LNG- MARKTENTWICKLUNGS- UND … · LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die...
Transcript of LNG- MARKTENTWICKLUNGS- UND … · LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die...
LNG-MARKTENTWICKLUNGS- UND NACHFRAGEPOTENZIALANALYSEfür die Schifffahrt sowie weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen
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
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
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
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
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
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
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
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
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)
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.
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]
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
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
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.
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 7
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.
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 8
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
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
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.
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 11
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,
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen 12
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
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
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.
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
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].
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.
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)].
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)].
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.
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.
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)]
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.
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
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
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
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].
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.
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.
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.
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.
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.
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
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]
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
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]
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.
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]
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
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.
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
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
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
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
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.
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
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.
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.
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].
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.
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].
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
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
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
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
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.
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.
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.
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.
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.
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
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.
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.
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)
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].
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.
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).
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
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.
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.
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.
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.
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen IX
Quellenverzeichnis
AG Ems 2014 (a) AG Ems. AG "EMS" und Bomin Linde LNG – deutschlandweit 1. Liefervertrag über
Flüssiggas als Schiffstreibstoff. http://www.ag-ems.de/die-ag-
ems/presse/pressemitteilungen/article/liefervertrag.html (Zugriff:
23. November 2014).
AG Ems 2014 (b) AG Ems. Projekt MS "Ostfriesland". http://www.ag-ems.de/aktuell/projekt-ms-
ostfriesland.html (Zugriff: 7. Dezember 2015).
AGA 2012 AGA AB. Seagas – the world’s first fuelling vessel for LNG named in Stockholm.
http://www.aga.com/international/web/lg/aga/like35agacom.nsf/0/3A72E0CE1A
1327A5C1257B36002CCA71 (Zugriff: 7. Dezember 2015).
Air Liquide 2014 Air Liquide SA. Vapor Pressure Graph.
http://encyclopedia.airliquide.com/images_encyclopedie/VaporPressureGraph/M
ethane_Vapor_Pressure.GIF (Zugriff: 28. November 2014).
AXS 2014 AXSMarine Ltd. Voyage Calculator. http://www.axsmarine.com/distance (Zugriff:
18. November 2014).
BBC 2014 British Broadcasting Corporation. DFDS Portsmouth to Le Havre ferry route to
close. http://www.bbc.com/news/uk-england-hampshire-29217806
(Zugriff: 24. Oktober 2014).
BIS 2013 BIS Bremerhavener Gesellschaft für Investitionsförderung und Stadtentwicklung
mbH. Hafenanbindung A27 – Anbindung des Überseehafengebietes in
Bremerhaven an die A27 – Planungsstand und weiteres Vorgehen.
http://www.bis-bremerhaven.de/sixcms/media.php/631/Hafentunnel%20-
%20Beilage%20der%20NZ-Aug.pdf (Zugriff: 21. November 2014).
BMVBS 2013 Bundesministerium für Verkehr, Bau und Stadtentwicklung. Die Mobilitäts- und
Kraftstoffstrategie der Bundesregierung (MKS) – Energie auf neuen Wegen.
https://www.bmvi.de/SharedDocs/DE/Anlage/UI-MKS/mks-strategie-
final.pdf?__blob=publicationFile (Zugriff: 9. Dezember 2015).
BMVI 2013 Bundesministerium für Verkehr und digitale Infrastruktur.
Verkehrsverflechtungsprognose 2030 sowie Netzumlegung auf die
Verkehrsträger – Los 2 (Seeverkehrsprognose).
http://www.bmvi.de/SharedDocs/DE/Anlage/VerkehrUndMobilitaet/verkehrsverfl
echtungsprognose-2030-seeverkehr-schlussbericht-los-
2.pdf?__blob=publicationFile (Zugriff: 17. November 2014).
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen X
BMVI 2014 Bundesministerium für Verkehr und digitale Infrastruktur. LNG als
Alternativkraftstoff für den Antrieb von Schiffen und schweren Nutzfahrzeugen.
http://www.bmvi.de/SharedDocs/DE/Anlage/UI-MKS/mks-kurzstudie-
lng.pdf?__blob=publicationFile (Zugriff: 20. November 2014).
Bomin Linde 2014 (a) Bomin Linde LNG GmbH & Co. KG, G. Eiermann. Bomin Linde LNG Planung eines
„small scale LNG Terminals im Hamburger Hafen“.
http://www.golng.eu/files/Main/news_presentations/rostock/BLLNG_Rostock_09
012014_Eiermann.pdf (Zugriff: 7. Dezember 2015).
Bomin Linde 2014 (b) Bomin Linde LNG GmbH & Co. KG. The economic aspect. Vortrag im Rahmen der
Veranstaltung „LNG Shipping Symposium Northern Germany – Small scale
distribution for coastal and short-sea shipping“. Rostock, am 13. Oktober 2014.
Bomin Linde 2014 (c) Bomin Linde LNG GmbH & Co. KG. LNG as Ship Fuel – Status Quo & Outlook.
http://www.nautischer-verein-
bremerhaven.de/downloads/Schifffahrt_und_Umwelt/2014/1%20140917_BLLNG
_NautischerVerein.pdf (Zugriff: 22. November 2014).
Bomin Linde 2015 (a) Bomin Linde LNG GmbH & Co. KG. Bomin Linde LNG and Klaipedos Nafta to
jointly develop LNG fuel market.
http://bominlinde.com/_upl/de/_d/150219_pressrelease_kn_bllng_vf.pdf
(Zugriff: 4. Dezember 2015).
Bomin Linde 2015 (b) Bomin Linde LNG GmbH & Co. KG. Development of LNG bunker supply vessel
progressing rapidly.
http://bominlinde.com/_upl/de/_d/150702_pressrelease_bllng_bunkersupplyves
sel_vf.pdf (Zugriff: 4. Dezember 2015).
BP 2014 British Petrol plc. BP Statistical Review of World Energy – June 2014.
http://www.bp.com/content/dam/bp/pdf/Energy-economics/statistical-review-
2014/BP-statistical-review-of-world-energy-2014-full-report.pdf (Zugriff:
3. November 2014).
BPO 2015 Baltic Ports Organisation. LNG in Baltic Sea Ports Projects. Vortrag im Rahmen der
Veranstaltung „Transport Week 2015“. Danzig, am 19. März 2015.
Braren 2014 (a) R. Braren. Abgasnachbehandlung – Erfahrungsbericht eines Anwenders. Vortrag
im Rahmen der Veranstaltung „Nachrüstung von Bestandsschiffen und dem Kick-
Off der Fachgruppe Schiffseffizienz“. Hamburg, am 8. Juli 2014.
Braren 2014 (b) Rörd Braren Bereederungs - GmbH & Co KG. Technische Daten der MS Timbus.
http://www.reedereibraren.de/Flotte-Fleet/Technische-Daten-Technical-
Datas;session=0e1c4eac9348e93faca49df23ba0751346513d0e&focus=CMTOI_de
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XI
_dtag_hosting_hpcreator_widget_Download_13965917&path=download.action
&frame=CMTOI_de_dtag_hosting_hpcreator_widget_Download_13965917&vie
w=raw?id=198329 (Zugriff: 17. Dezember 2015).
bremenports 2013 bremenports GmbH & Co. KG. Ports Handbook – Bremen/Bremerhaven
2013/2014.
http://www.bremenports.de/misc/filePush.php?id=1775&name=DE_PortsHandb
ook_2013_2014_low.pdf (Zugriff: 7 November 2014).
bremenports 2014 (a) bremenports GmbH & Co. KG. Eine leistungsstarke Verbindung – Bremische
Hafeneisenbahn. http://www.bremenports.de/unternehmen/unsere-
aufgaben/hafeneisenbahn (Zugriff: 19. November 2014).
bremenports 2014 (b) bremenports GmbH & Co. KG. Serviceeinrichtungen in Bremerhaven – Bremische
Hafeneisenbahn. http://www.bremenports.de/standort/bremische-
hafeneisenbahn/bremerhaven (Zugriff: 19. November 2014).
bremenports 2015 (a) bremenports GmbH & Co. KG. Geschäftsbericht 2014.
http://www.bremenports.de/misc/filePush.php?id=2579&name=Gesch%C3%A4f
tsbericht+2014.pdf (Zugriff: 4. Dezember 2015).
bremenports 2015 (b) bremenports GmbH & Co. KG. Auftrag für LNG-Schute erteilt.
http://www.bremenports.de/1979_1 (Zugriff: 4. Dezember 2015).
BSH 2015 Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie.
http://www.bsh.de/de/Das_BSH/Presse/Pressearchiv/Pressemitteilungen2015/Pr
essemitteilung03-2015.pdf (Zugriff: 3. Dezember 2015),
Bull 2013 D. Bull. LNG as a Bunker Fuel: Future Demand Prospects & Port Design Options.
http://www.maritime-rh.com/maritime_docs/osc_press_releases/press-release-
lng-as-a-bunker-fuel-osc.pdf (Zugriff: 17. Dezember 2015).
BV 2014 Bureau Veritas S.A. Guidelines on LNG Bunkering.
Capital 2015 Capital ( Gruner+Jahr GmbH & Co KG). Neuer Anlauf für deutschen LNG-Hafen –
Niedersachsen arbeitet an einem Flüssiggas-Terminal in Wilhelmshaven. Ein
neuer Plan soll Investoren anlocken. http://m.capital.de/dasmagazin/neuer-
anlauf-fuer-deutschen-lng-hafen.html (Zugriff: 9. Dezember 2015).
Cargotec 2014 Cargotec Oyj. Kalmar presents diesel-LNG reachstacker together with Global
Service in Livorno, Italy. http://www.cargotec.com/en-
global/newsroom/releases/press-releases/Pages/kalmar-presents-diesellng-
reachstacker-together-with-global-1755375-Fri-17-Jan-2014-12-30.aspx (Zugriff:
21. November 2014).
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XII
Carnival 2014 Carnival Corporation & plc. Carnival Corporation Significantly Increases
Installations of Industry-First Exhaust Gas Cleaning Technology, Expands to More
Than 70 Percent of Fleet. http://phx.corporate-
ir.net/phoenix.zhtml?c=200767&p=irol-newsArticle&ID=1933369&highlight=
(Zugriff: 26. November 2014).
Cassen Eils Reederei Cassen Eils. Vertragsunterzeichnung: unweltfreundliches
Seebaederschiff fuer den Helgolandverkehr. http://www.cassen-
eils.de/aktuelles/presse/detail/vertragsunterzeichnung-umweltfreundliches-
seebaederschiff-fuer-den-helgolandverkehr (Zugriff: 17. Dezember 2015).
CEE 2006 Center for Energy Economics. LNG Safety and Security.
http://www.beg.utexas.edu/energyecon/lng/documents/CEE_LNG_Safety_and_S
ecurity.pdf (Zugriff: 17. Dezember 2015).
CIMAC 2013 Conseil International des Machines a Combustion. Guideline for the Operation of
Marine Engines on Low Sulphur Diesel.
http://www.cimac.info/cms/upload/workinggroups/WG7/CIMAC_SG1_Guideline
_Low_Sulphur_Diesel.pdf (Zugriff: 17. Dezember 2015).
CML 2015 Fraunhofer-Center für Maritime Logistik und Dienstleistungen CML.
Bedarfsanalyse LNG in Brunsbüttel. https://www.schleswig-
holstein.de/DE/Fachinhalte/I/industriepolitik/Downloads/bedarfsanalyse_LNG.pd
f?__blob=publicationFile&v=1 (Zugriff: 9. Dezember 2015).
CNSS 2013 Clean North Sea Shipping. LNG fuelled ships as a contribution to clean air in
harbours. http://cnss.no/wp-content/uploads/2013/08/CNSS-LNG-report-
4mb.pdf (Zugriff: 17. Dezember 2015).
CPL 2013 CPL Competence in Ports and Logistics & MvB euroconsult. Handlungsansätze
zum Aufbau einer LNG-Infrastruktur für die Seeschifffahrt in Mecklenburg-
Vorpommern. http://service.mvnet.de/_php/download.php?datei_id=125529
(Zugriff: 9. Dezember 2015).
DB 2014 Deutscher Bundestag. Antwort der Bundesregierung auf die Kleine Anfrage der
Abgeordneten Oliver Krischer, Dr. Julia Verlinden, Annalena Baerbock, weiterer
Abgeordneter und der Fraktion BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN.
http://dip21.bundestag.de/dip21/btd/18/012/1801299.pdf (Zugriff:
9. Dezember 2015).
DB 2015 (a) Deutscher Bundestag. Unterrichtung durch die Bundesregierung – Vierter Bericht
der Bundesregierung über die Entwicklung und Zukunftsperspektiven der
maritimen Wirtschaft in Deutschland.
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XIII
http://dip21.bundestag.de/dip21/btd/18/057/1805764.pdf (Zugriff:
9. Dezember 2015).
DB 2015 (b) Deutscher Bundestag. Antwort der Bundesregierung auf die Kleine Anfrage der
Abgeordneten Dr. Valerie Wilms, Oliver Krischer, Annalena Baerbock, weiterer
Abgeordneter und der Fraktion BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN.
http://dip21.bundestag.de/dip21/btd/18/056/1805640.pdf (Zugriff:
9. Dezember 2015).
DFDS 2014 (a) Det Forenede Dampskibs-Selskab AS. The EU Sulphur Directive and DFDS’
Response.
http://www.dfdsgroup.com/Documents/pdf/Sulphur_Directive_DFDS_Feb_2014
_.pdf (Zugriff: 17. Dezember 2015).
DFDS 2014 (b) Det Forenede Dampskibs-Selskab AS. DFDS awarded EU funding of DKK 47.2
million for major environmental project.
https://newsclient.omxgroup.com/cdsPublic/viewDisclosure.action?disclosureId=
616729&lang=en (Zugriff: 17. Dezember 2015).
DFDS 2014 (c) Det Forenede Dampskibs-Selskab AS. New sulphur rules cause closure of the
Harwich-Esbjerg ferry route. http://www.dfdsseaways.co.uk/about-
us/press/press-releases/new-sulphur-rules-cause-closure (Zugriff:
24. Oktober 2014).
DFTG 2015 Deutsche Flüssigerdgas Terminal Gesellschaft mbH. Das Projekt.
http://www.dftg.de/de/projekt/default.htm (Zugriff: 9. Dezember 2015).
DIN 2011 Deutsches Institut für Normung e. V. Erdöl- und Erdgasindustrien – Anlagen und
Ausrüstung für Flüssigerdgas – Schnittstelle zwischen Schiff und Land und
Hafenbetrieb (ISO 28460:2010).
DMA 2012 (a) Danish Maritime Authority. North European LNG Infrastructure Project – A
feasibility study for an LNG filling station infrastructure and test of
recommendations – Full Report.
http://www.dma.dk/themes/LNGinfrastructureproject/Documents/Final%20Repo
rt/LNG_Full_report_Mgg_2012_04_02_1.pdf (Zugriff: 3. November 2014).
DMA 2012 (b) Danish Maritime Authority. North European LNG Infrastructure Project – A
feasibility study for an LNG filling station infrastructure and test of
recommendations – Appendices.
http://www.dma.dk/themes/LNGinfrastructureproject/Documents/Final%20Repo
rt/Appendices%2020120528.pdf (Zugriff: 3. November 2014).
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XIV
DNV 2010 Det Norske Veritas AS. Greener shipping in the Baltic Sea.
http://cleantech.cnss.no/wp-content/uploads/2011/05/2010-DNV-Greener-
Shipping-in-the-Baltic-Sea.pdf (Zugriff: 28. November 2014).
DNV 2011 Det Norske Veritas. Greener shipping in North America.
http://www.dnvusa.com/Binaries/1101052%20LNG%20in%20NorthAmerica%20R
eport%20v7_tcm153-472229.pdf (Zugriff: 17. Dezember 2015).
DNV 2012 Det Norske Veritas. Shipping 2020.
http://www.dnv.nl/binaries/shipping%202020%20-%20final%20report_tcm141-
530559.pdf (Zugriff: 9. März 2015).
DNV GL 2014 (a) Det Norske Veritas Germanischer Lloyd. The international LNG-fuelled fleet
outlook – Second Conference on Liquefied Natural Gas for transport.
http://www.dnv.de/Binaries/20140411%20DNV%20GL%20ConferenzaGNL%20Ro
me_tcm70-599523.pdf (Zugriff: 11. Juli 2014).
DNV GL 2014 (b) Det Norske Veritas Germanischer Lloyd. LNG – A cost-efficient fuel option? –
Drivers, status and economic viability.
http://www.sjofart.ax/files/oceaneballand2014.pdf (Zugriff: 17. Dezember 2015).
DNV GL 2014 (c) Det Norske Veritas Germanischer Lloyd. DNV GL klassifiziert Methanol
betriebenen Tanker.
http://www.dnv.de/press_area/press_releases/2014/firstmethanolfueledship.asp
(Zugriff: 11. Juli 2014).
DNV GL 2014 (d) Det Norske Veritas Germanischer Lloyd. An overview of compliance strategy of
ship-owners in the SECA area.
http://www.bpoports.com/BPC/Roenne/final_presentations/Mohn.pdf (Zugriff:
27. Dezember 2015).
DNV GL 2015 (a) Det Norske Veritas Germanischer Lloyd. BPO meeting: SECA is real now – first
impressions of sulphur limits. Vortrag im Rahmen der Veranstaltung „Transport
Week 2015“. Danzig, am 19. März 2015.
DNV GL 2015 (b) Det Norske Veritas Germanischer Lloyd. DNV GL – LNG fuelled vessels – Ship list –
Vessels in operation and vessels on order.
https://www.dnvgl.com/Images/World%20LNG%20fuelled%20fleet_Oct_2015_tc
m8-5550.pdf (Zugriff: 7. Dezember 2015).
DNV GL 2015 (c) Det Norske Veritas Germanischer Lloyd. Recommended Practice – Development
and operation of liquefied natural gas bunkering facilities.
http://rules.dnvgl.com/docs/pdf/DNVGL/RP/2015-10/DNVGL-RP-G105.pdf
(Zugriff: 14. Dezember 2015).
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XV
DVZ 2014 (a) Deutsche Verkehrs-Zeitung: LNG-Terminal in Göteborg genehmigt. 13. Juni 2014.
DVZ 2014 (b) Deutsche Verkehrs-Zeitung. Boxen-Stopp für die "Viking Grace“.
http://www.dvz.de/rubriken/seefracht/single-view/nachricht/boxen-stopp-fuer-
die-viking-grace.html (Zugriff: 7. Dezember 2015).
DVZ 2014 (c) Deutsche Verkehrs-Zeitung. Reeder fordern Förderprogramm.
http://www.dvz.de/rubriken/seefracht/single-view/nachricht/reeder-fordern-
foerderprogramm.html (Zugriff: 17. Dezember 2015).
DVZ 2014 (d) Deutsche Verkehrs-Zeitung. Regierung prüft LNG-Anschubförderung.
http://www.dvz.de/de/rubriken/seefracht/single-view/nachricht/regierung-
prueft-lng-anschubfoerderung.html (Zugriff: 17. Dezember 2015).
DVZ 2014 (e) Deutsche Verkehrs-Zeitung. Zahl des Tages. 27. Juni 2014.
DVZ 2014 (f) Deutsche Verkehrs-Zeitung. Rostock soll LNG-Hafen werden.
http://www.dvz.de/rubriken/seefracht/single-view/nachricht/rostock-soll-lng-
hafen-werden-maritimer-logistikgipfel-setzt-sich-lng-als-alternative-treibstoff-
zu.html (Zugriff: 9. Dezember 2015).
DVZ 2015 (a) Deutsche Verkehrs-Zeitung. UASC will in 5 Jahren mit LNG fahren.
http://www.dvz.de/rubriken/seefracht/single-view/nachricht/uasc-will-in-5-
jahren-mit-lng-fahren.html (Zugriff: 4. Dezember 2015).
DVZ 2015 (b) Deutsche Verkehrs-Zeitung. Schon dreimal frisches LNG.
http://www.thb.info/en/rubriken/faehrschifffahrt/single-view/news/schon-
dreimal-frisches-lng.html (Zugriff: 7. Dezember 2015).
DVZ 2015 (c) Deutsche Verkehrs-Zeitung. LNG-Fähre „Helgoland“ wieder auf Probefahrt.
http://www.thb.info/rubriken/single-view/news/lng-faehre-helgoland-wieder-
auf-probefahrt.html (Zugriff: 7. Dezember 2015).
DVZ 2015 (d) Deutsche Verkehrs-Zeitung. LNG-Terminal für die Unterelbe.
http://www.dvz.de/de/themen/themenhefte/niedersaechsische-haefen/single-
view/nachricht/lng-terminal-fuer-die-unterelbe.html (Zugriff: 9. Dezember 2015).
EEP 2013 Environment & Energy Publishing LLC. Alternative Fuels – Could LNG fuel flights
of the future?. http://www.eenews.net/stories/1059986357 (Zugriff:
19. November 2014).
EG 2000 Europäische Gemeinschaft. Richtlinie 2000/60/EG des Europäischen Parlaments
und des Rates. http://eur-lex.europa.eu/resource.html?uri=cellar:5c835afb-2ec6-
4577-bdf8-756d3d694eeb.0003.02/DOC_1&format=PDF (Zugriff:
26. November 2014).
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XVI
EK 2012 Europäische Kommission. Verordnung (EU) Nr. 459/2012 der Kommission.
http://eur-lex.europa.eu/legal-
content/DE/TXT/PDF/?uri=CELEX:32012R0459&from=DE (Zugriff:
20. November 2014).
EK 2013 Europäische Kommission. 2013-DK-92060-S. https://ec.europa.eu/inea/en/ten-
t/ten-t-projects/projects-by-country/denmark/2013-dk-92060-s (Zugriff:
8. Dezember 2015).
EK 2014 Europäische Kommission. 2013-DE-92056-S. https://ec.europa.eu/inea/en/ten-
t/ten-t-projects/projects-by-country/germany/2013-de-92056-s (Zugriff:
9. Dezember 2015).
EM MFL 2014 ExxonMobil Marine Fuels & Lubricants. ExxonMobil Premium HDME 50.
http://www.exxonmobil.com/MarineLubes-En/products_exxonmobil-premium-
hdme-50.aspx (Zugriff: 28. November 2014).
EPA 2010 U.S. Environmental Protection Agency. Designation of North American Emission
Control Area to Reduce Emissions from Ships.
http://www.epa.gov/nonroad/marine/ci/420f10015.pdf (Zugriff:
17. Dezember 2015).
ESN 2013 ESN. ESN – Way Forward SECA report. http://www.shortsea.info/openatrium-6.x-
1.4/sites/default/files/esn-seca-report-2013_0.pdf (Zugriff: 17. Dezember 2015).
EU 2014 Europäische Union. Richtlinie 2014/94/EU des Europäischen Parlaments und des
Rates. http://eur-lex.europa.eu/legal-
content/DE/TXT/PDF/?uri=CELEX:32014L0094&from=DE (Zugriff:
8. Dezember 2015).
Eurostat 2015 Eurostat. Seeverkehr (mar_go_aa) – Güter (Bruttogewicht) – Jährliche Zahlen –
Alle Häfen – nach Richtung. http://ec.europa.eu/eurostat/web/products-
datasets/-/mar_go_aa (Zugriff: 3. Dezember 2015).
EY 2013 Ernst & Young GM Limited.: Global LNG - Will new demand and new supply mean
new pricing?.
http://www.lngbunkering.org/lng/sites/default/files/2013%20EY%20impact%20o
f%20global%20supply%20patterens%20on%20LNG%20price.pdf (Zugriff:
17. Dezember 2015).
FAZ 2013 Frankfurter Allgemeine Zeitung GmbH. Die Kühlkette darf nicht reißen.
http://www.faz.net/aktuell/technik-motor/auto-verkehr/lastwagen-mit-lng-die-
kuehlkette-darf-nicht-reissen-12149186.html (Zugriff: 20. November 2014).
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XVII
Finnlines 2014 Finnlines Oyj. Finnlines Invests in Environmental Technology.
http://www.finnlines.com/company/financial_information/stock_exchange_relea
ses/finnlines_invests_in_environmental_technology (Zugriff:
26. November 2014).
Fjord Line 2014 (a) Fjord Line AS. Über Fjord Line. https://www.fjordline.com/de/uber-fjord-line
(Zugriff: 7 Dezember 2015).
Fjord Line 2014 (b) Fjord Line AS. Palanga, Lithuania – 9 & 10 December 2014.
http://www.golng.eu/files/Main/final_conference/09.12.2014%20Martech%20Pal
anga.pdf (Zugriff: 7 Dezember 2015).
Fjord Line 2015 Fjord Line AS. Dänemark startet Produktion von Flüssigerdgas (LNG).
http://www.fjordline.com/de/presse/pressemitteilungen/danemark-startet-
produktion-von-flussigerdgas (Zugriff: 8. Dezember 2015).
Gasrec 2013 Garec Ltd. Tesco Distribution Bio-LNG deal spotlights a bright future for Gasrec.
http://gasrec.co.uk/tesco-distribution-bio-lng-deal-spotlights-a-bright-future-for-
gasrec/ (Zugriff: 17. Dezember 2015).
Gazprom 2013 Gazprom Germania GmbH. Umweltfreundliche Mobilität für Polen.
http://www.gazprom.de/press/news/2013/november/article176931/ (Zugriff:
20. November 2014).
Gazprom 2014 Gazprom Germania GmbH. DIE Gazprom-Gruppe und der Rostocker Hafen
unterzeichnen Absichtserklärung. https://www.gazprom-
germania.de/medien/mediathek/pressemitteilung/gazprom-und-der-rostocker-
hafen-unterzeichnen-absichtserklaerung.html (Zugriff: 9. Dezember 2015).
GIE 2015 Gas Infrastructure Europe. GIE LNG Map Dataset (Stand: Mai 2015).
http://www.gie.eu/index.php/maps-data/lng-map (Zugriff: 8. Dezember 2015).
GL 2012 Germanischer Lloyd SE. Machbarkeitsstudie zum Bunkern von Flüssiggasen in
deutschen Häfen.
http://www.bsh.de/de/Das_BSH/Presse/Aktuelle_Meldungen/Studie-LNG.pdf
(Zugriff: 24. November 2014).
GL 2013 Germanischer Lloyd SE. InFocus – LNG – Straight ahead to safe LNG bunker
supply.
http://www.dnv.com/binaries/GL_0E120_infocus_magazine_lng_1305_web_tcm
4-603605.pdf (Zugriff: 28. November 2014).
GOC 2013 GOC Engineering GmbH, H. Grossmann. Neuer Schiffskraftstoff LNG –
Herausforderungen für Häfen und Logistik. http://com.htg-
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XVIII
online.de/media/products/0671731001383810266.pdf (Zugriff:
17. Dezember 2015).
GreenPort 2014 (a) GreenPort. LNG use in terminal tractors.
http://www.greenport.com/news101/products-and-services/lng-use-in-terminal-
tractors (Zugriff: 21. November 2014).
GreenPort 2014 (b) GreenPort. DFDS gets scrubber funding. http://www.greenport.com/responsive-
newsletter/newsletter/articles/dfds-gets-scrubber-funding#sthash.AKNyeC51
(Zugriff: 27. November 2014).
HA 2013 Hamburger Abendblatt. Hafenfähren sollen mit Gas fahren.
http://www.abendblatt.de/wirtschaft/article122182722/Hafenfaehren-sollen-mit-
Gas-fahren.html (Zugriff: 9. Dezember 2015).
HA 2014 Hamburger Abendblatt. Maersk fordert strenge Überwachung von Umweltregeln.
http://www.abendblatt.de/hamburg/article131459370/Maersk-fordert-strenge-
Ueberwachung-von-Umweltregeln.html (Zugriff: 24. Oktober 2014).
HBH 2001 Hansestadt Bremisches Hafenamt. Bremische Hafenordnung – Vom 24. April
2001. http://www.wirtschaft.bremen.de/sixcms/media.php/13/4-Brem-
Hafenordnung.pdf (Zugriff: 24. Oktober 2014).
HBH 2014 Hansestadt Bremisches Hafenamt. Vorläufige Anforderungen an die Betankung
von Schiffen mit LNG in den Bremischen Häfen, Stand August 2014.
Hellmann 2014 (a) Hellmann Worldwide Logistics GmbH & Co. KG. Hellmann Worldwide Logistics
plant mit alternativen Kraftstoffen – LNG und Diesel aus nachwachsenden
Rohstoffen.
http://www.hellmann.de/de/germany/news/#Hellmann_Worldwide_Logistics_pl
ant_mit_alternativen_Kraftstoffen (Zugriff: 20. November 2014).
Hellmann 2014 (b) Hellmann Worldwide Logistics GmbH & Co. KG. Einsatz von LNG im
Speditionsalltag Praxiserfahrungen mit LNG Gasantrieben. Vortrag im Rahmen
des IAA-Symposiums „LNG – der alternative Kraftstoff für das Nutzfahrzeug“.
Hannover, am 29. September 2014.
HSH 2013 HSH Nordbank AG. Marktexpertise Eco Shipping - November 2013.
https://www.hsh-
nordbank.de/media/pdf/marktberichte/branchenstudien/shipping/20131113_M
arktexpertise_Eco_Shipping.pdf?id=rss (Zugriff: 17. Dezember 2015).
HTC 2013 Kapazitive Leistungsfähigkeit des Eisenbahnnetzes im Großraum Bremen – Teil 1
– Analyse und Prognose der Verkehre und Produktionsstrukturen.
http://www.bremenports.de/misc/filePush.php?mimeType=application/pdf&fullP
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XIX
ath=http://www.bremenports.de/files/2/41/42/Leistungsfaehigkeit_des_Eisenba
hnnetzes_im_Grossraum_Bremen_Teil_1.pdf (Zugriff: 22. November 2014).
IAPH 2015 International Association of Ports and Harbors. Bunker checklists.
http://www.lngbunkering.org/lng/bunker-checklists (Zugriff: 29. April 2015).
IGU 2015 International Gas Union. World LNG Report – 2015 Edition – World Gas
Conference Edition. http://www.igu.org/sites/default/files/node-page-
field_file/IGU-World%20LNG%20Report-2015%20Edition.pdf (Zugriff:
8. Dezember 2015).
IMO 2007 A statistical overview of ship recycling.
http://www.imo.org/blast/blastDataHelper.asp?data_id=23449&filename=shipre
cycling.pdf (Zugriff: 18. November 2013).
IMO 2009 International Maritime Organization. Second IMO GHG Study 2009.
http://www.imo.org/blast/blastDataHelper.asp?data_id=27795 (Zugriff: 16. Juni
2014).
IMO 2014 (a) International Maritime Organization. Nitrogen Oxides (NOx) – Regulation 13.
http://www.imo.org/OurWork/Environment/PollutionPrevention/AirPollution/Pa
ges/Nitrogen-oxides-(NOx)-%E2%80%93-Regulation-13.aspx (Zugriff:
24. Oktober 2014).
IMO 2014 (b) International Maritime Organization. Reduction of GHG emissions from ships –
Third IMO GHG Study 2014. http://www.iadc.org/wp-
content/uploads/2014/02/MEPC-67-6-INF3-2014-Final-Report-complete.pdf
(Zugriff: 30. Oktober 2014).
IMO 2015 (a) International Maritime Organization. Consideration and adoption of
Amendments to mandatory instruments – Adoption of the International Code of
Safety for Ships using Gases or other Low-flashpoint Fuels (IGF code).
IMO 2015 (b) International Maritime Organization. Gas and low-flashpoint fuels code adopted
by IMO – Maritime Safety Committee (MSC), 95th session, 3-12 June 2015.
http://www.imo.org/en/MediaCentre/PressBriefings/Pages/26-MSC-95-
ENDS.aspx (Zugriff: 14. Dezember 2015).
IOGP 2013 International Association of Oil & Gas Producers. Guidelines for systems and
installations for supply of LNG as fuel to ships.
http://www.iogp.org/Portals/0/Standards/118683.pdf (Zugriff:
9. Dezember 2015).
ISL 2007 Institut für Seeverkehrswirtschaft und Logistik. Abschätzung der hafenbedingten
Straßenverkehre in Bremerhaven bis zum Jahr 2025.
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XX
http://opus.kobv.de/zlb/volltexte/2011/9996/pdf/12_abschaetzung_hafenbed_st
rassenverkehr.pdf (Zugriff: 17. Dezember 2015).
ISL 2010 Institut für Seeverkehrswirtschaft und Logistik. Die weitere Reduzierung des
Schwefelgehalts in Schiffsbrennstoffen auf 0,1 % in Nord- und Ostsee im Jahr
2015: Folgen für die Schifffahrt in diesem Fahrtgebiet – Endbericht.
http://www.reederverband.de/fileadmin/vdr/pdf/themen_und_positionen/Germ
anISLStudyonSECAimpacts.PDF (Zugriff: 17. Dezember 2015).
KBA 2014 (a) Kraftfahrt-Bundesamt. Neuzulassungen und Besitzumschreibungen von
Kraftfahrzeugen nach Emissionen und Kraftstoffen (FZ 14).
http://www.kba.de/DE/Presse/Presseportal/FZ_NUAL/fz14_nb_emissionen_krafts
toffe_inhalt.html (Zugriff:.20. November 2014).
KBA 2014 (b) Kraftfahrt-Bundesamt. Bestand von Kraftfahrzeugen nach Umwelt-Merkmalen (FZ
13).
http://www.kba.de/DE/Presse/Presseportal/FZ_Bestand/fz13_bestand_kfz_emissi
onen_kraftstoffe_inhalt.html?nn=645312 (Zugriff: 21. November 2014).
Kristensen 2010 H. O. Kristensen. Energy Demand and Exhaust Gas Emissions of Marine Engines.
https://www.shipowners.dk/en/services/beregningsvaerktoejer/download/Basic_
Model_Linkarea_Link/164/wp-2-report-5-energy-demand-and-emissions-of-
marine-engines.pdf (Zugriff: 17. Dezember 2015).
KS 2014 Kreiszeitung Syke. Frachtschiff benutzt verbotenes Schweröl.
http://www.kreiszeitung.de/lokales/bremen/wasserschutzpolizei-bremen-
entdeckt-frachtschiff-verbotenes-schweroel-nutzt-3611802.html?cmp=defrss
(Zugriff: 17. Dezember 2015).
Linde 2012 Linde AG. Merchant LNG – Erdgas statt Diesel. http://www.the-linde-
group.com/de/clean_technology/clean_technology_portfolio/merchant_liquefie
d_natural_gas_lng/merchant_lng/index.html2pdf?out=index (Zugriff:
20. November 2014).
Linde 2013 The Linde Group. LNG-Verfügbarkeit in Hamburg und Bremerhaven ab 2015:
Bomin Linde LNG startet Umsetzung beider Terminals.
http://pm.connektar.de/wirtschaft-finanzen/lng-verfuegbarkeit-in-hamburg-und-
bremerhaven-ab-2015-bomin-linde-lng-startet-umsetzung-beider-terminals-
16957 (Zugriff: 17. Dezember 2015).
Linde 2014 The Linde Group. Bomin LNG and AG EMS conclude first contract in Germany for
the delivery of liquefied natural gas as marine fuel. http://www.the-linde-
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXI
group.com/en/news_and_media/press_releases/news_20140127.html2pdf?out=
news_20140127 (Zugriff: 17. Dezember 2015).
LNGBC 2014 Liquefied Natural Gas Blue Corridors. Demonstration of heavy duty vehicles
running with liquefied methane. http://lngbc.eu/ (Zugriff: 20. November 2014).
LPA 2013 Lübeck Port Authority. Schaffung einer LNG-Infrastruktur im Lübecker Hafen zur
Betankung von Schiffen.
http://www.luebeck.de/stadt_politik/buergerinfo/bi/vo020.asp?VOLFDNR=10008
09&options=4 (Zugriff: 9. Dezember 2015).
LR 2012 Llyod’s Register. LNG-fuelled deep sea shipping - The outlook for LNG bunker and
LNG-fuelled newbuild demand up to 2025. http://www.lr.org/en/_images/213-
35922_LR_bunkering_study_Final_for_web_tcm155-243482.pdf (Zugriff:
9. März 2015).
Maersk Line 2014 Maersk Line. New Low Sulphur Surcharge in response to environmental
regulation. http://www.maerskline.com/zh-hk/countries/int/news/news-
articles/2014/09/low-sulphur-surcharge (Zugriff: 24. Oktober 2014).
MAGALOG 2008 MAGALOG. Maritime Gas Fuel Logistics – Developing LNG as a clean fuel for ships
in the Baltic and North Sea. http://www.eu-
magalog.eu/uploads/media/D1.6_MAGALOG_final_report_public.pdf (Zugriff:
9. März 2015).
MAN 2010 (a) MAN Diesel & Turbo. Operation on Low-Sulphur Fuels – MAN B&W Two-stroke
Engines. http://www.mandieselturbo.com/files/news/filesof15012/5510-0075-
00ppr_low.pdf (Zugriff: 17. Dezember 2015).
MAN 2010 (b) MAN Diesel & Turbo. LNG Carriers with ME-GI Engine and High Pressure Gas
Supply System. http://www.mandieselturbo.com/files/news/filesof8121/5510-
0026-00ppr.indd.pdf (Zugriff: 17. Dezember 2015).
MAN 2012 MAN Diesel & Turbo. Costs and Benefits of LNG as Ship Fuel for Container Vessels.
http://www.mandieselturbo.com/files/news/filesof17541/5510-00122-
0ppr_low.pdf (Zugriff: 17. Dezember 2015).
MSC 2014 Mediterranean Shipping Company SA. Emission Control Area (ECA) CHARGE.
http://www.mscgva.ch/news/library/eca_charges_11092014.pdf (Zugriff:
24. Oktober 2014).
Møllenbach et al. 2012 C. K.-Møllenbach; C. Schack; T. Eefsen; J. De Kat. Green Ship of the Future – Vessel
Emission Study – Comparison of Various Abatement Technologies to Meet
Emission Levels for ECA’s.
http://www.greenship.org/fpublic/greenship/dokumenter/Downloads%20-
%20maga/ECA%20study/GSF%20ECA%20Technical%20report.pdf (Zugriff:
26. November 2014).
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXII
Motorship 2014 (a) The Motorship. ExxonMobil responds to ECA fuel challenge.
http://www.motorship.com/news101/industry-news/exxonmobil-responds-to-
eca-fuel-challenge (Zugriff: 17. Dezember 2015).
Motorship 2014 (b) The Motorship. New SECA to hit Stena hard.
http://www.motorship.com/news101/industry-news/new-seca-to-hit-stena-hard
(Zugriff: 24. Oktober 2014).
Motorship 2014 (c) The Motorship. EU backs German LNG ships.
http://www.motorship.com/news101/industry-news/eu-backs-german-lng-ships
(Zugriff: 13. November 2014).
Motorship 2014 (d) The Motorship. ‘Stena Germanica’ confirmed to run on methanol in 2015.
http://www.motorship.com/news101/lng/stena-germanica-confirmed-to-run-on-
methanol-in-2016 (Zugriff: 27. November 2014).
NASSCO 2015 National Steel and Shipbuilding Company (a division of General Dynamics).
General Dynamics NASSCO Launches World’s First LNG-Powered Containership
for TOTE; Celebrates 100th Ship Launch. http://www.nassco.com/news-
center/news-releases/2015/041815.html (Zugriff: 4 Dezember 2015).
NDR 2015 Norddeutscher Rundfunk. "Hummel" liefert ersten Strom für Kreuzfahrtschiff.
http://www.ndr.de/nachrichten/hamburg/Hummel-liefert-ersten-Strom-fuer-
Kreuzfahrtschiff,barge112.html (Zugriff: 9. Dezember 2015).
Neumeier 2012 F. Neumeier. Abgasvorschriften für Kreuzfahrtschiffe
http://www.cruisetricks.de/abgas-vorschriften-fuer-kreuzfahrtschiffe/ (Zugriff:
17. Dezember 2015).
Notteboom et al. 2013 T. Notteboom; S. Wang. LNG as a ship fuel: perspectives and challenges.
https://www.porttechnology.org/images/uploads/technical_papers/LNG_LR.pdf
(Zugriff: 4. Dezember 2015).
Noatum 2014 Noatum Ports S.L.U. Enhancing Container Port Sustainability – Greencranes – LNG
Terminal Tractors. http://tocevents-
europe.com/images/speakers/Presentations/Francisco%20Blanquer.pdf (Zugriff:
21. November 2014).
NPorts 2013 Niedersachsen Ports GmbH & Co. KG. LNG für die niedersächsischen Häfen –
Potentiale und Strategie – Kurzfassung. http://www.bmo-
stadtundverkehr.de/Brake/LNGStudie%20_oeffentliche_Version.pdf (Zugriff:
20. November 2014).
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXIII
NYK 2014 Nippon Yusen Kaisha. UECC Orders Two, Dual-fuel LNG, Pure Car and Truck
Carriers. http://www.nyk.com/english/release/3132/003223.html (Zugriff:
7. Dezember 2015).
OOCL 2014 Orient Overseas Container Line Ltd. Low Sulphur Bunker Surcharge Effective
January 1st, 2015.
http://www.oocl.com/eng/aboutoocl/corporatemessages/2014/Pages/23sep14.a
spx (Zugriff: 24. Oktober 2014).
OZ 2014 Ostsee-Zeitung GmbH & Co. KG. Niedrigere Schwefelwerte ab 2015 – Reedern
droht Chaos. Rostock, 20. Oktober 2014.
RS Platou 2013 RS Platou. The Platou Report 2013. http://de.slideshare.net/TradeWindsnews/the-
platou-report-2013 (Zugriff: 7. Dezember 2015).
PoA 2014 Port of Antwerp. LNG bunkering in the Port of Antwerp.
http://www.lngbunkering.org/sites/default/files/2014,%20LNG%20bunkering%2
0in%20the%20port%20of%20Antwerp.pdf (Zugriff: 14. Dezember 2014).
PoG 2013 Port of Gothenburg AB. Stena Line invests in Methanol.
http://www.portofgothenburg.com/News-desk/News-articles/Stena-Line-invests-
in-methanol (Zugriff: 27. November 2014).
PoG 2015 (a) Port of Gothenburg AB. Substantial fall in sulphur emissions in Gothenburg.
http://www.portofgothenburg.com/News-desk/News-articles/Substantial-fall-in-
sulphur-emissions-in-Gothenburg-/ (Zugriff: 11. März 2015).
PoG 2015 (b) Port of Gothenburg AB. LNG terminal at the Port of Gothenburg.
http://www.portofgothenburg.com/About-the-port/Sustainable-port/Liquefied-
natural-gas--LNG/LNG-terminal-at-the-Port-of-Gothenburg-/ (Zugriff:
8. Dezember 2015).
PoG 2015 (c) Port of Gothenburg AB. LNG Operating regulations including LNG Bunkering.
http://www.portofgothenburg.com/Documents/Driftf%C3%B6reskrifter/Driftf%C
3%B6reskrifter_LNG_2015_ENG_k1.pdf?epslanguage=en (Zugriff:
14. Dezember 2015).
PoH 2015 Port of Hirtshals. Fjord Line puts Denmark's first LNG terminal into operation at
the Port of Hirtshals. http://www.portofhirtshals.com/Currently/News/Fjord-Line-
puts-Denmark's-first-LNG-terminal-into-operation-at-the-Port-of-Hirtshals
(Zugriff: 8. Dezember 2015).
Rickmers Linie 2014 Rickmers-Linie GmbH & Cie. KG. Rickmers-Linie supports new low sulphur regime
but expects increasing costs. http://www.rickmers-
linie.com/index.php?id=371&L=2&uid=2028 (Zugriff: 24. Oktober 2014).
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXIV
SB 2014 (a) Ship & Bunker. Unifeeder Announces 2015 ECA Fuel Surcharge, Says Cost Increase
"is Outside Our Control". http://shipandbunker.com/news/emea/858372-
unifeeder-announces-2015-eca-fuel-surcharge-says-cost-increase-is-outside-our-
control (Zugriff: 24. Oktober 2014).
SB 2014 (b) Ship & Bunker. Stena Line Warns on "Significant Economic Impact" from 2015 ECA
Rules. http://shipandbunker.com/news/emea/581454-stena-line-warns-on-
significant-economic-impact-from-2015-eca-rules (Zugriff: 24. Oktober 2014).
SB 2014 (c) Ship & Bunker. OOCL Announces Low Sulfur Surcharge Rates.
http://shipandbunker.com/news/am/113237-oocl-announces-low-sulfur-
surcharge-rates (Zugriff: 24. Oktober 2014).
SCHRAMM 2015 SCHRAMM group GmbH & Co. KG. Brunsbüttel Ports und VTG präsentieren
Chancen von LNG als Energieträger der Zukunft.
http://www.schrammgroup.de/artikel/brunsbuettel-ports-und-vtg-praesentieren-
chancen-von-lng-als-energietraeger-der-zukunft-547.html (Zugriff:
9. Dezember 2015).
SGMF 2015 Society for Gas as a Marine Fuel. gas as a marine fuel – safety guidelines –
bunkering.
SH 2014 (a) Schiff & Hafen. Helgolandfähre erhält Dual-Fuel-Antrieb. Heft 2 – Februar 2014.
SH 2014 (b) Schiff & Hafen. Color Line und Brunsbüttel Ports für Umweltmanagement
ausgezeichnet. Heft 7 – Juli 2014.
SH 2015 Schiff & Hafen. LNG-Liefervertrag für neue Helgolandfähre. Heft 1 – Juli 2015.
Skangass 2015 Skangass Ltd. http://www.skangas.com/en/our-portfolio/terminal-capacity
(Zugriff: 8. Dezember 2015).
SSS 2013 ShortSeaShipping. Inland Waterway Promotion Center: „Bremenports will
Klappschute mit Gasantrieb ausstatten“.
http://www.shortseashipping.de/de/branchennews/news-
detail.php?id=9221&year=2013 (Zugriff: 17. Dezember 2015).
Stena Line 2013 Stena Line AB. Methanol – A good alternative for ferries and short sea shipping.
http://www.interferry.com/2013papers/5b-Westling-
The_Methonal_Alternative.pdf (Zugriff: 11. Juli 2014).
Stena Line 2014 Stena Line AB. Bunker Surcharge – Low Sulphur.
http://www.stenalinefreight.com/bunker-charge (Zugriff: 24. Oktober 2014).
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXV
SVZ 2015 Zeitungsverlag Schwerin GmbH & Co. KG. Kreuzliner tanken bald am Pier.
http://www.svz.de/lokales/rostock/kreuzliner-tanken-bald-am-pier-
id11114036.html (Zugriff: 9. Dezember 2015).
SWAHFHB 2012 Der Senator für Wirtschaft, Arbeit und Häfen der Freien Hansestadt Bremen.
Hafenspiegel 2011 für die bremischen Häfen.
http://www.bremenports.de/misc/filePush.php?id=1000&name=Hafenspiegel_2
011.pdf (Zugriff: 13. November 2014).
SWAHFHB 2013 (a) Der Senator für Wirtschaft, Arbeit und Häfen der Freien Hansestadt Bremen.
Hafenspiegel 2012 für die bremischen Häfen.
http://www.bremenports.de/misc/filePush.php?id=1971&name=Hafenspiegel.pd
f (Zugriff: 13. November 2014).
SWAHFHB 2013 (b) Der Senator für Wirtschaft, Arbeit und Häfen der Freien Hansestadt Bremen.
Umweltbericht 2013 für die Häfen Bremen/Bremerhaven.
https://www.bremenports.de/misc/filePush.php?mimeType=application/pdf&full
Path=http://www.bremenports.de/files/1/3/Umweltbericht-
deutsch_Rezertifizierung_Endbericht-final.pdf (Zugriff: 13. November 2014).
SWAHFHB 2013 (c) Senator für Wirtschaft, Arbeit und Häfen der Freien Hansestadt Bremen.
Kapazitative Leistungsfähigkeit des Eisenbahnnetzes im Großraum Bremen – Teil
1 – Analyse und Prognose der Verkehre und Produktionsstrukturen.
http://www.bremenports.de/misc/filePush.php?mimeType=application/pdf&fullP
ath=http://www.bremenports.de/files/2/41/42/Leistungsfaehigkeit_des_Eisenba
hnnetzes_im_Grossraum_Bremen_Teil_1.pdf (Zugriff: 13. November 2014).
SWAHFHB 2013 (d) Senator für Wirtschaft, Arbeit und Häfen der Freien Hansestadt Bremen. Vorlage
Nr. 18/388-S – Neubau einer Baggergut-Schute mit umweltfreundlichem
LNG(Flüssiggas)-Antrieb.
http://www.wirtschaft.bremen.de/sixcms/media.php/13/18_388_S_Vorlage%20L
NG-Schute_B.pdf (Zugriff: 4. Dezember 2015).
SWAHFHB 2014 (a) Der Senator für Wirtschaft, Arbeit und Häfen der Freien Hansestadt Bremen.
Hafenspiegel 2013 für die bremischen Häfen.
http://www.bremenports.de/misc/filePush.php?id=2280&name=Hafenspiegel_2
013.pdf (Zugriff: 13. November 2014).
SWAHFHB 2014 (b) Der Senator für Wirtschaft, Arbeit und Häfen der Freien Hansestadt Bremen.
Vorlage für die Sitzung des Ausschusses für Angelegenheiten der Häfen im Lande
Bremen am 13. November 2014 – Sachstand Kaiserschleuse Bremerhaven.
http://www.hafenausschuss.bremische-
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXVI
buergerschaft.de/sixcms/media.php/13/Top%204.2_Vorlage%20Hafenausschuss
%20Kaiserschleuse.pdf (Zugriff: 22. November 2014).
SWAHFHB 2014 (c) Senator für Wirtschaft, Arbeit und Häfen der Freien Hansestadt Bremen. Vorlage
Nr. 18/589-S – Neubau einer Baggergut-Schute mit umweltfreundlichem
LNG(Flüssiggas)-Antrieb (Teil 2).
http://www.wirtschaft.bremen.de/sixcms/media.php/13/18_589_S-
Vorlage+Neubau+LNG-Schute_BV.pdf (Zugriff: 4. Dezember 2015).
SWHFHB 2011 Der Senator für Wirtschaft und Häfen der Freien Hansestadt Bremen. Maritimer
Aktionsplan der Freien Hansestadt Bremen.
http://www.wirtschaft.bremen.de/sixcms/media.php/13/Maritimer_Aktionsplan_
FINAL.pdf (Zugriff: 13. November 2014).
TB 2015 Terberg Benschop B.V. 40 LNG Terminal Tractors for Asyaport.
http://newsmedia.terberggroup.com/de/special-vehicles/overview/press-
releases/terberg-special-vehicles/40-lng-terminal-tractors-for-aysaport (Zugriff:
3. Dezember 2015).
TE 2013 B. Tinham in Transport Engineer. DHL Supply Chain becomes biggest dual-fuel
fleet operator in the UK. http://www.transportengineer.org.uk/transport-
engineer-news/dhl-supply-chain-becomes-biggest-dual-fuel-fleet-operator-in-
the-uk/57281/ (Zugriff: 17. Dezember 2015).
THB 2014 (a) Täglicher Hafenbericht. Schiffe werden immer früher abgewrackt. Hamburg,
26. Mai 2014.
THB 2014 (b) Täglicher Hafenbericht. Sonderbeilage – Bremische Häfen. Hamburg, 3. Juli 2014.
THB 2014 (c) Täglicher Hafenbericht. Transfennica setzt auf moderne Scrubber. Hamburg,
18. Juli 2014.
TIAX 2010 TIAX LLC. Demonstration of a Liquid Natural Gas Fueled Switcher Locomotive at
Pacific Harbor Line, Inc.
TNO 2011 Netherlands Organisation for Applied Scientific Research TNO. Environmental and
Economic aspects of using LNG as a fuel for shipping in The Netherlands.
https://www.tno.nl/download.cfm (Zugriff: 20. November 2014).
TOTE 2015 (a) TOTE Inc. TOTE Launches World’s First LNG Powered Containership.
http://toteinc.com/tote-launches-worlds-first-lng-powered-containership
(Zugriff: 4. Dezember 2015)
TOTE 2015 (b) TOTE Inc. WesPac Midstream signs construction contract to build first bunker
barge in North America for TOTE. http://toteinc.com/wespac-midstream-signs-
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXVII
construction-contract-to-build-first-lng-bunker-barge-in-north-america-for-tote
(Zugriff: 4. Dezember 2015).
TR 2014 Thomson Reuters, J. Gordon. INSIGHT-Ride to lower costs for LNG-run trucks
rockier than expected. http://www.reuters.com/article/2014/04/09/lng-
transportation-trucking-idUSL1N0MT10M20140409 (Zugriff: 17. Dezember 2015).
Transbaltic 2012 Transbaltic. New TEN-T guidelines proposal – implications for the port sector in
the Baltic Sea region. http://www.transbaltic.eu/wp-
content/uploads/2012/05/New-TEN-T-guidelines-proposal-implications-for-the-
port-sector-in-the-Baltic-Sea-region.pdf (Zugriff: 26. November 2014).
UASC 2015 United Arab Shipping Company S.A.G. UASC names the world’s most
environmentally friendly ultra-large container vessel.
http://www.uasc.net/en/news/150429/uasc-names-worlds-most-
environmentally-friendly-ultra-large-container-vessel (Zugriff: 4. Dezember 2015).
UECC 2014 United European Car Carriers AS. UECC orders two Dual Fuel Liquefied Natural
Gas (LNG) Pure Car and Truck Carriers (PCTC) with 1A super Finnish/Swedish ice
class. http://www.uecc.com/Fleet/New_Vessels.aspx (Zugriff: 7. Dezember 2015).
UNCTAD 2013 United Nations Conference on Trade and Development. Review of Maritime
Transport – 2013. http://unctad.org/en/publicationslibrary/rmt2013_en.pdf
(Zugriff: 19. November 2014).
Viking Line 2013 Viking Line GmbH. M/S Viking Grace. http://www.vikingline.de/reise-
finden/unsere-schiffe/ms-viking-grace (Zugriff: 7. Dezember 2015).
Volvo Truck 2012 Volvo Truck Ltd. Volvo Gas Truck – From concept to reality in just three years.
http://www.volvotrucks.com/SiteCollectionDocuments/VTC/Corporate/About%2
0us/Environment-2012/Volvo%20gas%20truck.pdf (Zugriff: 20. November 2014).
Volvo Truck 2013 Volvo Truck Ltd. ASDA Cranks Up Green Commitment with Volvo Dual-Fuel Fleet.
http://www.volvotrucks.com/dealers-vtc/en-
gb/wwtruckandbus/newsmedia/pressreleases/Pages/pressreleases.aspx?pubId=
16893 (Zugriff: 17. Dezember 2015).
VR 2015 VerkehrsRundschau (Springer Fachmedien München GmbH). Brunsbüttel
bekräftigt Interesse an LNG-Terminal.
http://www.verkehrsrundschau.de/brunsbuettel-bekraeftigt-interesse-an-lng-
terminal-1680603.html (Zugriff: 9. Dezember 2015).
Wärtsilä 2012 (a) Wärtsilä. LNG-fuelled OSV’s – for low emissions and efficient operations.
http://www.wartsila.com/file/Wartsila/1278525213436a1267106724867-Wartsila-
SP-ppt-2012-LNG-OSV-2.pdf (Zugriff: 11. Juli 2014).
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXVIII
Wärtsilä 2012 (b) Wärtsilä. Dual-Fuel Engines – Wärtsilä 20DF, Wärtsilä 34DF and Wärtsilä 50DF.
http://www.wartsila.com/file/Wartsila/en/1278529609351a1267106724867-
Wartsila-O-E-W-DF.pdf (Zugriff: 11. August 2014)
Wärtsilä 2014 Wärtsilä. Wärtsilä Solutions For Marine Oil & Gas Markets.
http://www.wartsila.com/file/Wartsila/en/1278516991595a1267106724867-
wartsila-sp-b-wartsila-solutions-2014.pdf (Zugriff: 15. Juli 2014).
Walter; Wagner 2012 J. Walter; J. Wagner. Zur Auswahl von Abgaswäscher Systemen.
http://www.maritimes-cluster.de/fileadmin/user_upload/MC/PDF/2012-12-
22_Studie_Abgasw%C3%A4schersysteme_final.pdf (Zugriff: 26. November 2014).
Weber 1969 R. Weber. LNG Usage in Aircraft – NASA TM X-52591.
Weber 1970 R. Weber. Research in USA on LNG as an Airplane Fuel – NASA TM X-52821.
Wessels 2015 Wessels Reederei GmbH & Co. KG. Pressemitteilung – Wessels zeigt Flagge für
LNG. http://wessels.de/cms/media/basisprojekt/upload/2015-
10/2209_2015_10_15_Pressemappe_dt.pdf (Zugriff: 4. Dezember 2015).
WK 2013 Weser Kurier. LNG-Tanklager für Bremerhaven. http://www.weser-
kurier.de/startseite_artikel,-LNG-Tanklager-fuer-Bremerhaven-_arid,742190.html
(Zugriff: 23. Juli 2014).
WK 2014 Weser Kurier. Absage an LNG-Terminal in Bremerhaven. http://www.weser-
kurier.de/bremen/bremen-politik-wirtschaft_artikel,-Absage-an-LNG-Terminal-in-
Bremerhaven-_arid,1009791.html (Zugriff: 29. April 2015).
WSV 2010 Wasser- und Schifffahrtsverwaltung des Bundes. Zehnte Verordnung zur
Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (Verordnung über die
Beschaffenheit und die Auszeichnung der Qualitäten von Kraft- und Brennstoffen
- 10. BImSchV). https://www.elwis.de/Schifffahrtsrecht/Allgemeines/10.-BImSchV/
(Zugriff: 19. November 2014).
WSV 2014 Wasser- und Schifffahrtsverwaltung des Bundes. Der Nord-Ostsee-Kanal.
http://www.wsv.de/wsa-bb/nok (Zugriff: 17. November 2014).
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]
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXX
Anhang B: Vorläufige Anforderungen des HBH
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXXI
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXXII
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXXIII
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]
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXXV
Anhang C: LNG-Bunkerchecklisten der IAPH
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXXVI
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXXVII
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXXVIII
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XXXIX
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XL
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XLI
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XLII
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XLIII
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XLIV
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]
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XLVI
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XLVII
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XLVIII
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen XLIX
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen L
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen LI
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen LII
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen LIII
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]
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen LV
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen LVI
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen LVII
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen LVIII
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen LIX
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen LX
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen LXI
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen LXII
LNG-Marktentwicklungs- und Nachfragepotenzialanalyse für die Schifffahrt und weitere LNG-affine Verkehrsträger in Bremerhaven und Bremen LXIII
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]
HERAUSGEBERbremenports GmbH & Co. KGAm Strom 227568 BremerhavenTelefon 0471 30901-0
www.bremenports.dewww.greenports.de