.global-autonews.com/board/view.php3?table=bd_008&gubun=1&idx=10321

The United States is awash in shale oil. Iran, once OPEC’s second-largest producer, is slowly ramping up production. Oil consumption in the Western world has been flat since the 2008 financial crisis. The “peak oil” theory has pretty much vanished, along with The Oil Drum, the bible of peak oil believers. Rest in peace. Or turn in your grave – because the price of oil tell a different story. On the New York Mercantile Exchange, crude oil futures are up 13 percent over one year. Since 2009, they have climbed every year except 2012. In Europe, the Brent crude futures are flat for the year after rising three years in a row. Brent, the de facto global benchmark, trades at about $113 (U.S.) a barrel. West Texas Intermediate, the North American benchmark, is at $106. For the sake of argument, let’s say the world is valuing oil at $110. With the abundance of shale oil in the United States – hundreds of billions of barrels (in theory) – you would think the price would be less as the United States challenges Saudi Arabia for top producer status. While the oil forecasters were pumping out bearish calls, the market itself has stuck to its triple-digit price outlook. Oil buyers know that prices can’t go into gradual, long-term decline, or even stay flat, when the world’s conventional oil fields are in decline. Exotic production – shale deposits, oil sands, biofuels, natural gas liquids – are supposed to fill the gap. But this so-called unconventional production is expensive and probably insufficient to cover the drop off in cheap, conventional production. Prices will rise to the point that demand will have to level off or fall. The “peak oil” and “peak demand” theories are really opposite sides of the same coin. Shale Oil Exploration Richard Miller, the former BP geochemist turned independent oil consultant, delivered a sobering lecture at University College London that laid out the case for dwindling future oil supply. His talk was based on published data from the U.S. Energy Information Agency, the International Energy Agency, the International Monetary Fund and other official sources. The data leave no doubt that the inexpensive oil is vanishing quickly. Conventional oil production peaked in 2008 at about 70 million barrels a day and is slowly declining. Saudi Arabia pumps about 10 million barrels a day. The math says a new Saudi Arabia has to be found every three years to offset the conventional oil drop off. Good luck. That’s why the Russians, Canadians and Americans are so eager to lock up the Arctic. It’s hoped that the Arctic may contain vast new oil reserves. About one-quarter of conventional production comes from the 20 biggest fields and most of them are in decline, some precipitously. North Sea oil production peaked at 4.5-million barrels a day in 1999. This year’s production is forecast at between 1.2 million and 1.4 million barrels a day. The so-called Forties field, the North Sea’s biggest, has been losing 9 per cent a year for more than 20 years. Ditto two other North Sea biggies – Brent and Ninian. Great Britain shed its status as an energy powerhouse about a decade ago, when it became a net energy importer. Last year, Britain spent almost £22 billion ($38 billion) buying foreign oil, natural gas and coal. Repeat this phenomena all over the world, from Mexico to Indonesia. Indonesia’s oil production has been in steady decline since the mid-1990s, and the country has gone from oil exporter to importer, at which point it got kicked out of the Organization of Petroleum Exporting Countries. While new exploration and technologies will extend the life of some of the gasping old fields, the long-term downward trend is intact. Conventional fields are running out of steam just as world demand is starting to climb, which can only put upward pressure on prices. The International Energy Association (IEA) estimates that oil demand will rise by 1.2 million barrels a day in 2014, or 1.3 percent, to 92.4 million barrels. The increase is driven by increased economic activity in the developed world and ever-rising demand in China and in other countries in the developing world. China is willing to pay almost any price for oil because oil drives its growth more than it does in the West, where energy use is less intensive per unit of economic output. China has also developed a love affair with traffic jams. The number of cars and motorbikes in China increased twenty fold between 2000 and 2010. It is forecast to double again in the next 20 years. The oil shills, the tech geeks and most, but not all, oil companies would have you believe that non-conventional energy will fill the gap as the cheap, easy-to-pump oil heads gently into the night. It might, but at what price and cost to the environment? Or it might not at any price. Deep-sea production is monstrously expensive and risky, as BP found out when its Macondo well in the Gulf of Mexico blew up. The Alberta oil sands also spew out more carbon dioxide than conventional production. Most biofuels, such as U.S. corn-based ethanol, are taxpayer-subsidized economic horror shows with dubious environmental benefits. The peak oil crowd has thinned out, to be sure, but it won’t disappear. U.S. shale oil doesn’t mean oil is about to become cheap and plentiful. The fall off in conventional oil production is real, and scary. http://peakoil.com/production/conventional-oil-production

HOUSTON — Though natural gas is abundant in the U.S., whether it can serve as a financially viable transportation fuel is a difficult question to answer.

Commercial fleet operators from across the country this week are in Houston discussing the economics of natural gas, which often is touted as a less expensive, cleaner-burning alternative to gasoline.

But industry officials at the Natural Gas Vehicles USA conference say despite their hopes for natural gas, converting fleets to run on the fuel isn’t always easy. Though the fuel has its advantages, the finances of making it work for fleets don’t always add up.

“There needs to be some changes in the cost model,” said Bill Bliem, senior vice president of fleet services at NFI Industries, a New Jersey-based logistics company. “Right now, we’re doing it solely for sustainability. We’re not saving any money. I’m glad to hear we’re not the only one struggling with fuel mileage.”

Bliem said his company has about 2,000 trailers on the road, including nearly 30 that run on compressed or liquefied natural gas. But given the huge expense of natural gas vehicle infrastructure, trucks have to put on a lot of mileage to achieve substantial savings over gasoline or diesel.

NFI trucks serving California, for example, aren’t driving enough miles to compensate for the higher cost of the vehicles. Meanwhile, the company is getting about 9 percent less fuel economy with natural gas than it initially expected when it was calculating whether to invest in the technology, Bliem said.

Indeed, natural gas experts say that while savings from compressed natural gas eventually add up, they might not happen as quickly as some might hope.

“The payback around CNG is challenging,” said Brad Hoffelt, senior vice president and general manager of products and services at GE Capital. “It’s challenging just on the vehicle infrastructure, and if you provide fueling infrastructure as well, it’s particularly challenging.”

As Hoffelt describes it, most fleet customers will only consider switching to alternative fuels if they believe they can save money by doing so. For most, the environmental benefits are “generally a small part of the discussion.”

That’s because of the big expense that comes with building a CNG fueling station. Stations that can dispense natural gas as quickly as a typical gasoline station can cost $700,000 to $1 million to build and generally need to support a fleet of at least 150 trucks in order to make financial sense, he said. Slow fill stations, which fuel trucks overnight, cost around $300,000 to build.

Those costs put fleet operators in a bind. Generally, they prefer to have their own fueling stations so they don’t pay markup on fuel. But building a private station is pricey, and it can take a long time for the investment to pay off.

“It’s not really a question of whether it will pay back,” Hoffelt said. “The CNG investment will pay back over time. But some people think two years is too long, and some people think five to seven years is adequate.”

Even companies that have embraced the technology on a wide scale concede there are challenges and the technology may not be right for everyone.

Dennis Beal, vice president of global vehicles for FedEx Express, said trucks that run of natural gas cost 50 percent to 80 percent more than their gasoline and diesel counterparts.

“If you’re an independent operator, and you’ve got to spend 50 to 80 percent more to acquire a vehicle … the return on investment isn’t quite the same as it is for a corporation,” he said.

He added that public fueling infrastructure for natural gas is lacking, forcing the shipping industry into a chicken-and-the-egg dilemma. As it stands today, there are fewer than 1,400 public and private stations dispensing natural gas nationwide, according to the U.S. Department of Energy, compared to an estimated 157,000 gas stations. He said FedEx, which mostly relies on public fueling stations for its fleet, will only utilize CNG trucks in cities where it’s identified plenty of options for fueling.

http://peakoil.com/consumption/economics-of-natural-gas-dont-always-add-up-for-fleets