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LNG- MARKTENTWICKLUNGS- UND NACHFRAGEPOTENZIALANALYSE für die Schifffahrt sowie weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen

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LNG-MARKTENTWICKLUNGS- UND NACHFRAGEPOTENZIALANALYSEfür die Schifffahrt sowie weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen I

LNG-Marktentwicklungs- und

Nachfragepotenzialanalyse für die

Schifffahrt sowie weitere LNG-affine

Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen

Auftraggeber:

bremenports GmbH & Co. KG

für das Sondervermögen Hafen Am Strom 2 27568 Bremerhaven

Autoren:

CPL Competence in Ports and Logistics Wenzel, Heine & Kollegen Dierkower Damm 29

18146 Rostock www.c-pl.de

ISL Institut für Seeverkehrswirtschaft und Logistik

Universitätsallee 11 – 13

28359 Bremen

www.isl.org

Dezember 2015

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen II

Inhaltsverzeichnis

INHALTSVERZEICHNIS .............................................................................................................................. II

ABBILDUNGSVERZEICHNIS ..................................................................................................................... IV

TABELLENVERZEICHNIS .......................................................................................................................... VI

ABKÜRZUNGSVERZEICHNIS ................................................................................................................... VII

VORWORT.................................................................................................................................................. 1

1 AUFGABENSTELLUNG UND UNTERSUCHUNGSZIELE ........................................................................ 2

2 (S)ECAS – HERAUSFORDERUNGEN UND COMPLIANCE-STRATEGIEN .............................................. 3

2.1 Vorschriftenlage, Rahmenbedingungen und Auswirkungen .......................................................................... 3

2.2 Compliance-Strategien ................................................................................................................................................... 7

2.2.1 Marinegas- / Marinedieselöle mit niedrigem Schwefelgehalt ........................................................... 7

2.2.2 Abgasnachbehandlung ..................................................................................................................................... 8

2.2.3 Methanol / Schweröl mit niedrigem Schwefelgehalt (Exkurs) ........................................................... 9

2.2.4 Verflüssigtes Erdgas .......................................................................................................................................... 10

2.3 Gegenüberstellung der dargestellten ‚Compliance-Strategien‘ ................................................................... 12

3 RAHMENBEDINGUNGEN DER SEESEITIGEN LNG-ANGEBOTS- UND

NACHFRAGEENTWICKLUNG IN DEN EUROPÄISCHEN SECAS ......................................................... 18

3.1 LNG-Pilotprojekte ............................................................................................................................................................ 18

3.2 Nachfrageabschätzungen in den europäischen SECAs .................................................................................... 21

3.3 LNG-Terminal- und Bunkerinfrastruktur in den europäischen SECAs ........................................................ 24

4 STRUKTUREN DER BREMISCHEN HÄFEN .......................................................................................... 28

4.1 Güterstruktur und -umschlag in den bremischen Häfen ................................................................................. 28

4.2 Infrastrukturelle Rahmenbedingungen im Hafen Bremerhaven .................................................................. 32

4.3 Infrastrukturelle Rahmenbedingungen im Hafen Bremen-Stadt ................................................................. 35

5 LNG-NACHFRAGEPOTENZIAL IN DEN BREMISCHEN HÄFEN ........................................................... 37

5.1 Motivation zur Beförderung des Kraftstoffes LNG .............................................................................................. 37

5.2 Methodik zur Bestimmung des seeseitigen LNG-Nachfragepotenzials .................................................... 37

5.2.1 Wesentliche Modellparameter ..................................................................................................................... 37

5.2.2 Umschlag- und Fahrtgebietsentwicklung ............................................................................................... 38

5.2.3 Schiffsdimensionen- und Hafenanlaufentwicklung ............................................................................ 41

5.2.4 Schiffsflottenaltersstruktur- sowie LNG-Kraftstoffnutzungsentwicklung ................................... 42

5.3 Darstellung der potenziellen seeseitigen LNG-Nachfragemenge ............................................................... 46

5.4 Skizzierung einer potenziellen LNG-Nachfrage weiterer Verkehrsträger.................................................. 49

5.4.1 Binnenschiff, Schiene und Flugzeug .......................................................................................................... 49

5.4.2 Straße ..................................................................................................................................................................... 50

5.4.3 Terminalbewirtschaftung und Industrie .................................................................................................. 57

6 LNG-BUNKERKONZEPTE UND IHRE EIGNUNG IN DEN BREMISCHEN HÄFEN ................................. 58

6.1 Geplante LNG-Bunkerinfrastruktur in den bremischen Häfen ...................................................................... 58

6.2 Methoden der LNG-Bunkerung ................................................................................................................................. 58

6.2.1 Alternativen der Bebunkerung von Schiffen mit LNG......................................................................... 58

6.2.2 Schiff zu Schiff ..................................................................................................................................................... 59

6.2.3 Tank-Lkw zu Schiff ............................................................................................................................................. 60

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen III

6.2.4 Terminal zu Schiff .............................................................................................................................................. 60

6.2.5 Tank-Container auf Schiff ............................................................................................................................... 60

6.3 Gegenüberstellung der Alternativen zur Bunkerung von LNG und ihre Eignung für die

bremischen Häfen ........................................................................................................................................................... 61

7 RECHTLICHE RAHMENBEDINGUNGEN IM UMGANG MIT LNG ........................................................ 63

7.1 Internationale Vorschriftenlage ................................................................................................................................. 63

7.2 Nationale Vorschriftenlage .......................................................................................................................................... 65

7.3 Hafenrechtlliche Vorschriften in den bremischen Häfen ................................................................................. 66

8 ZUSAMMENFASSUNG UND EMPFEHLUNG VON MAßNAHMEN ZUR FÖRDERUNG DES LNG-

EINSATZES IN DEN BREMISCHEN HÄFEN ......................................................................................... 68

8.1 Zusammenfassung .......................................................................................................................................................... 68

8.2 Öffentlichkeitsarbeit / Vermarktung ........................................................................................................................ 69

8.3 Investitionen ...................................................................................................................................................................... 71

8.4 Regelungen und Verordnungen................................................................................................................................ 72

QUELLENVERZEICHNIS ............................................................................................................................ IX

ANHANG A: TABELLEN UND GRAFIKEN ............................................................................................. XXIX

ANHANG B: VORLÄUFIGE ANFORDERUNGEN DES HBH .................................................................... XXX

ANHANG C: LNG-BUNKERCHECKLISTEN DER IAPH .......................................................................... XXXV

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen IV

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Existierende und mögliche zukünftige Emissionskontrollgebiete ............................................... 3

Abbildung 2: Terminierung der jeweiligen SOx-Grenzwerte ...................................................................................... 4

Abbildung 3: Temperatur-Druck-Verhältnis von ‚verflüssigtem Erdgas‘ ............................................................. 11

Abbildung 4: Entflammbarkeit des Methananteils von LNG im Gas-Luft-Gemisch ........................................ 11

Abbildung 5: Vergleich der Schadstoffemissionen unterschiedlicher Kraftstoffe bzw.

‚Compliance-Optionen‘................................................................................................................................ 13

Abbildung 6: Amortisationszeitraum als Funktion des LNG-Preises ..................................................................... 14

Abbildung 7: Preise für ausgewählte Schiffskraftstoffe .............................................................................................. 15

Abbildung 8: Prognostizierte Preisentwicklung ausgewählter Schiffskraftstoffe im Basisszenario ......... 15

Abbildung 9: Gegenüberstellung wesentlicher Parameter ausgewählter ‚Compliance-Optionen‘ ......... 16

Abbildung 10: Erwartungen der Schiffseigner an die Amortisationszeit für Investitionen in den

Antrieb ................................................................................................................................................................ 17

Abbildung 11: Weltweite Schiffsflotte mit LNG-Antrieb bis zum Jahr 2018 (ohne LNG-Tanker

sowie Binnenschiffe mit LNG-Antrieb, Stand: Oktober 2015) ....................................................... 20

Abbildung 12: Abschätzung der weltweiten Schiffsflotte mit LNG-Antrieb bis zum Jahr 2025 ................... 21

Abbildung 13: Entwicklung der weltweiten Nachfrage nach LNG durch die Seeschifffahrt .......................... 22

Abbildung 14: Entwicklung der LNG-Nachfrage durch die Seeschifffahrt in den europäischen

SECAs .................................................................................................................................................................. 22

Abbildung 15: Seeseitige LNG-Nachfrage in den europäischen SECAs.................................................................. 23

Abbildung 16: Schiffsaufenthalt in den europäischen SECAs .................................................................................... 24

Abbildung 17: Entwicklung des Schiffsverkehrs in den bremischen Häfen (ohne Leerschiffe) .................... 29

Abbildung 18: Güterumschlag in den bremischen Häfen ........................................................................................... 30

Abbildung 19: Seegüterverkehrsanteile nach Regionen in den bremischen Häfen 2013 .............................. 31

Abbildung 20: Modal Split der bremischen Häfen im Hinterlandverkehr ............................................................. 32

Abbildung 21: Terminals und Bereiche in Bremerhaven .............................................................................................. 33

Abbildung 22: Terminals und Bereiche in Bremen-Stadt ............................................................................................. 35

Abbildung 23: Entwicklung des Gesamt- und Containerumschlags in den bremischen Häfen bis

zum Jahr 2030.................................................................................................................................................. 38

Abbildung 24: Entwicklung des Schiffsverkehrs in den bremischen Häfen bis 2030 (ohne

Leerschiffe)........................................................................................................................................................ 42

Abbildung 25: Altersstruktur der Bremerhaven anlaufenden Schiffe im Jahr 2012 .......................................... 43

Abbildung 26: Seeseitiges LNG-Nachfragepotenzial in den bremischen Häfen bis 2030 ............................... 46

Abbildung 27: Übersicht über die Elektrifizierung des bremischen Bahnnetzes ............................................... 50

Abbildung 28: Vergleich der Reichweiten CNG- und LNG-angetriebener Lkw ................................................... 51

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen V

Abbildung 29: Korridore und potenzielle LNG-Tankstellen des Projekts „LNG Blue Corridors“ ................... 52

Abbildung 30: Anteil der in Deutschland zugelassenen Lkw und Zugmaschinen mit LNG- und

CNG-Antrieb (inkl. Dual-Fuel-Antriebe) am Gesamtbestand ........................................................ 54

Abbildung 31: Straßenseitiges LNG-Nachfragepotenzial in den bremischen Häfen bis 2030 ...................... 56

Abbildung 32: Alternativen zur Bunkerung von LNG auf Schiffen ........................................................................... 59

Abbildung 33: Übersicht der Zuständigkeiten in Deutschland ................................................................................. 66

Abbildung 34: Vorläufige Anforderungen an die Betankung von Schiffen mit LNG in den

Bremischen Häfen (Stand: August 2014) ...................................................................................... XXXIV

Abbildung 35: ‚Schiff zu Schiff‘-Bunker-Checkliste der IAPH (Stand: Januar 2015) ......................................... XLV

Abbildung 36: ‚Tank-Lkw zu Schiff‘-Bunker-Checkliste der IAPH (Stand: Januar 2015) .................................. LIV

Abbildung 37: ‚Terminal zu Schiff‘-Bunker-Checkliste der IAPH (Stand: Januar 2015) ................................. LXIV

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen VI

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: NOx-Emissionsgrenzwerte gemäß MARPOL Annex VI ....................................................................... 6

Tabelle 2: Gegenüberstellung von Kraftstoffen und ihrer Eigenschaften .................................................... 12

Tabelle 3: LNG-Terminalgrößen .................................................................................................................................... 25

Tabelle 4: Terminalstruktur in Bremerhaven ............................................................................................................ 34

Tabelle 5: Terminalstruktur in Bremen-Stadt ........................................................................................................... 36

Tabelle 6: Modellszenarien zur Einführung des Kraftstoffs LNG auf die bremischen Häfen

anlaufenden Schiffen .................................................................................................................................... 45

Tabelle 7: Seeseitiges LNG-Nachfragepotenzial in Bremen-Stadt und Bremerhaven bis 2030

in Gewichtseinheiten .................................................................................................................................... 47

Tabelle 8: Schiffsspezifisches LNG-Nachfragepotenzial in Bremen-Stadt und Bremerhaven

für das Jahr 2015 am Beispiel der Relation nach Russland ............................................................ 48

Tabelle 9: Bewertungsmatrix der Bunkervarianten ............................................................................................... 61

Tabelle 10: Maximales seeseitiges LNG-Nachfragepotenzial in Bremen-Stadt und

Bremerhaven bis 2030 in Volumeneinheiten je Woche .................................................................. 62

Tabelle 11: Wesentliche Regelungen zum Bunkern von LNG in europäischen Ländern .......................... 65

Tabelle 12: Kennzahlenentwicklung der bremischen Häfen .......................................................................... XXIX

Tabelle 13: Seeseitiges LNG-Nachfragepotenzial in Bremen-Stadt und Bremerhaven bis 2030

in Volumeneinheiten ............................................................................................................................... XXIX

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen VII

Abkürzungsverzeichnis

ARA Häfen in Antwerpen, Rotterdam und Amsterdam

BImSchG Bundesimmissionsschutzgesetz

BOG Boil-off Gas

BremHafenO Bremische Hafenordnung

BRZ Bruttoraumzahl

CNG Compressed Natural Gas

CPL Competence in Ports and Logistics

DMA Danish Maritime Authority

dwt deadweight tonnage

ECA Emission Control Area

EPA Environmental Protection Agency

EU Europäische Union

FEU Forty-foot Equivalent Unit

FHB Freie Hansestadt Bremen

HBH Hansestadt Bremisches Hafenamt

HDME 50 Heavy Distillate Marine ECA 50

HFO Heavy Fuel Oil

IAPH International Association of Ports and Harbors

IFO Intermediate Fuel Oil

IGC-Code International Code for the Construction and Equipment of Ships Carrying Liquefied

Gases in Bulk

IGF-Code International Code of Safety for Ships using Gases or other low-flashpoint Fuels

IMO International Maritime Organization

ISL Institut für Seeverkehrswirtschaft und Logistik

ISO International Organization for Standardization

Kfz Kraftfahrzeug

Lkw Lastkraftwagen

LNG Liquefied Natural Gas

LNG-SST LNG-Small-Scale-Terminal

LPG Liquefied Petroleum Gas

LSHFO Low Sulphur Heavy Fuel Oil

LSMDO Low Sulphur Marine Diesel Oil

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen VIII

LSMGO Low Sulphur Marine Gas Oil

MARPOL International Convention for the Prevention of Marine Pollution from Ships

MEPC Marine Environment Protection Committee

NOK Nord-Ostsee-Kanal

PSV Platform Supply Vessels

PtS Pier to Ship

Ro/Ro Roll on/Roll off

RS Reachstacker

SchSG Schiffssicherheitsgesetz

SCR Selective Catalytic Reduction

SECA Sulphur Emission Control Area

SeeAufgG Seeaufgabengesetz,

SeeSchStrO Seeschifffahrtsstraßenordnung

SGMF Society for Gas as a Marine Fuel

SIGTTO Society of International Gas Tanker and Terminal Operator

SSS Short Sea Shipping

StS Ship to Ship

TEN-V Transeuropäisches Verkehrsnetz

TEU Twenty-foot Equivalent Unit

THG Treibhausgas

ToS Tank onto Ship

TtS Truck to Ship

USA United States of America

VC Van Carrier

WPCD World Ports Climate Declaration

ZKR Zentralkommission für die Rheinschifffahrt

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 1

Vorwort

Die Grundlagen der vorliegenden, durch die bremenports GmbH & Co. KG beauftragten Studie wurden

im Rahmen der Masterthesis durch Herrn Niko Treptow als Student der Hochschule Wismar verfasst.

Die weitere Bearbeitung der Inhalte erfolgte durch CPL Competence in Ports and Logistics sowie das

Institut für Seeverkehrswirtschaft und Logistik mit inhaltlicher Unterstützung durch die Auftraggeberin in

Person von Frau Karina Wieseler.

Die Autoren bedanken sich neben den o.g. Unterstützern insbesondere bei folgenden Personen, die im

Rahmen von persönlichen Interviews wertvolle Informationen zur Erstellung dieser Studie beigetragen

haben:

� Herr Peter Mahnkopf (Bomin Tanklager Bremerhaven GmbH & Co. KG)

� Herr Uwe Kraft (Hansestadt Bremisches Hafenamt)

� Herr Daniel Pätzold (HGM Energy GmbH)

� Herr Jens Greulich (Eurogate Container Terminal Bremerhaven GmbH)

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 2

1 Aufgabenstellung und Untersuchungsziele

Zum 1. Januar 2015 wurden die durch den ‚Ausschuss für den Schutz der Meeresumwelt‘ (MEPC) der

‚Internationalen Seeschifffahrtsorganisation‘ (IMO) beschlossenen Vorschriften aus Annex VI des

‚Internationalen Übereinkommens zur Verhütung der Meeresverschmutzung durch Schiffe‘ (MARPOL)

eingeführt. Die ‚MARPOL Annex VI Vorschriften‘ sind Abgasvorschriften, die den Grenzwert zum

maximalen Schwefelanteil im Kraftstoff für die Schifffahrt in den europäischen

Schwefelemissionskontrollgebieten (SECAs) von 1,0 % auf 0,1 % reduzieren. Dies stellt die Seeschifffahrt

vor eine große Herausforderung, da die überwiegend verwendeten Kraftstoffe, wie ‚Schweröl‘ (HFO) und

‚Schweröldestillat‘ (IFO), diese Grenzwerte überschreiten.

Folglich arbeitet die Branche an Lösungen, um die (neuen) Abgasvorschriften erfüllen zu können. Die

Frage, welche Technologie diesbezüglich am vorteilhaftesten ist, wird derzeit von Vertretern aus Politik,

Wirtschaft und Forschung kontrovers diskutiert. Neben dem Einsatz destillierter Kraftstoffe, wie

‚Marinegas-/Marinedieselölen mit niedrigem Schwefelgehalt‘ (LSMGO / LSMDO), oder der Nutzung von

Abgasnachbehandlungsanlagen, stellt der Einsatz von ‚verflüssigtem Erdgas‘ (LNG) eine weitere mögliche

Kraftstoffalternative dar, mit der die festgesetzten Grenzwerte eingehalten werden können.

Im Rahmen der vorliegenden Studie wird LNG als Kraftstoff hinsichtlich seines Marktentwicklungs- und

Nachfragepotenzials für die Schifffahrt sowie weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und

Bremen detailliert untersucht. Nach einer einleitenden Beschreibung der europäischen SECAs sowie der

für die Schifffahrt möglichen Handlungsalternativen zur Anpassung an die ‚MARPOL Annex VI

Vorschriften‘ wird, basierend auf einer Skizzierung der europäischen Nachfrage- und Angebotssituation,

zunächst ein Eindruck zur gegenwärtigen Entwicklung von LNG in der Schifffahrt vermittelt.

Aufbauend auf die gewonnenen Erkenntnisse zur aktuellen Marktsituation und unter Berücksichtigung

der spezifischen Handelsströme und -entwicklungen wird ein Potenzial für die Nachfrage nach LNG in

den bremischen Häfen ermittelt. Hier wird neben der Abschätzung eines seeseitigen Nachfragepotenzials

auch die landseitige Eignung von LNG als Kraftstoff für weitere Güterverkehrsträger, wie den

Lastkraftwagen (Lkw), diskutiert und kalkuliert. Auf eine Analyse möglicher Nachfragepotenziale aufseiten

des Verkehrsträgers Bahn wird dagegen aufgrund der voranschreitenden Elektrifizierung des deutschen

Bahnnetzes sowie insbesondere des hohen Elektrifizierungsgrades der bremischen Bahnstrecken

verzichtet [vgl. SWAHFHB 2013 (c)]. Da die spezifischen Eigenschaften von LNG einen kommerziellen

Einsatz als Kraftstoff in der Luftfahrt deutlich erschweren [vgl. Weber 1969 / Weber 1970 / EEP 2013], soll

auch dieser Verkehrsträger hier unberücksichtigt bleiben.

In der Folge werden verschiedene Konzepte zur Bunkerung von LNG in der Schifffahrt vorgestellt und auf

ihre Eignung für die beiden Hafenstandorte Bremerhaven und Bremen sowie die jeweils abgebildeten

Verkehrsströme hin untersucht.

Die derzeitigen und zukünftig zu erwartenden rechtlichen Rahmenbedingungen auf internationaler,

nationaler und regionaler Ebene zum Umgang mit dem Kraftstoff LNG in der Seeschifffahrt sind ebenso

Bestandteil dieser Studie. Den Abschluss bilden Handlungsempfehlungen für die bremischen Häfen, um

den Einsatz und die Markteinführung von LNG an den beiden Standorten zu fördern.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 3

2 (S)ECAs – Herausforderungen und Compliance-Strategien

2.1 Vorschriftenlage, Rahmenbedingungen und Auswirkungen

Die 1997 von der IMO entwickelten ‚MARPOL Annex VI Vorschriften‘ sollen den Ausstoß von Schadstoffen,

wie Schwefel- (SOx), Stickstoff- (NOx) und Kohlenstoffoxiden (COx) sowie ‚Feinstaubbestandteilen‘ (PM),

durch Seeschiffe weltweit begrenzen und reduzieren. Insbesondere die angestoßenen Grenzwerte für

den maximalen Schwefel- und Stickstoffanteil weisen weltweit unterschiedliche Ausprägungen auf. Unter

Berücksichtigung von Kohlenstoffdioxid (CO2), Methan (CH4) und Distickstoffmonoxid (N2O) steht die

Schifffahrt, bei stetig fallender Tendenz, derzeit für insgesamt ca. 2,5 % der jährlich weltweit emittierten

Treibhausgase (THG) [vgl. IMO 2014 (b)].

Die IMO definierte mit den Emissionskontrollgebieten (ECAs) in diesem Zusammenhang Bereiche auf den

Weltmeeren, die einer besonderen Überwachung bedürfen. Diese ECAs sind in Abbildung 1 dargestellt.

Dunkelblau markierte Gebiete sind bereits existierende ECAs, wozu die Ostsee, die Nordsee und der

Ärmelkanal, der größte Teil der Küste Nordamerikas mit einem Abstand von 200 Seemeilen (sm) zum

Festland (einschließlich der Großen Seen und Hawaii) sowie die Küstengebiete der Amerikanischen

Jungferninseln gehören. Die gesamte Ostsee wurde 2006 zur ECA erklärt, ein Jahr später folgte das Gebiet

der Nordsee südlich des Breitengrades 62° N, östlich des Längengrades 4° W und im Bereich des

Ärmelkanals östlich des Längengrades 5° W. Ca. ein Drittel der weltweit verkehrenden Schiffe passiert

mindestens einmal jährlich die europäischen SECAs, bezogen auf die Tragfähigkeit der Schiffe sind es ca.

8,4 % [DMA 2012 (b)].

Hellblau gekennzeichnete Regionen stellen mögliche zukünftige ECAs dar. In Europa betrifft dies das

gesamte Mittelmeer und die Küste Norwegens. Weitere neue Gebiete könnten die Küstenregionen

Mexikos, Japans sowie der Karibik darstellen. Eine unmittelbare Aufnahme dieser Gebiete in die Liste der

ECAs ist derzeit allerdings nicht zu erwarten.

Abbildung 1: Existierende und mögliche zukünftige Emissionskontrollgebiete [DNV 2011]

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 4

Die Emissionsvorschriften der IMO in den bestehenden ECAs sind deutlich strenger und früher

umzusetzen als in den Gebieten, die außerhalb der definierten ECA-Grenzen liegen. Im Jahr 2008 wurden

die verschärften Anforderungen an die Schadstoffemissionen nach Annex VI des MARPOL-Abkommens

von der IMO beschlossen. Insbesondere die Einhaltung der Richtlinien zum maximalen Schwefelanteil im

Schiffskraftstoff innerhalb der definierten SECAs stellt für die Schifffahrt eine Herausforderung dar. So darf

seit dem Jahr 2010 der Schwefelgehalt der Kraftstoffe in den SECAs, zu denen auch die Nord- und Ostsee

zählen, bei maximal einem Prozent liegen. Dieser Wert wurde von der IMO mit Gültigkeit zum

1. Januar 2015 weiter auf 0,1 % reduziert. Die Abbildung 2 zeigt die zeitlichen Vorgaben der IMO zur

Einhaltung der vorgeschriebenen maximalen Schwefelemissionen.

Abbildung 2: Terminierung der jeweiligen SOx-Grenzwerte [LR 2012]

Im Gegensatz dazu wird die weltweite Schifffahrt außerhalb der SECAs noch mindestens bis zum Jahr

2020 mit einem maximalen Schwefelanteil von 3,5 % operieren dürfen, bevor anschließend eine

Absenkung auf 0,5 % erfolgen soll. Ob diese Herabsetzung der Schwefelgrenzwerte im Jahr 2020

allerdings tatsächlich eintritt, wird sich frühestens im Jahr 2018 entscheiden, wenn geprüft worden ist,

inwieweit die Rahmenbedingungen für eine Einführung, wie die Verfügbarkeit alternativer Kraftstoffe

(z.B. LSMGO oder LNG) und einer ausreichenden infrastrukturellen Versorgungssicherheit durch

Bunkerstationen auf den Fahrtrouten, gegeben sind [vgl. Neumeier 2012]. Sofern die Überprüfung zu

dem Schluss kommt, dass eine hinreichende Verfügbarkeit zum Jahr 2020 nicht gewährleistet werden

kann, wird die Einführung der neuen Grenzwerte auf das Jahr 2025 verschoben. Ausnahmen werden nur

Schiffe bilden, die nachweisen können, dass sie den zur Einhaltung der Grenzwerte benötigten Kraftstoff

nicht auf ihrer Fahrtroute beziehen konnten.

Da der durchschnittliche Schwefelgehalt des durch den Schiffsverkehr verwendeten HFO bei derzeit ca.

2,5 % liegt [vgl. IMO 2014 (b)], stellt der gegenwärtig existierende Grenzwert außerhalb der SECAs die

weltweite Schifffahrt nur bedingt vor Herausforderungen. Zur Einhaltung des Grenzwerts von 0,5 %

könnte herkömmliches HFO, welches derzeit bei ca. 85 % der Schiffe als Kraftstoff eingesetzt wird, jedoch

nicht mehr ohne unterstützende Maßnahmen verwendet werden [vgl. ESN 2013]. Die US-Behörde

Environmental Protection Agency (EPA) geht davon aus, dass sich durch die strengeren Vorschriften

innerhalb der ECAs für den gesamten Schiffsverkehr im Vergleich der Jahre 2010 und 2020 die Emissionen

von NOx um ca. 23 %, der PM um ca. 74 % sowie von SOx um ca. 86 % gegenüber Hochrechnungen für die

gleichen Fahrgebiete ohne eine Einführung entsprechender Grenzwerte reduzieren werden [vgl. EPA

2010 / Neumeier 2012]. Der Hafen Göteborg bestätigt diese Einschätzungen mit ersten Messungen zum

Schadstoffstoffausstoß im Fahrwasser des Hafens. Hier konnte zwischen Januar und März 2015

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 5

gegenüber dem Zeitraum vor der Einführung strengerer Schadstoffregularien durch die IMO bereits eine

Reduzierung der SOx-Emissionen um ca. 80 % festgestellt werden [vgl. PoG 2015 (a)]. Auch Messungen

von ca. 600 Schiffsbewegungen im Januar 2015 entlang der Elbe zeigen, dass in ca. 95 % der Fälle die

derzeitigen Emissionsvorschriften eingehalten werden [vgl. BSH 2015].

Die Differenz zwischen den maximal erlaubten Schwefelanteilen innerhalb und außerhalb der SECAs hat

sich weiter erhöht und vorrangig bei Betreibern SECA-interner Schiffsverkehre wettbewerbsverändernde

Effekte bzw. eine finanzielle Mehrbelastung zur Folge, welche wiederum an die Kunden weitergegeben

werden. Bereits heute liegt der Anteil der Kraftstoffkosten an der Kostenzusammensetzung der

Frachtraten, u.a. abhängig von Schiffstyp und Fahrtgebiet, zwischen ca. 30 und 40 %. Mit einer Steigerung

dieses Anteils ist im Zuge der skizzierten Regularien zu rechnen.

Maersk Line Ltd. schätzt die im Rahmen der IMO-Regularien entstehenden Mehrkosten auf ca. 200 Mio. $

p.a., was für die Kunden einem Aufpreis von ca. 15 – 80 $/‚20-Fuß-Standardcontainer‘ (TEU) auf den

betroffenen Routen, in Abhängigkeit von der Transzeit innerhalb der (S)ECAs entspricht [vgl. Maersk Line

2014 / HA 2014]. Während durch die Orient Overseas Container Line Ltd. derzeit ein routenspezifischer

kraftstoffbezogener Preisaufschlag von ca. 65 – 110 $/TEU mit Beginn des Jahres 2015 veranschlagt wird

[vgl. OOCL 2014 / SB 2014 (c)], haben auch Unifeeder AS mit durchschnittlich ca. 84 $/TEU [vgl. SB 2014

(a)], Mediterranean Shipping Company SA mit ca. 5 – 110 $/TEU [vgl. MSC 2014], Rickmers-Linie GmbH &

Co. KG [vgl. Rickmers Linie 2014] etc. entsprechende Ratenerhöhungen angekündigt. Stena Line AB, als

Ro/Ro-Operator, taxiert die Mehrbelastung durch SECA-konforme Kraftstoffe pro Jahr auf ca. 62 Mio. $,

wodurch sich die Frachtraten um etwa 15 % verteuern [vgl. SB 2014 (b) / Stena Line 2014].

Ausgehend von diesen Preissteigerungen bei den Frachtraten im Seeverkehr innerhalb des Ostseeraums

werden teilw. Verkehrsverlagerungen auf die Verkehrsträger Straße und auch Schiene erwartet, womit

statt des Seewegs z.B. die Bahnprojekte innerhalb des ‚Transeuropäischen Verkehrsnetzes‘ (TEN-V) „Rail

Baltica Growth Corridor“ via Polen und den baltischen Staaten in Richtung St. Petersburg sowie „Nordic

Triangle“ über Dänemark nach Schweden und Finnland eine intensivere Nutzung erfahren könnten [vgl.

TransBaltic 2012]. Schätzungen gehen davon aus, dass sich im Bereich der deutschen Ostseehäfen im Jahr

2015 bis zu 0,57 Mio. Trailer bzw. Lkw (ca. 22,2 %) von ihren bisherigen Ro/Ro-Linien auf die Straße

verlagern könnten. Für das Segment der Containerverkehre im gesamten Ostseeraum beträgt das

Verlagerungsrisiko bis zu 0,82 Mio. TEU (ca. 15,0 %) [vgl. ISL 2010]. Hierbei spielen, neben der

unmittelbaren Abwanderung von Fracht, auch indirekte Auswirkungen eine Rolle, wie sie bspw. durch die

Einstellung von Linien im Seeverkehr hervorgerufen werden.

Sofern auf einzelnen Relationen die notwendigen Preissteigerungen nicht vollständig an die Kunden

weitergegeben werden können, kann dies aufgrund eines unwirtschaftlichen Betriebs zu einer

Einstellung der entsprechenden Linien im Seeverkehr führen und damit mittelbar eine

Verkehrsverlagerung befördern. Beispielhaft sei hier auf entsprechende Bestrebungen aufseiten von Det

Forenede Dampskibs-Selskab AS auf den Routen Harwich-Esbjerg und Portsmouth-Le Havre sowie Stena

Line AB auf der Relation Trelleborg-Sassnitz verwiesen [vgl. DFDS 2014 (c) / BBC 2014 / Motorship 2014

(b)]. Eine weitreichende Verlagerung der Handelsrouten vom Schiff auf die Straße und Schiene hätte

selbstredend gravierende umwelttechnische und soziale Folgen, wie bspw. die zunehmende

Frequentierung der Fernverkehrsstraßen, mögliche Schließungen von weiteren Schifffahrtsrouten und

dadurch entstehenden Jobverlusten in der Schifffahrtsbranche.

Bereits seit 2010 dürfen Seeschiffe am Liegeplatz in den europäischen Häfen keine Kraftstoffe verwenden,

deren Schwefelgehalt die 0,1 % der ‚MARPOL Annex VI Vorschriften‘ überschreiten. Im konkreten Fall der

bremischen Häfen musste dieser Zustand, bspw. bei Notwendigkeit einer Umstellung der

Kraftstoffzufuhr, spätestens zwei Stunden nach Schiffsankunft realisiert sein. Sofern dies nicht

gewährleistet war, drohte ein Ordnungswidrigkeitenverfahren durch die örtliche Hafenbehörde bzw.

Wasserschutzpolizei mit entsprechenden Bußgeldern. In den bremischen Häfen erfolgte eine

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 6

Sanktionierung und Berechnung des Bußgeldes anhand der Bruttoraumzahl (BRZ) des Schiffes [vgl. HBH

2001 / KS 2014].

Während die Zuständigkeiten und der Gebührenkatalog für Schiffe am Liegeplatz bereits eindeutig

geregelt sind, ist eine Kontrolle und Sanktionierung von Schiffen, die während ihrer Fahrt in den

europäischen SECAs Kraftstoffe mit einem Schwefelgehalt von mehr als 0,1 % verwenden, derzeit noch

nicht einheitlich definiert. Eine Anlehnung an US-amerikanisches Recht erscheint grundsätzlich denkbar.

Hier sind bereits in den vergangenen Jahren Gebühren für Anläufe mit nicht regelkonformen Kraftstoffen

zwischen ca. 46 Tsd. $ und 182 Tsd. $ pro Hafenanlauf verhängt worden. Es ist geplant, den deutschen

Bußgeldkatalog des ‚Gesetzes über die Aufgaben des Bundes auf dem Gebiet der Seeschiffahrt‘

(SeeAufgG), welcher gemäß § 15 bei einem etwaigen Vergehen ein Bußgeld von bis zu 50 Tsd. € vorsieht,

ggf. zu überarbeiten.

Nicht nur die Einhaltung der Schwefelemissionsgrenzwerte stellt eine Anpassungsnotwendigkeit für

betroffene Reeder dar, auch die NOx-Emissionen wurden von der IMO für die ECAs reglementiert. Die

Festlegung der Grenzwerte für die NOx-Emissionen wird nicht, wie bei den SOx-Emissionsgrenzen, für alle

Schiffe einheitlich geregelt, sondern orientiert sich an dem technischen Stand der Schiffsmotoren. Derzeit

müssen alle Schiffe mit einer Kiellegung nach dem 31. Dezember 2010 die ‚Tier II Anforderungen‘ nach

MARPOL Annex VI erfüllen. Ab dem 1. Januar 2016 gelten für alle Neubauten die ‚Tier III Vorschriften‘,

welche einen maximalen drehzahlabhängigen NOx-Ausstoß von 2,0 – 3,4 g/kWh zulassen. In Tabelle 1

werden die NOx-Emissionsgrenzwerte für die Tier I, II und III Richtlinien laut MARPOL dargestellt.

Tier Datum der Kiellegung

(zum oder später)

NOx-Emissionsgrenzwerte in Abhängigkeit von der Motorendrehzahl [g/kWh]

U/min < 130 130 ≤ U/min <2.000 U/min ≥ 2.000

I 1. Januar 2000 17,0 45 x n(-0.20) 9,8

II 1. Januar 2011 14,4 44 x n(-0.23) 7,7

III 1. Januar 2016 3,4 9 x n(-0.20) 2,0

Tabelle 1: NOx-Emissionsgrenzwerte gemäß MARPOL Annex VI [vgl. IMO 2014 (a)]

Die Einhaltung der NOx-Grenzwerte kann in der Schifffahrt durch neue Motorentechnologien oder die

‚Selektive Katalytische Reduktion‘ (SCR) gelingen, bei der mithilfe einer speziellen Anlage die NOx-

Emissionen durch Zugabe von Ammoniak deutlich reduziert werden. Letztgenannte Technik findet bei

fast allen großen Lkw-Herstellern Anwendung. Mit dem Einsprühen einer wässrigen Harnstofflösung in

den Abgasstrom kann hierdurch die Einhaltung der Euro-VI-Abgasnorm gewährleistet werden. Eine

adaptierte Anwendung in der Schifffahrt ist grundsätzlich denkbar.

Von den durchschnittlich mehr als 14 Tsd. Schiffen, die derzeit in den SECAs der Nord- und Ostsee pro

Jahr verkehren, verbringen etwas weniger als ein Sechstel ihre Zeit vollständig in diesen Bereichen und

damit ohne die SECAs zu verlassen. Mit ca. 54,6 % vereinen hierbei Schiffseinheiten aus den Bereichen

Ro/Ro, Fährverkehr sowie Service, wie z.B. Schlepper, den größten Anteil auf sich. Ein Anteil von lediglich

ca. 16,4 % bei Container- sowie Mehrzweckschiffen deutet auf einen erheblich größeren Aktionsradius

auch außerhalb der SECAs hin und lässt eine derzeit nur geringe Anzahl ausschließlich SECA-interner

Relationen vermuten [vgl. DMA 2012 (a) / DMA 2012 (b)].

Die avisierten ‚Compliance-Strategien‘ zur Einhaltung der SOx-Emissionsgrenzwerte gliedern sich im

Wesentlichen in drei Ansätze, die jedoch Anforderungen unterschiedlichen Umfangs an die

Antriebstechnik sowie Tankanlagen der Schiffe stellen. Einerseits kann die Nutzung speziell aufbereiteter

LSMGO / LSMDO die Einhaltung der Vorschriften bewirken. Andererseits besteht durch

Abgasnachbehandlungsanlagen die Möglichkeit, weiterhin herkömmliche Kraftstoffe, wie z.B. HFO, zu

nutzen, indem eine Reinigung der Abgase vorgenommen wird. Darüber hinaus gibt es die Option, LNG

als alternativen Kraftstoff zu verwenden. Im Folgenden werden die drei genannten ‚Compliance-

Optionen‘ detailliert beschrieben.

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2.2 Compliance-Strategien

2.2.1 Marinegas- / Marinedieselöle mit niedrigem Schwefelgehalt

Der Betrieb der Motoren mit LSMGO / LSMDO in den ausgewiesenen SECAs, anstelle des derzeit

weitgehend verwendeten HFO, wird als eine potenzielle Option angesehen, um die zukünftig in den

SECAs geltenden ‚MARPOL Annex VI Vorschriften‘ zu erfüllen. Außerhalb dieser Gebiete ist die Nutzung

von HFO, unter Achtung des maximal erlaubten Schwefelanteils von derzeit 3,5 %, aufgrund der

gegebenen Preisunterschiede zwischen diesen beiden Schiffskraftstoffen die dominierende bzw.

wirtschaftlichere Strategie.

Dieser Umstand wird mindestens bis zum 1. Januar 2020 Bestand haben. Schätzungen zufolge wird mit

einer Absenkung des außerhalb der SECAs geltenden Grenzwerts für Schwefelanteile im Schiffskraftstoff

von derzeit 3,5 auf 0,5 % die relative Bedeutung des Kraftstoffes LSMGO / LSMDO innerhalb dieser

‚Compliance-Option‘ zunehmen, da aufgrund ähnlicher Aufbereitungsverfahren bei Kraftstoffen mit

0,5 und 0,1 % Schwefelanteil die gegebene Preisdifferenz und damit ein Preisvorteil von

Schiffskraftstoffen mit 0,5 % Schwefelanteil als gering eingestuft werden [vgl. Møllenbach et al. 2012 /

DNV 2012]. Die derzeitige weltweite Nachfrage pro Jahr nach Destillaten wie MGO und MDO wird auf ca.

1,75 Mrd. t p.a. geschätzt [vgl. BP 2014]. Mit einer ab dem Jahr 2015 durch die Schifffahrt induzierten

Kraftstoffnachfrage nach LSMGO / LSMDO von bis zu 50 Mio. t p.a. steigt die Gesamtnachfrage

voraussichtlich um lediglich ca. 2,9 %. Jedoch wird erwartet, dass die aus dem Seeverkehr abgeleitete

Nachfrage mit einer Herabsetzung der weltweiten Grenzwerte der Schwefelanteile im Schiffskraftstoff auf

0,5 % spürbar um bis zu 250 Mio. t wachsen wird [vgl. DNV 2012]. Gegenüber dem Jahr 2013 bedeutet

dies eine Steigerung um ca. 14,3 %. Es ist zu erwarten, dass der Eintritt dieses Szenarios Auswirkungen auf

die Preisbildung am Markt für LSMGO / LSMDO haben wird.

Unabhängig von dieser potenziellen Entwicklung ist der Aufwand für die Einrichtung bzw. Anpassung der

technischen Anlagen der Hauptmaschine auf den betreffenden Schiffen für ein fahrtgebietsabhängiges

Umschalten zwischen den beiden Kraftstoffen HFO und LSMGO / LSMDO als vergleichsweise gering

einzuschätzen. Bereits während der Hafenliegezeit, u.a. in europäischen Häfen, ist für den Betrieb der

Hilfsmaschinen die Nutzung von Kraftstoffen mit einem Schwefelanteil von maximal 0,1 % obligatorisch

und technisch abbildbar. Ein wesentlicher Eingriff ist jedoch bei der Anpassung der Tankkapazitäten

vonnöten, da für die Nutzung von LSMGO / LSMDO im Schiffsantrieb deutlich größeren Mengen zu

bunkern und vorzuhalten sind als es für die alleinige Verwendung am Liegeplatz der Fall ist.

Zudem ist die Durchführung und Dokumentation des Wechsels zwischen Schiffskraftstoffen mit

unterschiedlichem Schwefelgehalt während der Fahrt als Herausforderung zu bezeichnen, da HFO und

LSMGO / LSMDO vor der Verbrennung einer Vorwärmung in unterschiedlichem Umfang bedürfen.

Während HFO auf bis zu 120°C zu erwärmen ist, kann darauf bei LSMGO / LSMDO verzichtet werden.

Es ist davon auszugehen, dass die hier beschriebene ‚Compliance-Strategie‘, neben einer Anwendung auf

Schiffen mit einer, gemessen an der gesamten Operationszeit, vergleichsweise geringen Aufenthaltszeit

innerhalb der SECAs., insbesondere für die Tonnage umgesetzt wird, deren erwartete Restnutzungsdauer

eine Investition in die nachfolgend beschriebenen, alternativen finanzierungsintensiven Systeme nicht

rechtfertigt, da ein entsprechender Amortisationszeitpunkt außerhalb des angestrebten

Nutzungszeitraum liegt bzw. die Rendite auf das eingesetzte Kapital nicht vollständig gewährleistet

werden kann.

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2.2.2 Abgasnachbehandlung

Eine weitere ‚Compliance-Strategie‘ zur Einhaltung der SOx-Emissionsgrenzwerte stellt die

Abgasnachbehandlung dar. Die Abgasnachbehandlung, mit der eine Umrüstung der jeweiligen

Schiffsmotoren vermieden werden kann, ist zum einen in Form eines nassen und zum anderen in Form

eines trockenen Reinigungsverfahrens möglich. Mit beiden Verfahren werden die SOx-Anteile aus den bei

der Verbrennung von HFO entstehenden Abgasen extrahiert, sodass die entsprechenden

Schadstoffemissionen innerhalb der in den ‚MARPOL Annex VI Vorschriften‘ festgeschrieben Grenzwerte

liegen. Eine weitere Reduzierung von Schadstoffen wie PM und NOx kann hier mit der Nutzung von SCR-

Katalysatoren erreicht werden.

Bei der nassen Methode werden die Abgase durch vernebelte Natronlauge, mit einem entsprechenden

Anteil Natriumhydroxid (NaOH), geleitet und in der Folge das SOx in schwefliger Säure gebunden. Diese

Methode lässt sich einerseits in einem offenen Kreislauf darstellen, indem die schwefelabsorbierende

bzw. alkaline Eigenschaft von Meerwasser genutzt wird und anschließend eine Rückführung des

belasteten Waschmediums in das Meerwasser erfolgt. Der Einsatz eines derartigen Systems ist, u.a.

aufgrund möglicher Auswirkungen auf Wasserqualität und Ökosystem, derzeit nicht unumstritten und

wird insbesondere durch die Hafenwirtschaft im Rahmen möglicher hafen- bzw.

hoheitsgebietsrechtlicher Sonderregelungen kontrovers diskutiert, da durch etwaige Einleitungen sich

die Wasserqualität in europäischen Gewässern grundsätzlich nicht verschlechtern darf [vgl. EG 2000]. Die

Einleitung entsprechender Lösungen in deutsche Gewässer ist derzeit (noch) verboten. Eine breite

Datenbasis zur Beurteilung entsprechender externer Effekte steht derzeit jedoch aufgrund fehlender

Anwendungen in größerem Umfang noch nicht zur Verfügung.

Andererseits findet eine zweite Variante der nassen Methode in der Schifffahrt Anwendung, bei der in

einem geschlossenen Kreislauf eine künstliche Zugabe von NaOH erfolgt. Dieses System soll

insbesondere durch Schiffe in Seegebieten der SECAs verwendet werden, in denen der natürliche

Salzgehalt des Meerwassers zu gering für eine ausreichende Bindung der Schwefeloxidanteile ist oder

lokale Bestimmungen die Einleitung von entsprechenden Abwässern untersagen. Die sich in dieser

Variante gegenüber einem offenen System bildenden Schlämme sind an Bord bis zur Möglichkeit der

sachgerechten Entsorgung über einen angelaufenen Hafen zu lagern [vgl. ISL 2010 / Walter; Wagner

2012]. Ebenso stehen hier hybride Systeme zur Verfügung, bei denen der Betriebsmodus entsprechend

der oben skizzierten Alternativen ausgewählt werden kann.

Bei der trockenen Variante werden die schwefelhaltigen Schiffsabgase mithilfe von Calciumhydroxid

(Ca(OH)2) gebunden. Der bei diesem Vorgang entstehende Gips wird schiffsseitig aufgefangen und

bedarf anschließend, ähnlich wie im Rahmen der nassen geschlossenen Abgasnachbehandlung innerhalb

eines geschlossenen Systems, an Land einer adäquaten Entsorgungslogistik [vgl. ISL 2010]. Zwar ist

ebenso eine industrieseitige Aufbereitung und Weiterverwendung dieses Abfallproduktes, bspw. durch

die Bauindustrie, grundsätzlich denkbar, jedoch würde hier eine notwendige Bereinigung um im Gips

nach der Abgasreinigung enthaltene Anteile von Schwermetallen, Asche, Sedimenten zusätzlichen

Aufwand verursachen. Beispielhaft soll an dieser Stelle auf den versuchsweisen Einbau einer

entsprechenden Schiffsabgasentschwefelungsanlage auf dem 1999 gebauten Mehrzweckschiff „Timbus“

der Rörd Braren Bereederungs-GmbH & Co KG verwiesen werden. Die im Jahr 2009 erfolgte Installation

der 90 t schweren bzw. 270 m3 umfassenden Anlage bedarf pro Tag ca. 1,9 t Ca(OH)2, welches aus

industriellen Schüttgutsäcken in Behälter an Bord geladen wird, um die Abgase der ca. 3,8 MW starken

Hauptmaschine entsprechend der ‚MARPOL Annex VI Vorschriften‘ zu reinigen. Eine Schnecke am Boden

der Anlage befördert wiederum den entstandenen Gips in einen speziellen Auffangbehälter, dessen

Inhalt alle zwei bis drei Wochen innerhalb eines Hafens sachgerecht entsorgt werden muss. Neben diesen

sich pro Jahr auf fast 700 t belaufenden Schiffsabfällen fallen monatlich zusätzlich ca. 20 h Arbeit für die

Ver- sowie Entsorgung, Wartung etc. der Anlage an. Sofern Vorräte des Ca(OH)2-Granulats nicht

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 9

regelmäßig umgewälzt werden, z.B. bei aufliegenden Schiffen, kann es im Extremfall auch zu

Verklumpungen desselben kommen, was wiederum eine aufwendige Aufsprengung erforderlich macht

[vgl. Walter; Wagner 2012 / Braren 2014 (a) / Braren 2014 (b)].

Beide Reinigungsverfahren, sowohl die nasse als auch die trockene Methode, erfordern, im Falle einer

Umrüstung, Installationen für die Abgasnachbehandlungsanlage, Tankbehälter, Rohre, Pumpen etc. auf

den jeweiligen Schiffen. Die Investitionskosten für ein entsprechendes System können, u.a. in

Abhängigkeit vom verwendeten Anlagen-, Schiffs- und Motorentyp, bis zu 4 Mio. € betragen [vgl.

Møllenbach et al. 2012]. Zudem bedarf eine Anlage zur Waschung von Abgasen einer stetigen

zusätzlichen Energiezufuhr, deren Höhe sich in der Regel auf 1 – 2 % der nominellen Leistung der

Schiffshauptmaschine beziffern lässt [vgl. IMO 2009 / Walter; Wagner 2012]. Dabei bewegen sich die

nassen Systeme zur Abgasnachbehandlung am oberen Ende dieses Energiebedarfs, was sich

insbesondere durch den Betrieb komplexer Pumpsysteme und die stetige, energetisch aufwendige

Zirkulation von Waschwasser begründet.

Neben dem zuvor beschriebenen Anwendungsbeispiel der trockenen Abgasreinigung folgt in der Praxis

eine Vielzahl der Reedereien, u.a. mit Ro/Ro- und Ro/Pax-Schiffen, deren Fahrtgebiete zu 100 % in den

SECAs liegen, der ‚Compliance-Strategie‘ der nassen Abgasnachbehandlung. Ohne Anspruch auf

Vollständigkeit soll die nachfolgende Auflistung einen Eindruck zum Einsatzfeld dieser Technologie

vermitteln.

� Die Carnival Corporation & plc plant, mehr als 70 Schiffe aus den Flotten seiner

Tochterunternehmen, darunter auch die Kreuzfahrtschiffe der AIDA Cruises, mit

Abgasnachbehandlungsanlagen auszurüsten. Das Investitionsvolumen hierfür beträgt ca.

400 Mio. $ [vgl. Carnival 2014].

� Die Finnlines Oyj will bis Ende des Jahres 2014 ca. 50 Mio. € in die Installation von

Abgasnachbehandlungsanlagen auf Schiffen der eigenen Flotte investieren [vgl. Finnlines 2014].

� Det Forenede Dampskibs-Selskab AS gab bekannt, insgesamt bis zu 100 Mio. € in die

Ausstattung von 21 Schiffen der eigenen Flotte mit Abgasnachbehandlungsanlagen zu

investieren [vgl. DFDS 2014 (a)]. Ca. 70 t soll jede dieser Anlagen im Schnitt wiegen. Ergänzend

erhält DFDS Fördergelder u.a. im Rahmen von TEN-V in Höhe von ca. 6,34 Mio. € für die

Installation von Abgasnachbehandlungsanlagen auf fünf seiner Schiffe [vgl. DFDS 2014 (b) /

GreenPort 2014 (b)].

� Die Color Line GmbH plant auf vier Bestandsschiffen die Installationen von Systemen zur

Nachbehandlung von Abgasen [vgl. SH 2014 (b)].

� Bei der Transfennica Nederland B.V. ist vorgesehen, fünf Schiffe der vorhandenen Tonnage mit

Abgasnachbehandlungsanlagen auszurüsten [vgl. THB 2014 (c)].

2.2.3 Methanol / Schweröl mit niedrigem Schwefelgehalt (Exkurs)

Neben den Möglichkeiten der Nutzung von LSMGO und LSMDO sowie Anlagen zur

Abgasnachbehandlung stehen zwei weitere, teilw. jedoch noch in der Erprobung bzw. Entwicklung

befindliche ‚Compliance-Strategien‘ auf Basis alternativer Kraftstoffe zur Verfügung.

Insbesondere Stena Line AB forscht intensiv an einer Lösung der Kraftstoffproblematik mithilfe von

Methanol. Hierzu wurde zunächst die 2001 gebaute „Stena Germanica“ für ca. 22 Mio. € umgerüstet, um

sie für die Verbrennung des Kraftstoffs auszulegen. Die Maschinen werden dabei nicht ausschließlich mit

Methanol betrieben, da ein ‚Pilot Oil‘, wie z.B. MGO oder MDO, u.a. zum Start und beim Betrieb mit

geringerer Auslastung der Hauptmaschine eingespritzt wird. Nach derzeitigem Planungsstand sollen bis

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 10

zum Jahr 2020 sukzessiv insgesamt 25 Schiffe der eigenen Flotte vollständig auf den Kraftstoff Methanol

umgerüstet werden. Dies erfordert insbesondere die Anpassung von Leitungen und Pumpen der

Schiffsmaschinen, da Methanol als aggressiv gilt und in der Lage ist, herkömmliche Dichtungen zu

zersetzen. Insgesamt ist Stena Line AB Eigner oder Charterer von ca. 120 Schiffen, von denen mehr als

40 % Tanker und fast die Hälfte Ro/Pax-Fähren darstellen [vgl. PoG 2013 / Stena Line 2013 / Motorship

2014 (d)]. Weiterhin sind vier ca. 50 Tsd. deadweight tonnage (dwt) schwere Tanker mit Methanol-Antrieb

bestellt, von denen die erste Einheit 2016 an die Marinvest AB und Westfal-Larsen Shipping AS

ausgeliefert werden soll. Der Kraftstoff Methanol besitzt einen Flammpunkt von 12°C, kann u.a. aus Kohle

sowie Biomasse erzeugt werden und ist zudem sowohl drucklos als auch ohne eine etwaige Kühlung oder

Erhitzung lagerbar. Die seeseitige Versorgung nachfragender Einheiten erfolgt über entsprechende

Chemikalientanker [vgl. Stena Line 2013 / DNV GL 2014 (c)].

Demgegenüber steht mit einem ‚Schweröl mit niedrigem Schwefelgehalt‘ (LSHFO) seit kurzem ein

weiterer Kraftstoff zur Verfügung, mit dem die ‚MARPOL Annex VI Vorschriften‘ eingehalten werden

können, welcher sich aktuell jedoch nicht uneingeschränkt unter den anzuwendenden Normen der

‚Internationalen Organisation für Normung‘ (ISO) klassifizieren lässt. Der unter dem Namen „Heavy

Distillate Marine ECA 50“ (HDME 50) bekannte Schiffskraftstoff besitzt nach Herstellerangaben, ähnlich

wie LSMGO einen sehr geringen Schwefelgehalt, weist aber ebenso Ähnlichkeiten zum HFO im Bereich

des Flammpunktes, der Dichte und der Verflüchtigung auf. Diese Eigenschaften lassen eine Lagerung und

Verwendung des Kraftstoffes zu, die an die derzeitigen Standards in der Nutzung von HFO als

Schiffskraftstoff anknüpfen, wie der Erwärmung des Kraftstoffgemisches im Tank- sowie Leitungssystem

etc., und sollen keine größeren schiffsseitigen Modifikationen an Haupt- oder Hilfsmaschine erforderlich

machen. Erste Testläufe des LSHFO bei der Wallenius Wilhelmsen Logistics AS verliefen nach

Herstellerangaben erfolgreich bzw. in den eingesetzten Maschinentypen ohne Beanstandung. Es ist

jedoch anzumerken, dass es bei einer Vermengung des LSHFO mit Anteilen von Kraftstoffen mit höherem

Schwefelanteil in den Anlagen zu einer Ablagerung von Asphaltenen kommen kann. Zur Vorbeugung

dieses Kompatibilitätsproblems ist die grundsätzliche Verwendung von Kraftstoffen mit einem

Schwefelanteil von weniger als 2,0 % außerhalb der SECAs geboten [vgl. EM MFL 2014 / Motorship 2014

(a)].

Zum gegenwärtigen Zeitpunkt erfolgt der Vertrieb dieses Kraftstoffes ausschließlich in den Häfen

Amsterdam, Rotterdam sowie Antwerpen via Bunkerschiff, dies jedoch bereits in geringen Mengen ab ca.

100 t. Eine Ausdehnung des Liefergebiets wird angestrebt.

2.2.4 Verflüssigtes Erdgas

16

Die im Rahmen dieser Untersuchung im Fokus stehende ‚Compliance-Option‘ ist die der Nutzung von

LNG. LNG ist herkömmliches Erdgas, das bei einer Temperatur von ca. -162°C nur etwa ein

Sechshundertstel des Volumens von Erdgas besitzt, flüssig gelagert wird und im Wesentlichen aus CH4

sowie kleinen Mengen von Ethan (C2H6) und weiteren Kohlenwasserstoffen (CHx) besteht. Aufgrund der

geringen Temperatur ist der Kraftstoff in stark isolierten Druckbehältern zu transportieren und zu lagern.

Abbildung 3 verdeutlicht den Zusammenhang zwischen der Temperatur des Hauptbestandteils von LNG,

CH4 und dem damit korrespondierenden Druck. Während bei einer Erwärmung von LNG auf ca. -125°C

der Druck auf ca. 10 bar steigt, verdoppelt sich dieser auf 20 bar bereits bei einer weiteren Erwärmung um

ca. 15°C auf ca. -110°C. Diese exponentielle Zunahme des Drucks ist als kritisch zu bezeichnen und durch

die nachhaltige Kühlung des Stoffs zu verhindern. Ein Bersten von Tankbehältern ist jedoch nicht zu

befürchten, da diese im Allgemeinen ab einem Druck von ca. 10 bar beginnen, Gas abzulassen und damit

einem zu hohen Überdruck entgegenzuwirken.

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Abbildung 3: Temperatur-Druck-Verhältnis von ‚verflüssigtem Erdgas‘ [Air Liquide 2014]

LNG hat eine geringere Dichte als die Atemluft. Bei Austritt des Stoffs, welcher dann in der Atmosphäre

verdampft und sich verflüchtigt, entsteht ein zündfähiges Gemisch mit der Luft lediglich im Bereich eines

CH4-Anteils zwischen ca. 5 und 15 % (siehe Abbildung 4). Über- und unterhalb dieser Konzentration in der

Luft ist das Gemisch nicht entflammbar. LNG wirkt weder korrosiv noch toxisch, führt jedoch aufgrund der

niedrigen Temperatur bei direktem Hautkontakt zu schweren Verbrennungen und beim Austritt auf

temperaturempfindlichen Metallen, bspw. auf dem Schiff, zu Versprödungen, Verformungen oder

Brüchen.

Abbildung 4: Entflammbarkeit des Methananteils von LNG im Gas-Luft-Gemisch [vgl. CEE 2006 / Wärtsilä

2012 (a) / eigene Darstellung]

LNG kann in den Verkehrsträgern als Kraftstoff sowohl in reinen Gasmotoren als auch in entsprechend

ausgelegten Dual-Fuel-Antrieben, neben der Nutzung von HFO, MDO oder MGO, zum Einsatz kommen.

Die Nutzung von LNG in Dual-Fuel-Motoren kann gegenüber der Verbrennung in Gasmotoren zu einem

erhöhten spezifischen Verbrauch führen, da die Motoren nicht mehr speziell für einen Kraftstoff

konzipiert sind. Zudem ist, wie auch bei der ‚Compliance-Option‘ Methanol, ein ‚Pilot Oil‘ zu verwenden,

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welches je nach Motorenhersteller, Antriebskonzept sowie Maschinenleistung und -auslastung bis ca.

8,0 % im Kraftstoffmix betragen kann [vgl. MAN 2010 (a) / MAN 2012 / Kristensen 2010 / Wärtsilä 2012 (b)

/ Wärtsilä 2014]. Zusätzlich ist zu berücksichtigen, dass hier die Umstellung zwischen den Kraftstoffen

LNG und bspw. HFO bis zu vier Stunden in Anspruch nehmen kann, um eine Abkühlung bzw. Erwärmung

u.a. der schiffsseitigen Kraftstoffanlagen gewährleisten und Schäden an den Maschinen vermeiden zu

können [vgl. DVZ 2014 (e)].

Die Benennung aktueller Anwendungsbeispiele des Kraftstoffs im Bereich der Schifffahrt ist Bestandteil

der Skizzierung der LNG-Nachfrage in Kapitel 3, weshalb, entgegen der zuvor gewählten Darstellung für

die ‚Compliance-Optionen‘, an dieser Stelle auf die Benennung von Pilotprojekten verzichtet werden soll.

2.3 Gegenüberstellung der dargestellten ‚Compliance-Strategien‘

Nachdem in den vorangegangen Kapiteln die einzelnen ‚Compliance-Strategien‘ grundsätzlich

vorgestellt wurden, erfolgt nun eine Gegenüberstellung ihrer Eigenschaften, bezogen auf Parameter wie

u.a. Heizwert, Dichte, Emissionen und Kosten, um die wesentlichen Unterschiede von LNG

herauszuarbeiten. Da Methanol und HDME 50 in dieser Aufzählung nur als Exkurs behandelt wurden,

sollen diese Kraftstoff keinem tiefergehenden Vergleich mit den weiteren ‚Compliance-Optionen‘

unterzogen werden.

In einer ersten Gegenüberstellung in Tabelle 2 zeigt sich, dass LNG eine deutlich geringere Dichte als die

weiteren Schiffskraftstoffe aufweist. Im Vergleich bspw. mit dem konventionellen HFO beträgt diese etwa

nur die Hälfte. Dagegen lässt sich für den Heizwert feststellen, dass LNG etwa ein Viertel mehr Energie pro

kg Kraftstoff liefert als es für HFO der Fall ist. In der Summe lässt sich für die schiffsseitig mitzuführenden

Bunkervolumina konstatieren, dass, unter gleichen Fahrbedingungen, das LNG-Tankvolumen gegenüber

HFO, MGO und MDO um etwa 40 % größer sein muss, um eine äquivalente Fahrleistung zu generieren.

Unberücksichtigt bleiben hier weitere Einschränkungen, wie z.B. Isolierungen, die einen möglichen

Ladungsraumverlust zusätzlich steigern. Einschränkend ist jedoch zu erwähnen, dass ebenso die

Weiternutzung des Kraftstoffs HFO innerhalb der SECAs bauliche Maßnahmen verursacht, welche im

Zusammenhang mit der Installation der in Kapitel 2.2.2 beschrieben Abgasnachbehandlungssysteme

stehen. Zwar sind diese Anlagen nicht in mittelbarer Nähe zur Schiffsmaschine und damit nicht

unmittelbar im Bereich des Ladungsraums zu platzieren, jedoch gehen auch hiermit erhebliche

schiffsseitige Raumeinbußen einher. Die größten Einbußen beim Ladungsraum sind für die potenzielle

Nutzung von Methanol zu erwarten.

Parameter Kraftstoff

MGO MDO HFO Methanol LNG

Dichte [kg/m3] 820 – 890 900 990 795 425 – 485

Heizwert [kWh/kg] 11,81 11,39 10,97 5,53 13,75

Flammpunkt [°C] > 55 > 61 60 11 < 55

Tabelle 2: Gegenüberstellung von Kraftstoffen und ihrer Eigenschaften[eigene Darstellung]

Neben dieser Darstellung lassen sich die benannten Kraftstoffe bzw. ‚Compliance-Optionen‘ ebenso

hinsichtlich ihrer Schadstoffemissionen vergleichen (siehe Abbildung 5). Hierbei lässt sich zeigen, dass

sowohl die SOx- als auch die PM-Emissionen bei der Verbrennung des Kraftstoffs LNG gegen Null

tendieren. Während LNG ebenso die geforderten ‚Tier III Anforderungen‘, welche ab 1. Januar 2016 für

Schiffsneubauten gelten, erfüllt, sind hier bei der Anwendung der ‚Compliance-Strategien‘ LSMDO bzw.

LSMGO und HFO inkl. Abgasnachbehandlung zusätzlich SCR-Katalysatoren notwendig. Die in den SECAs

ab dem 1. Januar 2015 geltenden Vorschriften zum SOx-Anteil im Schiffskraftstoff können jedoch auch die

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 13

beiden letztgenannten Optionen ohne zusätzliche Maßnahmen erfüllen. Zusätzlich zu den rechtlich

vorgeschriebenen Grenzwerten kann LNG einen Beitrag zur Reduzierung des weltweiten CO2-Ausstoßes

leisten, da dieser im Vergleich zu den weiteren Kraftstoffen um ca. 20 -25 % reduziert ist.

Es sei an dieser Stelle nicht unerwähnt, dass mit der Nutzung des Kraftstoffs LNG ebenso eine CH4-Schlupf

verbunden sein kann, der insbesondere bei der Verbrennung und bei Bunkervorgängen auftritt. Während

das Entweichen von im Motor nicht verbranntem LNG bei neuern Zweitaktmotoren fast gänzlich

ausgeschlossen ist, kann der CH4-Schlupf bei Viertaktmotoren noch auf ca. 1 – 2 % beziffert werden. Da

CH4 bis zu 25-mal klimaschädlicher wirkt als CO2, ist die Kontrolle und umfangreiche Reduzierung von

CH4-Schlupf von elementarer Wichtigkeit für die Nutzung von LNG als Schiffskraftstoff [vgl. GL 2013].

Abbildung 5: Vergleich der Schadstoffemissionen unterschiedlicher Kraftstoffe bzw. ‚Compliance-Optionen‘

[DNV 2010]

Studien zum notwendigen Investitionsvolumen zeigen, dass mit LNG betriebene Schiffe in der

Anschaffung ca. 10 – 15 % teurer sind als herkömmliche, bspw. mit HFO betriebene Schiffe. Diese

zusätzlichen Baukosten sind insbesondere auf die verhältnismäßig großen LNG-Tankbehälter sowie die

Kraftstoffleitungssysteme zurückzuführen. Für ein gängiges Ro/Ro-Schiff von ca. 5,6 Tsd. dwt werden die

zusätzlichen Investitionskosten bspw. auf ca. 3,2 Mio. € geschätzt [vgl. MAGALOG 2008]. In Abhängigkeit

von der LNG-Preisentwicklung und dem Anteil der Fahrzeit in den SECAs beträgt die Amortisationsdauer

mindestens drei Jahre.

U.a. in Abhängigkeit vom Schiffstyp sind Umrüstungen bei der bestehenden Flotte als vergleichsmäßig

umfangreich und komplex zu bezeichnen, da zumeist Raumangebot, Stabilität und technische Merkmale

eines Schiffs optimal auf den Antrieb und verwendeten Kraftstoff abgestimmt sind. Die Installation von

mit einem LNG-Antrieb korrespondieren Anlagen, wie z.B. LNG-Tanks, führen potenziell zu einem

Nutzraumverlust und der Reduzierung der Kapazitäten für Ladung. Eine alternative nachträgliche

Ausstattung eines Schiffs mit Anlagen zur Abgasnachbehandlung weist grundsätzlich ähnliche

Schwierigkeiten auf. Insgesamt werden die durchschnittlichen Umbaukosten eines Schiffs zur Nutzung

von LNG als Kraftstoff bei einem LNG-Tankvolumen von ca. 600 m³ auf 5,5 – 6,0 Mio. € geschätzt (vgl.

Møllenbach et al. 2012 / DNV 2012]. Die Amortisationsrechnung einer solchen Investition ist als sehr

sensibel gegenüber der LNG-Preisentwicklung zu beschreiben. Abbildung 6 zeigt die Spanne möglicher

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 14

Amortisationszeiträume für LNG-Kosten variierend zwischen 450 und 750 $/t in Abhängigkeit vom Anteil

des ECA-Aufenthalts an der Gesamtfahrtzeit.

Abbildung 6: Amortisationszeitraum als Funktion des LNG-Preises [vgl. Møllenbach et al. 2012]

Die langfristige betriebswirtschaftliche Vorteilhaftigkeit einer entsprechenden Investition wird sich

folglich anhand der Preisstabilität von LNG sowie des Preisverhältnis zu den weiteren SECA-konformen

Kraftstoffalternativen zeigen. Bisher war der LNG-Markt von langfristigen Kontrakten mit hohen Volumina

und einer limitierten Anzahl von (vornehmlich staatlichen) Stakeholdern geprägt, sodass LNG selten

direkt an einen privaten Endkonsumenten verkauft wurde. Mit Blick auf die Historie orientiert sich der

Preis von LNG stark am Ölpreis.

Eine Gegenüberstellung der Marktpreisentwicklung der Schiffskraftstoffe (LSM)GO, (H)FO sowie LNG

(anhand des niederländischen Preisindex Title Transfer Facility) bis Ende 2014 zeigt, dass der Handelspreis

von LNG, dargestellt in €/MWh, seit dem Jahr 2009 unter dem der weiteren Schiffskraftstoffe liegt und

sich damit faktisch ein erheblicher Betriebskostenvorteil der ‚Compliance-Optionen‘ LNG ergibt (siehe

Abbildung 7). Hierbei ist jedoch anzumerken, dass der Handelspreis nicht dem Bereitstellungspreis beim

Endabnehmer entspricht, da zusätzlich u.a. Hafengebühren, Lager-, Logistik- und Transportkosten sowie

die Gewinnspanne des Vertriebs anfallen. Insbesondere die Lager-, Logistik- und Transportkosten von

LNG liegen im Status quo jedoch nicht zuletzt aufgrund der noch fehlenden Bunkerinfrastruktur auf

einem vergleichsweise hohen Niveau. Zusätzlich sind im Rahmen einer Wirtschaftlichkeitsbetrachtung

die zuvor skizzierten höheren Investitionskosten für mit LNG betriebene Schiffe zu berücksichtigen.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 15

Abbildung 7: Preise für ausgewählte Schiffskraftstoffe [vgl. Bomin Linde 2014 (b) / eigene Darstellung]

Abbildung 8 zeigt eine mögliche Preisentwicklung der Bunkerpreise bis zum Jahr 2025. Während sich die

weltweit derzeit noch unterschiedlichen LNG-Preise einander annähern, wird unterstellt, dass die

Preisdifferenz zu LSMGO im Verlauf der nächsten Jahre stabil bleibt. Insbesondere in Europa sorgen

aktuell u.a. ein noch vergleichsweise rudimentäres Netz aus Bunkerstationen sowie die hierdurch

beeinflussten relativ hohen Logistikkosten für einen im weltweiten Vergleich hohen LNG-Bunkerpreis. Es

wird hier prognostiziert, dass sich der Preis für HFO mit der globalen Anwendung strikterer Grenzwerte

für SOx-Emissionen in der Schifffahrt von 0,5 % ab dem Jahr 2020 dem Preis von LSMGO annähern und

damit die Preisdifferenz zu LNG vergrößern wird. Diese Entwicklung kann als vorteilhaft für die

nachhaltige Etablierung des Schiffskraftstoffs LNG bezeichnet werden.

Abbildung 8: Prognostizierte Preisentwicklung ausgewählter Schiffskraftstoffe im Basisszenario [LR 2012]

Eine umfassende Gegenüberstellung von drei ausgewählten ‚Compliance-Strategien‘ und ihrer

wesentlichen Parameter ist in Abbildung 9 angeführt. Gegenüber der Nutzung von (LS)MGO und von

HFO inkl. Abgasnachbehandlung weist der Schiffskraftstoff LNG vergleichsweise vorteilhafte

Eigenschaften u.a. in Bezug auf die ab dem 1. Januar 2016 für alle Schiffsneubauten geltenden ‚Tier III

Vorschriften‘, Kraftstoffpreis und –verbrauch sowie Instandhaltungskosten auf. Sowohl im Bereich der

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 16

Kapitalkosten, des Ladungsraumverlusts durch Tanks, von Sicherheitsrisiken etc. wird die Nutzung von

LNG in der Schifffahrt ein schlechteres Zeugnis ausgestellt als den zwei weiteren ‚Compliance-Optionen‘.

Unter Würdigung dieser Gegenüberstellung und der oben zusammengetragenen Ergebnisse ist zu

konstatieren, dass LNG als SECA-konformer Kraftstoff in einigen Bereichen erhebliche Vorteile gegenüber

anderen Schiffskraftstoffen aufweist, jedoch insbesondere in investiver Hinsicht derzeit vergleichsweise

unattraktiv erscheint.

Abbildung 9: Gegenüberstellung wesentlicher Parameter ausgewählter ‚Compliance-Optionen‘ [vgl.

Notteboom 2013 et al.]

Umfragen bestätigen, dass von den Richtlinien zum maximalen Schwefelanteil im Schiffskraftstoff

betroffene Reeder überwiegend mit dem Kraftstoff LSMGO planen [vgl. ESN 2013]. Ein wichtiges Element

dieser strategischen Entscheidung ist auch die (avisierte) relativ kurze Amortisationszeit, die die

Schiffseigner an eine Investition in den Antrieb knüpfen. Hier planen drei Viertel der Reeder mit einer

Amortisation der getätigten Investition innerhalb von fünf Jahren (siehe Abbildung 10). Obgleich zuvor

gezeigt wurde, dass sich die Investition in einen LNG-Antrieb bereits nach drei Jahren amortisieren kann,

so ist dies an einen erheblichen Fahrtanteil in den SECAs geknüpft. Sofern Schiffe jedoch eine hohe SECA-

Aufenthaltszeit aufweisen und nicht älter als zehn Jahre sind, wird ebenso die Nachrüstung von

Abgasnachbehandlungssystemen als vorteilhaft beschrieben [vgl. ESN 2013].

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 17

Abbildung 10: Erwartungen der Schiffseigner an die Amortisationszeit für Investitionen in den Antrieb [vgl.

DNV 2012 / eigene Darstellung]

Nicht zuletzt aufgrund der teilw. noch rudimentären Bunkerinfrastruktur ist davon ausgegangen, dass

LNG zunächst in regionalen Märkten und Punkt-zu-Punkt-Verkehren Fuß fassen wird und sich

anschließend in Abhängigkeit der Preis- und Infrastrukturentwicklung sowie einer etwaigen Reduzierung

der Grenzwerte für SOx-Emissionen in der globalen Schifffahrt auf 0,5 % etablieren kann [vgl. Notteboom

et al. 2013]. Eine ausführliche Analyse des derzeitigen europäischen, seeseitigen Markts für den

Schiffskraftstoff LNG wird in Kapitel 3 vorgenommen.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 18

3 Rahmenbedingungen der seeseitigen LNG-Angebots-

und Nachfrageentwicklung in den europäischen SECAs

3.1 LNG-Pilotprojekte

Nach Betrachtung der Herausforderungen und möglichen ‚Compliance-Strategien‘, um den seit dem

1. Januar 2015 in der Seeschifffahrt geltenden ‚MARPOL Annex VI Vorschriften‘ zu entsprechen, werden

nachfolgend ausgewählte Pilotprojekte einer erfolgreichen (zukünftigen) Implementierung von LNG-

Antrieben vorgestellt. Dabei werden sowohl Schiffsneubauten mit einem reinen LNG- sowie Dual-Fuel-

Antrieb als auch Projekte beschrieben, in denen eine Nachrüstung des LNG-Antriebs stattfand oder in

denen die Hauptmaschinen etwaiger Schiffsneubauten grundsätzlich auch für den Betrieb mit LNG

ausgelegt sind, dieser derzeit jedoch noch nicht erfolgt.

Behördenschiffe

Einleitend wird hier auf den Neubau einer mit LNG betrieben Bagger- bzw. Klappschute der bremenports

GmbH & Co. KG verwiesen, der im Jahr 2016 in Dienst gestellt werden soll. Die ca. 70,5 m lange und

10,2 m breite Schute hat eine Ladekapazität von ca. 840 m3 und erfordert eine Investition von ca.

4,9 Mio. €, von der etwa ein Drittel aus TEN-V-Mitteln der EU bereitgestellt wird. Für das Pilotprojekt

wurde aufgrund von sich noch in der Entwicklung befindenden einheitlichen Bauvorschriften für

Binnenschiffe mit einem LNG-Antrieb eine Sondergenehmigung der ‚Zentralkommission für die

Rheinschifffahrt‘ (ZKR), als übergeordnete europäische Zulassungsstelle eingeholt. Abhängig von der

Einsatzdauer und -art, ist vorgesehen, die zwei jeweils 6 m3 umfassenden LNG-Tanks in einer Frequenz

von etwa ein bis zwei Wochen potenziell mithilfe eines Tank-Lkw zu bebunkern [vgl. SWAHFHB 2013 (d) /

SWAHFHB 2014 (c) / bremenports 2015 (a) / bremenports 2015 (b)]. Aufgrund ihrer schiffbaulichen

Charakteristika und geplanten regelmäßigen Fahrten zwischen der Aufbereitungsanlage für Baggergut in

Bremen und den Hafenbereichen eignen sich Klappschuten besonders gut, um im Rahmen einer

anstehenden Flottenerneuerung mit einem LNG-Antrieb ausgerüstet zu werden. Bezogen auf die

Betriebsdauer einer entsprechenden Schute mit ca. 30 bis 40 Jahren bietet die Umstellung auf den

Kraftstoff LNG sowohl ökologische als auch ökonomische Vorteile [vgl. SSS 2013].

Containerschiffe

Im Bereich der Containerschiffsflotte ist insbesondere die Umrüstung der „Wes Amelie“ der Wessels

Reederei GmbH & Co. KG auf einen LNG-Antrieb als Pilotprojekt zu bezeichnen. Das bereits im Jahr 2011

in Fahrt gesetzte Containerschiff hat eine Kapazität von 1.036 TEU und soll nach gegenwärtiger Planung

Ende 2016 mit LNG-Tanks ausgerüstet und mit dem Kraftstoff LNG in Betrieb genommen werden. Dabei

werden die Umbaukosten im Rahmen der Mobilitäts- und Kraftstoffstrategie der Bundesregierung

gefördert [vgl. Wessels 2015]. Bereits im April 2015 taufte die TOTE Inc. mit der „Isla Bella“ den ersten

Neubau eines Containerschiffs mit einem LNG-Antrieb. Das Containerschiff, welches eine Kapazität von

3.100 TEU besitzt, wird zwischen Florida in den USA und Puerto Rico eingesetzt [vgl. TOTE 2015 (a) /

NASSCO 2015]. Ebenso hat die United Arab Shipping Company S.A.G. mit der „Barzan“, „Linah“ und „Al

Muraykh“ im Jahr 2015 Schiffsneubauten mit einer Kapazität von jeweils 18,8 Tsd. TEU in seine Flotte

aufgenommen, deren Hauptmaschinen für die Verbrennung von LNG ausgelegt sind, derzeit jedoch

(noch) andere Schiffskraftstoffe zum Einsatz kommen. Drei weitere Schiffe des gleichen Typs sollen bis

2016 folgen. Es ist geplant, bis zum Jahr 2020 alle sechs Schiffe dieses Typs auf den Kraftstoff LNG

umgestellt zu haben [vgl. UASC 2015 / DVZ 2015 (a)].

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 19

Kfz-Transportschiffe

Im Jahr 2014 bestellte die United European Car Carriers AS zwei Kfz-Transportschiffe mit einem Dual-Fuel-

Antrieb. Es ist geplant, die beiden Ende 2016 in Dienst zu stellenden Kfz-Transportschiffe vorrangig in der

SECA Ostsee zu betreiben. Die Ladekapazität der Schiffseinheiten beträgt jeweils ca. 3,8 Tsd. Standard-Kfz

[vgl. NYK 2014 / UECC 2014].

Ro/Ro-, Ro/Pax- und Fährschiffe

Prominenteste Beispiele für die Nutzung von LNG als Kraftstoff auf Fährschiffen in der Ostsee sind

� die 2013 mit einem Dual-Fuel-Antrieb in Dienst gestellte und auf der Strecke zwischen Turku und

Stockholm verkehrende „Viking Grace“ der Viking Line GmbH mit einer Passagierkapazität von

ca. 2,8 Tsd. Passagieren [vgl. Viking Line 2013] sowie

� die ebenfalls im Jahr 2013 in Dienst gestellte „Stavangerfjord“ und die seit 2014 operierende

„Bergensfjord“ der Fjord Line AS, welche jeweils eine Passagierkapazität von 1,5 Tsd. Personen

aufweisen, ca. 600 Kfz befördern können, ein LNG-Tankvolumen von jeweils ca. 632 m3 besitzen

und aktuell zwischen den Häfen Hirtshals, Stavanger, Bergen und Langesund eingesetzt werden

[vgl. Fjord Line 2014 (a) / Fjord Line 2014 (b)].

Auf deutscher Seite sind insbesondere der Umbau und die Nachrüstung des Ro/Pax-Fährschiffs

„Ostfriesland“ der AG Ems mit einem Dual-Fuel-Antrieb im Jahr 2015 sowie der Neubau des Fährschiffs

„Helgoland“ der Reederei Cassen Eils GmbH zu nennen. Die Bebunkerung der „Ostfriesland“ mit LNG,

welche zwischen Emden und Borkum operiert, erfolgt durch die Bomin Linde LNG GmbH & Co. KG aktuell

mithilfe von LNG-Tank-Lkw aus Zeebrügge oder Rotterdam am Standort Emden. Der ca. 13,5 Mio. € teure

Schiffsumbau wurde mit ca. 3,1 Mio. € durch die EU gefördert [vgl. AG Ems 2014 (b) / Motorship 2014 (c);

DVZ 2015 (b)]. Der Neubau der „Helgoland“, die eine Passagierkapazität von fast 1,1 Tsd. Personen hat

und für den Seebäderverkehr zwischen Cuxhaven und Helgoland vorgesehen ist, kostet ca. 30 Mio. €,

wobei hiervon ca. 4,2 Mio. € aus TEN-V-Fördermitteln stammen. Der ca. 54 m3 fassende LNG-Tank der

„Helgoland“ soll voraussichtlich einmal wöchentlich in Cuxhaven durch die Bomin Linde LNG GmbH & Co.

KG mithilfe eines Tank-Lkw bebunkert werden. Die Indienststellung des Fährschiffs wird wahrscheinlich

im Jahr 2016 erfolgen [vgl. Motorship 2014 (c) / SH 2014 (a) / DVZ 2015 (c)]. Es ist an dieser Stelle darauf

hinzuweisen, dass im Jahr 2015 beide Fährschiffe entweder erstmalig oder im Rahmen von Probefahrten

per Tank-Lkw in Bremerhaven bebunkert worden sind.

Weitere Planungen sowie konkrete Projekte zur Integration von Fährschiffen mit einem reinen LNG- oder

Dual-Fuel-Antrieb existieren auf internationaler Ebene z.B. bei der British Columbia Ferry Services Inc.

oder der Samsø Rederi.

Bunkerschiffe

Innerhalb einer Kooperation der Klaipėdos Nafta, einem Ölterminalbetreiber in Klaipėda, mit der Bomin

Linde LNG GmbH & Co. KG ist geplant, ein LNG-Bunkerschiff mit einer Bunkerkapazität von bis zu

7 Tsd. m3 LNG zu bauen, welches ab 2017 von einem LNG-Terminal in Klaipėda vorrangig eine etwaige

regionale LNG-Nachfrage in der Ostsee bedienen soll [vgl. Bomin Linde 2015 (a) / Bomin Linde 2015 (b)].

Weiterführend soll bereits im Jahr 2016 ein durch die TOTE Inc. bestelltes Bunkerschiff mit einer LNG-

Kapazität von 2,2 Tsd. m³ zunächst die lokale seeseitige Nachfrage nach dem Kraftstoff LNG in

Washington abdecken und anschließend bedarfsgerecht die Bebunkerung der „Isla Bella“ in Florida in

den USA übernehmen [vgl. TOTE 2015 (b)]. Bereits seit 2013 befindet sich die durch das europäische TEN-

V-Programm geförderte „Seagas“ der AGA AB im Einsatz. Das Bunkerschiff bebunkert fünf- bis sechsmal

die Woche die „Viking Grace“ in Stockholm mit 60 – 70 t LNG. Das LNG stammt aus dem LNG-Terminal der

AGA Gas AB in Nynäshamn, wo es im Status quo in Tank-Lkw gepumpt wird, um anschließend andernorts

an die „Seagas“ übergeben zu werden [vgl. AGA 2012 / DVZ 2014 (b)].

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 20

Die genannten jüngeren Referenzprojekte zum Einsatz des Schiffskraftstoffs LNG zeigen deutlich, dass die

‚Compliance-Option‘ LNG nicht nur in einigen ausgewählten Nischenmärkten, sondern bei einer Vielzahl

unterschiedlicher Schiffstypen innerhalb der SECAs angewendet wird. Auch mittelfristig sind mit Blick auf

die Auftragsbücher der Werften eine Reihe weiterer Neubauten bzw. Schiffsumrüstungen mit einem LNG-

Antrieb geplant. Bis zum Jahr 2018 soll die Zahl der weltweit operierenden LNG- bzw. Dual-Fuel-

betriebenen Schiffe auf 150 anwachsen. Das entspricht gegenüber dem Status quo mit

73 Schiffseinheiten mehr als einer Verdopplung (siehe Abbildung 11). Die Flotte von Schiffen mit einem

LNG-Antrieb wird im dargestellten Szenario im Jahr 2018 zu einem Drittel aus Ro/Ro-, Ro/Pax- und reinen

Passagierschiffen bestehen. Die aus Sicht der bremischen Häfen wichtigen Schiffstypen der Container-,

Massen-, Stückgut- und Kfz-Transportschiffe stehen in 2018 für etwas ein Siebtel der weltweit

operierenden Schiffsflotte mit LNG-Antrieb. LNG-Tank- bzw. -Transportschiffe und Binnenschiffe mit LNG-

Antrieb sind dabei nicht berücksichtigt.

Abbildung 11: Weltweite Schiffsflotte mit LNG-Antrieb bis zum Jahr 2018 (ohne LNG-Tanker sowie

Binnenschiffe mit LNG-Antrieb, Stand: Oktober 2015) [vgl. DNV GL 2014 (b) / DNV GL 2014 (d) / DNV GL 2015 (a) / DNV GL 2015 (b) / BPO 2015 / eigene Darstellung]

Ausgehend von dem heutigen Niveau in der Marktdurchdringung des LNG-Antriebs in der Seeschifffahrt

wird abgeschätzt, dass sich die Anzahl der Schiffe, die zur Einhaltung der ‚MARPOL Annex VI Vorschriften‘

den Schiffskraftstoff LNG nutzen, auf ca. 3,2 Tsd. Schiffe im Jahr 2030 erhöhen kann (siehe Abbildung 12).

Bis zum Jahr 2020 wird von ca. 1,0 Tsd. Schiffen ausgegangen. Werden an dieser Stelle die Schiffe

mitgezählt, deren Motor grundsätzlich für den Betrieb mit LNG ausgerüstet ist, der Schiffskraftstoff jedoch

derzeit noch nicht eingesetzt wird, entspricht dies zwischen 2015 und 2020 nahezu einer Verzehnfachung

der Schiffe mit einem LNG-Antrieb. Grundsätzlich liegt die reale Entwicklung unterhalb des

Prognosepfads, von einer deutlich dynamischeren Entwicklung als im Status quo ist mit Blick auf die

Auftragsbücher der Werften jedoch auszugehen [vgl. DNV GL 2015 (b)]. Insbesondere Tank- und

Offshoreschiffen wird hierbei ein erhebliches Potenzial zugeordnet.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 21

Abbildung 12: Abschätzung der weltweiten Schiffsflotte mit LNG-Antrieb bis zum Jahr 2025 [DNV GL 2014 (a)]

3.2 Nachfrageabschätzungen in den europäischen SECAs

Aufbauend auf die zuvor dargestellten Pilotprojekte sowie skizzierte Abschätzung zur Entwicklung der

Schiffsbestellungen mit einem LNG-Antrieb soll nachfolgend eine erste Übersicht über die potenzielle

Nachfragesteigerung nach LNG als Schiffskraftstoff gegeben werden. Im Wesentlichen wird sich die

Nachfrage auf die (S)ECAs konzentrieren, da die strengeren Schadstoffregularien für die Seeschifffahrt

hier allgemein die Anwendung der in Kapitel 2.2 beschriebenen ‚Compliance-Strategien‘ erfordern und

der Schiffskraftstoff LNG eine mögliche Reaktion auf die ‚MARPOL Annex VI Vorschriften‘ darstellt.

Die in Abbildung 13 abgetragene Entwicklung bis zum Jahr 2017 greift in der Darstellungsweise erneut

die Unterscheidung zwischen bereits in Fahrt befindlichen sowie mit LNG betriebenen Schiffen und noch

nicht in Dienst gestellten Schiffen auf. Die potenzielle Nachfragemenge nach LNG durch die fahrende

Seeschiffsflotte beläuft sich weltweit im Status quo auf ca. 0,2 Mio. t. Mit Berücksichtigung der bereits bei

den Werften in den Auftragsbüchern befindlichen LNG-betriebenen Schiffe wird davon ausgegangenen,

dass die LNG-Nachfrage bis 2017 auf ca. 0,6 Mio. t ansteigen wird. Unter Würdigung der derzeit weltweit

in der Entwicklung steckenden schiffbaulichen Projekte wird abgeschätzt, dass die Nachfrage nach dem

Schiffskraftstoff LNG bis zum Jahr 2017 auf ca. 1,1 Mio. t ansteigen kann.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 22

Abbildung 13: Entwicklung der weltweiten Nachfrage nach LNG durch die Seeschifffahrt [vgl. RSPlatou 2013]

Die potenzielle langfristige LNG-Nachfrageentwicklung in den europäischen SECAs bis zum Jahr 2030 ist

in Abbildung 14 abgetragen. Die abgebildete Spannbreite der Ergebnisse liegt dabei abhängig vom

jeweiligen Szenario und dem korrespondierenden LNG-Preisniveau für das Jahr 2030 zwischen ca. 2,9 und

8,0 Mio. t. Wird das Ergebnis des ersten Szenarios als Mindestnachfrage nach LNG durch die Seeschifffahrt

interpretiert, so ist im Fall eines vorteilhafteren LNG-Preises eine Steigerung um ca. 176 % im dritten

Szenario möglich. Die große Diskrepanz zwischen den Ergebnissen der unterschiedlichen Szenarien zeigt,

mit welcher Unsicherheit eine Prognose der zukünftigen seeseitigen LNG-Nachfrage behaftet ist. Für das

Jahr 2020 schwanken die Ergebnisse zwischen 1,8 und 5,5 Mio. t LNG, was im dritten Szenario zweimal

mehr ist als im ersten Preisszenario. Weitere Studien gehen für das Jahr 2020 von 1,4 – 2,2 Mio. t

seeseitiger LNG-Nachfrage in den europäischen SECAs aus [vgl. DNV 2012].

Abbildung 14: Entwicklung der LNG-Nachfrage durch die Seeschifffahrt in den europäischen SECAs [DMA

2012 (a)]

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 23

Wie bereits einleitend beschrieben, ist davon auszugehen, dass sich die seeseitige LNG-Nachfrage nicht

über alle Regionen auf den Weltmeeren homogen entwickeln wird, sondern zum Gesamtmarkt deutlich

überproportional in den (S)ECAs wachsen wird. Hierzu greift Abbildung 15 die speziell in den einzelnen

Regionen der SECAs Nord- und Ostsee bis zum Jahr 2017 entstehende Nachfrage nach LNG auf. Analog

zur weltweiten LNG-Nachfrage wird davon ausgegangenen, dass sich erhebliche Steigerungen in der

seeseitigen Nachfrage nach dem Schiffskraftstoff LNG im Jahr 2016 einstellen werden. Deutlich mehr als

0,6 Mio. t beträgt demnach die LNG-Nachfrage durch die Seeschifffahrt im Jahr 2017. Werden diese

Erkenntnisse mit denen der voranstehenden Abbildung ins Verhältnis gesetzt, so ist zu konstatieren, dass

etwa drei Fünftel der weltweiten seeseitigen LNG-Nachfrage in den europäischen SECAs anfallen wird,

obgleich ihre Wasseroberfläche nur einen Bruchteil der der Weltmeere ausmacht. Es wird deutlich, dass

mit den Jahren 2016 und 2017 mehr als die Hälfte der seeseitigen LNG-Nachfrage durch Verkehre erzeugt

wird, die sowohl in der ARA-Region mit den Häfen Antwerpen, Rotterdam und Amsterdam als auch der

Ostsee operieren. Es wird unterstellt, dass es sich hierbei insbesondere um Feederverkehre in der Ostsee

handelt, die zunächst u.a. in den Häfen Antwerpen, Rotterdam und Amsterdam gebrochen werden.

Grundsätzlich ist diese kurzfristige LNG-Nachfrageprognose vereinbar mit der in Abbildung 14 skizzierten

Entwicklung.

Abbildung 15: Seeseitige LNG-Nachfrage in den europäischen SECAs [Bomin Linde 2014 (a)]

Ein Indiz für die zukünftige in der Ostsee vergleichsweise hohe LNG-Nachfrage in Verbindung mit

Feederschiffsverbindungen in die ARA-Region kann in Abbildung 16 gesehen werden. Hiernach ist der

Anteil von Schiffen bzw. deren kumulative Tragfähigkeit mit einer SECA-Aufenthaltszeit von mehr als

50 % deutlich größer in Ostsee, Skagerrak, Kattegat, Belt und Öresund als Englischen Kanal und der

Nordsee. Bezogen auf die kumulative Tragfähigkeit der Schiffe, die sich innerhalb eines Kalenderjahrs in

der Nordsee aufhalten, weisen nur ca. 8 % eine Aufenthaltszeit in den europäischen SECAs von 50 % und

mehr ihrer Fahrzeit auf. Im Bereich der Ostsee sind es unter gleichen Randbedingungen mehr als 18 %

und damit mehr als doppelt so viele wie in der Nordsee. Zwar relativiert sich diese deutliche Diskrepanz

etwas mit dem Blick auf die Anzahl bzw. den Anteil der Schiffe mit einem SECA-Aufenthalt von 50 % und

mehr, der für die Nordsee etwas weniger als Drittel und die Ostsee ca. 45 % beträgt, jedoch besitzt die

aufgestellte These weiterhin Gültigkeit.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 24

Über alle Seegebiete der europäischen SECAs lässt sich damit zeigen, dass kleinere Schiffseinheiten

grundsätzlich eine längere Aufenthaltszeit in den SECAs aufweisen als größere Schiffseinheiten bzw.

kleinere Schiffe deutlich häufiger lange in Nord- und Ostsee verweilen als größere Schiffe. Weiterhin

liegen die dargestellten Werte mit längerer Aufenthaltsdauer in der Nordsee und dem Englischen Kanal

unter dem Durchschnitt der europäischen SECAs, wodurch sich schlussfolgern lässt, dass Seeschiffe, die in

der Nordsee operieren, häufiger vergleichsweise wenig Häfen (bspw. in der ARA-Region) anlaufen und

nicht in die Ostsee weiterfahren. Dies wiederum führt dazu, dass es regelmäßige Feederverkehre sind, die

vergleichsweise oft zwischen Nord- und Ostsee operieren und damit einen wesentlichen Teil der

seeseitigen LNG-nachfrage induzieren können.

Abbildung 16: Schiffsaufenthalt in den europäischen SECAs [vgl. DMA 2012 (b)]

3.3 LNG-Terminal- und Bunkerinfrastruktur in den europäischen SECAs

LNG-Terminal- und Bunkerinfrastruktur in den europäischen SECAs

Unmittelbar an die Darstellung einer potenziellen LNG-Nachfragentwicklung anschließen soll die

Skizzierung der jüngsten Projekte zur Errichtung einer LNG-Terminal- und Bunkerinfrastruktur in den

europäischen SECAs. Die etwaigen Terminals fungieren dabei entweder als Importterminal, als

Bunkerstation oder aber insbesondere aufgrund ihrer strategisch günstigen geographischen Position zu

Endverbrauchern und sich anschließenden Regionen mit einer LNG-Nachfrage sowohl als Import- und

Bunkerterminal.

Die größten Exporteure von LNG sind im Status quo Katar, Malaysia, Australien, Nigeria und Indonesien.

Ca. 161 Mio. t und damit zwei Drittel der im Jahr 2014 insgesamt exportierten 241 Mio. t LNG stammen

aus diesen fünf von in der Summe 19 exportierenden Ländern. Entsprechende LNG-Lieferungen erreichen

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 25

ihre Zwischenlagerorte bzw. die LNG-Terminals im Weiteren per LNG-Tankschiff, welche gegenwärtig im

Maximum über Ladungskapazitäten von bis zu 266 Tsd. m3 LNG verfügen [vgl. IGU 2015].

Tabelle 3 stellt diesbezüglich die Systematik der LNG-Terminalgrößen gegenüber, die sowohl allgemein

die Funktion des LNG-Terminals mitbestimmen als auch die LNG-Tankschiffsgröße, die den jeweiligen

Terminaltyp bedient. ‚Small-Scale-Terminals‘ sowie teilw. kleinere ‚Medium-Scale-Terminals‘ sind in der

Regel in (un)mittelbarer geographischer Nähe zu einem oder mehreren seeseitigen Endverbrauchern

angesiedelt und erfüllen damit Versorgungsaufgaben von Schiffseinheiten mit LNG. Dabei sind die LNG-

Terminals überwiegend als Bunkerstation konzipiert, wodurch Schiffe mit einem LNG-Antrieb direkt über

entsprechende Anlagen bebunkert werden können oder aber Tank-Lkw bzw. Bunkerschiffe das LNG zum

Endverbraucher transportieren. Eine Beschickung dieser Terminals erfolgt in Abhängigkeit zur

Lagerkapazität zumeist durch kleinere LNG-Versorgungseinheiten auf dem Land- oder Seeweg.

Während ‚Medium-Scale-Terminals‘ sowohl die Funktion der Versorgung von lokaler bzw. regionaler LNG-

Nachfrage als auch die Funktion einer LNG-Zwischenlagerstätte übernehmen, sind ‚Large-Scale-

Terminals‘ überwiegend für den Import von LNG auf dem Seeweg vorgesehen.

Eigenschaft LNG-Terminalgrößen

‚Small-Scale‘ ‚Medium-Scale‘ ‚Large-Scale‘

LNG-Lagerkapazität [Tsd. m3] ≤ 10 10 – 50 ≥ 50

Tabelle 3: LNG-Terminalgrößen [eigene Darstellung]

Auf der Ebene der EU ist vorgesehen, dass in allen See- und Binnenhäfen des TEN-V-Kernnetzes bis

spätestens 2025 bzw. 2030 eine LNG-Infrastruktur zur Verfügung stehen muss, wobei neben einem LNG-

Terminal auch explizit die Möglichkeit eines Bunkerschiffs, von Tank-Lkw oder mobilen Tank-Containern

eingeschlossen ist [vgl. EU 2014]. Weitere Details im Zusammenhang mit dieser Richtlinie sind in Kapitel

7.1 aufbereitet. Die nachfolgenden internationalen Projektbeispiele zur Errichtung einer LNG-Bunker-

oder Terminalinfrastruktur sind vor dem Hintergrund der benannten Richtlinie ein wesentliches Element

in der Erhöhung der Verfügbarkeit des Schiffskraftstoffs LNG. Die Auswahl beruht dabei auf der Aktualität

der Projekte sowie der relativen Nähe zu den bremischen Häfen, um hieraus ggf. Erkenntnisse für eine

potenzielle LNG-Infrastruktur in Bremerhaven oder Bremen-Stadt ableiten zu können.

Große LNG-Importterminals mit Lagerkapazitäten für mehrere 100 Tsd. m3 LNG stehen teilw. bereits seit

einigen Jahren in der Nordsee bspw. in Zeebrügge, betrieben von Fluxys S.A., und Rotterdam, betrieben

von der Gate Terminal B.V., oder aber auch in Isle of Grain, betrieben von der National Grid Gas plc, zur

Verfügung. U.a. in Dünkirchen soll 2016 ein neues LNG-Importterminal den Betrieb aufnehmen. Bis 2018

bzw. 2019 sind zudem Terminalerweiterungen in Zeebrügge, Rotterdam und Isle of Grain geplant [vgl.

GIE 2015]. Die Errichtung eines potenziellen LNG-Terminals am Standort Eemshaven wird derzeit

diskutiert.

Bereits seit 2011 ist ein ‚Small-Scale-Terminal‘ in Fredrikstad in Betrieb und bietet verteilt auf insgesamt

neun Tanks eine Lagerkapazität von 6,4 Tsd. m3 LNG. Das LNG-Terminal dient insbesondere der

Versorgung der regionalen Industrie mit regasifiziertem LNG über eine Pipeline oder mit LNG durch Tank-

Lkw. Täglich werden hier zwischen 15 und 20 Tank-Lkw mit LNG beladen. 2014 wurde zudem ein

‚Medium-Scale-Terminal‘ mit einem LNG-Lagerkapazität von 30 Tsd. m3 in Lysekil in Betrieb genommen,

welches neben der Belieferung der Industrie über eine Pipeline auch die Bebunkerung von Schiffen über

das Terminal fokussiert. Beide skizzierten Anlagen werden von der Skangass Ltd. betrieben [vgl. Skangass

2015].

Ein weiteres Terminal mit einer Kapazität für 33 Tsd. m3 LNG plant die Swedegas AB in Göteborg zu

eröffnen. Zunächst soll die LNG-Lagerkapazität bei ca. 20 Tsd. m3 liegen und nachfrageabhängig

ausgebaut werden. Das anbieteroffene Terminal soll die Versorgungsdichte von LNG an der

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 26

schwedischen Küste erhöhen, Schiffen als Bunkermöglichkeit dienen und die Bereiche der Industrie

versorgen, die noch keinen Zugang zum Gasnetz besitzen [vgl. DVZ 2014 (a) / PoG 2015 (b)].

Die bereits in Kapitel 3.1 vorgestellten Ro/Pax-Schiffe „Stavangerfjord“ und „Bergensfjord“ der Fjord Line

AS werden seit 2015 durch einen LNG-Tank mit einer Kapazität von 500 m3 im Hafen Hirtshals bebunkert

[vgl. PoH 2015]. Ergänzend ist durch die HMN Gashandel AS sowie Fjord Line AS geplant, bis zum Jahr

2017 in Hirtshals die LNG-Tanklagerkapazitäten auf bis zu 5 Tsd.m3 zu erhöhen sowie eine

Verflüssigungsanlage für Erdgas zu installierten, die aus dem nationalen Gasnetz Dänemarks gespeist

wird und LNG für eine seeseitige Nachfrage aufbereiten soll. Gefördert wird das Projekt dabei hälftig

durch finanzielle Mittel des TEN-V-Programms [vgl. Fjord Line 2015 / EK 2013].

Die Ausführungen zur im Umfeld der bremischen Häfen (u.a. Großbritannien, Belgien, den Niederlanden,

Dänemark, Norwegen und Schweden) vorhandenen und geplanten LNG-Bunker- und

Terminalinfrastruktur zeigt, dass in den vergangenen Jahren bereits ein hohes Maß an LNG-

Lagerkapazitäten geschaffen wurde und weiterhin errichtet wird. Dabei liegt der Schwerpunkt der

westlich gelegenen Häfen auf dem Import von LNG, während Standorte östlich der bremischen Häfen

eher ‚Small- bis Medium-Scale-Terminals‘ zur Bedienung der regionalen see- und auch landseitigen LNG-

Nachfrage fokussieren. Ausnahmen bilden die LNG-Terminalprojekte in Świnoujście sowie Klaipėda.

LNG-Terminal- und Bunkerinfrastruktur in Norddeutschland

Neben der zuvor erfolgten Beschreibung von Entwicklungen auf internationaler Ebene soll nachfolgend

ein Überblick über nationale Planungen im Bereich der LNG-Terminalerrichtung gegeben werden, um so

etwaige Infrastrukturinvestitionen in den bremischen Häfen in einem größeren Kontext beurteilen zu

können.

Allgemein werden die europäischen Ziele zum Aufbau einer verlässlichen und nahtlosen LNG-

Infrastruktur entlang der TEN-V-See- und Binnenhäfen auch auf deutscher Seite politisch verfolgt und

umgesetzt, um den Anforderungen der EU zu entsprechen. Dabei sind alle Mitgliedsstaaten der EU dazu

verpflichtet, bis Ende 2016 Rahmenpläne vorzulegen, die die Maßnahmen, Zeitpläne und Ausbauziele für

alternative Kraftstoffe entlang des nationalen TEN-V-Kernnetzes abbilden. Aufseiten der deutschen Politik

wird derzeit zudem geprüft, in welchem Umfang die Förderung einer LNG-Infrastrukturerrichtung

möglich ist, obgleich hinzuzufügen ist, dass der Ausbau von Hafeninfrastrukturanlagen in den

Zuständigkeitsbereich der Bundesländer fällt [vgl. BMVBS 2013/ EU 2014 / DB 2015 (a) / DB 2015 (b)].

Derzeit existiert in Deutschland kein LNG-Terminal, jedoch gibt es Bestrebungen zur Errichtung eines

‚Large-Scale-terminals‘ derzeit insbesondere in Wilhelmshaven, wo bereits in den 1970er-Jahren durch

die Deutsche Flüssigerdgas Terminal Gesellschaft mbH entsprechende Planungen für bis zu

320 Tsd. m3 LNG-Lagerkapazität auf einem eigenen Gelände vorangetrieben, aber nicht umgesetzt

wurden. Auch eine Wiederaufnahme der Planungen durch die E.ON Energie Deutschland GmbH im Jahr

2007 wurde 2008 erneut eingestellt. Mit Blick auf die hohe Abhängigkeit Deutschlands von russischen

Erdgasexporten und die in der jüngeren Vergangenheit aufgetretenen (politischen) Konflikte in

Südosteuropa ist das genannte Projekt erneut in den Fokus gerückt und wird als Möglichkeit zur

Diversifikation der Importquellen diskutiert. Dabei wird neben dem Bau eines LNG-Importterminals sowie

einer Regasifizierungsanlage an Land ebenso die Variante eines LNG-Tankschiffs inkl. entsprechender

Möglichkeit zur Regasifizierung von LNG, ähnlich dem LNG-Terminalprojekt der Klaipėdos Nafta in

Klaipėda, geprüft [vgl. DB 2014 / Capital 2015 / DFTG 2015].

Mit der Veröffentlichung einer Untersuchung Ende 2015 zum LNG-Nachfragepotenzial hat ebenso der

Hafen Brunsbüttel seine Absichten zur Errichtung eines LNG-Importterminals untermauert [vgl. CML

2015]. Ähnlich wie in Wilhelmshaven liegt der strategische Fokus hier auf einer Diversifizierung von

Importquellen von Erdgas, dem Aufbau strategischer Erdgasreserven sowie der direkten Versorgung des

Hinterlands bzw. der regionalen (chemischen) Industrie, ergänzt um eine seeseitige Nachfrage. Als

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 27

strategischer Partner und potenzieller Betreiber des LNG-Importterminals in Brunsbüttel ist die

Nederlandse Gasunie NV im Gespräch. Mit der VTG AG besteht eine Kooperation hinsichtlich des

Transports von LNG auf der Schiene. Ebenso ist die Errichtung einer LNG-Bunkermöglichkeit für den

Schiffsverkehr am Standort Brunsbüttel angedacht [vgl. SCHRAMM 2015 / DVZ 2015 (d) / VR 2015].

Gegenüber diesen beiden in der Projektierung befindlichen ‚Large-Scale-Terminals‘ ist in Hamburg ein

‚Small-Scale-Terminal‘ mit einer LNG-Lagerkapazität von bis zu 6 Tsd. m3 durch die Bomin Linde LNG

GmbH & Co. KG in der Planung. Dabei ist vorgesehen, das LNG-Bunkerterminal modular und

entsprechend der Nachfrageentwicklung zu erweitern [vgl. HA 2013 / Bomin Linde 2014 (a) / Bomin Linde

2014 (b)]. Der Betrieb soll voraussichtlich 2016 / 2017 aufgenommen werden. Zudem wurde Mitte 2015

der erste Strom durch die „Hummel“ an ein Kreuzfahrtschiff im Hamburger Hafen geliefert, welcher aus

der Verbrennung von LNG erzeugt wurde. Die „Hummel“ ist ein von der Becker Marine Systems GmbH &

Co. KG entwickeltes LNG-Kraftwerk, das auf einem nicht selbständig fahrenden Ponton installiert ist [vgl.

NDR 2015].

Im Hafen Rostock wird voraussichtlich im Jahr 2017 eine LNG-Bunkereinrichtung in Form eines ‚Small-

Scale-Terminals‘ mit bis zu 5 Tsd. m3 LNG-Lagerkapazität den Betrieb aufnehmen, die insbesondere die

Versorgung der Kreuzfahrtschiffe mit einem LNG-Antrieb sicherstellen soll. Während 2016 noch

bedarfsweise Tank-Lkw mit LNG von anderen LNG-Terminals abgefordert werden sollen, ist es für 2017

das Ziel, ein LNG-Bunkerschiff am Standort zu beschäftigen [vgl. SVZ 2015]. Bereits 2014 haben die Hafen-

Entwicklungsgesellschaft Rostock mbH und die Gazprom Germania GmbH eine Absichtserklärung zur

Errichtung einer LNG-Terminalinfrastruktur am Standort Rostock unterzeichnet [vgl. Gazprom 2014].

Mithilfe einer Machbarkeitsstudie ist noch zu erörtern, welche LNG-Kapazität ein erstes potenzielles

Terminalmodul aufweisen muss [vgl. DVZ 2014 (f)]. Planungen am Hafenstandort Lübeck gehen

mittelfristig ebenso von der modularen Errichtung einer LNG-Bunkerinfrastruktur vor Ort in Form eines

‚Small-Scale-Terminals‘ aus [vgl. LPA 2013].

Am Standort Bremen ist die Errichtung einer LNG-Bunkereinrichtung im Industriehafen bis zum Jahr 2016

vorgesehen. Das mit ca. 2,5 Mio. € hälftig durch die EU geförderte TEN-V-Projekt ist sowohl für die

Bebunkerung landseitiger als auch seeseitiger Verkehrsträger vorgesehen und soll voraussichtlich über

eine LNG-Lagerkapazität von 400 m3 verfügen [vgl. EK 2014].

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 28

4 Strukturen der bremischen Häfen

4.1 Güterstruktur und -umschlag in den bremischen Häfen

Nach Darstellung der Rahmenbedingungen zu den ‚MARPOL Annex VI Vorschriften‘, möglichen

‚Compliance-Strategien‘ sowie des Status quo der europäischen und deutschen seeseitigen LNG-

Angebots- und Nachfragestruktur, wird nun der Fokus auf die bremischen Häfen gelegt. In diesem Kapitel

werden die Häfen Bremerhaven und Bremen zunächst in ihren Strukturen beschrieben, während in der

Folge konkret auf die potenzielle LNG-Nachfrage sowie geeignete Bunkerkonzepte für die bremischen

Häfen eingegangen wird. Der Fokus in der Darstellung soll dabei primär auf Attribute der bremischen

Häfen gelegt werden, welche nachfolgend in der Potenzialbetrachtung als Modellparameter einfließen.

Die Hansestadt Bremen hat eine lange Tradition als Schifffahrts- sowie Hafenstandort und die Hafen- und

Logistikwirtschaft ist heute einer der tragenden Säule der Wirtschaft im kleinsten Bundesland

Deutschlands. Hier sichert die Logistik heute, mit ihren direkten und indirekten Effekten ca.

75 Tsd. Arbeitsplätze [vgl. bremenports 2013]. Zudem zählen die bremischen Häfen, gemessen an den

Umschlagmengen des Jahres 2014, zu den sechs größten Häfen der EU und zeichnen sich durch beste

Übersee- und Hinterlandanbindungen aus [vgl. Eurostat 2015].

Ein Charakteristikum der Bremischen Häfen ist die Aufteilung der Umschlagaktivitäten auf die beiden

Standorte Bremen und Bremerhaven und die dabei umgesetzte Arbeitsteilung. Der Hauptumschlag

findet heute in Bremerhaven statt und konzentriert sich hier vor allem auf die Ladungskategorien

Container und Kfz als rollende Ladung. Hinzu kommt in jüngerer Zeit das Segment der

Offshorewindenergie, mit vergleichsweise geringen Umschlagmengen im Zusammenhang mit dem

Aufbau von Windparks vor der deutschen Küste. Dagegen sind die ca. 60 km südlich gelegenen Bereiche

des Hafenteils Bremen-Stadt vor allem auf den Umschlag von konventionellem Stück- und Schwergut

sowie von Massengütern spezialisiert. Entsprechend verteilen sich auch die Schiffsanläufe auf die beiden

Standorte. Während sich in Bremerhaven fast ausschließlich Containerschiffe und Kfz-Transportschiffe

finden, die im Durchschnitt eher zum jüngeren Teil der Welthandelsflotte zählen, sind die nach Bremen-

Stadt fahrenden Schiffe vor allem Massengut- und Mehrzweckschiffe. Die beiden letztgenannten Typen

sind im Rahmen der Weltflotte im Durchschnitt eher zu den älteren zu zählen, wobei in Nordeuropa und

damit auch in den bremischen Häfen tendenziell die moderneren Einheiten der Teilflotten zum Einsatz

kommen.

Wie in Abbildung 17 dargestellt, schwankte die Anzahl der Schiffsanläufe (ohne Leerschiffe) in den

bremischen Häfen in den letzten fünf Jahren zwischen ca. 7,1 Tsd. im Jahr 2010 und 7,8 Tsd. im Jahr 2013.

Auffällig ist in diesem Zusammenhang zum einen die unterschiedliche Entwicklung der Schiffsankünfte in

den Häfen Bremerhaven sowie Bremen-Stadt, zum anderen die Entwicklung der durchschnittlich

umgeschlagenen Ladungsmenge pro Schiffsanlauf an den beiden Standorten. Während die

Schiffsanläufe seit dem Jahr 2010 in Bremerhaven um mehr als ein Viertel gestiegen sind, sind sie im

selben Zeitraum in Bremen-Stadt um mehr als die Hälfte zurückgegangen. Demgegenüber ist der

durchschnittliche Güterumschlag je Schiffsankunft seit 2008, um ca. ein Fünftel in Bremerhaven und fast

120 % in Bremen-Stadt, an beiden Hafenstandorten teilw. deutlich gestiegen. Dieser Zuwachs, sowohl

beim durchschnittlichen Ladungsumschlag je Anlauf als auch bei der durchschnittlichen Schiffsgröße, hat

den zahlenmäßigen Rückgang der Anläufe in Bremen-Stadt zum Teil kompensiert. Aus diesem Grunde

haben sich die Anteile der beiden Hafenstandorte am Gesamtumschlag im gleichen Zeitraum nur relativ

geringfügig verändert. Aus Sicht von Bremerhaven hat sich dieser Anteil von ca. 80,4 % in 2008 auf 84,0 %

im Jahr 2013 erhöht.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 29

Abbildung 17: Entwicklung des Schiffsverkehrs in den bremischen Häfen (ohne Leerschiffe) [vgl. SWAHFHB

2012 / SWAHFHB 2013 (a) / SWAHFHB 2014 (a) / eigene Darstellung]

In der Summe lässt sich auch für den Gesamtgüterumschlag in den bremischen Häfen während der

letzten Jahre ein positives Bild zeichnen (siehe Abbildung 18). Zwar sind dort in den Jahren 2009 und

2013 vorwiegend konjunkturell bedingte Rückgänge im Güterumschlag zu verzeichnen, trotzdem

beträgt das Wachstum beim Güterumschlag im Vergleich der Jahre 2005 und 2013 ca. 45 %.

Der Gesamtumschlag in den bremischen Häfen lag damit im Jahr 2013 bei ca. 78,8 Mio. t. Größter Treiber

dieser Entwicklung ist der fast ausschließlich in Bremerhaven stattfindende Umschlag von Containern. Für

den benannten Zeitraum stieg der Umschlag containerisierter Stückgüter um ca. 63 %. Während somit

der Anteil der Containerladung durch das überproportionale Wachstum stieg, ging sowohl der Anteil

nicht containerisierter Stückgüter als auch der Anteil von Massengütern im gleichen Zeitraum von ca. 15

auf 11 % bzw. von ca. 16 auf 11 % zurück. Im Rahmen dieser Darstellung wird ergänzend auf die in

Anhang A: Tabellen und Grafiken beigefügte Tabelle 12 mit zusätzlichen Informationen zur Güter- und

Kraftfahrzeugumschlagentwicklung sowie zum Kreuzfahrtpassagieraufkommen verwiesen.

Die bremischen Häfen sind mit ca. 2,2 Mio. Kraftfahrzeugen p.a. der größte Umschlagplatz für Kfz in

Europa. Der Großteil dieser Mengen wird über Bremerhaven abgewickelt. Der Exportanteil im Kfz-

Umschlag hat während der vergangenen Jahre stetig zugenommen und liegt heute bei etwa vier Fünftel.

Zu den wichtigsten Destinationen im Export zählen u.a. die USA und der asiatische Markt.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 30

Abbildung 18: Güterumschlag in den bremischen Häfen [vgl. SWAHFHB 2012 / SWAHFHB 2013 (a) / SWAHFHB

2014 (a) / eigene Darstellung]

Für die hier wesentliche Einschätzung des LNG-Nachfragepotenzials sind insbesondere auch die

Handelsströme der bremischen Häfen von Bedeutung. Diese erstrecken sich über die gesamte Welt. Mit

ca. 41 % aller in den bremischen Häfen seeseitig ein- und ausgehenden Güterverkehre ist der

Haupthandelspartner jedoch Europa bzw. sind es die an die SECAs Nord- und Ostsee angeschlossenen

Nationen (siehe Abbildung 19). Während jeweils etwa jede zweite in den bremischen Häfen

umgeschlagene Tonne ihren Ursprung oder ihr Ziel in Nord-, Mittel- oder Südamerika sowie Asien oder

Australien hat, entfällt nur etwa ein Zehntel des Umschlags auf Ursprünge bzw. Destinationen in Afrika

oder dem süd- und südöstlichen Teil Europas.

Innerhalb des Ostseeraums ist vor allem Russland Haupthandelspartner der bremischen Häfen mit einem

Anteil am Güterumschlag von ca. 9 %, gefolgt von den skandinavischen Ländern. Auffällig ist u.a., dass

insbesondere in den Ostseeverkehren der Anteil an containerisierten Ladungen deutlich überwiegt. Beim

Handel mit den an die Nordsee angeschlossenen Ländern Norwegen, Niederlande und Frankreich

dominiert dagegen der Anteil von Massengütern. Darüber hinaus existiert teilw. eine Unpaarigkeit der

Verkehre mit einigen Ländern, wie bspw. Norwegen. Von dort werden in den bremischen Häfen ca.

3 Mio. t Güter mehr über See empfangen als entgegengesetzt versandt. Ähnliche Tendenzen sind für die

Güterverkehre mit Finnland, Niederlande und Malaysia festzustellen. Dagegen wurden im Verkehr mit

bspw. den USA, Mexiko, Singapur, den Vereinigten Arabischen Emiraten und Japan deutlich mehr Güter

versandt als empfangen, sodass die Bilanz insgesamt fast ausgeglichen ist.

Die seeseitigen Verkehre mit anderen deutschen Häfen haben mit ca. 1,2 % insgesamt einen nur

vergleichsweise geringen Anteil. Deutlich größer ist die Bedeutung der weiteren Verkehrsträger im

Hinterlandverkehr der bremischen Häfen.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 31

Abbildung 19: Seegüterverkehrsanteile nach Regionen in den bremischen Häfen 2013 [vgl. SWAHFHB 2014

(a) / eigene Darstellung]

Abbildung 20 verdeutlicht, welche Entwicklung der Modal Split im Hinterlandverkehr der bremischen

Häfen während der Jahre 2005 bis 2013 im Segment der Containerverkehre genommen hat. Trotz eines

Rückgangs im Jahr 2009 konnte das Verkehrsaufkommen im Hinterland seit 2005 insgesamt um ca. 58 %

auf 2,25 Mio. TEU gesteigert werden. Unter Berücksichtigung des durchschnittlichen Gewichts eines in

den bremischen Häfen umgeschlagen TEU (inkl. Tara) entspricht dies für das Jahr 2013 etwa 23,5 Mio. t

bzw. einem Anteil von ca. 30 % am Gesamtumschlag. Zwar ist die Straße mit der Hälfte aller

transportierten TEU noch immer der wichtigste Verkehrsträger im Hafenhinterlandverkehr, jedoch hat

während des skizzierten Zeitraums der Anteil der Schiene sowie der Binnenwasserstraße, wenn auch hier

auf niedrigerem Niveau, zugenommen. Diese Daten und Analysen sind u.a. Grundlage für die

Abschätzung der Potenziale von LNG im landgestützten Verkehr.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 32

Abbildung 20: Modal Split der bremischen Häfen im Hinterlandverkehr [vgl. SWAHFHB 2014 (a) / eigene

Darstellung]

Die Entwicklung im Güterumschlag an den Standorten Bremerhaven sowie Bremen in den letzten Jahren

belegt die deutlich gestiegene Bedeutung der maritimen Wirtschaft in der Region. Diesem Umstand wird

zusätzlich in Form des „Maritimen Aktionsplans der Freien Hansestadt Bremen“ Rechnung getragen, zu

dessen Aktionsfeldern auch „Grüne Häfen und leistungsfähige Schifffahrt“ zählt [vgl. SWHFHB 2011]. Dem

Kraftstoff LNG kann eine wichtige Rolle bei der Beförderung der auf Nachhaltigkeit ausgelegten

Zielstellungen im Bereich der bremischen Häfen zukommen. Im Vorfeld eines Ausweises der Potenziale

des Kraftstoffs LNG an den Standorten Bremerhaven und Bremen erfolgt jedoch eine Vorstellung der

wesentlichen Parameter an den beiden Hafenstandorten. Vor allen Dingen die seeseitig gegebenen

infrastrukturellen Gegebenheiten sind hier von großer Bedeutung, da sie möglicherweise restriktiv auf

eine Größenentwicklung bei den Schiffsverkehren wirken können. Ein Abgleich dieser

Rahmenbedingungen erfolgt im Rahmen der Modellerstellung zur LNG-Nachfrageentwicklung.

4.2 Infrastrukturelle Rahmenbedingungen im Hafen Bremerhaven

Der Standort Bremerhaven liegt an der Außenweser und ist ca. 32 NM von der offenen See entfernt, was

eine Revierfahrt von ca. 2,5 h bedeutet. Auf Höhe von Bremerhaven mündet die Weser in die Nordsee.

Wie bereits zuvor dargestellt, werden in Bremerhaven vorrangig Container sowie Kraftfahrzeuge

umgeschlagen. Tideunabhängig können Schiffe mit einem Tiefgang von bis zu 12,8 m das

Containerterminal anlaufen.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 33

Abbildung 21 gibt einen Überblick über die wesentlichen Hafenareale, zu denen

� die Containerterminals,

� die Columbuskaje (inkl. Kreuzfahrt-, Frucht- und Stückgutterminals),

� die Kaiserhäfen I bis III

� der Verbindungshafen (inkl. Ölterminal) sowie

� der Ost- und Nordhafen gehören.

Abbildung 21: Terminals und Bereiche in Bremerhaven [SWAHFHB 2014 (a)]

Die nachfolgende Aufstellung in Tabelle 4 soll einen Überblick über die wesentlichen Eigenschaften

sowie den Leistungsbereich der benannten Bereiche und damit des Hafenstandorts Bremerhaven geben.

Den Bereich mit der größten Bedeutung für den Umschlag in Bremerhaven stellen die

Containerterminals, welche sich an der fast 5 km langen Stromkaje befinden. Das im Norden gelegene

und als Joint Venture der Eurogate GmbH & Co. KGaA sowie der APM Terminals Management B.V.

betriebene Terminal der North Sea Terminal Bremerhaven GmbH & Co. KG ist vorrangig auf die

Abfertigung von Schiffen der Mærsk Line ausgerichtet. Während das Terminal der Eurogate Container

Terminal Bremerhaven GmbH seine Leistungen ohne Einschränkung für alle Reedereikunden zur

Verfügung stellt, ist auch das Terminal der MSC Gate Bremerhaven GmbH & Co. KG ein Joint Venture.

Neben der Mediterranean Shipping Company S.A. ist auch hier die Eurogate GmbH & Co. KGaA mit 50 %

beteiligt.

Im Süden der Stromkaje schließen sich die Columbuskaje sowie die Autoterminals an, zu welchen im

Wesentlichen die Kaiserhäfen II und III sowie Nord- und Osthafen zählen. Die Kaiserhäfen sind zum einen

über die Kaiserschleuse und zum anderen über die Nordschleuse inkl. Passieren einer Drehbrücke zu

erreichen, welche den Teil des Nord- und Osthafens von den Kaiserhäfen trennt. Auf den sich an die mehr

als 5 km langen Kaianlagen anschließenden Flächen können bis zu 75 Tsd. Pkw frei sowie ca. 45 Tsd. Pkw

überdacht gelagert werden. Die im Export vorrangig für die Regionen Nordamerika, Ostasien und Nahost

bestimmten Pkw werden größtenteils in Ganzzügen nach Bremerhaven transportiert. Bei den zumeist aus

Japan, Korea und den USA stammenden Import-Pkw kommen dagegen eher Lkw für den Transport ins

Hinterland zum Einsatz, nachdem sie zumindest teilw. in den vor Ort angesiedelten Technikzentren eine

weitere Veredelung erfahren haben.

An der Columbuskaje liegt das Kreuzfahrtterminal der Columbus Cruise Center Bremerhaven GmbH,

welches bis zu vier Kreuzfahrtschiffen gleichzeitig Platz bietet. Der Standort verfügt über rund

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 34

380 Parkplätze in unmittelbarer Terminalnähe sowie mit dem Columbusbahnhof über einen direkten

Bahnanschluss. 2013 wurden über das Kreuzfahrtterminal fast 66,5 Tsd. ein- und ausschiffende Gäste

gezählt.

Ein Großteil des Umschlags von Offshorewindenergieanlagen erfolgt u.a. über den Kaiserhafen (ABC-

Halbinsel). Das von der BLG Logistics Group AG & Co. KG betriebene Terminal ist über die Kaiserschleuse

erreichbar und verfügt über schwerlastfähige Lagerflächen zur Einlagerung von Gründungsstrukturen

und Großkomponenten für Offshorewindenergieanlagen. Ziel ist es, mittelfristig ein separates

Offshoreterminal mit entsprechenden Industrieflächen auf Höhe des Fischereihafens zu errichten, um den

steigenden Anforderungen im Offshoresegment Rechnung zu tragen.

Der Fischereihafen ist heute sowohl Gewerbegebiet für kühlgutaffine Logistik- und

Transportunternehmen als auch nach wie vor ein Standort für die Verarbeitung von Fisch und

Meeresfrüchten, wie bspw. durch die Frozen Fish International GmbH, Deutsche See GmbH oder Frosta

Tiefkühlkost GmbH. Die vorhandenen Flächenreserven zwischen Weser und Fischereihafen stehen

Unternehmen aus verschiedenen Branchen zur Verfügung und bieten nicht zuletzt für die

Offshorewindindustrie Kapazitäten zur Weiterentwicklung.

Terminalbereiche Kaianlagen Flächen [Tsd. m2] Vorrangige

Gutart Bereich Terminal Kailän-

ge [km]

Wasser-

tiefe [m]

Liege-

plätze [n] Offen

Überdacht

/gedeckt

(Tief-)

Gekühlt

Co

nta

iner

term

inal

s North Sea Terminal

4,93 12,6 – 15,0 14 3.000 30 8 Container Container Terminal

MSC Gate

Au

tote

rmin

als

Kaiserhafen II

3,02 10,5 – 11,0 15 603 360 -

Kraftfahrzeuge

Kaiserhafen III

Nordhafen 0,90 11,0 k.A. 470 20 -

Osthafen 1,20 k.A. k.A. k.A. k.A. -

Fru

cht-

term

inal

s

Verbindungshafen

0,60 11,3 5 50 13 31 Obst und

Gemüse Columbuskaje

Kreuzfahrtterminal –

Columbuskaje 0,50 9,3 2 – 4 - - - Passagiere

Offshoreterminal (geplant) 0,50 14,5 2 – 3 250 - - Windenergie-

anlagen

Fischereihafen 7,00 8,1 k.A. - - 498 Fisch und

Meeresfrüchte

Tabelle 4: Terminalstruktur in Bremerhaven [vgl. bremenports 2013]

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 35

4.3 Infrastrukturelle Rahmenbedingungen im Hafen Bremen-Stadt

Der Hafenbereich Bremen-Stadt ist ca. 66 NM von der Nordsee entfernt und gliedert sich entlang der

Weser in mehrere verschiedene kleinere Bereiche unterschiedlicher Funktion und Güterstruktur. Neben

konventionellem Stück- und Schwergut ist insbesondere der Umschlag von Massengütern ein

wesentliches Merkmal der stadtbremischen Häfen. Dieser steht derzeit für etwas mehr als zwei Drittel des

Umschlags vor Ort. Im Vergleich der beiden Standorte der bremischen Häfen erreichen die Volumen hier

ca. ein Fünftel des Umschlags in Bremerhaven. Im Wesentlichen gliedert sich die Hafenstruktur in

Bremen-Stadt in die in Abbildung 22 dargestellten Bereiche links und rechts der Weser mit

� dem Neustädter Hafen (inkl. Logistikzentren, Hochregallager und Güterverkehrszentrum),

� dem Industriehafen (trockene und flüssige Massengüter, Schüttgut),

� den Handelshäfen (inkl. Holz-, Fabriken- und Getreidehafen) sowie

� dem Gebiet des Hemelinger Hafens (Binnenhafen).

Abbildung 22: Terminals und Bereiche in Bremen-Stadt [SWAHFHB 2014 (a)]

Tabelle 5 stellt die grundlegenden Charakteristika der einzelnen Bereiche der stadtbremischen Häfen vor

und die jeweiligen örtlichen Infra- sowie Suprastrukturgegebenheiten gegenüber.

Auf der linken Weserseite befindet sich u.a. der Neustädter Hafen, welcher für fast ein Drittel des

Umschlags in den stadtbremischen Häfen steht. Nicht nur das in unmittelbarer Nähe angesiedelte

Güterverkehrszentrum bedeutet für dieses Terminal einen wesentlichen Standortvorteil, auch durch

seinen breiten Gutartenmix aus Projektladungen, Industrieanlagen, Stahlprodukten, Forstprodukten etc.

ist er im Bereich der konventionellen Stückgutverkehre ein Standort mit hoher Wettbewerbsfähigkeit. Auf

ca. 106 ha an seeschifftiefem Wasser können die benannten Produkte langfristig zwischengelagert und

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 36

auch Großkomponenten montiert werden. Zusätzlich grenzen an die Terminals ein Hochregallager der

BLG Logistics Group AG & Co. KG sowie ein Logistikzentrum u.a. für die Automobilindustrie.

In den Terminals des Industriehafens wird jedes Jahr etwa die Hälfte des stadtbremischen Umschlags

generiert. Neben Stahlerzeugnissen zählen hier insbesondere Baustoffe, Forstprodukte, Projektladungen,

Container und Anlagenteile zum Gutartenportfolio. Auf ca. 390 ha hat sich, neben Umschlagbetrieben,

eine Vielzahl von Unternehmen aus dem produzierenden Gewerbe sowie Speditions- und Logistikbereich

angesiedelt und ein breites Dienstleistungsangebot etabliert. Erreichbar sind die Industriehäfen über die

Schleuse Oslebshausen. Neben den genannten Gutarten spielt insbesondere im Kap-Horn-Hafen auch

der Bereich Offshorewindenergie eine entscheidende Rolle. Hier werden u.a. Großkomponenten für die

Offshorewindindustrie konsolidiert. Im Mittelsbürener Hafen werden in erster Linie durch die

ArcelorMittal Bremen GmbH Schüttgüter umgeschlagen.

Der Umschlag in den Handelshäfen konzentriert sich vorrangig auf Schüttgüter wie Futtermittel, Kaffee

und Kakao. Im Getreidehafen dominieren Agrarprodukte. Nicht zuletzt aufgrund der Lage nahe der

Bremer Innenstadt wird dieser Hafenbereich besonders stark durch Produktionsbetriebe und

Dienstleistungsunternehmen genutzt.

Ebenfalls auf der rechten Seite der Weser befindet sich der Hemelinger Hafen, welcher für fast ein Fünftel

des Umschlags der stadtbremischen Häfen steht und aufgrund der relativ geringen Wassertiefe im

Wesentlichen als Anlaufpunkt für die Binnenschifffahrt genutzt wird. Den Umschlagschwerpunkt bilden

hier Kies, Sand sowie Metallprodukte. Weitere Hafenbereiche, jedoch mit einer gemessen am

Güterumschlag leicht untergeordneten Bedeutung, sind das Autoterminal Vegesack sowie der

Hohentorshafen.

Terminalbereiche Kaianlagen Flächen [Tsd. m2] Vorrangige

Gutart Bereich Terminal Kailän-

ge [km]

Wasser-

tiefe [m]

Liege-

plätze [n] Offen

Überdacht

/gedeckt

(Tief-)

Gekühlt

Neu

städ

ter

Haf

en

Hafenbecken II

2,40 11,0 10 – 14 800 260 - Projektladung Wendebecken

Neustadt

Ind

ust

rieh

äfen

Industriehafen 4,15 10,0 – 10,5 k.A. k.A. k.A. k.A.

Baustoffe und

Forstprodukte

Kap-Horn-Hafen 0,40 8,5 k.A. k.A. k.A. k.A.

Werfthafen 1,36 6,7 k.A. k.A. k.A. k.A.

Mittelsbürener

Hafen 0,34 11,0 k.A. k.A. k.A. k.A.

Han

del

s-

häf

en

Holz- und

Fabrikenhafen 2,28 10,0 k.A. k.A. k.A. k.A. Agrarprodukte,

Kaffee und

Kakao Getreidehafen 1,05 11,0 k.A. k.A. k.A. k.A.

Weserhafen Hemelingen 2,60 3,5 k.A. k.A. k.A. k.A. Baustoffe und

Metallprodukte

Tabelle 5: Terminalstruktur in Bremen-Stadt [vgl. bremenports 2013]

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 37

5 LNG-Nachfragepotenzial in den bremischen Häfen

5.1 Motivation zur Beförderung des Kraftstoffes LNG

Aufbauend auf die in den vorangegangenen Kapiteln umfangreich aufbereiteten Daten zum LNG-Markt

in den SECAs sowie die skizzierten Charakteristika der bremischen Häfen soll an dieser Stelle die

Quantifizierung des LNG-Nachfragepotenzials für die bremischen Häfen erfolgen. Hierbei wird neben

einer seeseitigen Nachfrage ebenso die Situation weiterer LNG-affiner Verkehrsträger auf der Landseite

beleuchtet. Als Ausgangspunkt der Bemühungen um eine Abschätzung der potenziellen LNG-Nachfrage

ist insbesondere die Unterzeichnung der ‚Weltklimaschutzerklärung der Häfen‘ (WPCD) im Jahre 2008

durch die Freie Hansestadt Bremen (FHB) zu werten. Mit dieser Erklärung wurde sich dazu verpflichtet,

Klimaschutzmaßnahmen umzusetzen und insbesondere THG- und Schadstoffemissionen im Hafen, im

Hinterlandverkehr und in der Seeschifffahrt zu reduzieren. U.a. dem Kraftstoff LNG soll in dieser

Entwicklung aus Sicht der bremischen Häfen eine entscheidende Rolle zukommen [vgl. SWAHFHB 2013

(b)]:

„Die zukünftig international geltenden Anforderungen an die Emissionsgrenzwerte von Schiffen forcieren

dieses Ziel, stellen aber derzeit zugleich Häfen, Reedereien, Motorenhersteller und Bunkerunternehmen vor

große Herausforderungen. Die Notwendigkeit, die Umweltverträglichkeit der Schiffe zu verbessern und

gleichzeitig im wirtschaftlichen Wettbewerb zu bestehen, trifft im besonderen Maße die Reeder. Mit dem

Einsatz alternativer Kraftstoffe für Schiffe, wie beispielsweise LNG, eröffnet sich eine realistische Perspektive.

Unabhängig von der Frage der Wirtschaftlichkeit besteht seitens der Schiffsbetreiber noch immer

Zurückhaltung, in Gasantriebe zu investieren, da die nötige landseitige Infrastruktur noch nicht ausreichend

vorhanden ist und umgekehrt ist die dadurch nur schwer abschätzbare Nachfrage für die Kraftstofflieferanten

ein Grund für die bisher zögerlichen Entscheidungen in den Ausbau der Versorgungsinfrastruktur. Deshalb

fördern die bremischen Häfen bestmöglich alle Vorhaben seitens der Wirtschaft zum Aufbau von landseitiger

LNG-Infrastruktur und investieren selbst in die Umstellung auf Gasbetrieb in der eigenen Flotte.“

5.2 Methodik zur Bestimmung des seeseitigen LNG-Nachfragepotenzials

5.2.1 Wesentliche Modellparameter

Wesentliche Voraussetzung für die Bestimmung potenzieller seeseitig induzierter LNG-Nachfragemengen

in den bremischen Häfen bis zum Jahr 2030, getrennt für die beiden Standorte Bremerhaven und

Bremen-Stadt, ist die plausible Verknüpfung u.a. der Parameter

� Umschlag- und Fahrtgebietsentwicklung,

� Schiffsdimensionen- und Hafenanlaufentwicklung sowie

� Schiffsflottenaltersstruktur- sowie LNG-Kraftstoffnutzungsentwicklung.

Hierbei sollen die Güterverkehre über See fokussiert werden und der vergleichsweise volatile Markt der

Kreuzfahrtindustrie unberücksichtigt bleiben.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 38

5.2.2 Umschlag- und Fahrtgebietsentwicklung

Die in Abbildung 23 abgetragenen Prognosewerte zum Güter- sowie TEU-Umschlag in Bremen-Stadt und

Bremerhaven speisen sich aus der jüngsten, durch das Bundesministerium für Verkehr und digitale

Infrastruktur herausgegebenen Seeverkehrsprognose. Die dort verarbeiteten Prognosewerte beziehen

sich auf die Nettoladungsgewichte, werden jedoch für die hier angestellte Betrachtung auf einen

Bruttogüterumschlag (inkl. Tara) übertragen. Dabei wird von dem in den letzten neun Jahren in den

bremischen Häfen gegebenen Zusammenhang zischen Brutto- und Nettoladungsgewicht abstrahiert.

Während in Bremen-Stadt aufgrund des hohen Massengutanteils beide Werte in den vergangenen

Jahren nahezu synonym zu verwenden sind, ergibt sich für Bremerhaven ein verändertes Bild. Hier

dominieren Containerverkehre, bei denen die Ladungsträger bereits ein Leergewicht von ca. 2,3 t/TEU

bzw. 4,0 t/‚40-Fuß-Standardcontainer‘ (FEU) aufweisen. Unter Berücksichtigung des Gutartenmixes in

Bremerhaven ergibt sich daher zwischen den Jahren 2005 und 2013 ein Faktor von etwas mehr als 1,2,

mit dem die Nettoladungsgewichte in ein Bruttoäquivalent umzurechnen sind. An beiden Standorten

haben sich während der vergangenen Jahre Netto- und Bruttoladungsgewicht jeweils leicht angenähert.

Diesem Umstand soll hier vereinfacht Rechnung getragen werden, indem der Trend stark abflachend bis

zum Jahr 2030 potenziell fortgeschrieben wird.

Auf Basis der skizzierten Annahmen ergibt sich für Bremen-Stadt bis zum Jahr 2030 gegenüber dem Jahr

2013 ein vergleichsweise moderates Güterumschlagwachstum von ca. 1,5 % p.a. Am Standort

Bremerhaven beträgt das Wachstum im Güterumschlag für den gleichen Zeitraum ca. 2,8 %. In der

Summe wächst der Güterumschlag in den bremischen Häfen zwischen 2013 und 2030 jährlich um ca.

2,6 % auf insgesamt ca. 122 Mio. t. Deutlich größere Wachstumsraten werden für die örtlichen

Containerverkehre zugrunde gelegt. Hier sind es standortübergreifend ca. 3,2 %, wobei für Bremen-Stadt

zwar ein Wachstum von ca. 3,4 %, der Einfluss aufgrund des vergleichsweise geringen

Containeraufkommens jedoch kaum zum Tragen kommt. Für das Jahr 2030 wird in den bremischen

Häfen insgesamt ein Aufkommen von ca. 9,9 Mio. TEU prognostiziert.

Abbildung 23: Entwicklung des Gesamt- und Containerumschlags in den bremischen Häfen bis zum Jahr 2030

[vgl. BMVI 2013 / SWAHFHB 2014 (a) / eigene Darstellung]

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 39

Ausgangspunkt für die Ableitung einer Entwicklung in den einzelnen für die Standorte Bremerhaven und

Bremen relevanten Fahrtgebieten ist der in Kapitel 4.1 für das Jahr 2013 aufgezeigte Handel bzw.

Güteraustausch. Hierbei wird, analog zur Einführung der SECAs, in Gebiete außerhalb und innerhalb der

Nord- und Ostsee unterschieden. Während für die Region der europäischen SECAs eine Aufteilung der

Handelspartner der bremischen Häfen auf Länderbasis erfolgt, wird für außerhalb befindliche Gebiete

eine internationale bzw. -kontinentale Betrachtung gewählt. Dieses Vorgehen ist der Annahme

geschuldet, dass vorrangig Seegüterverkehre mit Ländern innerhalb der europäischen SECAs im Rahmen

der ‚MARPOL Annex VI Vorschriften‘ eine hohe Affinität für die Nutzung des Schiffskraftstoffes LNG

aufweisen, da hier aufgrund zumeist regelmäßiger Verkehre ein vergleichsweise hoher Anteil der Fahrzeit

innerhalb der Nord- und Ostsee geleistet wird. Demgegenüber beträgt die Aufenthaltszeit des

interkontinentalen Seegüterverkehrs mit den bremischen Häfen in SECAs oft nur einen geringen Anteil an

der Gesamtfahrzeit und bedarf daher keiner entsprechend detaillierten Untersuchung auf Länderebene.

Beispielhaft liegt der Anteil der Fahrzeit in den europäischen und nordamerikanischen (S)ECAs bei einem

Linienverkehr zwischen den bremischen Häfen und der Ostküste Nordamerikas bei etwa einem Fünftel.

Bei Verkehren mit Australien (ohne Nutzung des Sueskanals) oder der Westküste Nordamerikas (ohne

Nutzung des Panamakanals) beträgt der Anteil nur ca. 5 % [vgl. AXS 2014]. Es ist anzunehmen, dass sich

für diese Verkehre, vorbehaltlich einer frühesten Reduzierung der SOx-Grenzwerte in der weltweiten

Seeschifffahrt außerhalb der SECAs auf 0,5 % zum Jahr 2020, lediglich der Fahrtanteil in den

(europäischen) SECAs als LNG-affin anrechnen lässt, da, wie in Kapitel 2.1 dargestellt, der

durchschnittliche Schwefelgehalt des im Schiffsverkehr außerhalb der SECAs verwendeten HFO innerhalb

der zulässigen Grenzwerte liegt und keine Anpassungsmaßnahmen erfordert.

Mit der Einführung strengerer Grenzwerte für SOx-Anteile im Schiffskraftstoff zum 1. Januar 2015 in Nord-

und Ostsee erscheint es grundsätzlich möglich, dass sich die Zahl der Transshipmentverkehre über die

bremischen Häfen zukünftig deutlich erhöht. Dieser Effekt ist dem Umstand geschuldet, dass es für die

Reedereien potenziell wirtschaftliche Vorteile bieten kann, nur einzelne Schiffseinheiten dauerhaft auf

Relationen in den europäischen SECAs einzusetzen und den SECA-Aufenthalt für die weitere, auf

interkontinentalen Routen eingesetzte Tonnage auf ein Minimum zu reduzieren. Die für die

Mengenentwicklung im Güterumschlag an den Standorten Bremerhaven und Bremen-Stadt zugrunde

gelegte aktuelle Seeverkehrsprognose bildet diese Auswirkung nicht explizit ab, weist jedoch

unabhängig davon einen erheblichen Anstieg der Transshipmentanteile für die bremischen Häfen aus,

welcher in ähnlichem Umfang Eingang in die Abschätzung der Mengenentwicklung bis zum Jahr 2030

auf den hier betrachteten Relationen einfließen soll [vgl. BMVI 2014].

Für die einzelnen Handels- bzw. Seeverkehrsbeziehungen zwischen den bremischen Häfen und den

identifizierten Destinationen erfolgt in Anlehnung an die Darstellung der Abbildung 19 eine

Fortschreibung der Mengenaufkommen bis zum Jahr 2030. Hierzu werden die verschiedenen Gutarten

im Umschlag kategorisiert und den Bereichen Massengüter sowie Stückgüter in containerisierter sowie

nicht containerisierter Form zugeordnet. Dieses Vorgehen ist im Zusammenhang einer Quantifizierung

der zukünftigen Schiffsverkehre und der allgemeinen Modellentwicklung als plausible Abstraktion der

Realität zu bezeichnen.

Die Berechnung der Entfernung auf See zwischen Bremen-Stadt bzw. Bremerhaven und den

Destinationen in Nord- und Ostsee erfolgt überschlagartig anhand exemplarischer Häfen in den

jeweiligen Ländern und Zielregionen, wobei vereinfachend auf Direktrelationen ohne Zwischenstopps

abgestellt wird. Hierbei handelt es sich im Wesentlichen um den am Umschlagvolumen gemessen,

größten Seehafen eines Landes. Grundsätzlich ist die kürzeste Verbindung zwischen den Häfen über See

zu berücksichtigen. Dies schließt eine mögliche Nutzung des Nord-Ostsee-Kanals (NOK) ein. Eine durch

das Institut für Seeverkehrswirtschaft und Logistik (ISL) durchgeführte Analyse der Hafenanläufe für den

Standort Bremerhaven für das Jahr 2012 zeigt jedoch, dass aufseiten der Containerschiffe etwas mehr als

die Hälfte der Anläufe durch Einheiten erfolgte, deren Dimensionen über der im NOK maximal zulässigen

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 40

Schiffsgröße liegen. Bei Kfz-Transportschiffen sind es etwas mehr als zwei Drittel, bei konventionellen

Stückgutschiffen und Massengutschiffen betreffen dies jedoch nur etwa 2 % bzw. 15 % der Anläufe. In der

Summe können etwas weniger als die Hälfte der Anläufe in den bremischen Häfen auf ihren Routen nicht

den NOK passieren [ISL 2014]. Zwar ist anzunehmen, dass der größere Teil der Zulieferverkehre in das

oder aus dem Baltikum über Schiffe abgewickelt wird, deren Dimensionen leicht unterhalb der

Durchschnittswerte der die bremischen Häfen derzeit anlaufenden Einheiten liegen, die potenzielle

Schiffsgrößenentwicklung auf entsprechenden Routen jedoch diesen Effekt wiederum egalisiert. Aus

diesem Grund soll die mittlere Entfernung der Strecke durch den NOK sowie um Skagerrak bzw. Kattegat

für die weiteren Berechnungen genutzt werden [vgl. WSV 2014].

Nicht einkalkuliert sind mögliche Wartezeiten an den Schleusen des NOK sowie potenzielle Ausfallzeiten,

da diese die zurückzulegende Entfernung nicht beeinflussen und im Wesentlichen nicht als Anteil der

Fahrzeit im Sinne einer korrespondierenden Nutzung der Schiffshauptmaschine zu werten sind. Für

Destinationen außerhalb der europäischen SECAs wird, mit Blick auf die mögliche Nutzung von HFO nach

Verlassen der SECAs sowie den damit einhergehenden und bereits o.g. wirtschaftlichen Vorteilen,

lediglich die Entfernung bis zu den Grenzen der SECA Nordsee betrachtet. Sowohl Destinationen in

Mittel- und Nordostamerika als auch alle weiteren Destination außerhalb der europäischen SECAs werden

über den Englischen Kanal angefahren [vgl. AXS 2014].

In der Abschätzung zum LNG-Nachfragepotenzial ist jeweils nur die einfache Entfernung zwischen den

bremischen Häfen und den definierten Destinationen hinterlegt. Grundlage dieser Annahme ist die

Berücksichtigung einer relativen Häufigkeit, mit der ein Schiff in den bremischen Häfen bebunkert wird.

In der Schifffahrt ist es derzeit üblich, Kraftstoffe, wie HFO, MDO oder MGO, für einen Zeitraum von vier

bis sechs Wochen zu bunkern. Dies ermöglicht es zum einen, insbesondere auf interkontinentalen

Routen, langfristig ohne Bunkerzwischenstopp zu operieren und zum anderen nur in den Häfen zu

bunkern, in denen aus Sicht des Reeder der gewünschte Kraftstoff zum für ihn optimalen Preis zu

erwerben ist. Es ist zu erwarten, dass dieser Trend im Allgemeinen auch für den Kraftstoff LNG Bestand

hat, jedoch die Bunkermenge je Vorgang tendenziell zurückgehen könnte. Dies begründet sich u.a. auf

den vergleichsweise großen Ladungsraumverlust für etwaige LNG-Tanks, wie er bereits in Kapitel 2.2.4

erörtert wurde. Mit der derzeit in der Entstehung befindlichen LNG-Bunkerinfrastruktur innerhalb der

europäischen SECAs ergibt sich zudem zunehmend Versorgungssicherheit für die operierenden Schiffe,

wodurch wiederum das notwenige Tankvolumen soweit reduziert werden kann, dass aus Sicht der

Reeder ein optimales Maß aus Kraftstoffbevorratung und Ladungsraumerhalt erreicht wird. In

Abhängigkeit von Relation und Schiffstyp sind Bunkervolumen für einen Schiffsbetrieb von etwa zwei

Wochen denkbar, was wiederum die durch das etwaige Schiff maximal nachfragbare LNG-Menge

deutlich reduziert. In Anbetracht dieser potenziellen Entwicklung und unter Berücksichtigung des starken

Preiswettbewerbs zwischen einem LNG-Bunkeranbieter in den bremischen Häfen und den weiteren,

bereits errichteten und geplanten Bunkerstationen, u.a. in den für die bremischen Häfen wichtigen

Destinationen Norwegen, Schweden und Polen, ist zu erwarten, dass nur ein geringeres Maß der

routenspezifischen LNG-Nachfrage über die bremischen Häfen gedeckt werden wird. Mit der einfachen

Entfernung zwischen den bremischen Häfen und den Zielregionen im Seegüterverkehr wird diesem

Umstand Rechnung getragen. Es ist an dieser Stelle darauf hinzuweisen, dass der reale LNG-Bunkerbedarf

eines einzelnen Schiffes die ihm mit dieser Kalkulation zugerechneten Menge um ein Vielfaches

überscheiten kann. Hierzu wird zusätzlich exemplarisch für die einzelnen Schiffskategorien dargestellt,

welchen Umfang ein einzelner Bunkervorgang haben kann.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 41

5.2.3 Schiffsdimensionen- und Hafenanlaufentwicklung

Neben der Ermittlung der Entfernungen auf den identifizierten Strecken werden für die jeweiligen o.g.

gutartenspezifischen Schiffstypen unterschiedliche Reisegeschwindigkeiten unterstellt, welche aktuellen

Messungen entstammen. Im Falle der Massengutfrachter beträgt die zugrunde gelegte

Reisegeschwindigkeit ca. 12 kn, für Stückgutschiffe, unter welche hier sowohl Mehrzweckfrachter als auch

Containerschiffe fallen, wird eine gemittelte Reisegeschwindigkeit von 15 kn angenommen. Die

kalkulierten Geschwindigkeiten entsprechen dabei nur einem Bruchteil der ursprünglichen Auslegung

der Schiffe, welche für Massengutschiffe um bis zu einem Drittel und für Stückgutschiffe um ca. 40 bis

50 % über den in dieser Untersuchung angenommen Werten liegen können. Denkbar ist, dass dieser auf

operativen Kraftstoffeinsparungspotenzialen begründete Trend der Langsamfahrt bei einer nachhaltig

steigenden Auslastung der weltweiten Tonnage an wirtschaftlicher Attraktivität verliert. Da belastbare

Annahmen hierzu derzeit jedoch nicht vorliegen, werden für die weitere Entwicklung die bereits

genannten Geschwindigkeiten und die hiermit korrespondierenden Maschinenauslastungen

berücksichtigt. Eine differenzierte Betrachtung der Reisegeschwindigkeiten für unterschiedliche

Schiffsdimensionen erfolgt aufgrund der nur geringen empirischen Relevanz nicht [vgl. IMO 2014 (b)]. Für

den ca. 53,3 sm langen Streckenabschnitt des NOK wird vereinfacht auf die Reisegeschwindigkeit von

6,5 kn abgestellt. Zwar liegt die zulässige Höchstgeschwindigkeit für Schiffseinheiten, Schub- und

Schleppverbände mit einem Tiefgang von 8,5 m und weniger bei ca. 8,1 kn, aufgrund der unterstellten

Entwicklung der für die bremische Häfen relevanten Schiffsdimensionen spielen diese Tiefgänge

langfristig jedoch nur noch eine untergeordnete Rolle [vgl. WSV 2014].

Analog zur Reisezeit eines Schiffs spielt ebenso, wenn auch auf einem vergleichsweise niedrigerem

Niveau, die jeweilige Hafenliegezeit eine entscheidende Rolle bei der Bestimmung eines seeseitigen LNG-

Nachfragepotenzials. Hierzu wurden die Hafenanlaufstatistiken der bremischen Häfen der Jahre 2012

bzw. 2013 gesichtet, die Liegezeiten für die zuvor definierten Schiffskategorien entnommen und in das

Verhältnis zur BRZ der Schiffe gesetzt. Anhand des so trendartig herausgearbeiteten Zusammenhangs

zwischen Schiffsgröße und Hafenliegezeit kann ebenso für die, die bremischen Häfen in den nächsten

Jahren potenziell anlaufenden Schiffsgrößen überschlagartig eine Hafenliegezeit ermittelt werden.

Ergänzend zu der Dimension Zeit wurde für die aufgezeigten Schiffskategorien die durchschnittliche

Leistung und Auslastung ihrer Haupt- und Hilfsmaschinen während der Fahrt und des Hafenaufenthalts

anhand realer Messwerte berücksichtigt [vgl. DMA 2012 (a) / IMO 2014 (b)]. Ebenfalls im Rahmen der

Hafenanlaufstatistiken aufbereitetes Zahlenmaterial zur BRZ der an den Standorten Bremerhaven und

Bremen-Stadt abgefertigten Schiffe dient als Basis für die Fortschreibung der Größenzunahme der

abgefertigten Tonnage vor Ort. Mithilfe dieser Datengrundlage kann standortspezifisch eine

durchschnittliche Schiffsgröße für die jeweiligen Schiffskategorien ermittelt werden und bis 2030

fortgeschrieben werden. Wiederum diese Daten und die gegebene Korrelationen zwischen BRZ und

durchschnittlichem Güterumschlag je Schiffsankunft lässt eine Aussage zu, welche Entwicklung die

Schiffsanläufe für die Jahre bis 2030 nehmen.

Ähnlich der Darstellung in Abbildung 17 vermittelt Abbildung 24 einen Eindruck über die trendartig

fortgeschriebene Entwicklung der Schiffsanläufe sowie die mit einem Anlauf korrespondierende

Umschlagmenge in 5-Jahresintervallen bis 2030. Sowohl in Bremerhaven als auch Bremen-Stadt steigt

das Gütervolumen je abgefertigtem Schiff. Die absolute Menge wird hierbei insbesondere vom örtlichen

Gutartenmix und der damit einhergehenden Schiffskapazität beeinflusst. Gegenüber dem Jahr 2013

steigt der genannte Wert für Bremerhaven um etwas mehr als die Hälfte bis zum Jahr 2030, nachdem er

allein in den acht Jahren zuvor um insgesamt fast zwei Drittel gewachsen ist. Für den Standort Bremen-

Stadt fällt das Wachstum bis zum Jahr 2030 mit etwas mehr als einem Viertel deutlich moderater aus,

nachdem der durchschnittliche Güterumschlag je Schiffsankunft bereits in den Jahren zwischen 2005 und

2013 um ca. 134 % angestiegen ist. Während in den vergangenen Jahren ein deutlicher Rückgang der

Schiffsankünfte in Bremen-Stadt zu verzeichnen war, soll sich die Zahl in den kommenden Jahren

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 42

zwischen 800 und 900 Anläufen einpendeln. Demgegenüber wird für Bremerhaven, unter

Berücksichtigung der prognostizierten Werte im Containerumschlag und einer möglichen leichten

Zunahme der Transshipmentverkehre bis zum Jahr 2030, eine Zunahme auf fast 7,3 Tsd. Schiffseinheiten

ausgewiesen. Die in dieser Entwicklung gegenüber dem Jahr 2013 errechneten Mehranläufe sollen in

dieser Betrachtung vollständig durch neue Tonnage abgedeckt werden.

Abbildung 24: Entwicklung des Schiffsverkehrs in den bremischen Häfen bis 2030 (ohne Leerschiffe) [eigene

Darstellung]

5.2.4 Schiffsflottenaltersstruktur- sowie LNG-Kraftstoffnutzungsentwicklung

Neben der Aufenthaltsdauer und der Schiffsanzahl ist auch das Alter der Schiffsflotte bei der Erhebung

einer potenziellen LNG-Nachfrage durch die Seeschifffahrt in den bremischen Häfen von Bedeutung, da

insbesondere dieses Aufschluss über eine mögliche Adoption eines LNG-Antriebes gibt. Hierzu wird

wiederum auf die o.g. Flottenanalyse des ISL für den Standort Bremerhaven zurückgegriffen. Da für die

stadtbremischen Häfen eine entsprechende Aufschlüsselung nicht zur Verfügung steht, wird, unter

Stützung auf weitere Statistiken, unterstellt, dass die aufgezeigte Struktur repräsentativ für die gesamten

bremischen Häfen steht. Abbildung 25 verdeutlicht, dass Containerverkehre das Bild in Bremerhaven

dominieren, gefolgt von Kfz-Transportschiffen. Vier von fünf Hafenanläufen erfolgen durch diese

Schiffstypen. Werden alle weiteren Stückgutschiffe hinzugezählt, erhöht sich die Zahl auf mehr als 90 %.

Mit Blick auf die letzten Jahre zeigt sich, dass dieses Verhältnis, vorbehaltlich eines leichten Rückgangs bei

den Stückgut- und einer leichten Zunahme bei Containerschiffen, nahezu konstant geblieben ist [vgl.

SWAHFHB 2012 / SWAHFHB 2013 (a) / SWAHFHB 2014 (a)].

Auffällig ist zudem, dass ca. 81 % der Containerschiffsanläufe durch Einheiten erfolgen, die ein Alter von

15 Jahren aufweisen oder jünger sind. Während diese Aussage bei Kfz-Transportschiffen noch bei fast

zwei von drei Anläufen zutrifft, liegt der Anteil bei konventionellen Stückgut- und Massengutschiffen bei

knapp über einem Drittel bzw. ca. 44 %. Für die letztgenannten Kategorien impliziert dies ein im Vergleich

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 43

zu den Container- und Kfz-Transportschiffen deutlich höheres Durchschnittsalter. Insgesamt ist mehr als

die Hälfte der Anläufe in Bremerhaven auf Schiffe zurückzuführen, die zehn Jahre alt oder jünger sind [ISL

2014].

Während bis vor wenigen Jahren ein deutlicher Anstieg des Durchschnittsalters in den Schiffskategorien

Massen- und Stückgut zu verzeichnen war, hat sich dieser Trend nicht zuletzt mit der weltweiten

Belebung der Konjunktur nach der Wirtschaftskrise in den Jahren 2008 bis 2010 teilw. deutlich

umgekehrt. Insbesondere aufgrund hoher Abwrack- und Recyclingquoten im Segment der

Stückgutschiffe, einschließlich Containereinheiten, ist das durchschnittliche Recyclingalter von über

30 Jahren auf heute fast 21 Jahre gefallen. Ein ähnlicher, wenn auch deutlich abgeschwächter Trend ist

für Massengutschiffe erkennbar [vgl. IMO 2007 / UNCTAD 2013 / THB 2014 (a)]. Es ist zu erwarten, dass

sich diese Entwicklung mittelfristig konsolidieren wird. Vereinfachend wird für die Berechnungen auf ein

Niveau von 26 Jahren im Bereich der Stückgutschiffe, einschließlich Einheiten zum Transport

containerisierter und nicht containerisierter Ladung, sowie 31 Jahren bei Massengutschiffen abgestellt.

Durch Abwrackung abgezogene Tonnage wird im vorliegenden Modell, unter Berücksichtigung der

dargestellten Entwicklung innerhalb der Schiffsdimensionen sowie des Güterumschlags je Schiffsankunft,

entsprechend ausschließlich durch neue Schiffe ersetzt. Für diese Betrachtung soll der Kaskadeneffekt,

bei dem aufgrund der Schiffsgrößenentwicklung, insbesondere auf interkontinentalen Routen, kleinere

und ältere Tonnage aus dem jeweiligen Markt in andere, teilw. kleinere Fahrtgebiete, wie z.B. die Nord-

und Ostsee, verdrängt wird, nur eingeschränkt Gültigkeit haben. Grundlage hierfür ist die Annahme, dass,

bedingt durch die in den europäischen SECAs greifenden Schwefelemissionsgrenzwerte, keine ältere

Tonnage in dieses Fahrtgebiet abwandert bzw. die Umsetzung einer der in Kapitel 2.2 beschriebenen

‚Compliance-Strategien‘, für alte, aber im Fahrtgebiet der europäischen SECAs neue Tonnage, dem

Einsatz neuer Schiffe entsprechen soll.

Abbildung 25: Altersstruktur der Bremerhaven anlaufenden Schiffe im Jahr 2012 [ISL / eigene Darstellung]

Die Entwicklung der vergangenen Jahre und die u.a. in Kapitel 2.3 gegenübergestellten

betriebswirtschaftlichen Rahmendaten der unterschiedlichen ‚Compliance-Optionen‘ zeigen, dass

insbesondere der Faktor SECA-Aufenthalts- bzw. SECA-Fahrzeit sowie das Alter des jeweiligen Schiffs eine

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 44

wesentliche Rolle bei der Wahl einer Strategie durch die Reeder spielen. Dieser Umstand soll in den

nachfolgenden Berechnungen zum einen dadurch berücksichtigt werden, dass die aufgezeigten

Handelsrouten der bremischen Häfen mit

� 0,1 % – 49,9 %,

� 50,0 % – 99,9 % sowie

� 100,0 %

einer von drei Kategorien zur anteiligen SECA-Aufenthaltszeit an der Gesamtfahrzeit zugeordnet werden

sollen. Hierbei wird die bereits o.g. Annahme aufgegriffen, dass es sich für die Reedereien wirtschaftlich

vorteilhaft auswirken kann, einen Teil der Tonnage dauerhaft in den europäischen SECAs einzusetzen und

die Aufenthaltszeit für weitere Schiffseinheiten auf ein notwendiges Maß, sprich das Anlaufen der

bremischen Häfen und anschließende Verlassen der europäischen SECAs, zu reduzieren. Als

Modellannahme werden hierzu die seeseitigen Handelsströme der bremischen Häfen mit den Partnern

Nordeuropas, wie in Abbildung 19 veranschaulicht, Schiffsverkehren zugeordnet, die 100 % ihrer Fahrzeit

in den europäischen SECAs verbringen. Zwar ist denkbar, dass diese Entwicklung nicht vollständig für alle

Relationen zutreffen muss, eine Unterteilung und Auswahl einzelner Länder erscheint an dieser Stelle

jedoch wenig sinnhaft. Für alle weiteren Seeverkehrsbeziehungen innerhalb Europas, u.a. mit Ländern im

Mittelmeerraum, wird eine Verweildauer in den europäischen SECAS zwischen 50,0 % und 99,9 %

unterstellt. Interkontinentale Verkehrsbeziehungen der bremischen Häfen fallen in die verbleibende

Kategorie. Es ist grundsätzlich zu argumentieren, dass die Bereitschaft der Reeder, investitionsintensive

Maßnahmen bzw. ‚Compliance-Strategien‘ zur Einhaltung etwaiger SOx-Grenzwerte zu ergreifen, mit der

Abnahme des Fahrtanteils in den SECAs deutlich sinkt. In gleichem Umfang gewinnen die Maßnahmen an

Bedeutung, die zwar partiell höhere Kraftstoffkosten verursachen, sich jedoch aus Sicht der Reeder in den

Gesamtbetriebskosten wirtschaftlicher darstellen.

Das Schiffsalter und damit eine im Rahmen der Schiffslebenszyklen ableitbare spezifische Affinität zur

Umrüstung des Schiffsantriebes bilden im Weiteren den Anknüpfungspunkt zur Bewertung der

Wahrscheinlichkeit in der Nutzung von LNG als Schiffskraftstoff. Diesbezüglich wird mit

� defensive Entwicklung,

� mittlere Entwicklung sowie

� offensive Entwicklung

auf drei Szenarien zur Einführung des LNG-Antriebs in der Schifffahrt bzw. auf den die bremischen Häfen

anlaufenden Schiffe abgestellt. Ausgangspunkt der Modellannahme ist dabei die allgemein zu

unterstellende Entwicklung bei Schiffsneubauten. Im Szenario der offensiven Marktentwicklung nimmt

der Kraftstoff LNG die dominierende Position unter den möglichen ‚Compliance-Strategien‘ ein und wirkt

verdrängend auf die weiteren Optionen. In einer mittleren Entwicklung ist der Kraftstoff LNG die

vorrangig in den SECAs eingesetzte Strategie der Reeder, jedoch mit deutlichen Marktanteilen für die

weiteren beschriebenen ‚Compliance-Optionen‘. Das Szenario der defensiven Entwicklung berücksichtigt

LNG als eine von drei ‚Compliance-Optionen‘ für die SECAs mit gleicher Marktdurchdringung.

Die bereits erläuterte Affinität der Reeder zur Anwendung investitionsintensiver ‚Compliance-

Maßnahmen‘ im Zusammenhang mit dem zugrundeliegenden Aufenthaltsanteil der Schiffe in den SECAs

lässt sich ebenso auf den Schiffslebenszyklus übertragen. Grundsätzlich sinkt die Bereitschaft für größere

Anpassungsmaßnahmen bzw. Eingriffe in die Konstruktion bei bestehender Tonnage mit zunehmendem

Alter der Schiffe, da u.a. die Rendite auf das eingesetzte Kapital nicht vollständig gewährleistet bzw. der

Amortisationszeitpunkt einer entsprechenden Investition außerhalb der angestrebten Nutzungsdauer

eines Schiffes liegen kann. Sowohl Wiederveräußerungswert als auch mögliche Finanzierungsbelange

sollen an dieser Stelle in der Argumentation unberücksichtigt bleiben. Allgemein ist auch gültig, dass bei

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 45

neuer in Fahrt befindlicher Tonnage mindestens in den fünf Jahren bis zur ersten und denen bis zur

zweiten Klassedockung aus wirtschaftlichen Gründen keine größeren antriebsspezifischen Umbauten

erfolgen werden. Es wird daher unterstellt, dass eine strategische Entscheidung seitens der Reeder, für

oder gegen eine Investition in die Nutzung des Kraftstoffes LNG als ‚Compliance-Strategie‘, bereits bei der

Planung und dem Bau getroffen wurde. Ergo wurde sich zu diesem Zeitpunkt entweder bewusst für den

sofortigen Einsatz des Kraftstoffs LNG oder aber zumindest für den skizzierten Zeitraum gegen eine

Nutzung von LNG entschlossen.

Mit der zweiten Klassedockung eines Schiffes, etwa zehn Jahre nach Indienststellung, sind im

Allgemeinen größere Wartungs- sowie Instandhaltungseingriffe verbunden, welche u.a. eine

Trockendockung erfordern. Innerhalb des Zeitraums, in dem ein Schiff trockengelegt wird, besteht die

Möglichkeit, neben den obligatorischen Inspektionen, bei Bedarf umfangreichere Anpassungen der

schiffsseitigen Anlagen, wie es bspw. Antrieb und Tank sind, vorzunehmen. Für diese Untersuchung wird

unterstellt, dass, entsprechend den Abstufungen zur SECA-Aufenthaltszeit, ein gewisser Prozentsatz der

Reeder den Dockaufenthalt eines bisher noch nicht mit LNG betrieben Schiffs für die Umrüstung auf

einen LNG-basierten Antrieb nutzt. Auch dies bedeutet, analog zum Neubau eines Schiffs, eine

strategische Entscheidung, mit der hier jedoch die Kraftstoffausrichtung des Schiffs über die gesamte

Restnutzungsdauer bestimmt wird. Generell sind aus betriebswirtschaftlicher Sicht für größere Eingriffe

obligatorische operative Pausen der Schiffe vorzuziehen, da jede zusätzliche, wenn auch nur kurzfristige

Stilllegung für den Reeder monetäre Einbußen bedeuten. Tabelle 6 gibt noch einmal einen Überblick

über die getroffenen Annahmen und die daraus abgeleiteten Szenarien zur LNG-

Nachfragepotenzialberechnung.

Szenario

SECA-Aufenthalts-

anteil an der

Gesamtfahrzeit [%]

Wahrscheinlichkeit für die Adoption eines LNG-basierten

Antriebs in den Phasen des Schiffslebenszyklus [%]

Neubau Zweite

Klassedockung

Restliche

Nutzungsdauer

Defensive Entwicklung 0,0 – 49,9 2,1 0,3 0,0

50,0 – 99,9 8,3 1,3 0,0

100,0 33,3 5,0 0,0

Mittlere Entwicklung 0,0 – 49,9 4,2 0,6 0,0

50,0 – 99,9 16,7 2,5 0,0

100,0 66,6 10,0 0,0

Offensive Entwicklung 0,0 – 49,9 6,3 0,9 0,0

50,0 – 99,9 25,0 3,8 0,0

100,0 100,0 15,0 0,0

Tabelle 6: Modellszenarien zur Einführung des Kraftstoffs LNG auf die bremischen Häfen anlaufenden Schiffen [eigene Darstellung]

Im spezifischen LNG-Verbrauch der Motoren wird für das Jahr 2015 im Mittel auf 150 kg/MWh abgestellt

[vgl. Wärtsilä 2014]. Ferner wird unterstellt, dass sich dieser Wert in den definierten 5-Jahresintervallen

durch effizientere Technologien und eine Erhöhung des Maschinenwirkungsgrads um jeweils 1 %

gegenüber den fünf Jahren zuvor auf 146 kg/MWh im Jahr 2030 reduziert. Dieser vergleichsweise geringe

Wert spiegelt lediglich eine Erhöhung des Maschinenwirkungsgrads wider, weitere effizienzsteigernde

Maßnahmen im Schiffsdesign sind nicht unwahrscheinlich, bleiben jedoch unberücksichtigt.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 46

5.3 Darstellung der potenziellen seeseitigen LNG-Nachfragemenge

Die o.g. Parameter und begründeten Annahmen zur Entwicklung der Schifffahrt in den bremischen Häfen

lassen sich in die in Abbildung 26 dargestellte LNG-Nachfrageentwicklung überführen. Jeweils der obere

Rand der Flächen markiert die avisierte LNG-Menge im jeweiligen Szenario, während die Fläche selbst die

Spannweite der möglichen Nachfragemengenausprägungen zum nächsten Szenario kennzeichnet.

Auffällig ist der vergleichsweise moderate Anstieg der potenziellen LNG-Nachfrage über alle Szenarien bis

zum Jahr 2020 auf Mengen zwischen 13,8 Tsd. t und 48,7 Tsd. t an den beiden Standorten der bremischen

Häfen. Diese Entwicklung lässt sich in erster Linie durch den limitierten Einsatz neuer Tonnage in den

bremischen Häfen erklären, bedingt zum einen durch eine nur geringe Anzahl an Schiffen, die aufgrund

ihres Alters zu ersetzen sind und zum anderen durch eine generell stagnierende Anzahl der Hafenanläufe

gegenüber den Jahren zwischen 2015 und 2020. Fast linear verläuft der Anstieg der maximal

nachgefragten LNG-Menge durch Seeschiffe zwischen den Jahren 2020 und 2030, auf 53,5 Tsd. t in der

defensiven Entwicklung, 113,2 Tsd. t in der mittleren Entwicklung sowie 168,2 Tsd. t in der offensiven

Entwicklung. Wird vereinfachend eine Gleichverteilung der potenziellen Nachfrage nach LNG über das

Kalenderjahr 2030 unterstellt, bedeutet dies eine wöchentliche Nachfragemenge von bis zu 3,23 Tsd. t.

Abbildung 26: Seeseitiges LNG-Nachfragepotenzial in den bremischen Häfen bis 2030 [eigene Darstellung]

Wie Tabelle 7 zeigt, ist dem Standort Bremerhaven über alle drei Szenarien und Intervalle hinweg der

größte Anteil am gesamten aufgezeigten LNG-Nachfragepotenzial durch Seeschiffe zuzurechnen. Sofern

sich an beiden Standorten der bremischen Häfen die potenziell nachgefragten LNG-Mengen innerhalb

der gleichen Szenarien entwickeln, ist sogar davon auszugehen, dass der Anteil der LNG-Nachfrage in

Bremerhaven im Zeitverlauf bis 2030 sogar steigen wird, von durchschnittlich ca. 86 bis 89 % im Jahr 2015

auf bis zu 95 % im Jahr 2030. Im Falle einer Gleichverteilung der Nachfrage über alle Kalenderwochen im

Jahr 2030 würde dies in einer offensiven Marktentwicklung zu einer potenziellen Absatzmenge pro

Woche von ca. 199 t in Bremen-Stadt sowie 3,04 Tsd. t in Bremerhaven führen. Damit stehen die

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 47

stadtbremischen Häfen nur für einen Bruchteil der Gesamtnachfrage. Eine Aufstellung der mit diesen

Gewichten korrespondierenden Volumina ist der Tabelle 13 in Anhang A: Tabellen und Grafiken zu

entnehmen. Als Umrechnungsfaktor für die Dichte des Stoffs LNG wird hier 0,448 t/m3 verwendet.

Als Exkurs wird an dieser Stelle zusätzlich auf das für die niedersächsischen Häfen ermittelte seeseitige

LNG-Nachfragepotenzial von ca. 38 Tsd. t verwiesen. Fast zwei Drittel dieses Bedarfs entstehen durch

Seeverkehre in Cuxhaven, auf dem Seeweg nur ca. 40 sm bzw. auf der Straße weniger als 50 km entfernt

vom Standort Bremerhaven. Mehr als ein Viertel des niedersächsischen LNG-Potenzials entfällt auf den

Hafenstandort Emden. Eine kritische Würdigung dieser zusätzlichen Mengen im Zusammenhang weiterer

Planungen zur LNG-Infrastruktur in den bremischen Häfen erscheint, vorbehaltlich einer Ermittlung

geeigneter Logistik- bzw. Versorgungskonzepte, plausibel [vgl. NPorts 2013]. Insbesondere das derzeit im

Bau befindliche, ausschließlich mit LNG zu betreibende Seebäderschiff der Reederei Cassen Eils GmbH,

welches im Helgolandverkehr ab Cuxhaven eingesetzt werden soll, sowie die Umrüstung der

Borkumfähre „Ostfriesland“ der AG Ems auf einen Dual-Fuel-Antrieb lassen eine konkrete, sich kurzfristig

entwickelnde LNG-Nachfrage in den niedersächsischen Häfen erkennen (siehe Kapitel 3.1). Für die

letztgenannte Schiffseinheit ist bereits ein Vertrag über die Lieferung von LNG mit der Bomin Linde LNG

GmbH & Co. KG geschlossen worden. Vorgesehen ist die mittelfristige Versorgung der benannten Schiffe

über einen deutschen Hafenstandort, in dem dann entsprechende LNG-Kapazitäten zur Verfügung

stehen [vgl. AG Ems 2014 (a)].

Standort Szenario Seeseitiges LNG-Nachfragepotenzial p.a. [Tsd. t]

2015 2020 2025 2030

Bremen-Stadt Defensive Entwicklung 0,5 1,0 2,0 2,9

Mittlere Entwicklung 1,3 2,7 5,3 7,3

Offensive Entwicklung 1,8 3,8 7,5 10,4

Bremerhaven Defensive Entwicklung 3,8 12,8 31,0 50,6

Mittlere Entwicklung 8,4 30,8 67,1 105,9

Offensive Entwicklung 12,9 44,9 99,5 157,9

Gesamt

(bremische

Häfen)

Defensive Entwicklung 4,2 13,8 33,1 53,5

Mittlere Entwicklung 9,8 33,5 72,4 113,2

Offensive Entwicklung 14,7 48,7 107,0 168,2

Tabelle 7: Seeseitiges LNG-Nachfragepotenzial in Bremen-Stadt und Bremerhaven bis 2030 in Gewichtseinheiten [eigene Darstellung]

Neben der Ableitung eines grundsätzlichen LNG-Nachfragepotenzials, welches sich, wie in Kapitel 5.2.2

dargestellt, anhand der einfachen Transportentfernungen herleiten lässt, ist es insbesondere für die

Bestimmung praktikabler Bunkerkonzepte von besonderer Bedeutung, darzulegen, in welchen Mengen

LNG im Falle einer Bunkernachfrage in den bremischen Häfen bereitzustellen ist. Hierzu gibt Tabelle 8

einen Überblick über die betrachteten Schiffskategorien je Standort. Exemplarisch wird hier auf die

Relation zwischen den bremischen Häfen und Russland abgestellt, unter Berücksichtigung der

schiffsgrößen- und -kategorienspezifischen Hafenliege- sowie Fahrzeiten. Die gewählte Route weist

aufgrund der verhältnismäßig langen Strecke auf See einen relativ hohen Anteil der Fahrzeit an der

gesamten operativen Einsatzzeit inkl. Hafenliegezeit aus. Dieser liegt über alle betrachteten

Schiffskategorien bei durchschnittlich etwa vier Fünftel und ist unter den im Nachfragemodell

berücksichtigten Routen als Extrema zu bezeichnen. Die ermittelten Gewichte der LNG-Bunkerbedarfe

sind wiederum mit einem Faktor von 0,448 t/m3 für die Dichte des Stoffs LNG verrechnet worden. Dieser

Umrechnungsschritt bildet den Ausgangspunkt für die Evaluierung geeigneter LNG-Bunkerkonzepte in

den bremischen Häfen, da neben dem ermittelten allgemeinen potenziellen LNG-Nachfragetrend durch

die Schifffahrt vor Ort auch diese mit einzelnen Bunkeranfragen verbundenen Mengen zu

berücksichtigen sind.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 48

In der Tabelle ist ersichtlich, dass sich im Segment der Stückgutschiffe deutlich größere Mengen LNG je

Bunkeranfrage in Bremerhaven als in Bremen-Stadt ergeben. Dieses Bild wandelt sich im Bereich der

Massengutschiffe geringfügig, da der Gutartenmix in den stadtbremischen Häfen deutlich stärker

Massengüter und leicht größere Transporteinheiten fokussiert als es in den Terminals in Bremerhaven der

Fall ist.

Standort Schiffskategorie

Durchschnittliches LNG-Nachfragepotenzial je

Bunkeranfrage und geplanter Operationszeit [m3]

7 Tage 14 Tage 21 Tage 28 Tage

Bremen-Stadt Stückgutschiff (containerisiert) 350 700 1.050 1.400

Stückgutschiff (nicht containerisiert) 200 400 600 800

Massengutschiff 275 550 825 1.100

Bremerhaven Stückgutschiff (containerisiert) 625 1.250 1.875 2.500

Stückgutschiff (nicht containerisiert) 500 1.000 1.500 2.000

Massengutschiff 250 500 750 1.000

Tabelle 8: Schiffsspezifisches LNG-Nachfragepotenzial in Bremen-Stadt und Bremerhaven für das Jahr 2015 am Beispiel der Relation nach Russland [eigene Darstellung]

An einem weiteren Beispiel soll gezeigt werden, in welchem Umfang LNG potenziell am Standort

Bremerhaven nachgefragt werden könnte, wenn, wie in Kapitel 3.1 skizziert, ein Kfz-Transportschiff mit

einer festen Linie zwischen den bremischen Häfen und Nordamerika mit einem Dual-Fuel-Antrieb

ausgerüstet wird. Die Methodik dieses Exkurses knüpft an das in Kapitel 5.2 dargelegte Vorgehen an, soll

jedoch, wie nachfolgend beschrieben, fallspezifisch leicht abgewandelt werden. Kfz-Transportschiffe

besitzen sowohl bei Haupt- als auch Hilfsmaschine, u.a. aufgrund der Ladungsart, eine im Vergleich mit

den zuvor betrachteten Schiffskategorien deutlich unterdurchschnittliche Maschinenleistung. Zudem soll

nicht nur die einfache Entfernung zur Destination, in diesem Fall die Grenze der europäischen SECAs

südlich von Großbritannien, sondern die doppelte Strecke berücksichtigt werden. Da davon auszugehen

ist, dass der vorgestellte Schiffstyp aufgrund seines Dual-Fuel-Antriebs außerhalb der europäischen

SECAs (und der nordamerikanischen ECA) in erster Linie nicht den Kraftstoff LNG nutzen wird und die

gewählte Relation nicht mit einem Hafenanlauf an der Grenze der SECA endet, ist einem Anlauf in

Bremerhaven und dem potenziellen LNG-Bunkerbedarf die Fahrzeit für die zweifache Entfernung

anzurechnen. Ebenso weisen Kfz-Transportschiffe, mit etwa 1,5 Tagen eine überdurchschnittlich lange

Hafenliegezeit auf. Unter Berücksichtigung dieser Faktoren entsteht mit jedem Hafenanlauf eines

derartigen Kfz-Transportschiffs eine potenzielle LNG-Nachfrage in einem Volumen von ca. 225 m3. Bei

einer angenommenen Frequentierung von zehn Rundläufen p.a. lässt sich damit eine Nachfragemenge

von ca. 2.250 m3 ableiten, was in etwa dem monatlichen Bedarf eines konventionellen Stückgutschiffs mit

LNG-Antrieb auf einer festen Route zwischen Bremerhaven und Russland entspricht.

Die Kalkulation trägt dem Umstand Rechnung, dass, bedingt durch den gegenwärtig gegebenen

Preisvorteil bei der Beschaffung und Bevorratung des Kraftstoffs LNG auf nordamerikanischer Seite

gegenüber dem europäischen Markt, mindestens der Bunkerbedarf für den Streckenabschnitt innerhalb

der nordamerikanischen ECA nicht als Nachfrage den bremischen Häfen zuzurechnen ist. Sofern dieser

Preisvorteil nachhaltig erhalten bleibt und die Schiffe über ausreichend Bunkerkapazitäten für einen

vollständigen Rundlauf verfügen, ist ferner davon auszugehen, dass auch das hier exemplarisch für die

bremischen Häfen ausgewiesene LNG-Nachfragepotenzial nicht ausgeschöpft wird.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 49

5.4 Skizzierung einer potenziellen LNG-Nachfrage weiterer

Verkehrsträger

5.4.1 Binnenschiff, Schiene und Flugzeug

In der Binnenschifffahrt gilt nach der „Zehnten Verordnung zur Durchführung des Bundes-

Immissionsschutzgesetzes“ bereits seit dem 1. Januar 2011 ein Grenzwert für den Schwefelanteil im

größtenteils verwendeten MGO (hier Binnendiesel) von höchstens 0,001 % [vgl. WSV 2010]. Eine hohe

Affinität zum Kraftstoff LNG hat sich mit der Einführung eines derartigen Limits zum Schwefelgehalt

bisher jedoch nicht entwickelt. Grundsätzlich kann aber nicht ausgeschlossen werden, dass aufgrund des

hohen Alters der in den bremischen Häfen eingesetzten Tonnage langfristig ein erheblicher Teil der

Binnenschiffe abgewrackt und durch neue Schiffe ersetzt wird, welche wiederum potenziell mit LNG

betrieben werden könnten. Im Jahr 2012 entfielen fast 60 % der Binnenschiffanläufe auf Einheiten, die

45 Jahre und älter sind [ISL 2014]. Ein Ersatzzeitpunkt dieser Schiffe lässt sich jedoch nur schwer

bestimmen, was wiederum eine plausible Quantifizierung der potenziellen LNG-Nachfragemengen

kompliziert.

Wie bereits in Kapitel 1 kurz erörtert wurde, sind die Verkehrsträger Flugzeug und Schiene zumindest auf

nationaler Ebene bzw. für die bremischen Häfen nicht als LNG-affin zu bezeichnen, weshalb hier auf die

Herleitung einer potenziellen Nachfrage verzichtet werden soll. Grundsätzlich findet der Kraftstoff LNG

jedoch auf internationaler Ebene Anwendung im Bereich des Schienenverkehrs. U.a. in Nordamerika, wo

ein Großteil der Eisenbahnen aktuell mit Diesel betrieben wird, werden verschiedene Konzepte zur

Umsetzung und Anwendung LNG-betriebener Eisenbahnen getestet, um deren betriebswirtschaftliche

sowie ökologische Parameter zu evaluieren. Bspw. konnten auf Teststrecken gegenüber dem

Dieselantrieb bereits Einsparungen bei Schadstoffemissionen von bis zu 92 % sowie bei den

Kraftstoffkosten von ca. 23 % erreicht werden [vgl. TIAX 2010].

Die bremischen Häfen verfügen als traditionelle Eisenbahnhäfen mit ca. 230 km Gleisnetz, welches die

Umschlaganlagen mit dem überregionalen Schienennetz verbindet, über eine überdurchschnittlich gut

ausgebaute Schieneninfrastruktur. Dieser Umstand wird nicht zuletzt durch die Entwicklung des Modal

Split im überregionalen Hinterlandverkehr belegt [vgl. bremenports 2014 (a)]. Wie in Abbildung 27

dargestellt, weist insbesondere das bremische Bahnnetz einen sehr hohen Elektrifizierungsgrad auf,

sodass sich eine etwaige LNG-Nachfrage lediglich durch die Umrüstung der im Hafenbereich tätigen

dieselbetriebenen Rangierlokomotiven generieren ließe. Rund 56 km der Bremischen Hafeneisenbahn

sind aktuell elektrifiziert. Da LNG im Vergleich zu elektrischen Antrieben, abhängig von den für die

Stromgewinnung eingesetzten Energieträgern, tendenziell mehr Schadstoffemissionen und teilw. höhere

Betriebskosten verursacht, wird die Wahrscheinlichkeit einer Nutzung des Kraftstoffes LNG für den

Schienengüterverkehr in den bremischen Häfen als äußerst gering und vernachlässigbar eingestuft.

Dieser Standpunkt ist auch für den Verkehrsträger Flugzeug gültig, da hier insbesondere die spezifischen

Eigenschaften von LNG, wie bspw. die niedrige Siedetemperatur und die relativ geringe Dichte, einen

Einsatz in herkömmlichen Flugzeugen ausschließen und derzeit keine Anlagen oder Technologien für

einen flächendeckenden Einsatz im Flugverkehr zur Verfügung stehen [vgl. Weber 1969 / Weber 1970 /

EEP 2013].

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 50

Abbildung 27: Übersicht über die Elektrifizierung des bremischen Bahnnetzes [SWAHFHB 2013 (c)]

5.4.2 Straße

Grenzwerte für Schadstoffemissionen im Straßengüterverkehr, u.a. für COx, NOx und PM, werden derzeit

durch die Euro-VI-Norm der EU geregelt, welche seit dem 1. Januar 2013 europaweit bei der Typprüfung

sowie seit dem 1. Januar 2014 für alle Neuzulassungen im Lkw-Segment bindend ist [vgl. EK 2012].

Gegenüber der bis dato geltenden Euro-V-Norm sind die Grenzwerte für Schadstoffemissionen um bis zu

80 % gesenkt worden [vgl. NPorts 2013]. Zur Einhaltung dieser Emissionsschwellenwerte bspw. für NOx

werden in erster Linie SCR-Katalysatoren eingesetzt.

Pilotprojekte in den Niederlanden, in denen straßenseitig bereits eine weitestgehend flächendeckende

LNG-Tankstelleninfrastruktur zur Verfügung steht, zeigen, dass die durch die Euro-VI-Norm auferlegten

Emissionsgrenzwerte jedoch auch und insbesondere mithilfe des Kraftstoffs LNG eingehalten werden

können. [vgl. TNO 2011]. Grundsätzlich findet Erdgas als Kraftstoff auf der Straße auch als ‚Komprimiertes

Erdgas‘ (CNG), insbesondere bei Lieferwagen, Bussen oder Lastwagen der Müllabfuhr, Verwendung. Der

größte Teil dieser Fahrzeuge ist im Segment der kleineren Nutzfahrzeuge unter 2 t zugelassen und wird

nur auf kürzeren Strecken eingesetzt. Dagegen ist der CNG-Antrieb bei schwereren Nutzfahrzeugen kaum

verbreitet [vgl. KBA 2014 (a)]. Im Vergleich dieser beiden erdgasbasierten Antriebe besitzt LNG einen

Reichweitenvorteil, da aufgrund des gegenüber CNG geringeren Volumens deutlich mehr Kraftstoff auf

gleichem Raum mitgeführt wird. Wie Abbildung 28 zeigt, sind, basierend auf einem Dual-Fuel-Motor, die

mit dem Kraftstoff LNG erzielbaren Reichweiten mit denen des im Straßengüterverkehr etablierten Diesel-

Antriebs vergleichbar.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 51

Abbildung 28: Vergleich der Reichweiten CNG- und LNG-angetriebener Lkw [vgl. Volvo Truck 2012 / eigene

Darstellung]

Gemessen an den Kraftstoffkosten besitzt LNG aktuell einen Preisvorteil von ca. 10 % gegenüber Diesel,

was u.a. auch auf die nach dem Energiesteuergesetz bis zum 31. Dezember 2018 gültige geringere

Besteuerung gegenüber weiteren Kraftstoffen zurückzuführen ist. Insbesondere durch eine stärkere

Diversifikation der Fahrzeugflotte, im Hinblick auf den gewählten Kraftstoff, könnten betroffene

Unternehmen Auswirkungen potenzieller Kostensteigerungen auf dem Dieselmarkt daher finanziell

leichter abfedern [vgl. BMVI 2014]. Zwar ist ein Lkw mit LNG-Antrieb mit fast 40 Tsd. € noch ca. 20 %

teurer als ein Modell auf Diesel-Basis, jedoch ist, bei entsprechender Laufleistung des Lkw, aufgrund der

geringeren Kraftstoffkosten gegenüber dem Diesel-Antrieb eine Amortisation der Investitionen bereits

nach sieben Jahren möglich [vgl. FAZ 2013].

Eine zentrale Herausforderung für die flächendeckende Implementierung von LNG-angetriebenen Lkw

im Straßengüterverkehr, nicht zuletzt innerhalb Deutschlands, ist die Entwicklung eines engmaschigen

Versorgungsnetzwerks in Form einer Tankstelleninfrastruktur. Hierzu hat die EU die Zielstellung

formuliert, dass, neben der Etablierung einer LNG-Versorgung in den See- und Binnenhäfen innerhalb des

TEN-V-Kernnetzes bis zum Jahr 2025 bzw. 2030, auch die Entwicklung einer landseitigen LNG-

Tankstelleninfrastruktur zu befördern ist. Hierbei soll der durchschnittliche Abstand zwischen

potenziellen LNG-Tankstellen innerhalb des Kernnetzes nur ca. 400 km betragen dürfen [vgl. EU 2014].

Diese Zielstellung wird durch die Bemühungen im Rahmen des durch die EU mit ca. 7,96 Mio. €

geförderten Projekts „LNG Blue Corridors“ unterstützt. Dieses Projekt zielt darauf ab, eine kritische Masse

industrieller und forschungsorientierter Partner zu mobilisieren, welche die Etablierung von LNG als

Kraftstoff für Lkw sowie den Ausbau einer dafür nötigen Infrastruktur unterstützen. Auf vier Korridoren

sollen insgesamt bis zu 14 reine LNG- oder LNG/CNG-Tankstellen entstehen, um eine Versorgung der

avisierten 100 Lkw mit LNG-Antrieb gewährleisten zu können. Wie Abbildung 29 verdeutlicht, führt einer

der vier Korridore auch entlang der bremischen Häfen [vgl. LNGBC 2014].

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 52

Abbildung 29: Korridore und potenzielle LNG-Tankstellen des Projekts „LNG Blue Corridors“ [LNGBC 2014]

Auf deutscher Seite sind die ersten Versuche zur Integration von Lkw mit LNG-Antrieb u.a. durch die

Hellmann Worldwide Logistics GmbH & Co. KG unternommen worden. Im August 2012 wurden hierzu in

einem vierwöchigen Praxistest zwei Lkw auf zwei Strecken erprobt. Insbesondere die hohe Reichweite

und die geringen Lärmemissionen des LNG-Antriebs sind dabei positiv bewertet worden [vgl. Hellmann

2014 (a)]. Während die Etablierung entsprechender LNG-basierter Antriebstechnologien im

Straßengüterverkehr auf nationaler Ebene relativ langsam voranschreitet, existiert im internationalen

Vergleich bereits eine große Bandbreite von Anwendungsfällen. Im Folgenden werden Beispiele für die

Verbreitung und Anwendung von LNG als Kraftstoff im europäischen Straßengüter- und öffentlichen

Personennahverkehr aufgezeigt.

� 30 Sattelzüge der Simon Loos B.V. in den Niederlanden seit 2012 [vgl. BMVI 2014]

� 10 Sattelzüge der Gebr. Huybregts Groep B.V. in den Niederlanden [vgl. BMVI 2014]

� 15 Sattelzüge der Vos Logistics in den Niederlanden seit 2012 [vgl. BMVI 2014]

� 14 Lkw der Coca Cola Company in Großbritannien seit 2012 [vgl. BMVI 2014]

� 35 Lkw der Tesco PLC in Großbritannien [vgl. Gasrec 2013]

� 50 Lkw der Asda Logistics Services in Großbritannien [vgl. Volvo Truck 2013]

� 101 Lkw der DHL International GmbH in Großbritannien (51 weitere Einheiten sind bestellt) [vgl.

TE 2013]

� 11 Stadtbusse der Miejskie Zakłady Autobusowe sp. z o.o. in Polen seit 2013 (35 weitere Einheiten

sind bestellt) [vgl. Gazprom 2013]

Auch in Nordamerika zeigt die Transportbranche großes Interesse an LNG-angetriebenen Lkw. Bspw.

unternimmt die kanadische Spedition Bison Transport derzeit einen Feldversuch mit 15 Zugmaschinen

mit LNG-Antrieb. Neben hohen Wartungskosten der Antriebe ist jedoch insbesondere das noch nicht

lückenlos etablierte LNG-Tankstellennetz als größte Herausforderung zu nennen. Bei erfolgreichem

Abschluss des Feldversuchs sowie wirtschaftlicher Rentabilität plant das Unternehmen zukünftig mehr als

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 53

1.250 Lkw für den Betrieb mit dem Kraftstoff LNG auszurüsten [vgl. TR 2014]. Aufgrund der für eine

Versorgung des Güterverkehrs geeigneten, großen Erdgasreserven und einer stark wachsenden Anzahl

von Lkw-Bestellungen mit LNG-Antrieb ist auch in den USA die Etablierung eines flächendeckenden LNG-

Tankstellennetzes geplant. In Australien, einem großen Förderer von Erdgas und Produzenten von LNG,

wird ein erheblicher Güteranteil auf der Straße mithilfe von Lkw-Einheiten transportiert, welche ca. 50 m

lang und teilw. bis zu 150 t schwer sind. Aufgrund der auf relativ hohem Niveau schwankenden

Importpreise für Diesel werden auch hier zunehmend Lkw mit einem LNG-Antrieb ausgestattet [vgl. Linde

2012].

Die dargestellten Pilotprojekte bestätigen das Potenzial des Kraftstoffs LNG im Straßengütertransport,

weltweit, für Europa und ebenso auch für Deutschland. Die quantitative Ermittlung eines

Nachfragepotenzials durch Lkw-Verkehre ist jedoch mit erheblichen Unsicherheiten, wie bspw. dem

zukünftig zu erwartenden Anteil der LNG-Antriebe in Nutzfahrzeugen, behaftet. Im Rahmen dieser

Untersuchung soll jedoch eine erste Indikation zu potenziellen straßenseitigen Nachfragemengen durch

Lkw-Verkehre in den bremischen Häfen gegeben werden. Analog zum Vorgehen in Kapitel 5.2, zur

Bestimmung der durch den Schiffsverkehr entstehenden LNG-Nachfrage, sollen hier mit einer

� defensiven Entwicklung,

� mittleren Entwicklung sowie

� offensiven Entwicklung

drei Szenarien zur potenziellen straßenseitigen LNG-Nachfrage in den bremischen Häfen erarbeitet

werden, welche sich an der relativen Marktdurchdringung des LNG-Antriebs bei den in Deutschland

zugelassenen Lkw und Zugmaschinen orientieren. Hierzu wird der gegenwärtige Trend des

Fahrzeugbestands bei Lkw und Zugmaschinen mit LNG-Antrieben, ohne tiefergehende Analyse der

jeweiligen Nutzlasten, für die beschriebenen Szenarien fortgeschrieben und anschließend auf den durch

die bremischen Häfen induzierten Straßengüterverkehr im Hinterland übertragen. Der Gesamtbestand

der Fahrzeugflotte und seine Entwicklung sind für diese Betrachtung nicht ausschlaggebend und sollen

daher nicht weiter skizziert werden. Zudem soll der Umstand unberücksichtigt bleiben, dass innerhalb

der zugrunde gelegten Statistik nicht zwischen LNG und ‚Autogas‘ (LPG) differenziert werden kann,

obwohl die Zusammensetzungen dieser beiden verflüssigten Gase deutliche Unterschiede aufweisen.

Vereinfachend soll daher nachfolgend verallgemeinernd ausschließlich auf LNG abgestellt werden.

Die Ist-Entwicklung bei LNG-Antrieben, inkl. Dual-Fuel-Maschinen, im genannten Fahrzeugsegment lässt

bereits einen deutlichen Anstieg des Anteils seit 2008 erkennen. Mit Ende des Jahres 2013 lag dieser

bereits bei ca. 0,23 %, was gegenüber dem Jahr 2008 eine Verdopplung des Anteils bedeutet. Im

Vergleich dazu stieg der Anteil der CNG-Antriebe um lediglich 3,2 %, was innerhalb der betrachteten fünf

Jahre nahezu eine Stagnation des Marktanteils bedeutet. Mit Blick auf Abbildung 30 zeigt sich zudem,

dass der Anteil der CNG-Antriebe seit 2010 leicht rückläufig ist. Insgesamt stieg der Fahrzeugbestand bei

in Deutschland zugelassenen Lkw und Zugmaschinen im genannten Zeitraum um ca. 14,6 %.

Es ist zu vermuten, dass insbesondere aufgrund der o.g. Reichweitenvorteile des LNG-Antriebs gegenüber

einer CNG-Maschine, sich ein gewisser Grad der Marktkannibalisierung beider auf Erdgas ausgerichteter

Antriebe einstellt und LNG als Kraftstoff deutlich häufiger Verwendung findet als CNG. Im Rahmen der

folgenden Berechnungen stellen die drei Szenarien bis zum Jahr 2030 auf einen jährlichen Anstieg des

Marktanteils von ca. 2,03 %, 5,15 % sowie im offensiven Fall auf 9,29 %, innerhalb unterschiedlicher

Funktionen, ab. Dieser, in diesem Zusammenhang als konservativ zu bezeichnende Verlauf soll in den

Berechnungen als Grundlage für die Anteile der über LNG-betriebene Lkw abgewickelten Transporte

dienen.

Weitere Schätzungen gehen davon aus, dass, bei moderatem Wachstum der Marktdurchdringung LNG-

betriebener Lkw bis zum Jahr 2030, im Segment der Sattelzugmaschinen bis zu 5 % der Fahrleistung

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 54

durch Lkw mit einem reinen LNG- oder Dual-Fuel-Antrieb erbracht werden können. Im Falle einer

forcierten Marktdurchdringungen können es bis zu 20 % sein [vgl. BMVI 2014].

Abbildung 30: Anteil der in Deutschland zugelassenen Lkw und Zugmaschinen mit LNG- und CNG-Antrieb

(inkl. Dual-Fuel-Antriebe) am Gesamtbestand [vgl. KBA 2014 (b) / eigene Darstellung]

Auf Grundlage der verfügbaren Daten zum derzeitigen Hinterlandverkehr der bremischen Häfen werden

im Folgenden ausschließlich straßenseitige Güterverkehre betrachtet, die im Zusammenhang mit dem

Transport von TEU bzw. FEU aus und nach Bremerhaven stehen. Es ist zwar zu erwarten, dass durch dieses

Vorgehen ein Teil der potenziellen LNG-Nachfrage durch die Straßengüterverkehre nicht quantifiziert

werden kann, jedoch aufgrund des hohen Containeranteils im Umschlag vier Fünftel des bis zum Jahr

2030 in den bremischen Häfen entstandenen Ladungsaufkommens berücksichtigt wird.

Zwischen den Jahren 2005 und 2013 ist der Anteil der im Hinterland über die Straße transportierten

Container von ca. 60 % auf ca. 50 % zurückgegangen. Gleichzeitig stieg das Gesamtaufkommen im

containerisierten Hinterlandverkehr um ca. 58,1 % auf fast 2,3 Mio. TEU. Ein Großteil dieses Zuwachses

konnte auf die Schiene verlagert werden, deren Anteil an der genannten Containermenge im Jahr 2013

bei ca. 46,6 % lag [vgl. SWAHFHB 2012 / SWAHFHB 2013 (a) / SWAHFHB 2014 (a)]. Im Zuge dieser

Betrachtung wird auch für die nächsten Jahre eine deutliche Steigerung des Containeraufkommens im

Hinterland angenommen. Bis zum Jahr 2030 wird hier von einer Steigerung auf fast 3,4 Mio. TEU

ausgegangen, was gegenüber dem Jahr 2013 ein Wachstum um fast 50 % bedeutet. Es ist erkennbar, dass

sich der Schienenverkehr der bremischen Häfen mit dem Hinterland, insbesondere auf den Relationen

zwischen Bremerhaven und Bremen-Stadt sowie dem Knoten Bremen, bereits heute an der

Kapazitätsgrenze befindet [vgl. BIS 2013]. Mit Blick auf die Verteilung der Ein- und Ausgangszüge in

Bremerhaven im Wochenverlauf zeigt sich, dass Reserven für den schienengebundenen Gütertransport in

das und aus dem Hinterland größtenteils nur noch an den Wochenenden bestehen [vgl. HTC 2013]. Auch

unter Berücksichtigung möglicher kapazitätssteigernder Maßnahmen auf der Schiene wird für die weitere

Berechnung, mittelfristig, ab dem Jahr 2020, von einer Rückverlagerung eines Teils der Steigerungen im

Hinterlandverkehr von containerisierter Ladung auf die Straße ausgegangen. Bis zum Jahr 2030 soll hier

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 55

ein Wachstum der auf der Straße zum oder vom Standort Bremerhaven transportierten Container auf

52,3 % angenommen werden, was ca. 1,76 Mio. TEU entspricht, gegenüber ca. 1,13 Mio. TEU im Jahr 2013.

In Anlehnung an bisherige Untersuchungen hafenbedingter Straßengüterverkehre sowie die gegebene

Paarigkeit im- und exportierter Gütermengen am Standort Bremerhaven soll vereinfacht auf eine

Verteilung der Hol- und Bringverkehre von Containern zurückgegriffen werden, die pro An- und Abfahrt

eines Lkw

� in 25 % der Fälle den Transport von zwei TEU (ein TEU im Zulauf und ein TEU im Ablauf) sowie

� in 75 % der Fälle den Transport von vier TEU (zwei TEU bzw. ein FEU im Zulauf und zwei TEU bzw.

ein FEU im Ablauf) berücksichtigt [vgl. ISL 2007].

Die sich hieraus ableitenden Lkw-bedingten Verkehrsströme in Form von Fahrbewegungen werden für

das Jahr 2015 mit einem angenommenen Leerfahrtenanteil von 20 % multipliziert [vgl. ISL 2007]. Es ist zu

erwarten, dass mit einer steigenden Auslastung der Kapazitäten im Lkw-Verkehr zukünftig auch der Anteil

der Leerfahrten abnimmt. Diesem Umstand wird mit einem sukzessiven Rückgang der Leerfahrten bis

zum Jahr 2030 auf 15 % Rechnung getragen.

Es wird unterstellt, dass die Loco-Quote für den Hafen Bremerhaven, d.h. die Güter, die innerhalb eines

Radius von ca. 75 km verbraucht oder produziert werden, etwa ein Drittel beträgt [vgl. BMVI 2013]. Dieser

Wert wird bis zum Jahr 2030 als konstant angenommen. Für zwei Drittel der ermittelten

Fahrbewegungen wird eine Transportstrecke von ca. 250 km veranschlagt. Dies entspricht in etwa der

Entfernung, die als kostenneutral zwischen den Verkehrsträgern Schiene und Straße angenommen

werden kann. Darüber hinaus gehende Entfernungen im Hinterlandtransport werden voraussichtlich

überproportional stark durch die Verkehrsträger Binnenschiff sowie Schiene abgebildet. Grundsätzlich ist,

u.a. bedingt durch Fahrzeit- und Transportkostenvorteile des Lkw auf kurzen Strecken, denkbar, dass der

Anteil der Straße am Transport containersierter Ladung innerhalb des hier definierten Radius von 250 km

deutlich größer ist als der ihr zurechenbare relative Anteil am Modal Split im gesamten Hinterland. Da

aufgrund des verfügbaren statistischen Materials jedoch eine Plausibilisierung anhand aktueller Daten

nicht möglich ist, soll der hier gewählte Ansatz als Abstraktion der Realität genügen. Sofern derzeit in der

Bearbeitung befindliche Untersuchungen neue Erkenntnisse zur Aufkommensverteilung containersierter

Güter im Hinterland liefern, sind die hier erarbeiteten Modellannahmen ggf. anzupassen.

Die mithilfe der dargestellten Berechnung ermittelten Fahrleistungen werden in einem vereinfachten

Ansatz mit den o.g. szenarioabhängigen Anteilen der Lkw mit LNG-Antrieb entsprechend der Jahre 2015

bis 2030 multipliziert und so in LNG-affine Fahrleistungen umgerechnet. Der Verbrauch des Kraftstoffs

LNG pro Lkw-km unter Volllast wird mit ca. 0,337 kg angenommen. Dieser Wert ergibt sich aus ca. 16,1 %

höheren Heizwert pro kg des Kraftstoffs LNG im Vergleich zum Diesel [vgl. NPorts 2013]. Der Verbrauch

eines Lkw mit Dieselantrieb wird mit durchschnittlich 0,325 l/km angenommen, was bei einer zugrunde

gelegten Dichte von ca. 0,83 kg/l einem Äquivalent von ca. 0,392 kg/km entspricht. Ein deutlich

niedrigerer LNG-Verbrauch wird im Zusammenhang mit dem Feldversuch der Hellmann Worldwide

Logistics GmbH & Co. KG in Höhe von 0,23 – 0,27 kg/km angegeben [vgl. Hellmann 2014 (b)]. Dieser soll

an dieser Stelle nicht Grundlage der weiteren Berechnungen sein, ist jedoch als qualitatives Argument

eines möglicherweise niedrigeren als hier angenommenen Verbrauchs zu berücksichtigen.

In Abbildung 31 wird ersichtlich, dass das für Bremerhaven durch den Straßengüterverkehr bis zum Jahr

2030 ableitbare LNG-Nachfragepotenzial über alle drei Szenarien hinweg deutlich unter den für den

Seeverkehr ausgewiesenen Mengen liegt. Im Falle einer offensiven Entwicklung beträgt das Potenzial bis

zu ca. 842 t. Sofern der Anteil von Lkw mit LNG-Antrieb zwischen 2013 und 2030 wie zuvor beschrieben

jährlich um ca. 5,15 % wächst, beträgt die potenzielle LNG-Nachfrage bis zu 436 t im Jahr 2030. Diese

Darstellung zeigt, dass selbst mit einem deutlichen Wachstum der Marktdurchdringung des Kraftstoffs

LNG im Güterverkehr von 9,29 % p.a., aufgrund der derzeit geringen absoluten Anzahl von Fahrzeugen

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 56

mit einem entsprechenden Antrieb, kaum signifikante Nachfragemengen generiert werden können. Auch

im Zuge eines angestrebten wirtschaftlichen Betriebs einer potenziellen LNG-Tankstelle in den

bremischen Häfen ist dieser Aspekt zu berücksichtigen. Wird eine potenzielle Kapazität von ca. 175 bis

200 kg je Lkw-Tank unterstellt, entspricht die kalkulierte LNG-Menge der offensiven Entwicklung ca.

4,2 Tsd. bis 4,8 Tsd. Tankvorgängen im Jahr 2030 [vgl. Hellmann 2014 (b)].

Abbildung 31: Straßenseitiges LNG-Nachfragepotenzial in den bremischen Häfen bis 2030 [eigene

Darstellung]

Im Allgemeinen kann der Markt des Straßengüterverkehrs als vergleichsweise dynamisch beschrieben

werden, was in erster Linie durch die relativ kurze Nutzungsdauer der eingesetzten Fahrzeuge von

durchschnittlich vier bis fünf Jahren bedingt ist [vgl. BMVI 2014]. Dieser Umstand kann die Etablierung

des Kraftstoffs LNG gegenüber einer Adoption in der Schifffahrt deutlich beschleunigen und theoretisch

auch zu Wachstumsraten der Marktdurchdringung von entsprechenden Antrieben führen, die über

denen der o.g. offensiven Entwicklung liegen. Insbesondere die derzeit noch als rudimentär zu

bezeichnende LNG-Tankstelleninfrastruktur innerhalb Deutschlands stellt jedoch ein potenzielles

Hemmnis für eine noch dynamischere als die in der Potenzialabschätzung angenommene Entwicklung

dar. Ebenso ist in diesem Zusammenhang, analog zu den Ausführungen in Kapitel 5.3, darauf

hinzuweisen, dass die Betankung einer Fahrzeugflotte, welche den Güterverkehr zwischen den

bremischen Häfen und dem Hinterland abbildet, nicht zwangsläufig auch über einen Anbieter in

Bremerhaven oder Bremen stattfinden muss. Neben eigenen Tanklagervorräten bei den Speditionen, die

ggf. nicht über die bremischen Häfen bedient werden, spielt hier auch die Preissensibilität bei den

Akteuren eine besondere Rolle.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 57

5.4.3 Terminalbewirtschaftung und Industrie

Neben den identifizierten LNG-Nachfragepotenzialen für die unmittelbar mit dem Gütertransport

verbundenen Verkehrsträger ist ebenso eine Anwendung von LNG-Antrieben in Geräten zur

Terminalbewirtschaftung denkbar. Bspw. im Bereich der ‚Greifstapler‘ (RS) zeigen erste Tests eines

entsprechenden Prototyps im Hafen von Livorno ein Einsparungspotenzial bei den Kraftstoffkosten von

bis zu 20 % gegenüber dem konventionellen Dieselantrieb [vgl. Cargotec 2014]. Eine Marktreife des mit

einem Dual-Fuel-Antrieb ausgestatteten und im Zuge des durch die EU geförderten Projekts

„Greencranes“ entwickelten RS ist aktuell jedoch noch nicht gegeben. Im Rahmen des benannten

Förderprojekts fand ebenso der Feldversuch eines Terminaltraktors mit LNG-Antrieb im Hafen von

Valencia statt. Allgemein wird die Anwendung des Kraftstoffs LNG durch einen Teil der Terminalbetreiber

sowie der Industrie jedoch nur als Zwischenschritt hin zu vollständig elektrischen Antrieben betrachtet

[vgl. GreenPort 2014 (a) / Noatum 2014]. Nichtsdestotrotz sind im April 2015 40 mit LNG-Antrieben

versehene Terminaltraktoren an ein türkisches Containerterminal geliefert worden [vgl. TB 2015].

Hinweise auf Untersuchungen zur Einsatzfähigkeit oder Anwendungen von LNG-Antrieben in weiteren

Großgeräten zur Terminalbewirtschaftung, wie z.B. Containerbrücken oder ‚Hubstaplern‘ (VC), sind nicht

bekannt.

Für die am Standort Bremerhaven angesiedelten und in Kapitel 4.2 dargestellten Betreiber der

Containerterminals haben diese Entwicklungen kaum ein größeres Potenzial auf Anwendung. Dies lässt

sich einerseits auf die Größe der Terminals und andererseits auf die vor Ort in der

Terminalbewirtschaftung bereits etablierten, dieselelektrisch betriebenen VC zurückführen. Derzeit

werden auf den u.a. durch die Eurogate GmbH & Co. KGaA sowie Eurogate Container Terminal

Bremerhaven GmbH betriebenen Containerterminals ca. 250 VC eingesetzt. Diese haben jeweils eine

Leistung von ca. 350 kW und verursachen in der Summe ca. 70 % der auf den Terminals entstehenden

CO2-Emissionen. Eine Reduzierung dieser Schadstoffemissionen könnte potenziell durch den Einsatz von

LNG-Antrieben erzielt werden, geeignete Technologien stehen hierbei am Markt derzeit jedoch nicht zur

Verfügung. Als vielversprechender werden hier u.a. Entwicklungen im Bereich des Einsatzes von

Batterietechnologien sowie einer Reduzierung der Motorleistung der VC bewertet. Für kleinere Kfz steht

auf den Terminals jedoch eine LPG- bzw. CNG-Tankstelle zur Verfügung.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 58

6 LNG-Bunkerkonzepte und ihre Eignung in den

bremischen Häfen

6.1 Geplante LNG-Bunkerinfrastruktur in den bremischen Häfen

In den stadtbremischen Häfen plant die HGM Energy GmbH die Errichtung und den Betrieb einer LNG-

Bunkerinfrastruktur, welche in der Größe eines LNG-Small-Scale-Terminals (LNG-SST) umgesetzt werden

soll. Das im Zuge von TEN-V-Finanzmitteln durch die EU mit ca. 2,48 Mio. € geförderte Projekt soll die

Betankung aller Verkehrsträger ermöglichen und zugleich sowohl über die Straße, Schiene als auch den

Seeweg beliefert werden können. Errichtet werden soll die Anlage auf dem Gelände der HGM Energy

GmbH im Hüttenhafen, einem Bereich der Industriehäfen. Erreichbar sind die Industriehäfen über die

Schleuse Oslebshausen, welche Schiffe mit bis zu 230 m Länge, ca. 32 m Breite sowie fast 9,5 m Tiefgang

passieren können (siehe Kapitel 4.3).

An den vorhandenen zwei Ladebrücken können derzeit Schiffe mit einer Länge von bis zu 200 m, einer

Breite von ca. 32 m sowie einem Tiefgang von bis zu 9,5 m abgefertigt werden. In einer ersten

Ausbaustufe ist ein 400 m3 großer Zylindertank vorgesehen. Im Falle einer steigenden Nachfrage kann die

Anlage modular erweitert werden. In der Summe bietet der Standort die Möglichkeit, Lagerkapazitäten

für bis zu 4,0 Tsd. m3 LNG zu errichten. Als potenzielle Abnehmer für den Kraftstoff LNG stehen sowohl

Verkehre im Hinterland der bremischen Häfen, öffentliche Verkehrsbetriebe oder die in Bremen ansässige

Automobilindustrie als auch der Seeverkehr im Fokus.

Frühere Planungen der Bomin Linde LNG GmbH & Co. KG zur Errichtung einer LNG-Infrastruktur in

Bremerhaven werden nicht weiter vorangetrieben [vgl. WK 2014 / SH 2015].

6.2 Methoden der LNG-Bunkerung

6.2.1 Alternativen der Bebunkerung von Schiffen mit LNG

Für den Vorgang einer LNG-Bebunkerung stehen, wie bei der Bunkerung herkömmlicher Kraftstoffe auf

Schiffen, mehrere Ansätze zur Verfügung, welche nachfolgend benannt und detaillierter betrachtet

werden sollen. Wesentliche Grundlagen zum Umgang mit dem Kraftsoff LNG im Rahmen von Lagerung

und Bunkerung sind bereits in Kapitel 2.2.4 skizziert worden und sollen an dieser Stelle nicht erneut

Bestandteil der Diskussion sein.

Wie in Abbildung 32 dargestellt, stehen für die Bunkerung von LNG auf Schiffen prinzipiell vier

Alternativen zur Verfügung, von denen drei landseitig erfolgen sowie mit der Bunkerung von ‚Schiff zu

Schiff‘ (StS) eine Methode seeseitigen Ursprungs ist. Während die StS-Bebunkerung sowie die Varianten

‚Tank-Lkw zu Schiff‘ (TtS) und ‚Terminal zu Schiff‘ (PtS) auf einen Transfer des Kraftstoffs LNG über ein

entsprechendes Rohrleitungs- bzw. Schlauchsystem abstellen, erfolgt bei der Methode ‚Tank-Container

auf Schiff‘ (ToS) die Übergabe von LNG in Form des physischen Transports eines Ladungsträgers auf das

Schiff, welcher dort angeschlossen wird und zur Sicherstellung der LNG-Versorgung als Tank verbleibt.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 59

Abbildung 32: Alternativen zur Bunkerung von LNG auf Schiffen [vgl. DMA 2012 (a) / eigene Darstellung]

6.2.2 Schiff zu Schiff

Die StS-Bebunkerung ist eine Variante, bei der das zu bebunkernde Schiff von der Seeseite aus über ein

Bunkerschiff mit LNG versorgt wird. Wesentlicher Vorteil dieser Alternative ist die mögliche räumliche

Trennung des seeseitigen Bunker- sowie des landseitigen Ladungsumschlagvorgangs. Vorbehaltlich

rechtlicher Einschränkungen sind eine simultane Durchführung beider Prozesse und damit die

Beibehaltung einer möglichst kurzen Hafenliegezeit denkbar und auch anzustreben. Ergänzend sind der

ortsspezifische Mindestsicherheitsabstand zwischen Bunkerschiff und seeseitig passierendem

Schiffsverkehr sowie die örtlichen Wetterbedingungen zu berücksichtigen. Bunkerschiffe sind flexibel

einsetzbar, sind mit Tankkapazitäten von bis zu 10 Tsd. m3 ausgelegt und können derzeit Transferraten

bei der Kraftstoffübergabe von 100 bis 300 m3/h erreichen.

Die LNG-Bunkerschiffe können wahlweise aus einem nahegelegenen Hafen temporär abgezogen oder

dauerhaft in einem Hafen mit entsprechender LNG-Nachfrage eingesetzt und an entsprechenden

ortsfesten Übergabeeinrichtungen mit LNG beladen werden. Derzeit sind aufgrund der noch nicht

hinreichend gewährleisteten Auslastung dieser Schiffseinheiten sowohl Investitions- als auch

Betriebskosten wesentliches Hemmnis für eine flächendeckende Einführung.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 60

6.2.3 Tank-Lkw zu Schiff

Wie die StS-Bebunkerung, so stellt auch die Kraftstoffübergabe mithilfe eines Tank-Lkw eine örtlich

flexible Bunkervariante dar, da entsprechende Lkw-Einheiten relativ kurzfristig und mit vergleichsweise

geringen Transportzeiten abrufbar sind. Ebenso sind sie wetterunabhängig in den Hafenbereichen

einsetzbar. Mit Tankkapazitäten von ca. 30 -80 m3 sowie geringen LNG-Transferraten ist das TtS-

Bunkerkonzept jedoch nur für kleinere Schiffseinheiten sowie geringe und vergleichsweise unregelmäßig

entstehende LNG-Nachfragemengen geeignet. Zudem kann es im Zuge eines Bunkervorgangs zu

Konflikten mit dem Terminalbetrieb bzw. simultan stattfindenden Schiffslösch- und -ladevorgängen

kommen, wodurch die benannten Prozesse zeitlich sowie teilw. örtlich voneinander getrennt werden

müssten.

Ein besonderer Vorteil sind die nur geringen Infra- sowie Suprastrukturkosten.

6.2.4 Terminal zu Schiff

Die Bebunkerung von Schiffen mit LNG kann ebenso über ortsfeste Anlagen erfolgen, die mittels einer

Rohrleitungs- oder Schlauchverbindung mit dem an die entsprechende Kaianlage verholten Schiff

verbunden werden. Die Genehmigungen für die zumeist nicht in unmittelbarer Nähe zu den

Umschlagterminals befindlichen Anlagen erfolgen nach dem BImSchG.

Mit einer Kraftstoffübergabemenge von ca. 200 – 400 m³/h ist ein schneller Transfer von LNG

gewährleistet, was daher auch die Versorgung von Schiffseinheiten mit einer hohen Bunkernachfrage in

relativ kurzer Zeit ermöglicht. Hierzu ist jedoch ein Verholen der Schiffe notwendig und neben der

Liegezeit zum Ladungsumschlag addiert sich u.a. der Zeitaufwand für den Bunkerprozess. Ortsfeste

Anlagen bieten zumeist ein Speichervolumen von mehreren 1.000 m3 LNG (siehe Kapitel 3.3), wodurch

neben einer seeseitigen Nachfrage auch die Versorgung des Hinterlands mit dem Kraftstoff LNG oder

aber eine potenzielle industrielle Nutzung von vor Ort verstromten ‚verdampftem Gas‘ (BOG) im Fokus

steht. Die Beschickung der Anlage erfolgt seeseitig über reversibel einsetzbare Ladearme bzw. -brücken.

Insbesondere die hohen Infrastrukturkosten zur Errichtung einer entsprechenden Anlage sowie das

notwendige Verholen von zu bebunkernden Schiffseinheiten sind ein wesentlicher Nachteil dieses

Bunkerkonzepts.

6.2.5 Tank-Container auf Schiff

Die vierte Möglichkeit einer Bebunkerung besteht in der Übergabe eines mit LNG beladenen

Ladungsträgers an das jeweilige Schiff. Zwar sind auch hierzu, wie beim TtS-Konzept, keine wesentlichen

Investitionen in die Infrastruktur zu tätigen, jedoch sind mit etwaigen Tank-Containern hohe

Anschaffungs- und Kapitalbindungskosten verbunden. Schiffsseitig sind zudem Flächen oder aber auch

Stellplätze zur Verstauung und zum Anschluss der Container vorzuhalten, da das LNG bis zur

schiffsseitigen Nutzung in den Containern und damit außerhalb der ordentlichen Kraftstofftankanlagen

verbleibt.

Eine Verladung der Tank-Container ist, in Abhängigkeit vom Schiffstyp und den hafenseitigen

Umschlaganlagen, sowohl rollend als auch über entsprechende Krananlagen möglich. Die Kapazitäten

der Tanks entsprechen dabei im Wesentlichen denen der Tank-Lkw. Zwar kann eine Verladung als

vergleichsweise unproblematisch angesehen werden, jedoch erhöht sich mit steigender LNG-

Nachfragemenge auch der Ladungsraumverlust.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 61

6.3 Gegenüberstellung der Alternativen zur Bunkerung von LNG und ihre Eignung für die bremischen Häfen

Wesentliche Vor- und Nachteile der einzelnen Varianten zur Bebunkerung von Schiffen mit LNG wurden

bereits in der Kurzbeschreibung gegeben. Ergänzend soll nachfolgend anhand einer Auswahl von

Kriterien die Eignung der zuvor vorgestellten LNG-Bunkerkonzepte quantitativ evaluiert werden. Wie in

Tabelle 9 dargestellt, erfolgt die Bewertung dabei als Rangfolge zwischen den einzelnen Methoden des

Bunkerns innerhalb des jeweiligen Kriteriums mit Platzierungen von 1 (beste Platzierung) bis

4 (schlechteste Platzierung) und soll als Grundlage zur Benennung der in den bremischen Häfen zu

empfehlenden Bunkerkonzepten dienen.

Eine Gesamtbewertung soll an dieser Stelle nicht erfolgen, da die Vorteilhaftigkeit eines Bunkerkonzepts

immer auch von den Gegebenheiten am vorgesehenen Bunkerstandort abhängt und daher einer

ortsspezifischen Gewichtung der einzelnen Kriterien bedarf. So ist bspw. davon auszugehen, dass die

Wetterbedingungen an den Standorten Bremerhaven und Bremen-Stadt einen Einfluss mit

unterschiedlicher Ausprägung auf einen möglichen Bunkervorgang haben. Diesem Umstand soll durch

eine qualitative Aufarbeitung der genannten Einflüsse sowie der in Kapitel 5 hergeleiteten potenziellen

LNG-Nachfragemengen an den beiden Hafenstandorten Rechnung getragen werden.

Kriterium

Rangfolge der Methoden zur LNG-Bunkerung von 1

(beste Platzierung) bis 4 (schlechteste Platzierung)

StS TtS PtS ToS

Aufwand in der Versorgungskette 3 1 4 2

Verfügbare Bunkermengen je Versorgungseinheit 2 3 1 3

Erreichbare Transferraten bei der Bebunkerung 2 4 1 3

Einfluss von Wetterbedingungen 4 2 3 1

Mögliche seeseitige Verkehrswegeinschränkungen 2 1 1 1

Einschränkungen durch landseitige Hafeninfrastruktur 1 3 4 2

Flexibilität in der Versorgungskette 2 1 3 1

Möglichkeit eines simultanen Ladens oder Löschens 1 3 4 2

Kurzfristige Verfügbarkeit 3 2 1 2

Aufwand für Zulassungen und Genehmigungen 4 3 1 2

Tabelle 9: Bewertungsmatrix der Bunkervarianten [vgl. GL 2012 / eigene Darstellung]

Der in Kapitel 5.3 rechnerisch ermittelte potenzielle LNG-Bunkerbedarf in den bremischen Häfen p.a. soll

an dieser Stelle als vereinfachende Annahme gleichverteilt auf die Kalenderwochen eines Jahres, ohne

eine Berücksichtigung von potenziellen Nachfragespitzen, übertragen werden. Da es sich hier um die

grundsätzliche Prüfung der Eignung unterschiedlicher LNG-Bunkerkonzepte handelt, ist dieser

Abstraktionsgrad als ausreichend zu bezeichnen und die Betrachtung von Nachfragespitzen

vernachlässigbar. Grundsätzlich ist eine wöchentliche Belieferung der in Bremen-Stadt entstehenden

LNG-Bunkerinfrastruktur denkbar und somit Ausgangspunkt der folgenden Darstellungen.

Ergänzend soll hier auf das Szenario der offensiven Entwicklung abgestellt werden, da dieses die

ausgewiesene, maximal durch die Schifffahrt nachgefragte LNG-Menge abbildet und somit auch als

Referenzwert für die Dimensionierung einer LNG-Bunkerinfrastruktur herangezogen werden kann.

Die in Tabelle 10 abgetragenen Werte zeigen, dass, unter der Annahme einer durchschnittlichen

Auslastung der Anlagen in den bremischen Häfen über alle Kalenderwochen eines Jahres, die

installierbaren Lagerkapazitäten in Bremen-Stadt von bis zu 4,0 Tsd. m3 LNG als nahezu ausreichend zu

bezeichnen sind. Es ist möglich, dass im Zeitraum zwischen den Jahren 2025 und 2030 die vorgesehenen

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 62

Kapazitäten im Rahmen einer potenziell steigenden Nachfrage einer Erweiterung bedürfen, dies jedoch

nur gesetzt dem Fall einer offensiven Marktdurchdringung von LNG-Antrieben in der Schifffahrt. Sofern

die in Kapitel 5.2.4 skizzierte defensive oder auch mittlere Entwicklung bis zum Jahr 2030 zutrifft, sind die

Ausbaukapazitäten als angemessen zu bezeichnen.

Standort Maximales seeseitiges LNG-Nachfragepotenzial je Woche [m3]

2015 2020 2025 2030

Bremen-Stadt 100 200 350 450

Bremerhaven 600 1.950 4.300 6.800

Tabelle 10: Maximales seeseitiges LNG-Nachfragepotenzial in Bremen-Stadt und Bremerhaven bis 2030 in Volumeneinheiten je Woche [eigene Darstellung]

Für die Bestimmung der LNG-Bunkermethoden mit den größten Vorteilen für die die bremischen Häfen

anlaufenden Schiffe wird auf die zuvor in Kapitel 5.3 definierten Schiffstypen sowie ihre

operationszeitabhängige LNG-Nachfrage zurückgegriffen. Unter Berücksichtigung der schiffsgrößen- und

-kategorienspezifischen Hafenliege- sowie Fahrzeiten wurde hierzu an den Standorten Bremerhaven und

Bremen-Stadt exemplarisch auf eine Relation mit Russland abgestellt. Sowohl für die stadtbremischen

Häfen als auch Bremerhaven kann gezeigt werden, dass bereits für einen geplanten SECA-Aufenthalt von

in der Summe lediglich einer Woche und einer vergleichsweise niedrigen Maschinenleistung bei

Massengutschiffen, die notwendigen Bunkermengen von bis zu 275 m3 LNG insbesondere die durch die

TtS- sowie ToS-Methode abbildbaren Volumen und Transferraten deutlich übersteigen. Diese

Betrachtung lässt sich analog auf das Beispiel eines Kfz-Transportschiffs mit LNG-Antrieb, das ca. 200 m3

LNG je Hafenanlauf und dazugehörigem SECA-Aufenthalt benötigt, sowie die Containerschiffe

übertragen. Zwar steht hier in der Regel eine relativ lange Hafenliegezeit zur Verfügung, jedoch wären

deutliche Einschränkungen in den Abläufen des Lösch- und Ladebetriebs der Schiffe im Falle einer

simultanen landseitigen Bebunkerung zu erwarten. Bei kleineren Schiffseinheiten, welche nur einen

Bruchteil der genannten LNG-Mengen benötigen, stellt die Methode der TtS-Bebunkerung eine sinnvolle

Alternative dar. Voraussetzung ist aber auch hier, dass die kalkulierten Hafenliegezeiten eine Entkopplung

der Lade- und Löschprozesse von den Bunkerprozessen erlauben. Für tendenziell weniger zeitkritische

interkontinentale Verkehre mit einer relativ großen Bunkernachfrage, wie teilw. im Massengutbereich, ist,

sofern die Fahrwasser- und Liegeplatzdimensionierung ausreichend ist, ebenso die Alternative der PtS-

Bebunkerung mit einer Verholung an die in Bremen-Stadt geplanten Ladearme bzw. -brücken denkbar.

Dagegen ist aber auch, u.a. im Bereich der Containerverkehre, mit einer weiteren Zunahme der

durchschnittlichen Schiffsdimensionen zu rechnen, wie sie auch im in Kapitel 5.2 erläuterten LNG-

Nachfragemodell berücksichtigt wurde. Neben diesem Umstand steht ebenso die deutliche Verteuerung

der Fahrzeit für die Schiffe einem zusätzlichen Verholen an eine ortsfeste Bunkeranlage entgegen. Dies

lässt sich dadurch begründen, dass die durch die ‚MARPOL Annex VI Vorschriften‘ betroffenen Reeder /

Charterer eine deutliche Verkürzung der Hafenliegezeit anstreben werden, um, bei gleicher

Gesamtoperationszeit, während der Reisezeit durch Langsamfahrt Einsparungen im Kraftstoffverbrauch

generieren zu können. Mit Blick auf diese potenzielle Entwicklung und die großen LNG-

Nachfragemengen je Bunkeranfrage durch ein Schiff ist die StS-Methode als die für einen Großteil der

Seeverkehre in den bremischen Häfen geeignetste Alternative der Schiffsbebunkerung zu identifizieren.

Zusätzlich ist zu bestimmen, ob die in Bremerhaven und in den stadtbremischen Häfen in den geplanten

Anlagen und ihren Erweiterungsmodulen zur Verfügung stehenden LNG-Kapazitäten und -Mengen

ausreichen, um via LNG-Bunkerschiff die nachgefragten Kraftstoffmengen abdecken zu können, oder ob

ein Bunkerschiff mit entsprechender Vorplanung und -laufzeit aus einem anderen Hafen mit größeren

LNG-Bunkerkapazitäten anzufordern ist.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 63

7 Rechtliche Rahmenbedingungen im Umgang mit LNG

7.1 Internationale Vorschriftenlage

Ausgangspunkte in der Betrachtung der rechtlichen Rahmenbedingungen im Umgang mit dem

alternativen Schiffskraftstoff LNG sollen zum einen die ‚MARPOL Annex VI Vorschriften‘ und zum anderen

der bereits in Kapitel 3.3 skizzierte Aufbau einer LNG-Infrastruktur in der EU sein. Diesbezüglich wurde

2014 durch die EU eine Richtlinie verabschiedet, die vorsieht, dass in den See- und Binnenhäfen des TEN-

V-Kernnetzes bis spätestens Ende 2025 bzw. 2030 LNG-Bunkermöglichkeiten, in Form von Bunkerschiffen,

Tank-Lkw, Terminals oder Tank-Container, zur Verfügung zu stellen sind. Die Art der LNG-

Bunkermöglichkeit in den betroffenen Häfen ist dabei durch das EU-Mitgliedsland bzw. das im Falle

Deutschlands zuständige Bundesland selbst zu bestimmen, unter Würdigung der Aspekte Kosten und

Nutzen. Die Richtlinie dient dem Zweck, die Nutzung alternativer Kraftstoffe zu befördern, indem

Mindestinfrastrukturstandards an wichtigen Transportschnittstellen geschaffen werden. Hierzu sind

durch die EU-Mitgliedsländer bis Ende 2016 Strategien zu entwickeln und vorzulegen, in denen

Maßnahmen, Zeitplan und Ausbauziele verbindlich definiert sind [vgl. EU 2014].

Wesentliche Stoffeigenschaften und sicherheitsrelevante Aspekte von LNG wurden bereits in Kapitel 2.2.4

vorgestellt. Die nachfolgenden Ausführungen greifen diese Punkte implizit auf und beschreiben die

internationalen regulatorischen Grundlagen zum Umgang mit dem Schiffskraftstoff LNG. In diesem

Zusammenhang ist herauszustellen, dass LNG als Ladung im seeseitigen Transport nach IMDG-Code UN-

Nr. 1972, Kl. 2.1. als Gefahrgut eingestuft wird. Im Moment der Übergabe von LNG an eine Lagereinheit

bzw. einen Tank mit Verbindung zum Antriebsystem eines Schiffs ist LNG als Kraftstoff zu sehen und muss

rechtlich die Auflagen für einen sicheren Schiffsbetrieb erfüllen. Die nachfolgenden Ausführungen sollen

einen Überblick über die internationalen Standards und Richtlinien geben, die einen direkten Bezug zum

Bunkern von LNG auf Seeschiffen haben und den konkreten thematischen Berührungspunkt skizzieren.

International Code of Safety for Ships using Gases or other low-flashpoint Fuels

Im Juni 2015 wurde der ‚International Code of Safety for Ships using Gases or other low-flashpoint Fuels‘

(IGF-Code) in seiner letzten Version final verabschiedet. Der der ‘International Convention for the Safety

of Life at Sea’ zuzuordnende IGF-Code dient der Minimierung von Risiken für Schiff, Besatzung und

Umwelt bei der schiffsseitigen Verwendung von Kraftstoffen mit niedrigem Flammpunkt, zu denen auch

LNG zählt. Mit der Überführung des IGF-Codes in geltendes Recht ab 2017 wird die Übergangsrichtlinie

MSC.285(86) ‚Interim Guidelines on Safety for Natural Gas-fuelled Engine Installations in Ships‘ aus dem

Jahr 2009 abgelöst, die bis dato als Regelwerk zum Bau und Betrieb von gasangetriebenen Schiffen

diente, jedoch nicht die Stellung einer internationalen IMO-Vorschrift besaß und bei Betrieb eines

gasangetriebenen Schiffes zusätzlich der Genehmigung des jeweiligen Flaggenstaats bedurfte [vgl. IMO

2015 (a) / IMO 2015 (b)].

Die Stelle der Übergabe von LNG wie bspw. von einem Bunker- an ein Empfängerschiff wird allerdings

auch im IGF-Code nicht berücksichtigt. Schiffe, die LNG hingegen als Ladung an Bord haben (und evtl. nur

das BOG zum Antrieb des Schiffs nutzen), werden dagegen nicht an den IGF-Code gebunden. Für die

LNG-Transportschiffe existieren bereits einheitliche Richtlinien im ‚International Code for the

Construction and Equipment of Ships Carrying Liquefied Gases in Bulk‘ (IGC-Code), welche hier nicht

Gegenstand der Betrachtung sein sollen.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 64

ISO 28460:2010

Die internationale Norm ‚Erdöl- und Erdgasindustrien - Anlagen und Ausrüstung für Flüssigerdgas -

Schnittstelle zwischen Schiff und Land und Hafenbetrieb‘ bezieht sich auf den Betrieb von LNG-

Transportschiffen während des Manövrierens im Hafen und den Übergang von LNG als Ladung an der

Schnittstelle zwischen Schiff und Terminal, unter Berücksichtigung weiterer einschlägiger internationaler

Standards. Dabei definiert die Norm Anforderungen an Schiff, Terminal und Hafendienstleister, die ein

allgemein sicheres Manövrieren von LNG-Transportschiffen ermöglichen [vgl. DIN 2011].

Guidelines for systems and installations for supply of LNG as fuel to ships

Mit Blick auf die gegebenen stofflichen Unterschiede zwischen etablierten Schiffskraftstoffen wie HFO

sowie LSMGO und LNG wurden innerhalb einer durch die ‚International Organization for Standardization‘

angeleiteten Arbeitsgruppe (ISO TC 67 WG 10) technische Spezifikationen für die Planung und

Konstruktion einer LNG-Bunkerinfrastruktur erarbeitet. Die derzeit im Entwurf aus dem Jahr 2013

vorliegende Richtlinie (ISO/TS 18683:2015) fokussiert einheitliche Standards bei u.a. Bunkereinrichtungen,

-schnittstellen und -prozessen, um eine verlässliche und sichere Abläufe in der Bebunkerung von

Seeschiffen mit LNG zu definieren [vgl. IOGP 2013].

Bunkerrichtlinien, Sicherheitsbestimmungen und Empfehlungen

Neben den zuvor beschriebenen rechtlichen Grundlagen existieren auf internationaler Ebene zusätzlich

Richtlinien, die auf unterschiedlicher Ebene erarbeitet wurden. So veröffentlichte bspw. die ‚Society for

Gas as a Marine Fuel’ (SGMF) Anfang 2015 einen Leitfaden zum sicheren Umgang mit dem

Schiffskraftstoff LNG während der Bunkervorgänge [vgl. SGMF 2015]. Ende 2015 publizierte ebenso ‚Det

Norske Veritas Germanischer Lloyd‘ eine neue Fassung ihrer Empfehlungen bezüglich der Entwicklung

und dem Betrieb von LNG-Bunkereinrichtungen, um das Risiko im Umgang mit dem Schiffskraftstoff

während der Bunkervorgänge für Mensch, Infrastruktur und Umwelt zu minimieren [vgl. DNV GL 2015 (c)].

Die Klassifikationsgesellschaft Bureau Veritas S.A. veröffentlichte entsprechende Richtlinien Mitte 2014

[vgl. BV 2014].

Ein Beispiel für die Veröffentlichung von Regularien zum Betrieb von Schiffen mit LNG im Hafenbereich

sowie zur Bunkerung von LNG sind die Häfen Rotterdam, Antwerpen und Hafen Göteborg, der Mitte 2015

entsprechende Bestimmungen auf lokaler Ebene mit Verweis auf übergeordnete internationale

Vorschriften erlies [vgl. PoA 2014 / PoG 2015 (c)]

In Ergänzung der vorherigen Ausführungen gibt Tabelle 11 ohne Anspruch auf Vollständigkeit einen

anschaulichen Überblick über wesentliche Regelungen im Zusammenhang mit LNG-Bunkervorgängen in

ausgewählten europäischen Ländern.

Norwegen

- Zwölf Jahre Erfahrung - Schiffe mit LNG-Antrieb nach MSC.285(86) erlaubt - Existierende Regeln zur LNG-Bebunkerung durch ortsfeste Tankanlagen oder Tank-Lkw bei der

Norwegischen Behörde für Zivilschutz (DSB) - Seit kurzem keine Notwendigkeit mehr für Einzelfallzulassungen - Noch aktuelles Verbot von Pax an Bord bei der LNG-Bebunkerung wird derzeit geprüft - Regeln der DSB und NMA aktuell noch nicht vollständig kompatibel mit dem IGF- bzw. IGC-Code

der IMO (z.B. im Zusammenhang mit Ex-Zonen)

Belgien

- Keine landesweiten Regeln geplant (Regelung auf Hafenebene)

- Aktuelle Bearbeitung einer großangelegten technisch-wirtschaftlichen Untersuchung (inkl.

Begleitung und Umsetzung) durch DNV GL im Auftrag der Häfen von Antwerpen, Zeebrügge,

etc.

- Publikation von LNG-Bunkerchecklisten und -regeln durch Antwerpen

- MSC.285(86) bisher nicht in belgische Recht übernommen (Abwarten von Regeln auf

internationaler Ebene)

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 65

- Derzeit Einzelfallregelungen

Schweden

- Checkliste bzw. Vorlage zum Bunkerkonzept Ship to Ship erarbeitet

- Hafenordnung in Stockholm für LNG-Bunkerprozess erweitert (nach 1,5 Jahren Vorarbeit inkl.

Risikoanalyse durch die nationale Transportbehörde genehmigt)

- 25 m Sicherheitszone ab Bordwand, nach innen und außen definiert (Pax an Bord bei LNG-

Bebunkerung erlaubt)

- Regelung für „Viking Grace“ erfolgreich angewandt (Ship to Ship-Bebunkerung sechs Mal pro

Woche während der Lade- und Löschvorgänge, mit Pax an Bord)

- Notwendigkeit einer spezifischen Risikobetrachtung für jeden Hafen als Grundlage für eine

Genehmigung

- Entwurf der Bunkerrichtlinie für Göteborg nahezu identisch mit dem Vorschlag durch die EMSA

Niederlande

- Großes LNG-Importterminal in Rotterdam (GATE)

- Derzeit Bunkerterminal in unmittelbarer Nähe des GATE-Terminals geplant (Ausnahmen für

LNG-Bebunkerung an anderen Orten im Hafen möglich)

- Um Bunkerrichtlinien von Schiff zu Schiff ergänzte Hafenordnung in Rotterdam seit 2014

- Standards für Risikoanalysen, Anforderungen und Übergabestationen (PGS 33)

Frankreich

- Derzeit Betrieb von mit LNG angetriebenen Schiffen nach MSC.285(86) erlaubt

- Vorhandene Bunkermöglichkeiten an LNG-Importterminals

- Keine weiteren Regeln bekannt

Tabelle 11: Wesentliche Regelungen zum Bunkern von LNG in europäischen Ländern [vgl. CPL 2013]

7.2 Nationale Vorschriftenlage

In Deutschland sind die Bundeswasserstraßen nach Artikel 87 und 89 des Grundgesetzes dem Bund

unterstellt. Die Verwaltung der Bundeswasserstraßen wurde jedoch der Wasser- und

Schifffahrtsverwaltung des Bundes (WSV) übertragen. In dieser Funktion übernimmt die WSV hoheitliche

Aufgaben wie bspw. die Förderung der Seeschifffahrt. Des Weiteren gehören die Unterhaltung der

Bundeswasserstraßen und ihrer baulichen Anlagen sowie die Planung und Bauüberwachung bei Ersatz-

und Neubauvorhaben im genannten Bereich zu ihrem Aufgabenbereich.

Im Zusammenhang mit dieser Arbeit ist die Übernahme von schifffahrtspolizeilichen Aufgaben wie die

Einhaltung der Seeschifffahrtsstraßenordnung (SeeSchStrO) seitens des WSV von besonderer Bedeutung.

Die SeeSchStrO beinhaltet sowohl die wesentlichen Fahrregeln auf den Bundeswasserstraßen als auch

das Bunkern, Umschlagen und den Transport von Gefahrstoffen [vgl. GL 2012].

Da die Länder für die Verwaltung der Landeswasserstraßen, der landseitigen Häfen, der Schifffahrt sowie

der Sicherheit und Leichtigkeit des Schiffverkehrs innerhalb der Landesgrenzen verantwortlich sind, steht

es ihnen zu, eigene Verordnungen zu Aufgaben und Zuständigkeiten für die eigenen Häfen zu erlassen.

Die nachfolgende Abbildung 33 zeigt die Zuständigkeiten für die verschiedenen Schiffstypen. Der Betrieb

des Schiffes unterliegt den internationalen Richtlinien, muss jedoch beim Befahren der

Bundeswasserstraßen die nationale Gesetzgebung befolgen. Der Betrieb und die Genehmigung der

Bunkerstationen unterliegen dem deutschen BImSchG, während der Bunkervorgang vor allem durch die

zuständige Hafenbehörde genehmigt werden muss. Die Genehmigung nach BImSchG setzt die

Durchführung einer Gefahrenpotenzialanalyse voraus. Zudem müssen Szenarien und Schutzziele

festgelegt sowie ein Schutzkonzept erstellt werden. Im Falle einer Störung müssen Maßnahmen zur

Begrenzung der Störfallauswirkungen erarbeiten werden [vgl. GOC 2013].

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 66

Abbildung 33: Übersicht der Zuständigkeiten in Deutschland [GL 2012]

7.3 Hafenrechtlliche Vorschriften in den bremischen Häfen

Die zuständige Behörde für die beiden Hafenstandorte Bremen und Bremerhaven ist das Hansestadt

Bremische Hafenamt (HBH). In deren Zuständigkeit fallen demnach die Einhaltung der nautischen

Sicherheit sowie des reibungslosen Verkehrsflusses und die Durchsetzung der Bremischen Hafenordnung

(BremHafenO).

Ein Auszug aus der BremHafenO zeigt den relevanten Paragraphen im Zusammenhang mit

Bunkervorgängen im Zuständigkeitsbereich.

§53 Bunkern von Treib- und Schmierstoffen

(1) Entzündbare Flüssigkeiten mit einem Flammpunkt von unter 55° C dürfen nur an dafür

zugelassenen landfesten Bunkerstationen gebunkert werden.

(2) Entzündbare Flüssigkeiten mit einem Flammpunkt von über 55° C dürfen auch aus Tankschiffen

gebunkert werden.

(3) Schmieröle mit einem Flammpunkt von über 100° C dürfen auch aus Straßentankfahrzeugen

gebunkert werden, wenn folgende Voraussetzungen erfüllt sind:

1. Es wird eine Schnelltrennkupplung verwendet, die den Förderstrom bei Abriss der

Betankungsleitung selbsttätig nach beiden Seiten flüssigkeitsdicht verschließt.

2. Es ist eine über Funk oder über Kabel gesteuerte Fernabschaltung vorhanden, mit welcher die

Pumpe des Straßenfahrzeugs vom zu bebunkernden Schiff aus abgeschaltet werden kann.

Der Lieferant des Schmieröls hat der Hafenbehörde Ort und Zeit der Bebunkerung aus

Straßentankfahrzeugen mitzuteilen.

(4) Tankschiffe, die entzündbare Flüssigkeiten mit einem Flammpunkt von unter 55° C geladen haben,

oder nach dem Löschen einer solchen Ladung noch nicht entgast oder inertisiert sind, dürfen nur über

festverlegte Leitungen und Schläuche bebunkert werden.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 67

Während des Ladens, Löschens, Entgasens oder Inertisierens darf eine Bebunkerung dieser Schiffe

nicht erfolgen.

(5) Bei anderen Fahrzeugen als den in Absatz 4 genannten Tankschiffen darf, falls am Bunkertank kein

Anschlussstutzen zur Herstellung einer festen Schlauchverbindung vorhanden ist, die Betankung über

eine Zapfpistole erfolgen, sofern der Bunkervorgang an einer landfesten Bunkerstation stattfindet. Der

Schlauch ist abzufangen, die Einfüllstelle ist ständig zu bewachen.

(6) Bei der Bebunkerung aus Tankschiffen oder Straßentankfahrzeugen sind folgende

Sicherheitsbestimmungen zu beachten:

1. Mengen, Pumpraten und maximaler Leitungsdruck sind abzustimmen;

2. Kommunikationsmittel und Notstopverfahren sind zu vereinbaren;

3. die Fahrzeuge sind sicher zu vertäuen, die Schläuche abzufangen;

4. es dürfen nur getestete Übergabeschläuche verwendet werden;

5. Leckwannen sind anzubringen, Speigatten sind zu verschließen;

6. die Fahrzeuge sind gegeneinander zu erden;

7. die Schlauchverbindungen sind ständig zu überwachen.

(7) Die Prüfliste nach Anlage 8 ist vor Beginn der Bebunkerung aus Tankschiffen oder

Straßentankfahrzeugen auszufüllen und von den Verantwortlichen zu unterschreiben. Sie haben die in

der Prüfliste festgestellten Betriebszustände und Vereinbarungen zu gewährleisten.

Der § 53 BremHafenO lässt eine Bebunkerung von LNG nur an ortsfesten Anlagen zu. Demnach ist das

Bunkern zwar grundsätzlich erlaubt, die drei anderen Bunkeralternativen StS, TtS und ToS sind demnach

aber noch nicht berücksichtigt. Das HBH hat daher die Bebunkerung von LNG in den bremischen Häfen

gesondert geprüft und grundsätzlich zugelassen. Mit der Veröffentlichung im August 2014 der in Anhang

B: Vorläufige Anforderungen des HBH aufgenommenen „Vorläufigen Anforderungen an die Betankung

von Schiffen mit LNG in den Bremischen Häfen“ wurden die Bedingungen, technisch sowie operativ,

definiert. Demzufolge werden einzelne Anfragen gesondert durch das HBH genehmigt. Allgemein gilt,

dass ein Sicherheitsabstand von 30 m bei einer Transferrate von bis zu 80 m³/h einzuhalten ist. Eine

höhere Transferrate kann nur zugelassen werden, wenn durch Modellrechnung nachgewiesen wird, dass

die Ausbreitung der unteren Explosionsgrenze und die Ausdehnung des Bereichs mit einer

Wärmestromdichte von mehr als 5 kW/m² auf einen Radius von 30 m beschränkt bleibt [vgl. HBH 2014].

In den bremischen Häfen ist die Trennung von Be-/Entladevorgängen und gleichzeitigem Bebunkern

nicht vorgesehen, es sind die genannten Bedingungen einzuhalten, durch welche eine Beeinträchtigung

des Lade- sowie Löschbetriebes je nach Bunkerart eintreten kann. Eine absolute zeitliche- und räumliche

Trennung stößt auch bei vielen Reedern auf Widerstand. Die Schifffahrtsbranche mahnte dazu bereits

Bund und Länder an, sich bei den Sicherheitsregelwerken für Bunkerung an den Regelwerken aus bspw.

Schweden zu orientieren, wo dies zugelassen sei. Eine solche Trennung treibe die Betriebskosten für LNG-

betriebene Schiffe in die Höhe und beeinträchtige die Markteinführung [vgl. DVZ 2014 (d)].

Um eine internationale Standardisierung von Regelungen zur Bebunkerung voranzutreiben, sind die

bremischen Häfen, u. a. vertreten durch die bremenports GmbH Co. KG in nationalen und internationalen

Arbeitsgruppen tätig. So wurden in der zur ‚International Association of Ports and Harbors' (IAPH)

gehörenden Arbeitsgruppe WPCI-LNG fuelled Vessels Bunker-Checklisten entwickelt, die sowohl von der

SGMF, eine Fachgruppe der SIGTTO, als auch der ZKR berücksichtigt wurden (siehe Anhang C: LNG-

Bunkerchecklisten der IAPH).

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 68

8 Zusammenfassung und Empfehlung von Maßnahmen zur

Förderung des LNG-Einsatzes in den bremischen Häfen

8.1 Zusammenfassung

Die zum 1. Januar 2015 in Kraft getretenen ‚MARPOL Annex VI Vorschriften‘ bedeuten tiefgreifende

Veränderungen für die Schifffahrt in den ausgewiesenen ECAs. Um den neuen Emissionsvorschriften zu

entsprechen, müssen die Reeder ihre Schiffsantriebe umstellen, was mit erheblichem Aufwand

verbunden ist.

Die Reeder stehen diesbezüglich vor der Wahl aus verschiedenen ‚Compliance-Strategien‘. Einerseits

können sie den fortlaufenden Betrieb der Motoren mit LSMGO gewährleisten, wenn ihre Schiffe in den

ECAs verkehren. Andererseits können Reeder auf ihren Schiffen eine Abgasnachbehandlung installieren,

die es ermöglicht, die Schiffe weiterhin mit HFO zu betreiben, wobei die Schadstoffe aus den Abgasen

gefiltert werden. Die Nutzung von LNG als Schiffskraftstoff stellt die dritte wesentliche Alternative dar.

LNG hat die niedrigsten Emissionswerte aller ‚Compliance-Strategien‘ und ist, abhängig von der

Verfügbarkeit und Preisentwicklung, darüber hinaus eine betriebskostengünstigere Alternative. Dennoch

stehen den geringen Kraftstoffkosten vergleichsweise hohe Investitionskosten gegenüber. Folglich ist die

Nutzung von LNG als Schiffskraftstoff eine, aber nicht die einzige Alternative, um den strengeren

Emissionsvorschriften der IMO zu entsprechen.

Markttendenzen zeigen, dass Reeder auf den Einsatz von LSMGO setzen, sofern ihre Schiffe nur einen

geringen Fahrzeitenanteil in den ECAs verbringen. Bei einem höheren Fahrzeitenanteil rüsten viele

Reeder Bestandsschiffe mit Abgasnachbehandlungsanlagen aus. Kurz- bis mittelfristig wird der Anteil

LNG-betriebener Schiffe zwar kontinuierlich zunehmen, aufgrund der vergleichsweise hohen

Investitionskosten jedoch vorrangig bei Neubauten. Mit Eintreten der Herabsetzung des weltweit

geltenden Schwefelgrenzwerts auf 0,5 % in 2020 oder 2025, wird ein vermehrter Einsatz von LNG-

angetriebenen Dual-Fuel-Motoren bei Schiffsneubauten erwartet. Dies belegt eine steigende Anzahl an

durchgeführten und geplanten Projekten vieler europäischer, aber auch asiatischer und amerikanischer

Reeder sowie eine fortschreitende allmähliche Ausweitung der LNG-Infrastruktur entlang der ECA-Küsten.

Diese ist zwingend notwendig, um die Diskrepanz zwischen Angebot und Nachfrage nachhaltig zu

überwinden.

Für die bremischen Häfen wurde ein LNG-Potenzial zwischen 53,5 Tsd. t und 168,2 Tsd. t bis zum Jahr

2030 abgeleitet. Die Spannbreite zeigt die Unsicherheiten in der Entwicklungsrichtung des LNG-Marktes.

Über die seeseitige Nachfrage hinaus, gibt es an den bremischen Standorten noch weiteres LNG-

Potenzial durch weitere Verkehrsträger und die Industrie. Auch hier sind die Prognosen stark schwankend

und von wesentlichen Unsicherheiten gekennzeichnet. Dennoch verspricht die Etablierung eines

flächendeckenden LNG-Tankstellennetzes eine zukünftig ansteigende Nachfrage nach LNG, das bessere

Leistungsdaten vorweisen kann als bspw. CNG. Auch die Eigenschaften von LNG als Energieträger

könnten in der Industrie aufgrund vorherrschender Kostenvorteile und Umweltfreundlichkeit großen

Zuspruch finden. Hier bedarf es allerdings noch ein großes Ausmaß an Öffentlichkeitsarbeit, um auf die

Vorteile von LNG bei relevanten Entscheidungsträgern und der interessierten Öffentlichkeit aufmerksam

zu machen. Die Einbindung der landseitigen Nachfrage wird allgemein als wesentlicher Erfolgsfaktor zur

Etablierung und Wirtschaftlichkeit des Betriebs eines LNG-Terminals an einem Standort angesehen.

Von besonderer Bedeutung im Prozess der Etablierung des Schiffskraftstoffs LNG sind entsprechende

Regularien, die einen verlässlichen rechtlichen Rahmen im Umgang mit dem Kraftstoff vorgeben. Hierzu

wurden sowohl Entwicklungen auf internationaler als auch nationaler Ebene erörtert und es konnte

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 69

gezeigt werden, dass eine erhebliche Anzahl von Richtlinien in der jüngeren Vergangenheit

verabschiedet wurde. Insbesondere für den Standort der bremischen Häfen konnte durch vorläufige

Vorschriften in Bezug auf die Bebunkerung von Schiffen mit LNG eine rechtliche Grundlage auf lokaler

Ebene geschaffen werden.

Es ist zu erwarten, dass der Kraftstoff LNG in absehbarer Zeit an Bedeutung gewinnen und als

kostengünstige und umweltschonende Alternative viele Praktiken nachhaltig verändern wird, sowohl in

der Schifffahrt als auch in der landseitigen Nachfrage durch andere Verkehrsträger und die Industrie. Mit

dem Bau eines ortsfesten, multimodalen ‚Small-Scale-Terminals‘ in Bremen-Stadt durch die HGM Energy

GmbH wird see- und landseitigen Verkehren auch in den bremischen Häfen die Möglichkeit gegeben,

LNG zu bunkern. Mit steigender Nachfrage ist zudem eine Aufstockung der Lagerkapazitäten auf bis zu

4 Tsd. m³ möglich.

Durch den gesetzlichen Druck wird eine Anpassung der transportierenden Akteure hinsichtlich eines

reduzierten Schadstoffausstoßes erfolgen, seeseitig gelenkt durch die ‚MARPOL Annex VI Vorschriften‘

und landseitig durch die Euro-VI-Norm. Wie diese Anpassung aussehen wird, ist derzeit noch schwer

vorherzusagen, da sowohl für den seeseitigen als auch den landseitigen Verkehr eine Vielzahl von

möglichen ‚Compliance-Strategien‘ existieren. Dennoch hat sich in den vorangegangen Evaluationen

gezeigt, dass sowohl der see- als auch der landseitige Einsatz von LNG wirtschaftlich und in Bezug auf die

Emissionen attraktiv ist. Aufgrund der vorherrschenden Diskrepanz zwischen Angebot und Nachfrage

gestaltet sich die Entwicklung von LNG im deutschen, respektive bremischen, Raum allerdings noch

zögerlich. Diesem Umstand soll mithilfe der nachfolgend skizzierten Maßnahmen, welche sich teilw.

bereits in der Umsetzung befinden, Abhilfe geschaffen werden.

8.2 Öffentlichkeitsarbeit / Vermarktung

LNG als Kraftstoff sowie seine Vorteile als Energieträger geraten in der breiten Öffentlichkeit sowie der

Politik zunehmend in den Fokus der Diskussion. Trotz einer gesteigerten Wahrnehmung ist jedoch der

Umfang der Bekanntheit noch immer auf einem vergleichsweise niedrigen Niveau. Daher bedarf es

weiterhin einer nachhaltigen Öffentlichkeitsarbeit, um die Nutzung, Verbreitung und Akzeptanz von LNG

sowohl als Kraftstoff als auch als Energieträger nicht zuletzt in den bremischen Häfen zu etablieren.

Folgende Maßnahmen werden diesbezüglich empfohlen:

1. Ausarbeitung von Empfehlungen für mögliche Anwender im Bereich der LNG-affinen

Verkehrsträger Straße / Schwerlastverkehr in den bremischen Häfen sowie Initiierung,

Monitoring und Eruierung von Pilotprojekten mit LNG-Antrieb und deren kritischer Würdigung

ihrer Wirtschaftlichkeit. Diese Maßnahmen könnten u.a. im Rahmen des EU-Projekts „LNG Blue

Corridors“ initiiert werden, da hier neben dem Fokus des reinen LNG-Antriebs auch der Ausbau

des LNG-Tankstellennetzes im Vordergrund steht. In einem nächsten Schritt sollten auch

potenzielle industrielle Abnehmer auf die Möglichkeit der Energieerzeugung via LNG

aufmerksam gemacht werden. Die Informationen sollten barrierefrei und unterstützend zur

Verfügung gestellt werden. Auch können Informationsseiten im Internet erste Aufklärungsarbeit

leisten. Hier hat sich u.a. unter der Schirmherrschaft von Ole von Beust, ehemaliger

Bürgermeister der Hansestadt Hamburg, die ‚Maritime LNG Plattform – Die Nationale LNG

Initiative‘ als Plattform etabliert, die bspw. Studien und Informationen zu den LNG-

Bunkerprozessen und den ökonomischen Auswirkungen der Nutzung von LNG bereit stellt.

Neben weiteren lokalen, nationalen und internationalen Arbeitsgruppen ist bremenports hier

Gründungsmitglied.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 70

2. Der nächste Punkt gilt der Beförderung von Wissen rund um den Kraftstoff LNG bei betroffenen

Behörden. Hier ist die bremische Hafenverwaltung, vertreten durch die bremenports GmbH & Co.

KG, das HBH sowie den Senator für Wirtschaft, Arbeit und Häfen der Freien Hansestadt Bremen

(SWAHFHB), bereits aktiv und führt Maßnahmen zur Sensibilisierung im Umgang mit LNG durch.

Unterstützt werden kann dieses bereits vorhandene Wissen der Akteure, bspw. über relevante

Unterschiede zwischen LNG, CNG, LPG etc., durch einen stetigen Austausch von Entwicklungen

und Erfahrungen mit anderen Behörden auf internationaler Ebene.

3. In Bezug auf die Adoption von LNG durch die Schiffseigner wird ebenso die finanzielle

Unterstützung bzw. Förderung für LNG-betriebene Neubauten oder Nachrüstungen auf

Bundesebene bzw. auf Ebene der EU diskutiert. Entsprechende Pilotprojekte finden sich bereits

in den TEN-V-Förderungen wieder. Nach der Finanz- und Wirtschaftskrise der vergangenen Jahre

sind gegenwärtig viele Reeder noch nicht wieder in der Lage, große Investitionen zu tätigen und

auch die finanzierenden Banken stellen nur sporadisch Kapital zur Verfügung. Die Förderung

seitens der Politik wäre hilfreich, um die Erneuerung der existierenden Flotten mit LNG-

betriebenen Motoren voranzutreiben. Hier ist zu prüfen, ob die Politik unterstützen und z.B. in

Form einer Verschrottungsprämie, Bürgschaften etc. für Alttonnage umweltfreundlichere

Antriebe fördern kann. Ohne eine entsprechende Adoption des LNG-Antriebs bei

Neubauprojekten aufseiten der Reeder verbleibt die potenzielle LNG-Nachfrage auch in den

bremischen Häfen auf einem vergleichsweise niedrigen Niveau.

4. Bereits heute werden, basierend auf dem Environmental Ship Index, für emissionsarme Schiffe

Abschläge auf die Liegeplatzgebühren in den bremischen Häfen gewährt. Sofern wirtschaftlich

abbildbar, können diese insbesondere für LNG-angetriebene Schiffe erweitert werden, um somit

Wettbewerbsvorteile zu generieren und die Verbreitung von LNG zu unterstützen. Diese

Maßnahme ist zu überdenken, sobald etwaige Rabatte nicht mehr in einem gewissen Maße als

Alleinstellungsmerkmal wahrgenommen werden. Sie sollte jedoch mindestens so lange Bestand

haben, wie der LNG-Antrieb noch keine signifikante Marktdurchdringung erreicht hat. Mit der

Änderung der bremischen Hafengebührenordnung zum 1. Januar 2016 sind entsprechende

zusätzliche Rabatte eingeführt worden. Demnach erhalten LNG- und Methanol-angetriebene

Schiffe im ersten Anlaufjahr einen Erlass von 50 % (Schiffe mit Dual-Fuel-Antrieb 25 %) auf die

Raumgebühr pro Anlauf.

5. Darüber hinaus stellen Kooperationen mit anderen Häfen in der Region, die die Etablierung

größerer LNG-Infrastrukturen im Bereich der ‚Large-Scale-Terminals‘ avisieren, wie z. B.

Wilhelmshaven oder Brunsbüttel, eine Möglichkeit dar, um frühzeitig potenzielle

Versorgungsstrukturen für eigene LNG-Terminalkapazitäten zu bewerben und eine ganzheitliche

Entwicklungsstrategie in der Etablierung des Schiffskraftstoffs LNG für die deutsche

Nordseeküste zu zeichnen. Hierbei ist denkbar, dass eine gemeinsame Strategie mindestens der

deutschen Nordseehäfen bzw. -bundesländer zur Etablierung einer seeseitigen LNG-Infrastruktur

entwickelt wird, die Aussagen zu möglichen Schwerpunkten in der Entstehung von LNG-

Terminals an der deutschen Küste trifft und mit Blick auf die potenziellen lokalen sowie

regionalen LNG-Nachfragemengen exemplarische Versorgungsketten definiert. Das entwickelte

strategische Hilfsmittel dient zum einen den beteiligten Häfen als Wegweiser für örtlich

potenziell vorteilhafte sowie anwendbare LNG-Terminal- und Bunkerstrategien innerhalb eines

abgestimmten Gesamtkonzepts und zum anderen Investoren und Bunkeranbietern als politische

Leitlinie für die Errichtung einer LNG-Infrastruktur in Norddeutschland.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 71

8.3 Investitionen

Für ein signifikantes Wachstum im Bereich von LNG-Lösungen wird eine entsprechende Infrastruktur

benötigt, wofür entsprechende Investitionen getätigt werden müssen. Einerseits kann dies über generelle

Investitionen in das wirtschaftliche Wachstum des Transportbereichs dargestellt werden, wodurch durch

steigende Transportzahlen und Auslastungen wiederum schnellere Abschreibungen von Schiffen und

Lkw bewirkt werden und Freiräume für Investitionen in neue Transportfahrzeuge entstehen. Bei einer

solchen Entwicklung werden Reeder und Spediteure auch die Investitionen in Fahrzeuge mit LNG-

Motoren in Betracht ziehen. Durch Investitionen in das Wachstum wird die Bedeutung der bremischen

Häfen aufrechterhalten und ausgebaut, wodurch das kalkulierte LNG-Potenzial theoretisch ausgeschöpft

werden kann. Andererseits können LNG-spezifische Investitionen die weitere Standardisierung der

technischen Lösungen und damit verbunden eine Senkung der Produktionskosten entlang der LNG-

Supply Chain verwirklicht werden, um somit die Wettbewerbsfähigkeit von LNG zu erhöhen. Durch eine

Bereitstellung von LNG in den bremischen Häfen kann der Unsicherheitsfaktor der Verfügbarkeit bei einer

Investitionsentscheidung verringert werden. Diese Möglichkeiten sollen im Folgenden näher betrachtet

werden.

6. Eine wichtige Signalwirkung geht von Referenzprojekten innerhalb der Häfen aus, bei denen u.a.

behördliche Schiffseinheiten für einen Betrieb mit LNG ausgelegt werden. In diesem

Zusammenhang wird derzeit eine LNG-betriebene Klappschute für bremenports gebaut, was als

Zeichen des politischen Willens gewertet werden kann, zukünftig LNG als dominante

‚Compliance-Strategie‘ zu verfolgen. Durch den Einsatz LNG-betriebener Behördenschiffe

können, wenn auch auf niedrigem absolutem Niveau, erste Abnehmer für LNG geschaffen

werden. Des Weiteren wird anderen potenziellen Nutzern demonstriert, dass ein LNG-Antrieb für

Schiffe wirtschaftlich und sicher realisierbar ist. Bei dem Neubau von Behördenfahrzeugen auch

anderer Verkehrsträger sollte insgesamt LNG in Betracht gezogen werden.

7. Neben der seeseitigen Infrastruktur sollte auch der Aufbau eines LNG-Tankstellennetzes, bspw.

im Rahmen des „LNG Blue Corridors“ in Bremen und Bremerhaven vorangetrieben werden. Im

Rahmen dieser Studie konnte in erster Linie mit Blick auf den straßenseitigen

Hinterlandtransport ein hafeninduziertes LNG-Nachfragepotenzial aufgezeigt werden. Die

Grundlage für die Versorgung der Transportwirtschaft ist dabei die perspektivische Schaffung

einer flächendeckenden landseitigen LNG-Infrastruktur. Hierbei ist es elementar, dass

bremenports möglichen Investoren weiterhin geeignete Flächen zur Errichtung von LNG-

Tankstellen anbietet und die Vermarktung entsprechend aktiv bewirbt.

8. Bei Investitionen seitens der Schiffseigner sollte bremenports weiterhin eine beratende und

unterstützende Funktion hinsichtlich der Beantragung von Fördermitteln (TEN-V) sowie

technischer Expertise einnehmen. Dadurch könnten Investitionsentscheidungen angestoßen

und Projekte beschleunigt werden, was sich wiederum nachhaltig auf die lokale Nachfrage

auswirken würde.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 72

8.4 Regelungen und Verordnungen

In Kapitel 7 wurden bereits die rechtlichen Rahmenbedingungen im Umgang mit LNG evaluiert. Die

nachfolgend dargestellte, aus diesen Erkenntnissen abgeleitete Maßnahme wird bereits in den

bremischen Häfen umgesetzt. Das Aufgreifen der Maßnahme soll jedoch noch einmal ihre

Allgemeingültigkeit untermauern.

9. Es ist von der Idee Abstand zu nehmen, darauf zu warten, bis allgemein gültige Standards durch

überregionale Institutionen bzw. den Gesetzgeber verbindlich definiert wurden. Für die

bremischen Häfen ist es wichtig, eine einheitliche hafenspezifische rechtliche Grundlage zu

formulieren, welche die Nutzung und Bunkerung von LNG als Kraftstoff ermöglicht. Konkret zielt

die Maßnahme auf die Umsetzung der vom HBH bereits definierten Richtlinien durch

Sondergenehmigungen bzw. vorläufige Anforderungen sowie das Monitoring und ggf. die

Adaption derartiger genehmigungsrechtlicher Anforderungen. Über die derzeitigen

Einzelgenehmigungen können standortabhängig Referenzbeispiele geschaffen werden, auf

denen die Etablierung einheitlicher Grundsätze für das Bunkern von Schiffskraftstoffen aller Art

in den einschlägigen Verordnungen definiert werden können. Eine Verankerung in der

Hafenordnung sollte erst dann avisiert werden, wenn auch auf nationaler bzw. internationaler

Ebene zumindest ein grundsätzlicher rechtlicher Rahmen entworfen wurde und es nicht zu

erwarten ist, dass der relativ aufwendige Prozess der Anpassung der Hafenordnung aufgrund

veränderter Rahmenbedingungen erneut durchzuführen ist.

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen IX

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XI

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXIX

Anhang A: Tabellen und Grafiken

Kennzahl 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Güterumschlag [Mio. t] 74,5 63,1 68,9 80,6 84,1 78,7

Anteil Bremen-Stadt [%] 19,6 % 17,9 % 19,2 % 16,1 % 16,2 % 16,0 %

Anteil Bremerhaven [%] 80,4 % 82,1 % 80,8 % 83,9 % 83,8 % 84,0 %

Kraftfahrzeuge [Mio.] 2,08 1,23 1,63 2,13 2,18 2,18

Kreuzfahrtpassagiere [Tsd.] 127,3 125,9 57,4 51,4 62,6 66,5

Schiffsankünfte (ab 2012 ohne Leerschiffe) [Tsd.] 9,65 7,49 7,14 7,19 7,90 7,72

Anteil Containerschiffe [%] 59,9 % 62,0 % 62,0 %

Anteil Ro/Ro- / Kfz-Transport- / Fahrgastschiffe [%] 18,4 % 18,2 % 19,4 %

Anteil Stückgutschiffe [%] 11,0 % 9,9 % 8,7 %

Anteil Schüttgutschiffe [%] 4,8 % 4,5 % 3,4 %

Anteil Tankschiffe [%] 3,5 % 2,5 % 3,2 %

Anteil Sonstige [%]

2,4 % 3,0 % 3,2 %

Tabelle 12: Kennzahlenentwicklung der bremischen Häfen [vgl. SWAHFHB 2012 / SWAHFHB 2013 (a) / SWAHFHB 2014 (a) / eigene Darstellung]

Standort Szenario Seeseitiges LNG-Nachfragepotenzial p.a. [Tsd. m3]

2015 2020 2025 2030

Bremen-Stadt Defensive Entwicklung 1,1 2,2 4,6 6,5

Mittlere Entwicklung 3,0 6,1 11,8 16,4

Offensive Entwicklung 4,1 8,4 16,7 23,1

Bremerhaven Defensive Entwicklung 8,4 28,7 69,3 112,9

Mittlere Entwicklung 18,8 68,7 149,7 236,4

Offensive Entwicklung 28,8 100,3 222,1 352,4

Gesamt

(bremische

Häfen)

Defensive Entwicklung 9,5 30,9 73,9 119,4

Mittlere Entwicklung 21,8 74,7 161,6 252,8

Offensive Entwicklung 32,9 108,7 238,8 375,5

Tabelle 13: Seeseitiges LNG-Nachfragepotenzial in Bremen-Stadt und Bremerhaven bis 2030 in Volumeneinheiten [eigene Darstellung]

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXX

Anhang B: Vorläufige Anforderungen des HBH

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXXI

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXXII

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXXIII

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXXIV

Abbildung 34: Vorläufige Anforderungen an die Betankung von Schiffen mit LNG in den Bremischen Häfen

(Stand: August 2014) [HBH 2014]

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXXV

Anhang C: LNG-Bunkerchecklisten der IAPH

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXXVI

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXXVII

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXXVIII

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXXIX

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XL

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XLI

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XLII

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XLIII

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XLIV

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XLV

Abbildung 35: ‚Schiff zu Schiff‘-Bunker-Checkliste der IAPH (Stand: Januar 2015) [IAPH 2015]

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XLVI

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XLVII

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XLVIII

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XLIX

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen L

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen LI

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen LII

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen LIII

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen LIV

Abbildung 36: ‚Tank-Lkw zu Schiff‘-Bunker-Checkliste der IAPH (Stand: Januar 2015) [IAPH 2015]

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen LV

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen LVI

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen LVII

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen LVIII

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen LIX

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen LX

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen LXI

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen LXII

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen LXIII

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LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen LXIV

Abbildung 37: ‚Terminal zu Schiff‘-Bunker-Checkliste der IAPH (Stand: Januar 2015) [IAPH 2015]

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