mv verholen

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mv verholen

Handlungsansätze zum Aufbau einer
LNG-Infrastruktur für die Seeschifffahrt in
Mecklenburg-Vorpommern
Studie im Auftrag des Ministeriums für Energie, Infrastruktur und Landesentwicklung
des Landes Mecklenburg-Vorpommern
Auftraggeber:
Ministerium für Energie, Infrastruktur und Landesentwicklung
des Landes Mecklenburg-Vorpommern
Schloßstraße 6-8
19053 Schwerin
Autoren:
CPL Competence in Ports and Logistics
Wenzel, Heine & Kollegen
Dierkower Damm 29
18146 Rostock
www.c-pl.de
MvB euroconsult
Querstraße 8
18211 Admannshagen
www.mvb-euroconsult.com
August 2013
Handlungsansätze zum Aufbau einer LNG-Infrastruktur für die Seeschifffahrt in Mecklenburg-Vorpommern
Inhaltsverzeichnis
ABBILDUNGSVERZEICHNIS ............................................................................................................ II
TABELLENVERZEICHNIS................................................................................................................. IV
ABKÜRZUNGSVERZEICHNIS ........................................................................................................... V
1.
ZUSAMMENFASSUNG............................................................................................................ 1
1.1. Nachfrage....................................................................................................................................................... 1
1.2. Angebot.......................................................................................................................................................... 2
1.3. Schlussfolgerung für die Seehäfen in MV........................................................................................... 3
1.4. Rechtslage...................................................................................................................................................... 3
1.5. Handlungsempfehlungen für MV ......................................................................................................... 4
2.
AUFGABENSTELLUNG UND UNTERSUCHUNGSZIELE.......................................................... 6
2.1. Herausforderungen durch die künftigen Emissionsvorschriften in der Ostsee ................... 6
2.2. Fragestellung der Untersuchung ........................................................................................................10
2.3. Methodik ......................................................................................................................................................11
3.
SCHIFFSTREIBSTOFFE UND LNG-INFRASTRUKTUR IN DEN SECAS................................... 13
3.1. LNG-Nachfrageentwicklung in der Ostsee.......................................................................................13
3.2. LNG-Nachfragepotenzial in den Seehäfen in MV ..........................................................................17
3.3. Angebotsentwicklung.............................................................................................................................30
3.4. Bewertung im Hinblick auf die Aufgabenstellung........................................................................33
4.
ANSÄTZE FÜR LNG-BUNKERSTATIONEN IN MV................................................................. 35
4.1. Ausgangslage der Seehäfen in MV .....................................................................................................35
4.2. LNG-Bunkerkonzepte in der Schifffahrt ............................................................................................40
4.3. LNG-Versorgungskonzepte für die Seehäfen in MV .....................................................................46
5.
RECHTLICHE RAHMENBEDINGUNGEN IM UMGANG MIT LNG .......................................... 51
5.1. Internationale Regeln und Standards................................................................................................51
5.2. Status quo in den Seehäfen in MV ......................................................................................................56
5.3. Politik und Initiativen der EU-Kommission ......................................................................................57
6.
HANDLUNGSFELDER UND MAßNAHMEN FÜR MV ............................................................ 61
6.1. Regeln und Verordnungen ....................................................................................................................61
6.2. Vorbereitende Maßnahmen und Schulungen................................................................................68
6.3. Öffentlichkeitsarbeit.................................................................................................................................68
6.4. Wirtschaftsförderung...............................................................................................................................68
QUELLENVERZEICHNIS .................................................................................................................VII
ANHANG A - RISIKOANALYSEN IM ZUSAMMENHANG MIT LNG-BUNKERN ............................... XI
ANHANG B - BEISPIELE FÜR LNG-BUNKERCHECKLISTEN ...........................................................XV
I
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1:
Existierende und mögliche künftige Emissionskontrollgebiete................................... 6
Abbildung 2:
Emissionsgrenzwert für den Schwefelanteil in Schiffstreibstoffen ............................. 7
Abbildung 3:
LNG-Bunkerbedarf durch Neubauten in der gesamten SECA Nord-/Ostsee.........14
Abbildung 4:
Seeseitige Umschlagentwicklung in den Seehäfen in MV bis 2012..........................18
Abbildung 5:
Durchschnittsalter der Schiffe zum Recyclingzeitpunkt nach Typ ............................20
Abbildung 6:
Altersstruktur der Schiffe im Ostseeraum im Jahr 2006 ................................................21
Abbildung 7:
Altersstruktur der in den Seehäfen in MV abgefertigten Schiffe................................22
Abbildung 8:
Untersuchte exemplarische Fahrtgebietsregionen der Seehäfen in MV ................23
Abbildung 9:
Potenzial der Compliance-Strategie LNG nach Schiffsaltersklassen.........................24
Abbildung 10:
Maximales LNG-Nachfragepotenzial in den Seehäfen in MV ......................................26
Abbildung 11:
CO2-Einsparungspotenzial .......................................................................................................27
Abbildung 12:
Sip to Ship-Bebunkerung der MS Viking Grace in Stockholm.....................................31
Abbildung 13:
MS Stavangerfjord am 11. Juli 2013 im Hafen Hirtshals ................................................32
Abbildung 14:
LNG-Nachfrageentwicklung im Hafen Rostock bis 2025 ..............................................36
Abbildung 15:
Mögliche Lage einer LNG-Bunkerstation im Hafen Rostock........................................37
Abbildung 16:
Mögliche Lage einer LNG-Bunkerstation im Hafen Wismar.........................................38
Abbildung 17:
Mögliche Lage einer LNG-Bunkerstation im Hafen Sassnitz........................................39
Abbildung 18:
Mögliche Lage einer LNG-Bunkerstation im Hafen Stralsund.....................................40
Abbildung 19:
Konzepte zur LNG-Schiffsbebunkerung..............................................................................42
Abbildung 20:
Derzeit größter europäischer LNG-Tank-Lkw....................................................................44
Abbildung 21:
LNG-Tank-Container...................................................................................................................45
Abbildung 22:
LNG-Tank-Container auf einem Containerschiff ..............................................................45
Abbildung 23:
IAPH-Entwurf der Ship to Ship-Checkliste „Pre Bunker Operations” und
„Planned simultaneous activities” ......................................................................................XVII
Abbildung 24:
IAPH-Entwurf der Ship to Ship-Checkliste „Pre LNG Transfer”................................... XX
Abbildung 25:
IAPH-Entwurf der Ship to Ship-Checkliste „LNG Transfer Data” .............................XXIII
Abbildung 26:
IAPH-Entwurf der Ship to Ship-Checkliste „After LNG Transfer”............................. XXV
Abbildung 27:
IAPH-Entwurf der Truck to Ship-Checkliste „Pre Bunker Operations” ................ XXVII
Abbildung 28:
IAPH-Entwurf der Truck to Ship-Checkliste „Pre LNG Transfer”.............................. XXX
II
Abbildung 29:
IAPH-Entwurf der Truck to Ship-Checkliste „LNG Transfer Data”.........................XXXII
Abbildung 30:
IAPH-Entwurf der Truck to Ship-Checkliste „After LNG Transfer” ...................... XXXIV
Abbildung 31:
SMTF-Entwurf der Ship to Ship-Checkliste „Before Bunkering” ...........................XXXV
Abbildung 32:
SMTF-Entwurf der Ship to Ship-Checkliste „Pre-Transfer Part 1” ....................... XXXVI
Abbildung 33:
SMTF-Entwurf der Ship to Ship-Checkliste „Pre-Transfer Part 2” ...................... XXXVII
Abbildung 34:
SMTF-Entwurf der Ship to Ship-Checkliste „After Bunkering”........................... XXXVIII
III
Tabellenverzeichnis
Tabelle 1:
Investitionskosten der Compliance-Optionen für ostseetypische
Beispielschiffe ................................................................................................................................. 8
Tabelle 2:
Schiffstreibstoffpreisspanne nach Szenarien der DMA-Studie ...................................15
Tabelle 3:
Maximales LNG-Nachfragepotenzial in den Seehäfen in MV ......................................25
Tabelle 4:
Schiffstreibstoffspezifische CO2-Emissionen .....................................................................27
Tabelle 5:
Gegenüberstellung von Treibstoffen und ihrer Eigenschaften..................................41
Tabelle 6:
Zusammenfassung der wesentlichen Vor- und Nachteile der LNGBunkerkonzepte für die Häfen in MV ...................................................................................46
Tabelle 7:
Durschnittliches LNG-Nachfragepotenzial in den Seehäfen in MV je Woche .......47
Tabelle 8:
Transportkosten in der Versorgung der Seehäfen in MV mit LNG ............................48
Tabelle 9:
Zusammenfassung wesentlicher Regelungen zum Bunkern von LNG in
europäischen Ländern...............................................................................................................55
Tabelle 10:
Relevante Vorschriften und Standards für LNG als Schiffstreibstoff.........................62
Tabelle 11:
Von den flämischen Behörden verhängte Risikokriterien .......................................... XIII
Tabelle 12:
Berechnete Risikodistanzen für die Bunkerkonzepte PtS und StS über
Schlauchverbindungen anhand unterschiedlicher Parameter................................. XIII
IV
Abkürzungsverzeichnis
BIMSchG
Bundes-Immissionsschutzgesetz
BOG
Boil-Off Gas
DMA
Danish Maritime Authority
DNV
Det Norske Veritas
DVZ
Deutsche Verkehrs-Zeitung
ECA
Emission Control Area
EM
Ministerium für Energie, Infrastruktur und Landesentwicklung
EMSA
European Maritime Safety Agency
EU
Europäische Union
FuE
Forschung und Entwicklung
GL
Germanischer Lloyd
HafVO
Hafenverordnung
HbR
Hafenbetrieb Rotterdam
HERO
Hafen-Entwicklungsgesellschaft Rostock mbH
HFO
Heavy Fuel Oil
HGGVO
Hafengefahrgutverordnung
HNO
Hafennutzungsordnung
IAPH
International Association of Ports and Harbors
IMDG-Code
International Maritime Code for Dangerous Goods
IMO
International Maritime Organization
ISPS
International Ship and Port Facility Security
JIP
Joint Industry Project
LFO
Light Fuel Oil
LP
Liegeplatz
LPG
Liquefied Petroleum Gas
LHMV
Landesverband Hafenwirtschaft Mecklenburg-Vorpommern
LNG
Liquefied Natural Gas
MDO
Marine Diesel Oil
V
MGO
Marine Gas Oil
MV
NMA
Norwegian Maritime Authority
OGP
International Association of Oil & Gas Producers
RIS
River Information Services
SECA
Sulphur Emission Control Area
SMTF
Swedish Marine Technology Forum
StaLU
Staatliches Amt für Landwirtschaft und Umwelt
THB
Täglicher Hafenbericht
UBA
Umweltbundesamt
VSM
Verband für Schiffbau und Meerestechnik e.V.
WPCI
World Ports Climate Initiative
ZKR
Zentralkommission für die Rheinschifffahrt
VI
1.
Zusammenfassung
Durch die Reduzierung der Grenzwerte für Schwefelemissionen ab 1. Januar 2015 in der Ostsee, die
neben Nordsee und Englischem Kanal als Schwefelemissionskontrollgebiet (SECA) ausgewiesen ist,
wird ein Bedarf für verflüssigtes Erdgas (LNG) als Schiffstreibstoff in den Häfen des Landes
Mecklenburg-Vorpommern (MV) erwartet. Im Rahmen der vorliegenden Studie werden die
Potenziale für LNG-Bunkerstationen in den Seehäfen in MV beschrieben und der Landesregierung
mögliche Handlungsfelder für eine Unterstützung aufgezeigt
Dabei wurden die aktuell verfügbaren Prognosen zur Nachfrageentwicklung und deren Treiber
sowie die Entwicklung des Angebots in der SECA bewertet und die Größenordnung des möglichen
LNG-Nachfragepotenzials in den Seehäfen des Landes abgeschätzt. Darauf basierend wurden für
die vier größten Häfen des Landes das mögliche Kundenprofil und die lokalen Gegebenheiten
untersucht und die jeweils sinnvollsten Bunkermethoden sowie deren Bedarf an Anlagentechnik
und Flächen einschließlich des Genehmigungsbedarfes beschrieben. Weiterhin sind die aktuelle
Entwicklung der einschlägigen internationalen und nationalen Regularien und auch die aktuellen
Initiativen der EU-Kommission analysiert worden. Vor diesem Hintergrund wurden Erweiterungen
in den relevanten Abschnitten der Hafenverordnung (HafVO) des Landes MV vorgeschlagen,
welche die Einführung von LNG-Bunkermöglichkeiten in den Seehäfen des Landes vereinfachen
können. Schließlich wurden aktuelle Erfahrungen bei der erstmaligen Einführung des LNGBunkerns in Stockholm (Viking Line) ausgewertet, welche ebenfalls in die Handlungsvorschläge für
MV einflossen.
Die Ergebnisse der vorliegenden Untersuchung können wie folgt zusammengefasst werden:
1.1.
Nachfrage
Die aktuell verfügbaren Nachfrageprognosen für den Schiffstreibstoff LNG in der Ostsee ergeben
eine große Bandbreite an Erwartungswerten und sind bei genauerer Betrachtung nicht sehr
belastbar. Nach dem Ergebnis der mit potenziellen Lieferanten und Kunden (Reedern) geführten
Gespräche ist eine weniger dynamische Entwicklung zu erwaten, als sie in der für diese Studie als
Basis verwendeten, durch die EU im Zuge der europäischen Transportnetze (TEN-T) teilfinanzierten
Untersuchung „North European LNG Infrastructure“ (DMA-Studie) beschrieben wird. Das gilt
insbesondere für Umrüstungen bestehender Schiffe auf LNG-Antrieb, die sich in der momentanen
Lage als wenig attraktiv erweisen. Der wesentliche Bedarf an LNG-Treibstoff dürfte von neu
gebauten Schiffen hervorgerufen werden, die heute noch nicht bestellt sind und daher frühestens
ab 2015 - 2017 in Betrieb gehen werden. Für die Entscheidung zugunsten eines LNG-Antriebs ist
der wichtigste Treiber die Entwicklung des LNG-Bunkerpreises im Vergleich zu Schweröl (HFO) und
Gasöl (MGO), insbesondere in der SECA Ostsee und vor allem für Schiffe, die nicht ausschließlich in
den SECAs verkehren. Hierzu besteht die Erwartung, dass LNG (auch wegen des neuen SchiefergasAngebotes in den USA) mittel- und langfristig deutlich kostengünstiger als schwefelarme Öle sein
könnte. Es herrscht aber noch eine große Unsicherheit, da die potenziellen Lieferanten bisher
1
durchweg nur vage Angaben machen. Von wichtigen Ostsee-Reedern werden zudem weitere
Alternativen zur Erfüllung der SECA-Vorschriften, welche die Nachfrage nach LNG reduzieren
könnten, ernsthaft geprüft (z.B. Stena Line - Methanol, Scandlines – Brennstoffzellen auf der
Vogelfluglinie).
Die EU-Kommission hat Ende Januar 2013 einen Entwurf für einen Aktionsplan veröffentlicht, der
die Nutzung von LNG als Schiffstreibstoff erleichtern soll. Demnach sollen ab 1. Januar 2020 alle
TEN-T Kernhäfen, zu denen auch der Hafen Rostock zählt, Bunkermöglichkeiten für LNG, gleich
welcher Art, anbieten. Der Entwurf ist jüngst als Teil des umfassenden „Clean Power for Transport“Strategiepakets in die Konsultationen mit Europäischem Rat und Parlament eingebracht worden.
Diese Diskussionen werden durchaus als kontrovers erwartet, da nicht in allen Regionen die
Bereitstellung von LNG in den TEN-T Häfen als notwendig bzw. zweckdienlich angesehen wird.
Eine Verabschiedung als EU-Richtlinie ist vor Ende 2014 / Anfang 2015 wenig wahrscheinlich. Der
Entwurf hat damit voraussichtlich keinen direkten, beschleunigenden Einfluss auf die mittelfristige
Nachfrage nach LNG im Ostseeraum.
Zur Quantifizierung einer maximal möglichen Größenordnung der LNG-Nachfrage für
Bunkerzwecke in den Seehäfen des Landes für die weiteren Überlegungen, wurde ein
vereinfachtes Nachfragemodell entwickelt. Dieses basiert auf den tatsächlichen Ladungsströmen,
Schiffstypen sowie deren Alter und berücksichtigt ebenso die unterschiedliche Wahrscheinlichkeit
für die Nachrüstung eines LNG-Antriebs bzw. Ersetzung durch einen Neubau mit LNG-Antrieb in
Abhängigkeit von Alter und Zeit bis zur nächsten Klassedockung. Darin gingen auch aktuelle
Erkenntnisse aus Reedereigesprächen ein. Danach ergibt sich für die Seehäfen in MV, unter der
Voraussetzung, dass alle Schiffe die Compliance-Option LNG wählen, in 2020 ein theoretisches,
maximales Nachfragepotenzial in der Größenordnung von durchschnittlich ca. 0,2 Mio. t pro Jahr.
Davon entfallen ca. drei Viertel auf den Hafen Rostock sowie ca. 20 - 25 % auf den Hafen Sassnitz,
während in Wismar und Stralsund nur sehr kleine Mengen nachgefragt werden.
Wir weisen in diesem Zusammenhang darauf hin, dass es sich bei diesen Angaben lediglich um
eine Potenzialabschätzung (Maximalwert) handelt, die der Illustration einer Größenordnung der
Bunkereinrichtungen in der Endausbaustufe dient, jedoch keine Marktprognose ist.
Alle genannten Häfen haben in Gesprächen im Rahmen dieser Untersuchung grundsätzlich
Interesse an LNG-Bunkermöglichkeiten geäußert. Vor allem die kleineren Häfen suchen dabei aber
die fachliche und rechtliche Absicherung durch das Land.
1.2.
Angebot
Es sind bereits mehrere LNG-Lieferanten im weiteren Ostseeraum aktiv, von denen Gasnor-Shell
(Brunsbüttel, Hirtshals), AGA-Linde (Nynaeshamn / Stockholm) und Bomin-Linde (Pläne u.a. für
Hamburg, Bremen und evtl. Rostock) sowie weiterhin Gasum Oy (Turku) und Vopak (Niederlande)
mit Swedegas (Lieferantenoffenes Terminal / Lager in Göteborg) im Rahmen dieser Studie
konsultiert wurden. Alle genannten Firmen investieren strategisch auf eigenes Risiko in LNGBunkereinrichtungen und -Tanklager. Weitere potenzielle LNG-Bunkerlieferanten könnten
Gazprom (Russland) und Polskie LNG S.A. (Polen) werden, die über eigene LNG-Quellen bzw. Handlungsansätze zum Aufbau einer LNG-Infrastruktur für die Seeschifffahrt in Mecklenburg-Vorpommern
2
Terminals in der Ostsee verfügen werden und allgemeines Interesse geäußert haben. Konkrete
Pläne sind hier jedoch nicht bekannt.
Es ist daher im Jahr 2015 ostseeweit von einem regional verteilten LNG-Bunkerangebot in der
Größenordnung von etwas unter 0,1 Mio. t pro Jahr auszugehen, mittelfristig möglicherweise auch
von einer Wettbewerbssituation. Diese könnte später sogar lokal eintreten, sofern die Häfen, wie
z.B. Göteborg, keine exklusiven Vereinbarungen mit LNG-Lieferanten abschließen bzw. die
Bunkereinrichtungen nicht von einem spezifischen Lieferanten für seinen alleinigen Gebrauch
errichtet werden. Wesentlicher Anreiz für die Investition in die ersten Terminals in der Ostsee war
zudem oft der industrielle LNG-Bedarf im Hinterland, wie z.B. in Nynaeshamn, Göteborg und Turku.
1.3.
Schlussfolgerung für die Seehäfen in MV
Auf Basis der unter Abschnitt 1.2 genannten Größenordnungen ist ersichtlich, dass für alle
Hafenstandorte außer Rostock keine oder nur kleine lokale LNG-Lagerkapazitäten mit geringem
Flächenbedarf erforderlich wären und die Betankung durch Tank-Lkw bzw. durch spezielle TankContainer das günstigste Konzept darstellt. Im Hafen Rostock stellt die LNG-Bebunkerung mit Hilfe
eines Bunkerbootes mittelfristig eine sinnvolle Option dar. Es könnte ein zentrales Lager für LNGBunker mit einer Kapazität in der Größenordnung von 10 - 20 Tsd. m³ eingerichtet werden, dessen
Belieferung über Shuttletanker erfolgen kann. Die entsprechenden Flächen im Hafengebiet sind
planerisch bereits identifiziert und geprüft. Allerdings ist es auch möglich, die Belieferung der
anderen Häfen mit LNG mittels Tank-Lkw oder -Container durchzuführen. Diese könnten
wiederum, insbesondere in der Anfangszeit, zudem direkt von einem LNG-Importterminal (z.B.
Rotterdam und Świnoujście) oder von einem künftigen größeren Zwischenlager (z.B. Hamburg und
Brunsbüttel) bezogen werden. Die Wahl der Logistikkette, einschließlich der Errichtung eines
Lagers, bleibt letztlich Entscheidung der Lieferanten. Hinsichtlich eines Lagers im Hafen Rostock
könnte allerdings auch dem Beispiel Göteborgs gefolgt werden, wo Investition und Betrieb eines
für alle Lieferanten offenen LNG-Tanklagers separat ausgeschrieben und vergeben wurden. Für die
Entscheidung in Göteborg war ergänzend der erhebliche LNG-Bedarf als HFO-Substitut zur
Versorgung des industriellen Hinterlandes der ausschlaggebende Faktor.
1.4.
Rechtslage
Es wird im Einzelnen ausgeführt, dass die internationale und deutsche Rechtslage den Betrieb von
LNG-angetriebenen Schiffen schon heute zulassen, obgleich der endgültige IMO-Code noch
diskutiert wird. Für den Bunkervorgang, der üblicherweise in den Hafenordnungen geregelt ist,
gibt es derzeit keine international einheitlichen Vorschriften. Es stehen jedoch ausreichend
einschlägige und etablierte Standards als Richtlinien zur Verfügung (z.B. DNV, ISO, SIGTTO). Die EU
hat über die European Maritime Safety Agency (EMSA) einen Vorschlag für einheitliche
Bunkerrichtlinien erarbeitet, welche jedoch nach Aussage der zuständigen Generaldirektion nicht
zwingend zu einer verbindlichen europäischen Vorschrift führen werden. Einige Interessenten wie
Rotterdam, die flandrische Küste, Göteborg und Stockholm haben eigene Risikoanalysen
3
durchgeführt und darauf aufbauend das Bunkern von LNG geregelt. Ein sehr pragmatisches
Beispiel ist die kürzlich geänderte Hafenordnung von Stockholm, die die tägliche Bebunkerung der
Finnlandfähre MS Viking Grace durch ein Bunkerboot inmitten des Publikumsbereichs des Hafens
und während des Passagier- und Autoumschlags mit einer Sicherheitszone von 25 m zur Bordwand
ermöglicht. Darauf aufbauend werden auch in MV praktikable LNG-Bunkerregelungen möglich
sein.
In MV ist das Bunkern in den jeweiligen lokalen Hafennutzungsordnungen (HNO) geregelt. Hier ist
schon heute in keinem Fall LNG als Schiffstreibstoff ausgeschlossen. Die übergreifende HafVO des
Landes MV enthält ergänzend keine gesonderte Regelung zum Bunkern und begrenzt lediglich
den Schwefelgehalt der Schiffstreibstoffe.
1.5.
Handlungsempfehlungen für MV
Aus den Ergebnissen der Untersuchung leiten wir die im Folgenden begründeten und näher
ausgeführten Handlungsempfehlungen ab. Wir empfehlen,
a) die Schaffung einheitlicher Grundsätze für das Bunkern von Schiffstreibstoffen aller Art,
einschließlich LNG und Methanol, durch Verankerung in der HafVO des Landes MV
(Aktualisierung erforderlich). Ergänzend sollten die jeweiligen lokalen HNO in enger
Abstimmung mit den Hafenbetreibern angepasst bzw. überarbeitet werden. Dabei sollte
der Fokus auf mobilen Bunkerkonzepten (Lkw, Container, Bunkerboote) liegen. Das Ziel ist,
die
Erarbeitung
einer
landesweit
gültigen
„Positiv-Liste“
für
Genehmigungsvoraussetzungen, mit der sich die Hafenbetreiber auf eine fachlich
einwandfreie, übergeordnete Regelung stützen können. In dieser sollten alle allgemeinen
und ortsunspezifischen Punkte enthalten sein, so dass die Häfen nur hinsichtlich ihrer
speziellen örtlichen Besonderheiten Anpassungen in ihrer HNO vornehmen müssen (siehe
Punkt b).
b) die Erstellung eines modularen „Werkzeugkastens“ für Risikoanalysen in den Seehäfen in
MV, unter weitgehender Anlehnung an den EMSA-Vorschlag und die Erfahrungen in
Stockholm. Damit soll das Ziel erreicht werden, dass die einzelnen Häfen auch
grundlegende Module einer einheitlich erstellten Risikoanalyse auf ihre Situation bzw. HNO
anwenden können und lediglich die Risiken spezieller lokaler Gegebenheiten, wie z.B.
durch Publikumsverkehr, gesondert untersuchen müssen.
c) die Durchführung einer landesweiten fachlichen Informations- und Schulungskampagne
über die Eigenschaften, Risiken und Handhabung von LNG aller beteiligten Behörden und
öffentlichen Institutionen. Das Ziel ist eine größere Beurteilungssicherheit und daraus
folgend eine höhere Kooperationsbereitschaft bei der Vorbereitung und Durchführung von
konkreten Projekten.
d) zur Vorbereitung und Flankierung konkreter „Tankstellenprojekte“, die Durchführung einer
öffentlichkeitswirksamen Positivkampagne für LNG als Lösung gegen Luftverschmutzung
durch das Land MV. Das Ziel ist die Förderung einer positiven öffentlichen Einstellung, die,
wie z.B. in Stockholm, zu einem Minimum an Bedenken (und Widerstand) führen kann.
4
e) die Prüfung sinnvoller Fördermöglichkeiten durch die EU für die vorgeschlagenen
Maßnahmen (z.B. TEN-T).
f) die Etablierung eines regierungsoffiziellen Kontakts bezüglich des LNG-Importterminals in
Świnoujście, um die dortigen Lieferabsichten und -möglichkeiten für den Schiffstreibstoff
LNG an die Seehäfen in MV beziehungsweise Bunkerlieferanten in diesen Häfen zuverlässig
beurteilen zu können.
g) die Prüfung des konkreten Interesses potenzieller LNG-Lieferanten an der Ausschreibung
für ein zentrales, lieferantenneutrales Zentrallager im Hafen Rostock (private Investition,
Bau und Betrieb / Modell Göteborg).
5
2.
Aufgabenstellung und Untersuchungsziele
2.1.
Herausforderungen
durch
Emissionsvorschriften in der Ostsee
die
künftigen
Im Jahr 1997 wurde mit dem Annex VI zu MARPOL 73/78 durch die IMO ein Zeitplan beschlossen,
der in der Seeschifffahrt die schrittweise Einführung neuer Grenzwerte für die Emissionen von
Schwefel- und Stickstoffoxiden (SOx und NOx), unverbrannten Kohlenwasserstoffen (HC),
Rußpartikeln sowie anderer Treibhausgase regelt. Ergänzend wurden in den Folgejahren spezielle
Seegebiete definiert, in denen die Emissionsgrenzwerte bereits früher und stärker reduziert
werden als in anderen Bereichen der Weltmeere. Dabei werden Gebiete mit ausschließlicher
Einschränkung von Schwefelemissionen als Schwefelemissionskontrollgebiete (SECA) und Gebiete
mit schärferen Grenzwerten für alle oben genannten Emissionsarten als Emissionskontrollgebiete
(ECA) bezeichnet. Abbildung 1 zeigt die aktuell vereinbarten SECAs und ECAs sowie mögliche
künftige Kontrollgebiete. Die Nord- und Ostsee einschließlich des Englischen Kanals sind als SECA
ausgewiesen, in der ab 1. Januar 2015 reduzierte Grenzwerte für Schwefelemissionen gelten. Eine
spätere Umwandlung zum ECA ist in der Diskussion.
SECA
Existierende (S)ECAs
Potenzielle zukünftige (S)ECAs
Abbildung 1:
Existierende und mögliche künftige Emissionskontrollgebiete [Vgl. DNV 2011]
Wie in Abbildung 2 veranschaulicht, wird mit Beginn des Jahres 2015 der in der Nord- und Ostsee
erlaubte Grenzwert für Schwefelanteile im Abgas der Schifffahrt so abgesenkt, dass er einem
Schwefelgehalt von 0,1 % im Treibstoff entspricht. Außerhalb der SECAs sind noch mindestens bis
zum Jahr 2020 Schwefelemissionen zulässig, die der Verwendung von Schiffstreibstoffen mit einem
6
5.0
Außerhalb der EU-Gewässer möglicher Aufschub der
Grenzwerteinführung bis 2025 nach Überprüfung der
Verfügbarkeit bedingter Schiffstreibstoffe in 2018
4.0
3.0
2.0
1.0
Nicht-SECA
Abbildung 2:
30
20
25
20
20
20
20
20
15
0.0
10
Emissionsrenzwert für den Schwefelanteil in
Schiffstreibstoffen [%]
Schwefelgehalt von 3,5 % ohne Abgasentschwefelung entsprechen. Eine Absenkung auf 0,5 % ist
hier ab 2020 avisiert. Allerdings besteht, abhängig von den Ergebnissen einer Überprüfung zur
Verfügbarkeit geeigneter Schiffstreibstoffe im Jahr 2018, außerhalb der EU-Gewässer die
Möglichkeit für einen Grenzwertaufschub bis 2025.
SECA
Emissionsgrenzwert für den Schwefelanteil in Schiffstreibstoffen [Vgl. IMO 2005]
Hinsichtlich der weltweiten Entwicklung ist anzumerken, dass die Einführung bzw. Verschärfung
der Emissionsgrenzwerte möglicherweise nicht so gradlinig und kurzfristig verläuft, wie deren
Forcierung während der vergangenen Jahre. Die Einrichtung neuer SECAs/ECAs ist insbesondere
im Mittelmeer, aber auch in Norwegen und Japan durchaus umstritten und mit gewisser
Unsicherheit behaftet. Auch die für 2016 geplante Einführung der nächsten Grenzwertstufe für
NOx-Emissionen neuer Schiffsdieselmotoren (Tier III) könnte aufgrund aktueller Diskussionen und
Interessenlagen in der IMO verschoben werden. Grundsätzlich ist jedoch zu erwarten, dass der
Vorschriftendruck in Richtung sauberer Schiffstreibstoffe irreversibel ist.
Es ist zu erwarten, dass die oben skizzierte Vorschriftenlage zu massiven Änderungen bei den
durch die Schifffahrt in der Ostsee genutzten Treibstoffarten und der zugrundeliegenden
Bunkerversorgung führen wird. Dies stellt insbesondere die dort verkehrenden
Schifffahrtsunternehmen, aber auch die Häfen und die Bunkerversorger vor strategische und
finanzielle Herausforderungen. Hieraus kann folgernd das politische Interesse abgeleitet werden,
7
ein attraktives Bunkerangebot zur Vermeidung von Nachteilen im internationalen Wettbewerb der
jeweiligen Häfen zu fördern und damit auch die für alle Ostseeanrainerstaaten wichtige Schifffahrt
mit Rahmenbedingungen bei der Bewältigung dieser Herausforderung zu unterstützen.
Die verschärften Umweltanforderungen in den SECAs und ECAs können derzeit grundsätzlich
durch drei verschiedene Strategien, nachfolgend mit Compliance bezeichnet, erfüllt werden. Diese
sind
1. die Ausrüstung neuer oder Nachrüstung existierender Schiffe mit Anlagen zur
Abgasreinigung (Scrubber bei SOx-Emissionen sowie SCR-Katalysatoren bei NOxEmissionen) bei weiterer Verwendung von Schweröl (HFO),
2. die Verwendung schwefelarmen Dieselöls (MGO) sowie
3. die Aus- oder Umrüstung der Schiffe mit für die Nutzung von Treibstoff aus verflüssigtem
Erdgas (LNG) geeigneten Antriebsanlagen.
Diese Optionen haben verschiedene Vor- und Nachteile hinsichtlich der Investitions- und
Betriebskosten, die sich in Parametern wie z.B. der Verminderung der Ladefähigkeit durch
zusätzliche Gewichte oder zusätzlichen Raumbedarf für Anlagen sowie dem technischen Reifegrad
unterscheiden. In der Tabelle 1 sind die in der DMA-Studie ermittelten Investitionskosten für die
obigen drei Optionen für ostseetypische Beispielschiffe zusammengestellt.
Investitionskosten der Compliance-Optionen nach Schiffstyp [Mio. €]
Umbau
Neubau
Compliance„Coastal
ContaiRoRo
„Coastal
ContaiRoRo
Optionen
RoRo
RoRo
tanker“
nerschiff (groß)
tanker“
nerschiff (groß)
HFO
2,3
3,7
3,4
9,0
3,3
5,1
4,8
12,6
MGO
0,5
0,7
0,6
1,5
1,6
2,5
2,4
6,0
LNG
3,2
5,1
4,8
12,6
4,3
6,8
6,4
16,7
Tabelle 1:
Investitionskosten der Compliance-Optionen für ostseetypische Beispielschiffe [Vgl. DMA 2012]
Daraus wird deutlich, dass die Option „LNG“ eindeutig die höchsten Investitionen erfordert, welche
nur durch eine bessere Amortisation durch günstigere Treibstoff- und Betriebskosten im Vergleich
zu dem Einsatz von Abgasreinigung (Option „HFO“ / Scrubber) oder der Nutzung von teurerem
„MGO“ bei geringen Investitionskosten gerechtfertigt werden können.
Darüber hinaus werden aktuell von einigen Reedern auch weitere alternative Schiffstreibstoffe (z.B.
Stena Line - Methanol) und auf kürzeren Schiffsverbindungen Elektroantriebe mit Brennstoffzellen
sowie landgeladenen Batterien untersucht und teilweise bereits konkret projektiert (z.B.
Scandlines).
Während die Compliance-Option MGO auch als „wait and see“-Strategie bezeichnet werden kann,
bei der die Reeder mit nur geringen Investitionen, jedoch nach Angaben der DMA-Studie unter
Hinnahme von um 60 - 120 % höheren Treibstoffkosten, die weitere technische Marktentwicklung
beobachten, erfordern die weiteren Compliance-Optionen signifikante Investitionen und
entsprechend langfristige Planungen, z.B. hinsichtlich Vorlauf sowie Liefer- und Montagezeiten,
8
sowie die Berücksichtigung von Nachteilen wie Mehrgewicht bzw. Verlust von Ladungskapazität
(vor allem die HFO / Scrubber-Option).
Dessen ungeachtet wird LNG auf der Relation Europa – Nordamerika, aber auch im künftigen
weltweiten Seeverkehr von vielen Experten als die für die Schifffahrt in den SECAs und ECAs am
besten geeignete Zukunftsstrategie angesehen. LNG ermöglicht gegenüber HFO die Senkung der
SOx- und Feinstaubemissionen um ~ 100 %, der NOx-Emissionen um ca. 80 - 90 % sowie eine
Reduzierung von CO2-Emissionen um ca. 20 - 25 %. Ebenso werden für LNG gegenüber den
möglichen Schiffstreibstoffalternativen auch langfristig günstigere Preise, unter anderem
begünstigt durch aktuelle Rohstofffunde (z.B. Schiefergas in den USA), sowie eine längere
weltweite Verfügbarkeit erwartet. Positive Erfahrungen im Betrieb von Schiffen mit LNG in
Norwegen seit dem Jahr 2000 unterstützen diese Entwicklung zusätzlich.
Für den oft beschworenen, weitgehenden Systemwechsel von HFO zu LNG bei Schiffsantrieben
besteht jedoch ein grundsätzliches Problem, welches bei der Adaption neuer umweltfreundlicher
Technologien, wie z.B. auch bei der Elektromobilität, oft zu beobachten ist. Die Nutzer halten
mehrheitlich solange an bewährten Lösungen fest, wie sie auch damit vorgegebene Vorschriften
erfüllen können und nicht von den wirtschaftlichen Vorteilen sowie der Marktreife und
Zuverlässigkeit einer neuen Technologie überzeugt sind.
Diesem Problem kann theoretisch aus zwei Richtungen begegnet werden. Zum einen besteht die
Möglichkeit eines politischen „Technology-Push”, z.B. durch staatliche Institutionen oder Behörden,
die für den Anschub einer technologischen Entwicklung sorgen können, welche nicht oder nur
gering an den am Markt identifizierten Kundenbedürfnissen ausgerichtet sind [Vgl. Gabler 2013a].
Im konkreten Fall LNG könnten dies z.B. der Aufbau von Förderinstrumenten für Investitionen und
Infrastrukturmaßnahmen im Zusammenhang mit der Nutzung von LNG, die (Weiter)-Entwicklung
regulierender Vorschriften und Standards zur Schaffung von Rechtssicherheit aber auch ein
allgemeiner Anwendungsdruck sein. Dem Risiko der Förderung einer langfristig nicht
wettbewerbsfähigen bzw. am Markt nicht gefragten Compliance-Strategie steht die Chance
gegenüber, einen neuen Markt für Schiffstreibstoffe aus verflüssigtem Erdgas sowie die
dazugehörigen Anlagen und Einrichtungen zu eröffnen und den Zugang für potenzielle Nutzer zu
erleichtern.
Die andere Möglichkeit ist der „Market-Pull“, bei dem das Problem durch die Initiative zukünftiger
Nutzer bzw. Interessengruppen dadurch gelöst wird, dass diese im Zusammenhang mit latent
unbefriedigten Kundenbedürfnissen auf eigenes Risiko in FuE-Aktivitäten, Infrastruktur und
Maßnahmen zur Markteinführung investieren [Vgl. Gabler 2013b]. Interessengruppen sind hier
unter anderem Gasversorger, Bunkerlieferanten, Klassifikationsgesellschaften, Werften, Motorenund Tankhersteller etc., die versuchen, den kommenden schärferen Emissionsgrenzwerten in den
ECAs und SECAs sowie den damit einhergehenden Herausforderungen durch attraktive
Innovationen zu begegnen und daraus auch neues Geschäftspotenzial zu entwickeln. Wie auch für
den Ansatz des „Technology-Push” ist die Entwicklung langfristig nicht wettbewerbsfähiger
Lösungsansätze und die Investition in „Sackgassen“ das größte Risiko des „Market-Pull“.
Die Begegnung einer Einführung von Emissionsgrenzwerten in den SECAs und ECAs ist im Rahmen
dieser Studie vordergründig Bestandteil eines „Technology-Push“. Hierunter fallen insbesondere
9
Bemühungen in der IMO, um nutzerfreundliche und an LNG angepasste
Schiffssicherheitsvorschriften oder Strategien und Initiativen der EU-Kommission im Rahmen des
„Clean Power“-Pakets zu entwickeln (siehe Abschnitt 5.3). Ebenso ist die durch die EU im Zuge der
europäischen Transportnetze (TEN-T) teilfinanzierte Untersuchung „North European LNG
Infrastructure“ ein wichtiger Schritt für diesen Lösungsansatz [DMA 2012]. Nachfolgend wird auf
diese als DMA-Studie bezeichnete Untersuchung und alle dazugehörigen Anhänge mehrfach
Bezug genommen.
Es sei erwähnt, dass auch die herstellende Industrie die Entwicklung von Anlagen für die
Verwendung von LNG als Schiffstreibstoff in den letzten Jahren massiv vorangetrieben hat und alle
notwendigen Komponenten zum größten Teil am Markt erhältlich und erprobt sind („Market-Pull“).
2.2.
Fragestellung der Untersuchung
Die Verwendung von LNG als Schiffstreibstoff setzt den Aufbau einer völlig neuen Bunker- und
Logistikinfrastruktur, z.B. für Tanklager, Bunkereinrichtungen, Tank-Lkw oder -Container,
Feederschiffe und Bunkerboote, voraus. Für die Regierung des Landes Mecklenburg-Vorpommern
stellt sich daher die grundsätzliche Frage, in welchem Umfang für die vier größten in MV verorteten
Seehäfen Anpassungen notwendig sind, um die Verwendung von LNG als Schiffstreibstoff
voranzutreiben.
Einer signifikanten Penetration des Marktes für Schiffstreibstoffe durch LNG standen in den
vergangenen Jahren erhebliche Unsicherheiten in Form des klassischen, zumeist auch als „Henneund Ei-Situation“ bezeichneten Angebot-Nachfrage-Dilemmas gegenüber. Zum einen erfolgten
hier Investitionen in die notwendige Infrastruktur nur zögerlich, da die LNG-Absatzperspektiven
vor dem Hintergrund alternativer Compliance-Optionen nur schwer einschätzbar waren. Zum
anderen zögerten Reeder mit der Planung und Bestellung von LNG-Antrieben, da die
Versorgungssicherheit und die Wirtschaftlichkeit aufgrund der Unkenntnis über künftige LNGPreise im Wettbewerb zu alternativen Treibstoffen unklar waren und damit keine strategische
Langfristplanung zuließen. Die in den vergangenen Monaten von einer Vielzahl von Institutionen
und Akteuren ergriffenen Maßnahmen zur Auflösung des Dilemmas sollen im Zuge der
durchgeführten Untersuchung für die Seehäfen in MV aufgearbeitet werden.
Für den Aufbau einer LNG-Bunkerinfrastruktur sind vorrangig die künftigen Lieferanten von LNG
als Investoren gefordert. Die öffentliche Hand kann, wenn sie nicht selbst zum Investor werden will,
hier durch eine reibungslose Abwicklung der notwendigen Behörden- und
Genehmigungsprozesse und gegebenenfalls durch andere flankierende Maßnahmen unterstützen.
Ziel dieser Studie ist es,



die Entwicklung und Größenordnung des künftigen Bedarfs an LNG in den vier Seehäfen
Rostock, Wismar, Sassnitz und Stralsund abzuschätzen sowie die Einflussfaktoren des
Bedarfs zu skizzieren,
das Interesse potenzieller Bunkerlieferanten in den Seehäfen des Landes zu ermitteln,
die lokal am besten geeigneten Bunkerkonzepte und deren Flächen- und
Genehmigungsbedarf zu beschreiben sowie
10

der Landesregierung sinnvolle Maßnahmen zum bedarfsgerechten und zügigen Aufbau
einer LNG-Bunkerinfrastruktur in den Seehäfen in MV zu benennen.
Weiterhin müssen, bedingt durch die Andersartigkeit des Stoffes LNG, die existierenden, für das
Bunkern in den Häfen relevanten und für die „Ölwelt“ gedachten Vorschriften weiterentwickelt und
angepasst werden. In dieser Studie sollen, unter Beachtung des internationalen und nationalen
Kontexts,


der Regelungsstand und -bedarf in MV untersucht sowie
Vorschläge für eine sicherheitsorientierte und nutzerfreundliche Weiterentwicklung der
einschlägigen Landesvorschriften gemacht werden.
Die gewonnenen Erkenntnisse sollen erste Entscheidungsgrundlagen für die Landesregierung
liefern. Damit können sie ebenso dazu beitragen, LNG, wenn politisch gewünscht, als ComplianceOption und Wettbewerbsfaktor zu fördern und Anwendungssicherheit in den Seehäfen in MV zu
schaffen („Technology-Push“).
2.3.
Methodik
Die Ermittlung einer LNG-Nachfrage für die Seehäfen in MV wurde, bedingt durch den begrenzten
Untersuchungsumfang und gewählten Studienschwerpunkt auf qualitative Aspekte, insbesondere
die rechtlichen Rahmenbedingungen betreffend, als Potenzialabschätzung für den Seeverkehr
durchgeführt und ist nicht als verlässliche Nachfrage- bzw. Marktprognose zu verstehen. Weiterhin
werden aufgrund des definierten Studienumfangs keine LNG-Bedarfsgrößen im Hinterland, für
beispielsweise Industrie und Verkehr, betrachtet. Es ist jedoch anzunehmen, dass auch ihnen ein
erhebliches Nachfragepotenzial innewohnt.
Die Studie bezieht sich vielmehr auf LNG-Bedarfsprognosen für die Schifffahrt in der gesamten
SECA Nord-/Ostsee, welche im Rahmen der Untersuchungen öffentlich oder vertraulich zugänglich
waren, und erläutert die Bandbreite der Bedarfserwartungen, ihren Kontext sowie die wesentlichen
Einflussfaktoren.
Um neben den stark streuenden Gesamtnachfrageprognosen (siehe Abschnitt 3.1) Erkenntnisse
hinsichtlich des potenziellen LNG-Bedarfs in den Seehäfen Wismar, Rostock, Stralsund und Sassnitz
zu gewinnen und daraus jeweils geeignete Bunkerkonzepte abzuleiten, wurde ein vereinfachtes
Nachfragemodell entwickelt. Dieses berücksichtigt für jeden Hafen den tatsächlichen Passagierbzw. Güterumschlag, die dazu gehörenden Schiffstypen sowie deren Fahrprofil,
Treibstoffverbrauchsdaten, anteilige Fahrzeit in der SECA Nord-/Ostsee und Alter (als Funktion der
Wahrscheinlichkeit für die Nutzung eines LNG-Antriebs). Daraus werden Schlussfolgerungen für
ökonomisch sinnvolle Möglichkeiten einer LNG-Bunkerinfrastruktur und deren Kapazitäten,
technische bzw. logistische Konzepte und Flächenbedarfe gezogen und der jeweiligen örtlichen
Situation gegenübergestellt sowie Ansätze für eine Einbindung in übergeordnete Logistikketten
sowie sinnvollen Kooperationen gesucht.
Den vereinbarten Schwerpunkt der Studie bildet die Beschreibung des derzeitigen für LNG als
Schiffstreibstoff relevanten regulatorischen Rahmens aus international bindenden Konventionen,
11
nationalen und regionalen / lokalen Vorschriften, etc. sowie die Benennung von fehlenden
Elementen zur Schaffung von Rechtssicherheit im Umgang mit LNG als Schiffstreibstoff in MV.
Zudem werden die an einer LNG-Bunkerversorgung in MV interessierten Häfen, Institutionen und
Unternehmen dargestellt, die jeweiligen Möglichkeiten und Randbedingungen aus verfügbaren
Flächen für Bunkerstandorte in den Häfen, genehmigungsrelevanten Hindernissen etc. skizziert
und daraus Empfehlungen für die politische Unterstützung der Häfen durch die Landesregierung
abgeleitet.
Grundlage für alle diese Arbeiten sind im Wesentlichen die Auswertung diverser Quellen sowie
zahlreicher Interviews mit Häfen, Reedern, Öl- und Gasversorgern, Bunkerfirmen, Behörden etc.
Eine zentrale Quelle ist die durch die EU teilfinanzierte Machbarkeitsuntersuchung “North
European LNG Infrastructure” [DMA 2012], auf die sich auch die EU-Kommission bei ihren
strategischen Initiativen hinsichtlich LNG als Schiffstreibstoff stützt. Wir haben im Zuge dieser
Untersuchung einige für die Aufgabe relevante Aussagen der DMA-Studie durch Interviews mit
Betroffenen überprüft und ggf. anhand neuerer Erkenntnisse aktualisiert bzw. kommentiert.
12
3.
Schiffstreibstoffe und LNG-Infrastruktur in den
SECAs
3.1.
LNG-Nachfrageentwicklung in der Ostsee
Die uns vorliegenden Prognosen der Bedarfsentwicklung für den Schiffstreibstoff LNG in der
Ostsee, inkl. Skagerak und Kattegatt, variieren in der Bandbreite von


0,4 - 2,0 Mio. t LNG für das Jahr 2020 und
1,2 - 3,2 Mio. t LNG für das Jahr 2030.
Zur Einordnung der Größenordnung der Prognosen im Vergleich zum gesamten
Treibstoffverbrauch kann die in der DMA-Studie als derzeitiger Gesamtverbrauch im SECA-Teil
Ostsee inkl. Skagerak + Kattegatt angegebene Größenordnung von 4,8 Mio. t Bunkeröl dienen
(siehe DMA-Studie S.56 Fig 20: verschiedene Qualitäten, 14.000 erfasste Schiffe), die einem
Energieäquivalent von ca. 4 Mio. t LNG entspricht.
Zwei andere Beispiele für die Unsicherheit der Prognosen:
Die norwegische Klassifikationsgesellschaft DNV, die sich bereits langjährig mit LNG-Antrieben
beschäftigt und die aufwändige eigene Marktanalysen durchführt (unveröffentlicht), nannte im
Gespräch mit MvB euroconsult die folgende Bandbreite von weltweit zu erwartenden Schiffen mit
LNG-Antrieb im Jahr 2020


Günstigstes Szenario (hohes Wirtschaftswachstum / hoher weltweiter Regelungsdruck) =
1.000 Schiffe
Ungünstigstes Szenario (niedriges Wachstum / niedriger Regelungsdruck) = 250 Schiffe
(zum Vergleich: momentan sind nach Angaben von DNV 38 Schiffe mit LNG-Antrieb in Fahrt und
34 weitere in konkreter Projektierung).
Nach Angaben des Motorenherstellers Wärtsilä, der seit 2005 für LNG-Betrieb geeignete
Dieselmotoren liefert („dual-fuel“), könnte der Anteil der weltweit neugebauten Schiffe mit LNGAntrieb im Jahr 2020 je nach unterstelltem LNG-Preisszenario bei 16 % (derzeitige Preisrelation
LNG zu HFO) bis 30 % (LNG künftig billiger als HFO) liegen. In den Jahren 1985 – 2005 wurden
weltweit jährlich zwischen 2.000 – 2.500 Schiffe abgeliefert (einschließlich kleinerer Schlepper,
Service- und Versorgungsschiffe). Danach stieg die Zahl in der Spitze (2011) auf mehr als 4.500
Einheiten. Ab 2015 wird mit ca. 3.000 Schiffen pro Jahr gerechnet [Quelle: Maritime Insight].
Die wesentliche Ursache für diese stark streuenden Prognosewerte ist in dem in Abschnitt 2.2
geschilderten klassischen Dilemma aus Angebot und Nachfrage („Henne- und Ei-Situation“) zu
sehen, welches jeden Vorhersageversuch zum Spiegel seiner zugrundeliegenden Annahmen
macht.
In der DMA-Studie ist relativ aufwändig versucht worden den LNG Bedarf auf Basis von
Verkehrszahlen (AIS) und technischen Angaben für typische Schiffsklassen in Abhängigkeit von der
13
Attraktivität der Compliance-Option LNG im Vergleich zu den anderen Optionen (MGO, HFO +
Scrubber) für mehrere Treibstoffpreisszenarien abzuschätzen. Dabei werden in dem verwendeten
Rechenmodell auch die Neigung der Reeder zu Umbauten (als Funktion des wirtschaftlichen
Vorteils gegenüber alternativen Compliance-Optionen) sowie die Sensitivität der Prognosen
gegenüber unterschiedlichen Preisrelationen (LNG versus andere Treibstoffalternativen)
berücksichtigt (Szenarien). Eine Umrüstung bzw. Neuausrüstung mit LNG-Antrieb wird immer dann
unterstellt, wenn dies die geringsten Compliance-Kosten im Vergleich mit den anderen Optionen
ergibt. Tatsächlich ist die Neigung bzw. die (finanzielle) Möglichkeit zu Umbauten existierender
Schiffe auf LNG-Antrieb momentan offenbar wesentlich geringer, als sie sich aus dem
„mechanistischen“ Modell der DMA-Studie ergibt, in welchem für 2015 mehr als 75 % und 2020
immerhin noch etwa 60 % des LNG-Bedarfes von nachgerüsteten Schiffen erwartet werden [Vgl.
DMA 2012]. Die wahrscheinlich mittelfristig recht geringe Umrüstungstätigkeit, von der durch
Schifffahrtskreise (unter anderem auch durch den Verband Deutscher Reeder) in aktuellen
Gesprächen ausgegangen wird, führt somit zu einem deutlich geringeren LNG Bunkerbedarf.
Abbildung 3:
LNG-Bunkerbedarf durch Neubauten in der gesamten SECA Nord-/Ostsee [DMA 2012]
Wie aus Abbildung 3 hervorgeht, ist auch in einem „mechanistischen“ Modell, wie in der DMAStudie verwendet, der mögliche LNG-Bedarf durch Schiffsneubauten mit LNG-Antrieb (hier keine
Umbauten enthalten!) stark von der künftigen Preisrelation der innerhalb und außerhalb der SECAs
einsetzbaren Treibstoffe abhängig. Da eine Investitionsentscheidung zugunsten eines
Schiffsantriebstyps weitestgehend strategischer Natur ist sowie die individuellen Anforderungen
und Erfahrungen widerspiegelt, ist insbesondere für die ersten Jahre des Markteintritts des
Schiffstreibstoffes LNG eine belastbare Vorhersage der Bedarfsentwicklung schwierig und
bezüglich ihrer Belastbarkeit kritisch zu hinterfragen. Erst durch das Beispiel einiger erfolgreicher,
sogenannter „Front-Runner“ ist eine verbesserte Prognostizierbarkeit zu erwarten.
In den mit den drei hinsichtlich des Produktes LNG im Bereich der Ostsee aktiven Bunkerlieferanten
Bomin-Linde, Gasnor-Shell und AGA-Linde (siehe Abschnitt 3.3) durchgeführten Interviews wollte
keiner der Anbieter eine konkrete Bedarfserwartung für die Jahre 2015 bis 2030 benennen. Es
14
wurde jedoch von allen bestätigt, dass im Vergleich zu der in der DMA-Studie prognostizierten
LNG-Bedarfsentwicklung aktuell von geringeren Mengen und von einer langsameren Entwicklung
ausgegangen wird.
Als wichtigster Einflussfaktor für die Bedarfsentwicklung kristallisiert sich nach Angaben der im
Verlauf dieser Studie interviewten Reeder, aber auch anderer Insider (z.B. befasste Mitarbeiter der
Klassifikationsgesellschaft DNV), wie oben schon angedeutet, mehr und mehr die
Wirtschaftlichkeitsbetrachtung für einen LNG-Antrieb als solches (im internationalen Einsatz, ohne
vordergründige Berücksichtigung der SECA Compliance-Optionen) heraus. Dies setzt langfristig
günstigere LNG-Bunkerpreise zur Amortisation der für den LNG-Antrieb notwendigen Investitionen
bzw. höheren Neubaupreise (siehe Tabelle 1) voraus. Eine konkrete Schätzung künftiger LNGBunkerpreise sowie der korrespondierenden Preise für MGO und schwefelarmes Schweröl konnte
in den o.g. Interviews mit den wahrscheinlichen Lieferanten allerdings (zum Zwecke einer
öffentlichen Studie) ebenfalls nicht eingeholt werden. In der DMA-Studie ist dieser Frage ein
ganzes Kapitel gewidmet (DMA-Studie Kap. 5, S. 63 ff.) [ DMA 2012].
Die Tabelle 2 zeigt, wie breit die Spanne der Preise für MGO und LNG ist, die für die Szenarien im
Rahmen der Bedarfsschätzung der DMA-Studie zugrunde gelegt wurde.
MGO
LNG
Szenario
PreisRelativer
Absoluter
PreisRelativer
niveau
Preis
Preis [€/t]
niveau
Preis
1. LowLNG_CentralMGO
Mittel
1,6
875 Niedrig
0,5
2. CentralLNG_CentralMGO
Mittel
1,6
875 Mittel
0,7
3. HighLNG_CentralMGO
Mittel
1,6
875 Hoch
0,9
4. LowLNG_HighMGO
Hoch
2,2
1.200 Niedrig
0,5
5. CentralLNG_HighMGO
Hoch
2,2
1.200 Mittel
0,7
6. HighLNG_HighMGO
Hoch
2,2
1.200 Hoch
0,9
Tabelle 2:
Schiffstreibstoffpreisspanne nach Szenarien der DMA-Studie [Vgl. DMA 2012]
Absoluter
Preis [€/t]
315
440
570
315
440
570
Die in Tabelle 2 genannten relativen Preise berücksichtigen bereits, dass LNG einen höheren
Heizwert als HFO hat. Dementsprechend sind die absoluten Preise je t ermittelt worden. Die
Tabelle soll hier lediglich der Illustration der erheblichen Spannbreite der angenommenen
möglichen absoluten Treibstoffpreise dienen. Die Szenarien sowie das Verfahren der Preisprognose
sind erläutert in der DMA Studie, Kap 5.2, S.65 ff / Tab.10.
Weiterhin ist für das Bunkern in der Ostsee zu beachten, dass LNG (wie auch HFO und MGO) von
den großen Zentren und Importterminals (beispielsweise Rotterdam) mit kleineren
Schiffseinheiten („Feedern“) zu den Tanklagern in den Ostseehäfen transportiert werden muss. Dies
bedingt einen Kostenaufschlag für die Logistik im Vergleich zum zentralen Knotenpunkt, der bei
LNG aufgrund der teureren Infrastruktur (Feeder, Lager, Bunkerboote, etc.) erheblich höher ist als
bei Schwer- oder Gasöl. Derzeitige Schätzungen gehen für LNG von einer Größenordnung von
150 - 250 €/t aus. Im Vergleich dazu liegen die Preisaufschläge für HFO heute bei ca. 10 - 20 €/t und
für MGO bei ca. 40 - 50 €/t. So sind z.B. für eine LNG-Anlieferung „alongside ship Göteborg“ von
Experten durchaus auch schon mehr als 650 €/t genannt worden (vergleiche Tabelle 2: höchster
15
Wert in den DMA-Szenarien = 570 €/t). Allerdings werden von den potenziellen Bunkerlieferanten
für einen voll entwickelten, nachfragestarken Markt bei den Logistikkosten erhebliche
Reduzierungspotenziale durch Skaleneffekte erwartet, die sie allerdings derzeit noch nicht
quantifizieren wollen.
Wie bereits unter Abschnitt 2.1 dargestellt, wurden in der DMA-Studie zum Zwecke der LNGNachfrageprognose anhand von Investitions- und Betriebskostenmodellen für die in der Ostsee
signifikanten Schiffstypen Vor- und Nachteile der Compliance-Strategien ab 2015 dargestellt und
quantifiziert. Dabei wurde anschaulich herausgearbeitet, dass jede der drei betrachteten Optionen
(Investition in Scrubber, LNG Antrieb oder Betrieb im SECA mit MGO) per se momentan keine
wirtschaftlichen Vorteile, sondern vielmehr wirtschaftliche Belastungen für die Reeder zur Folge
hat: entweder Investitionen (je nach Schiffsgröße und Technik zwischen 2 - 6 Mio. €) oder um ca.
60 - 120 % höhere Bunkerkosten. Daraus wird bereits deutlich, dass es keinen ökonomisch deutlich
überlegenen „Königsweg“ für die Erfüllung der SECA-Vorschriften gibt und dass die Compliance im
SECA auch ohne größere Investitionen, jedoch unter Hinnahme deutlich höherer Brennstoffkosten,
möglich ist („wait and see“-Strategie). In Zeiten niedriger Fracht- oder Chartereinnahmen und
wirtschaftlicher Unsicherheit ist das Abwarten eine sehr wahrscheinliche Entscheidung vieler
Reeder, insbesondere auf Routen, die nur teilweise im SECA verlaufen. Es wird in der DMA-Studie
weiterhin auf andere, für die Wirtschaftlichkeit wichtige Faktoren hingewiesen, die für die
individuelle Compliance-Strategie der Reedereien (also auch die Neigung, künftig auf LNG Antrieb
zu setzen) maßgebend sein können und damit die Nachfrageentwicklung nach LNG-Bunker-Fuel
beeinflussen werden. So müssen z.B. logistische Aspekte wie flexible Treibstoffverfügbarkeit in den
angelaufenen Häfen sowie Bunkerzeiten ebenso berücksichtigt werden wie die für die fraglichen
Schiffstypen und -größen zu erwartenden Änderungen durch bauliche Maßnahmen (z.B.
Verringerung der Tragfähigkeit durch schwerere Anlagen, Einbuße an Transportraum durch
größere / ungünstigere Treibstofftanks) und eventuelle Mehrkosten durch zusätzliches / höher
qualifiziertes Personal.
Wir haben im Rahmen dieser Studie in Interviews mit einigen wichtigen Reedern in der Ostsee
(aktuell Stena Line, TT-Line, Finnlines, Scandlines) stichprobenartig überprüft, inwieweit die in die
Nachfrageprognose eingehenden Kostenmodelle der DMA-Studie nach ihren eigenen Planungen
als relevant angesehen werden und welche Überlegungen zur Compliance bestehen. Es ergab sich,
dass die Reeder die DMA-Kostenmodelle in der Größenordnung bestätigen, jedoch auf etliche
zusätzliche Einflussfaktoren hinweisen. So bewerten einige Banken bei der Planung der
Neubaufinanzierung momentan Schiffe mit Scrubbern oder LNG-Anlagen mit einem niedrigeren
Wiederverkaufswert (weniger universell einsetzbar, weniger leistungsfähig / s.o.
Ladungseinbußen). Einige Reeder mit reinen Ostseeverkehren denken auch über andere
Antriebsarten nach (Stena Line – Methanol, Scandlines auf der Vogelfluglinie – E-Antrieb mit H2Brennstoffzellen + Batterien mit Landaufladung, neben der Option für LNG für Rostock - Gedser),
was die Nachfrage nach LNG verringern würde. Beim Vergleich der verschiedenen
Brennstoffoptionen muss (besonders bei bestehenden Schiffen) auf den Energieinhalt pro m³
Tankvolumen geachtet werden, der letztlich die Reichweite definiert. Hier setzt Schweröl (HFO) den
Maßstab (= Status quo) und alle alternativen Schiffstreibstoffe haben einen geringeren
16
Energieinhalt / m³ (MGO um ca. 10 % weniger, LNG 40 % weniger, Methanol 60 % weniger), woraus
sich eine entsprechend geringere Reichweite oder ein größerer Bedarf an Tankvolumen ergibt.
Es wurde auch deutlich, dass ein Umbau existierender Schiffe auf LNG-Antrieb, wie er in der DMAStudie relativ optimistisch angenommen wird, nach heutigem Planungshorizont und Marktumfeld
kaum eine wirtschaftlich vertretbare Option darstellt (die Umbaukosten für den Produktentanker
„Bit Viking“ lagen in der Größenordnung von 24 % des heutigen Neubaupreises für ein solches
Schiff in konventioneller Ausführung), sondern dass mit LNG angetriebene Schiffe im Wesentlichen
Neubauten sein werden. Der Mehrpreis für ein neues Schiff mit LNG-Antrieb dürfte nach den
Erkenntnissen aus den Gesprächen momentan in der Größenordnung von 10 - 20 % höher liegen,
als für ein vergleichbares Schiff mit herkömmlichem Schweröl-Diesel-Antrieb. Die befragten Reeder
waren alle skeptisch, ob sich die dadurch entstehenden höheren Kapitalkosten kurz- und
mittelfristig durch weltweit (und in der Ostsee) geringere Bunkerpreise für LNG, wie u.a. in der
DMA-Studie angenommen, kompensieren lassen (siehe auch die Aussagen der potenziellen
Bunker-Lieferanten zur Preisentwicklung in Abschnitt 3.3)
Es zeigt sich also, dass die Entscheidungsbasis für die einzelne Reederei oft noch komplexer ist, als
in der DMA-Studie schon beschrieben und dass daher die individuellen Entscheidungen sehr
unterschiedlich ausfallen dürften. Die Prognose der Bedarfsentwicklung in der DMA-Studie dürfte
auch aus diesem Grund eher optimistisch sein, was sowohl die Zeitachse (wahrscheinlich mehr
„wait and see“-Entscheidungen) als auch die Neigung zu Umrüstungen auf LNG-Antrieb betrifft.
Es bleibt zusammenfassend festzustellen, dass eine quantitative Bedarfsprognose für LNG Bunker
in der Ostsee heute noch eher dem „Blick in eine Kristallkugel“ gleicht und daher als
Planungsgrundlage mit erheblichen Unsicherheiten belastet ist. Das gilt gleichermaßen für jeden
Versuch einer zeitlichen Vorhersage der Marktentwicklung.
Es sei hier nochmals darauf hingewiesen, dass alle obigen Betrachtungen sich ausschließlich auf
LNG als Schiffstreibstoff beziehen. Eventuelle Bedarfe für Industrie und Verkehr im Hinterland, die
z.B. in Nynaeshamn und Göteborg einen wesentlichen Faktor für die Wirtschaftlichkeit der
Terminals darstellen, sind hier nicht erfasst worden.
3.2.
LNG-Nachfragepotenzial in den Seehäfen in MV
Trotz der im vorangegangenen Abschnitt geschilderten Schwierigkeiten einer belastbaren LNGBedarfsprognose, soll, in Vorbereitung der Identifikation geeigneter LNG-Versorgungskonzepte für
die Seehäfen Rostock, Wismar, Sassnitz und Stralsund, an dieser Stelle eine Potenzialabschätzung
eingeführt werden, die ein Gefühl vermitteln soll, welche maximalen LNG-Bunkermengen unter
den nachfolgend genannten Grundannahmen nachgefragt werden können. Im Folgenden werden
die das erstellte vereinfachte Nachfragemodell bestimmenden Parameter



Umschlagentwicklung und Hafenanläufe,
Altersstruktur der Flotte und Fahrtgebiete sowie
Wahrscheinlichkeit für die Umstellung auf bzw. die Einführung von LNG als Schiffstreibstoff
näher erörtert.
17
In aktuellen Marktuntersuchungen zur LNG-Bedarfsentwicklung arbeitet DNV mit einem ähnlichen
Modellansatz [Vgl. DNV 2013]. Ebenso unterstellt die DMA-Studie Seeverkehrszahlen und eine
spezifische Flottenaltersstruktur [Vgl. DMA 2012].
Güterumschlagentwicklung und Hafenanläufe
100 %
40
90 %
38
80 %
36
70 %
34
60 %
32
30
50 %
2007¹
Abbildung 4:
Seeseitiger Gesamtumschlag [Mio. t]
Kumulativer Anteil am seeseitigen
Gesamtumschlag [%]
Die künftige Nachfrageentwicklung für LNG als Schiffstreibstoff in den Seehäfen in MV wird im
Allgemeinen durch die Schiffe definiert, die diese Häfen anlaufen. Es ist davon auszugehen, dass
ein Schiff in der Regel nur dann in einem Hafen Treibstoff bunkert, wenn dort auch ein
Güterumschlagprozess stattfindet. Ausgehend von dieser Annahme bildet der seeseitige
Güterumschlag den Ausgangspunkt für die folgende LNG-Nachfrageabschätzung. Da alle
Ladungsträger, für die hier betrachteten Häfen insbesondere Trailer aus RoRo- und RoPaxVerkehren, zum Transportgewicht zu addieren sind und auf den Schiffen befördert werden, wird
hier auf das Bruttoladungsgewicht, einschließlich Ladungsträger abgestellt. Der sich aus dieser
Annahme ergebende seeseitige Güterumschlag für die zu betrachtenden Häfen sowie der
Gesamtumschlag der Häfen in MV ist in Abbildung 4 dargestellt. Es ist ersichtlich, dass der Anteil
der in den Häfen Rostock, Wismar, Sassnitz und Stralsund umgeschlagenen Güter im Zeitverlauf für
mindestens 95 % der insgesamt in den Häfen in MV umgeschlagenen Gütermenge steht. Ferner
zeigt die Darstellung, dass der beschriebene Anteil auch im Rahmen der im Zeitverlauf gesunkenen
Gesamtumschlagmenge annähernd konstant geblieben ist. Eine Veränderung dieser Verhältnisse
ist im Zuge der weiteren Umschlagentwicklung, auch bei steigenden Güterumschlagmengen nicht
zu erwarten. Ein auf dieser Basis errechnetes LNG-Nachfragepotenzial bildet damit fast vollständig
die zukünftig in MV durch Seeschiffe potenziell nachgefragte Bunkermenge ab.
2008¹
2009¹
2010
2011
2012²
Rostock
Wismar
Sassnitz
Stralsund
Andere Häfen
¹ Ohne Lubmin
² Ohne Greifswald
Seeseitige Umschlagentwicklung in den Seehäfen in MV bis 2012 [Vgl. LHMV 2013]
18
Die den Güterumschlagmengen zuordenbaren Hafenanläufe sind den durch die vier Seehäfen zur
Verfügung gestellten Schiffanlaufstatistiken aus dem Jahr 2012 entnommen und mit einem
Detailgrad zwischen 80 und 100 % ausgewertet worden. RoRo-, RoPax- sowie Kreuzfahrtverkehre
wurden den für das Jahr 2013 gültigen Fahrplänen und geplanten Hafenanläufen entnommen.
Bedingt durch den in dieser Studie gewählten Bearbeitungsschwerpunkt im Bereich der
rechtlichen Voraussetzungen für den LNG-Bunkerprozess und die heraus abgeleiteten politischen
Handlungsempfehlungen für MV, erfolgt die quantitative Berücksichtigung der fehlenden
Umschlagmengen als Hochrechnung. Grundsätzlich wurden in der Auswertung in die vier
Verkehrsarten RoRo bzw. RoPax, Kreuzfahrt, Massen- bzw. Stückgut sowie Flüssiggut
unterschieden, um unterschiedliche ladungs- bzw. nutzungsspezifische Entwicklungen abbilden zu
können.
Die
im
Rahmen
dieser
Nachfrageabschätzung
unterstellten
Verkehrsund
Güterumschlagsteigerungen wurden, in Anbetracht der derzeit noch nicht finalisierten
Bundesseeverkehrsprognose und der deutlichen Diskrepanz zwischen den in der
Vorgängeruntersuchung ausgewiesenen Güterumschlagmengen und der realen Entwicklung, den
verfügbaren aktuelleren Quellen des BTO 2030-Projektes [BTO 2011] sowie den „Regionalen
Flächenkonzepten der hafenaffinen Wirtschaft“ in MV [EM 2012] entnommen und in einen
Entwicklungskorridor der zu erwartenden Güterumschlagmengen bzw. ausdifferenzierten
Seegüterverkehre bis 2030 übertragen. Für die Kreuzfahrtverkehre wurde die durchschnittliche
Entwicklung des Passagieraufkommens der vergangenen Jahre fortgeschrieben sowie alternativ
ein moderateres Wachstum der Passagierzahlen angenommen. Die Berücksichtigung steigender
Gütermengen im Seetransport erfolgt als Modellannahme durch ein proportionales
Mehraufkommen im Seeverkehr. Skaleneffekte, der effizientere Einsatz des Schiffstreibstoffes LNG,
beispielsweise hervorgerufen durch die Erhöhung des Maschinenwirkungsgrades bzw. die
Reduzierung des spezifischen Verbrauchs, sowie der Einsatz größerer, wirtschaftlicherer Seeschiffe
bleiben in dieser Potenzialabschätzung, bedingt durch den begrenzten quantitativen
Untersuchungsumfang, unberücksichtigt.
Aufgrund der hohen Unsicherheit in der Prognose der Passagieraufkommensentwicklung in den
nächsten Jahren, bleiben Kreuzfahrtverkehre im Hafen Wismar, wider aktueller Planungen einer
Geschäftsfeldetablierung unberücksichtigt. Ausgehend von Gesprächen mit einer Fachwerft wird
ebenso für die Flusskreuzfahrtverkehre im Hafen Stralsund kein LNG-Nachfragepotenzial
unterstellt. Mittelfristig ist hier die Einführung eines LNG-Antriebs für die den Hafen anlaufenden
Schiffsgrößen nicht zu erwarten, da Raumverluste für LNG-Tank- und Antriebsinstallationen und
der damit einhergehende Verlust an Passagierkapazität den wirtschaftlichen Betrieb der
Flusskreuzfahrtverkehre gefährden.
Altersstruktur der Flotte und Fahrtgebietsregionen
Schiffsnutzungsdauererhebungen der IMO [IMO 2007] zeigen, dass das Durchschnittsalter der
verschrotteten bzw. recycelten Schiffe in den für die Seehäfen in MV relevanten Verkehrsarten in
den vergangenen Jahren auf über 30 Jahre angestiegen ist (siehe Abbildung 7). Insbesondere
Passagierschiffe aus dem RoPax- und Kreuzfahrtbereich weisen zum Zeitpunkt des Recyclings ein
19
Durchschnittsalter von fast 38 Jahren auf. Das Recyclingalter aller weiteren für die Seehäfen in MV
relevanten Schiffstypen ist seit dem Jahr 2000 von durchschnittlich ca. 27 Jahren bis 2006 auf ca.
30 Jahre im Falle von Flüssiggutschiffen, auf ca. 32 Jahre im Falle von Massengutschiffen und auf
fast 34 Jahren für RoRo- und Stückgutschiffe angestiegen
Durchschnittliches Schiffsalter [Jahre]
40
38
36
34
32
30
28
26
24
1996 1997 1998 1999 2000
RoPax und Kreuzfahrt
Abbildung 5:
2001 2002 2003 2004 2005 2006
Flüssiggut
RoRo und Stückgut
Massengut
Durchschnittsalter der Schiffe zum Recyclingzeitpunkt nach Typ [Vgl. IMO 2007]
Abbildung 6 veranschaulicht die Altersstruktur der in der Ostsee verkehrenden Schiffe aus dem
Jahre 2006, erhoben im Zusammenhang mit dem HELCOM-Projekt „ShipNOEm“ [ShipNOEm 2007]
und durch DNV in der Studie „Greener Shipping in the Baltic Sea“ [DNV 2010] zitiert. Es ist
ersichtlich, dass bereits 2006 mehr als die Hälfte aller verkehrenden Schiffe älter als 20 Jahre war
und fast ein Viertel der Schiffe sogar 30 Jahre und älter. Dieser Umstand deutet auf ein hohes
Durchschnittsalter der Flotte im Ostseeraum hin, weshalb die in der DMA-Studie dargestellte
Altersstruktur für alle SECAs, mit einem Medianalter von neun bis zehn Jahren [Vgl. DMA 2012],
einen weniger repräsentativen Ansatz zur Beschreibung der abgefertigten Schiffsverkehre in den
Seehäfen in MV bietet.
20
> 40
30 - 40
20 - 30
10 - 20
< 10
0%
5%
10 %
15 %
20 %
25 %
30 %
Relative Häufigkeit [%]
Abbildung 6:
Altersstruktur der Schiffe im Ostseeraum im Jahr 2006 [Vgl. ShipNOEm 2007]
Die aus den Schiffanlaufstatistiken und aktuellen Fahrplänen der vier Seehäfen gewonnenen und
um die Altersstruktur der Schiffsflotte ergänzten Datensätze konnten in eine Verteilungsfunktion
der die Seehäfen in MV anlaufenden Schiffe übertragen werden (siehe Abbildung 7). Die daraus
gewonnene Altersklassenverteilung liefert das reale Flottendurchschnittsalter sowie
Anhaltspunkte dazu, wie viele Altersklassen benötigt werden, um den Lebenszyklus der Schiffe
hinreichend genau abbilden zu können. Die Kenntnis der aktuellen Lebenszyklusphase eines
Schiffes ist in einem nächsten Schritt für die Beurteilung der Wahrscheinlichkeit einer Umstellung
auf bzw. die Einführung von LNG als Schiffstreibstoff und damit der Generierung einer neuen
Nachfrage von entscheidender Bedeutung. Üblicherweise ist davon auszugehen, dass Schiffe nur
während spezifischer Zeitfenster umgebaut bzw. ersetzt werden, um zusätzliche, wirtschaftlich
nicht tragbare Kosten zu vermeiden.
Die für die vier Seehäfen in MV erhobene Altersstruktur lässt sich am ehesten durch eine links
steile, rechts schiefe Funktion beschreiben (starke Korrelation mit r = 0,94), bei der allgemein
Mittelwert > Median > Modus und im konkreten Fall 18 Jahre > 15 Jahre > 14 Jahre gilt. Es lässt sich
erkennen, dass ca. 30 % aller abgefertigten Schiffe 25 Jahre oder älter ist. Diesem Umstand
geschuldet, wird das Altersklassenmodell aus der DMA-Studie um die Klasse der 25 bis 29 Jahre
alten Schiffe erweitert, da für den vorliegenden Fall Lebenszyklen von mehr als 25 Jahren in
erhöhter Häufigkeit auftreten. Schiffe mit einem Alter von mehr als 30 Jahren werden in diesem
Modell durch Neubauten ersetzt oder einer vollständigen Sanierung unterzogen, um anschließend
einer zweiten Nutzungsperiode von 30 Jahren zugeführt zu werden.
21
Relative Häufigkeit [%]
25 %
20 %
15 %
10 %
5%
0%
0-4
5-9
10 - 14 15 - 19 20 - 24 25 - 29 30 - 34 35 - 39
>= 40
2013 in den Seehäfen in MV abgefertigte Schiffe
Idealtypische Funktion mit positiver Schiefe (Mittelwert > Median > Modus)
Abbildung 7:
Altersstruktur der in den Seehäfen in MV abgefertigten Schiffe [Eigene Darstellung]
Neben dem Alter bzw. der spezifischen Lebenszyklusphase der die Seehäfen in MV anlaufenden
Schiffe ist das Fahrtgebiet derselben einer der grundlegenden Einflussfaktoren auf die
Wahrscheinlichkeit für die Nutzung von LNG als Schiffstreibstoff. In Anlehnung an die DMA-Studie
sind hierzu drei Fahrtgebietskategorien definiert worden, denen in Abhängigkeit zum
Schiffslebenszyklus spezifische Wahrscheinlichkeiten für die Nutzung von LNG als Schiffstreibstoff
unterstellt wurden. Den weiter unten im Rahmen einer LNG-Umrüstung näher erläuterten
Fahrtgebietskategorien 100 %, 50 – 99 % und 1 – 49 % SECA-Aufenthalt wiederum wurden
Fahrtgebietsregionen aller die Seehäfen in MV betreffenden Schiffsbewegungen zugeordnet (siehe
Abbildung 8). Routen, sowie Hafenliege- und Fahrtzeiten der RoRo-, RoPax- und
Kreuzfahrtverkehre wurden den jeweiligen Fahrplänen und im Jahr 2013 avisierten Hafenanläufen
entnommen. Sowohl für Tank- als auch Stück- und Massengutschiffsverkehre sind diesbezügliche
Informationen den Hafenanlaufstatistiken der Seehäfen entnommen, bei Schiffsdatenbanken
abgefragt sowie bei Bedarf durch realitätsnahe Modelannahmen generiert worden. Grundsätzlich
wurde zur Errechnung des LNG-Nachfragepotenzials die einfache Entfernung zwischen den vier
Seehäfen in MV und den jeweiligen Fahrtgebietsregionen und eine einmalige Hafenliegezeit
berücksichtigt. Im Falle von Kurzstreckenverkehren regelmäßiger RoRo- und RoPax-Verkehre mit
weniger als zehn Stunden Fahrtzeit in eine Richtung wurde auf eine vollständige Rundreise
abgestellt.
22
Oulu
St. Petersburg
Stavanger
Helsinki
Oslo
Stockholm
Turku
Tallinn
Göteborg
Ventspils
Kopenhagen
Liverpool
Trelleborg
Gedser
Klaipeda
Hull
Lübeck
Gdynia
Rotterdam
Antwerpen
Abbildung 8:
Untersuchte exemplarische Fahrtgebietsregionen der Seehäfen in MV [Eigene Darstellung]
Das Schiffsalter und damit eine im Rahmen der Schiffslebenszyklen ableitbaren spezifischen
Affinität zur Umrüstung des Schiffsantriebes bildet im Weiteren den Anknüpfungspunkt zur
Bewertung der Wahrscheinlichkeit in der Nutzung von LNG als Schiffstreibstoff. In diesem Modell
bildet LNG insbesondere für Schiffsneubauprojekte die dominierende Compliance-Strategie. Der
Abbildung 9 ist zu entnehmen, dass Schiffsneubauten, über alle drei SECA-Aufenthaltskategorien
die höchste Wahrscheinlichkeit für die Nutzung eines LNG-basierten Antriebes besitzen. Hierunter
fallen alle Schiffe, die als Neubau unmittelbar in Dienst gestellt wurden sowie sich aus der
Modellannahme zum Schiffsersatzzeitpunkt nach 30 Jahren ableiten lassen. Vereinfachend wird in
dieser Untersuchung auf einen gleichwertigen Ersatz der Schiffe, mit identischen Kapazitäten und
Motoreigenschaften abgestellt.
Die Wahrscheinlichkeit sinkt stark für die Schiffe der Altersklassen 1 – 4 sowie 5 – 9 Jahre. Dies
ergibt sich aus der Annahme, dass bei bereits gebauten Schiffen in den fünf Jahren bis zur ersten
und denen bis zur zweiten Klasse-Dockung aus wirtschaftlichen Gründen keine größeren
antriebsspezifischen Umbauten erfolgen werden. Es wird unterstellt, dass die strategische
Entscheidung für eine mögliche Nutzung von LNG als Schiffstreibstoff bereits zum Zeitpunkt des
23
100 %
80 %
60 %
40 %
20 %
>=
30
(N
eu
ba
u)
9
-2
25
-2
20
15
4
9
-1
4
-1
10
-9
5
-4
1¹
(N
eu
ba
u)
0%
0
Potenzial der "Compliance"-Strategie LNG [%]
Neubaus vorausschauend berücksichtigt worden wäre. Die Wahrscheinlichkeit für einschneidende
Konversionen, wie die Umrüstung auf einen LNG-Antrieb, steigt wiederum leicht zum Zeitpunkt
der zweiten Klasse-Dockung nach 10 Jahren sowie für die Altersklasse 15 – 19 Jahre. Anschließend
sinkt die Wahrscheinlichkeit einer Umrüstung erneut, da die Compliance-Strategie LNG bereits zum
Zeitpunkt der zweiten Klasse-Dockung berücksichtigt worden wäre und die verbleibende
Amortisationszeit bis zum Ersatzzeitpunkt sinkt.
Fahrtgebiet 100 % SECA je Jahr
Fahrtgebiet 1 - 49 % SECA je Jahr
Abbildung 9:
Fahrtgebiet 50 - 99 % SECA je Jahr
¹ Abgewandeltes Klassenmodell
Potenzial der Compliance-Strategie LNG nach Schiffsaltersklassen [Eigene Darstellung]
Wie bereits zuvor skizziert, unterliegt die Wahrscheinlichkeit einer Umstellung auf LNG als
Schiffstreibstoff und damit die Nichtanwendung weiterer Compliance-Strategien in besonderem
Maße dem durchschnittlichen schiffsspezifischen Fahrtanteil in den SECAs. So ist die Motivation zur
Investition in eine relativ teure anlagentechnische Compliance-Lösung wie den LNG-Antrieb oder
Abgaswäscher für Schiffe mit einem SECA-Aufenthaltsanteil von 100 %, wie beispielsweise RoRound RoPax-Verkehre mit festen Linien in der Ostsee, entsprechend größer als z.B. für ein
Massengutschiff, dass im Hafen Rostock nur wenige Male pro Jahr Kohle umschlägt und die
restliche Zeit fast ausschließlich außerhalb der SECAs operiert. Hier bleiben Schiffstreibstoffe mit
höherem Schwefelgehalt längerfristig zulässig und für die kurzen Aufenthaltszeiten in SECAs
werden weniger investitionsintensive Compliance-Strategien, wie z.B. der Einsatz von MGO,
gewählt.
Damit spiegelt das errechnete Potenzial für den LNG-Bunkerbedarf die Situation wider, dass
sämtliche Compliance-Investitionsentscheidungen im Rahmen eines Neubaus zugunsten eines
LNG-Antriebs und nicht einer alternativen Compliance-Option ausfallen. Dieser Ansatz hat den
realen Hintergrund, dass nach Erwartung etlicher Experten die Masse der Reeder später den
erfolgreichen Erstanwendern, unter Bildung eines sogenannten „Mainstreams“ folgen und sich der
Markt der Compliance-Optionen aus Scrubber, LNG oder MGO nicht gleichmäßig verteilen wird.
24
Ebenso erscheint es jedoch auch möglich, dass LNG nicht die einzige erfolgreiche ComplianceStrategie sein wird.
LNG-Nachfragepotenzialabschätzung
Aus den oben geschilderten Prämissen, dem unterstellten LNG-spezifischen Treibstoffverbrauch
von 160 kg/MWh sowie der Nichtberücksichtigung möglicher LNG-Hinterlandbedarfe wurde in
folgenden Szenarien jeweils ein maximales Nachfragepotenzial für LNG als Schiffstreibstoff in den
vier Seehäfen in MV abgeschätzt. Neben den Annahmen zum Güterumschlag- bzw.
Seeverkehrswachstum in den betrachteten Häfen, mit Entwicklungen auf niedrigem und hohem
Niveau, wurde ebenfalls eine Sensitivitätsbetrachtung durchgeführt. Diese bezieht sich auf die
Investitions- und Umrüstungswahrscheinlichkeit bezüglich eines LNG-Antriebs für die
Schiffsaltersklassen mit 10 bis 14 Jahren sowie 15 bis 19 Jahren.





Szenario 1: 15 % Umrüstwahrscheinlichkeit + niedriges Verkehrswachstum
Szenario 2: 25 % Umrüstwahrscheinlichkeit + niedriges Verkehrswachstum
Szenario 3: 25 % Umrüstwahrscheinlichkeit + mittleres Verkehrswachstum
Szenario 4: 25 % Umrüstwahrscheinlichkeit + hohes Verkehrswachstum
Szenario 5: 35 % Umrüstwahrscheinlichkeit + hohes Verkehrswachstum
Hieraus ergeben sich die in Tabelle 3 dargestellten maximalen LNG-Nachfragepotenziale.
Hafen
Rostock
Sassnitz
Stralsund
Wismar
Summe
Tabelle 3:
LNG-Nachfragepotenzial [Tsd. t]
2015
2020
2025
2030
79 - 99
120 - 163
149 - 225
23 - 26
52 - 65
60 - 77
1-2
1-2
2-3
4-5
5-6
6-7
107 - 130
179 - 235
217 - 312
Maximales LNG-Nachfragepotenzial in den Seehäfen in MV [Eigene Darstellung]
221 - 394
66 - 97
3-4
7 - 10
297 - 505
Der sich aus der Berechnung ergebende Graph ist in Abbildung 10 abgetragen. Insgesamt steigert
sich das maximale LNG-Nachfragepotenzial in den Seehäfen in MV bis zum Jahr 2030 auf bis zu
0,50 Mio. t LNG jährlich. Tabelle 3 zeigt deutlich, dass die größte potenzielle Nachfrage vom Hafen
Rostock ausgeht. Bis 2030 wird hier etwa drei Viertel der gesamten LNG-Bunkernachfrage verortet,
gefolgt vom Hafen Sassnitz mit einem Anteil zwischen 20 und 25 %. Deutlich geringere Mengen
werden potenziell in den Häfen Wismar und Stralsund nachgefragt. Als Erklärung kann an dieser
Stelle die Verteilung der unterschiedlichen Verkehrsarten herangezogen werden. Während in den
Häfen Rostock und Sassnitz regelmäßige, vollständig SECA-interne RoRo- und RoPax-Verkehre den
größte LNG-Nachfrage generieren, spielt für die umschlagschwächeren Häfen Wismar und
Stralsund insbesondere die Trampschifffahrt mit einem geringeren Seeverkehrsaufkommen und
kürzeren SECA-Aufenthaltsdauern eine größere Rolle. Bedingt durch die getroffene Annahme zur
25
besitzen diese Verkehre ein geringeres LNG-Nachfragepotenzial als Verkehre mit 100 % SECAAufenthalt.
600
[Tsd. t]
500
400
300
200
100
2015
2020
Szenario 1 (unterer Rand) und Szenario 5 (oberer Rand)
2025
Szenario 2 und Szenario 4
2030
Szenario 3
Abbildung 10: Maximales LNG-Nachfragepotenzial in den Seehäfen in MV [Eigene Darstellung]
CO2-Einsparungspotenzial
Aufbauend auf den Erkenntnissen zum abgeschätzten LNG-Nachfragepotenzial in den Seehäfen in
MV, sind die Ergebnisse in Form der dargestellten Szenarien ebenfalls in ein Potenzial bei der
Einsparung von Schiffsemissionen, im speziellen Fall CO2 überführbar. An dieser Stelle soll ein
Vergleich der CO2-Emissionen gegenüber dem Schiffstreibstoff HFO gezogen werden, da LNG,
unter Beachtung der ab 2015 in den SECAs geltenden Emissionsgrenzwerte für Schwefel, ein
Substitut für die Compliance-Option HFO in Kombination mit einem Scrubber darstellt. Tabelle 4
illustriert die den unterschiedlichen Compliance-Schiffstreibstoffen zurechenbaren CO2-Emissionen
je verbrauchter t Treibstoff. Es ist ersichtlich, dass LNG den geringsten Wert für CO2-Emissionen
ausweist. Dieser ist gegenüber HFO um ca. 12 % sowie den Compliance-Optionen MDO und MGO
um ca. 14 % niedriger. Nach Angaben von DNV kann die CO2-Einsparung je t Schiffstreibstoff von
LNG gegenüber HFO bis zu 18 % betragen [Vgl. DNV 2012b].
26
Treibstoffart
Kohlenstoffgehalt [%]
CO2-Emissionen je t Schiffstreibstoff [t]
MDO / MGO
0,875
3,20600
LFO
0,860
3,15104
HFO
0,850
3,11440
LPG (Propan)
0,819
3,00000
LPG (Butan)
0,827
3,03000
LNG
0,750
2,75000
Tabelle 4:
Schiffstreibstoffspezifische CO2-Emissionen [Vgl. IMO 2009a]
Die CO2-Reduzierung wurde aus folgenden Prämissen abgeschätzt:


Das ermittelte LNG-Potenzial ersetzt die seinem Heizwert äquivalente Menge an HFO (etwa
0,8 t LNG entsprechen 1 t HFO)
CO2-Gehalte nach Tabelle 4
Unter Anwendung der beschriebenen Prämissen könnten im Jahr 2015 auf den zugrunde gelegten
Routen und Fahrtgebieten, die Seehäfen in MV betreffend, zwischen 122 und 149 Tsd. t. CO2 durch
den Einsatz von LNG eingespart werden. Dieses Potenzial steigert sich bis zum Jahr 2030 auf bis zu
0,58 Mio. t CO2 pro Jahr (siehe Abbildung 11).
600
[Tsd. t]
500
400
300
200
100
2015
2020
Szenario 1 (unterer Rand) und Szenario 5 (oberer Rand)
2025
Szenario 2 und Szenario 4
2030
Szenario 3
Abbildung 11: CO2-Einsparungspotenzial [Eigene Darstellung]
Die genannten Mengen zur Emissionseinsparung beruhen auf der zuvor durchgeführten
Berechnung des LNG-Nachfragepotenzials und stellen wie diese auf vereinfachte Annahmen der
Realität ab. Die berechneten Werte zeigen damit lediglich ein maximal mögliches CO2Einsparungspotenzial. Für die Darstellung konkreter routen- oder schiffspezifischer
Emissionseinsparungsmöglichkeiten sind weiterführende Berechnungen notwendig, die ebenso
das jeweilige Schiffsalter und die Leistung der Schiffsmaschinen sowie deren Auslastung
berücksichtigen, da das Einsparungspotenzial mit den genannten Eigenschaften schwankt.
27
Ein möglicher Methanschlupf (Austritt von unverbranntem CH4 in die Atmosphäre, z.B. durch
unvollständige Verbrennung) bei der Nutzung von LNG als Schiffstreibstoff sowie dessen
Treibhausgaswirkung bleibt hier unberücksichtigt, da die für eine Quantifizierung notwendige
Differenzierung
der
unterschiedlichen
Motorentypen
im
Rahmen
der
LNGNachfragepotenzialabschätzung nicht erfolgte.
Im Allgemeinen besitzt CH4 jedoch eine 20- bis 25-mal höhere Treibhausgaswirkung als CO2 und
oxidiert in der Atmosphäre erst nach längerer Zeit zu CO2 und H2O, weshalb das Entweichen von
Methan in die Atmosphäre aus Klimaschutzgründen zu verhindern ist. Insbesondere bei LNGBunkervorgängen ist dies bereits durch die aus Sicherheitsgründen ohnehin hochwertigen
Leitungen und Verbindungen gewährleistet. Weiterhin unterliegen gegenüber reinen Gasmotoren
lediglich dual-fuel-Motoren dem Problem des Methanschlupfes [THB 2012]. Dieser bewegt sich
nach Angaben der Motorenhersteller Rolls-Royce und Wärtsilä bei aktuellen Projekten jedoch auch
nur noch im niedrigen einstelligen g/kWh-Bereich [Rolls-Royce 2011; Wärtsilä 2012]. Alle
Schiffsmotorenhersteller arbeiten zudem mit Hochdruck an der Schließung der skizzierten kleinen
CH4-Emissionsquellen, unter anderem durch Verbesserung des Verbrennungsvorgangs oder auch
den Einsatz von Oxidationskatalysatoren
Qualitative Bewertung des ermittelten LNG-Nachfragepotenzials
Es sei an dieser Stelle noch einmal explizit darauf hingewiesen, dass die genannten Zahlen lediglich
ein maximales Potenzial des Schiffstreibstoffs LNG in den Seehäfen in MV beschreiben, LNGNachfragepotenziale im Hinterland unberücksichtigt bleiben und dass es sich dabei nicht um eine
sichere Bedarfsprognose handelt. Die ermittelten Größenordnungen sollen helfen, den Rahmen für
weitere Überlegungen, vorwiegend hinsichtlich geeigneter Bunkerkonzepte und des maximalen
Tanklagerbedarfes zu unterstützen. Die nachfolgenden, nicht zuletzt in Interviews mit Reedereien
gesammelten qualitativen Argumente, untermauern die beschriebene Prognoseunsicherheit und
lassen eine deutlich geringere LNG-Nachfrage erwarten.
Zum einen ist langfristig nicht auszuschließen, dass sich die weiteren Compliance-Option, wie z.B.
die der Abgasreinigung / Scrubber, unter Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen konkurrenzfähig
betreiben lassen und gegenüber dem LNG-Antrieb durchsetzen können. Zum anderen ist denkbar,
dass sich andersgeartete, bisher nur von einzelnen Marktteilnehmern verfolgte ComplianceLösungsansätze, wie beispielsweise der durch Stena Line erwogene Einsatz des Schiffstreibstoffes
Methanol sowie der durch Scandlines für Kurzstreckenverkehre derzeit diskutierte Einsatz eines
Elektroantriebes mit Brennstoffzellen, am Markt etablieren.
Ebenso zeigen die in Interviews aufgenommenen Aussagen der Reederei Finnlines, dass die
übergeordneten Eigentümerstrategien die Wahrscheinlichkeit für den Einsatz eines LNG-Antriebs
in der Schifffahrt beeinflussen. Der Finnlines durch die Zugehörigkeit zur Grimaldi-Gruppe
auferlegte Grundsatz eines routenflexiblen Einsatzes der Schiffe in weiteren Fahrtgebieten,
vorrangig außerhalb der SECAs, lässt die Wahrscheinlichkeit für den Einsatz investitionsintensiver
LNG-Antriebe sinken. Im Rahmen der durchgeführten Potenzialabschätzung sind die zugehörigen
RoRo-Verkehre jedoch vollständig mit einem SECA-Aufenthalt von 100 % berücksichtigt worden.
28
Weiterhin zeigt der in der Potenzialabschätzung im Zusammenhang mit der
Schiffslebenszyklusbetrachtung
gewählte
Ansatz
Sensitivitätsbetrachtungen
für
die
Schiffsaltersklassen 10 – 14 sowie 15 - 19 Jahre durchzuführen, dass insbesondere die
Wahrscheinlichkeit für eine Umstellung bzw. Umrüstung auf einen LNG-Antrieb in diesen
Lebenszyklusphasen mit starker Unsicherheit behaftet ist. In Interviews mit verschiedenen
Marktteilnehmern ist diese Investitionsunsicherheit mehrfach betont worden.
Das vereinfachte Modell zur Abschätzung des LNG-Nachfragepotenzials berücksichtigt ebenfalls
die Nutzung von LNG-Antrieben für Kreuzfahrtverkehre innerhalb der Ostsee. Ein Interview mit
AIDA Cruises, als größter Marktteilnehmer im Hafen Rostock und Tochtergesellschaft von Costa
Crociere sowie mit Zugehörigkeit zur weltweit agierenden Carnival Corporation, zeigt jedoch, dass
der Einsatz von LNG als Schiffstreibstoff derzeit nicht favorisiert wird und aktuell andere
Compliance-Strategien intern bewertet werden. Die Kreuzfahrtverkehre der betrachteten Seehäfen
in MV sind im Rahmen ihrer SECA-Aufenthaltsdauer pro Jahr wie beschrieben berücksichtigt
worden, jedoch konnte eine übergeordnete strategische Entscheidung für oder gegen den LNGAntrieb nicht berücksichtigt werden. Zudem steht für AIDA Cruises die Gewährleistung einer
emissionsneutralen internen und externen Stromerzeugung während der Hafenliegezeiten, z.B.
durch eine LNG-Hybrid-Barge, im Vordergrund.
Ein weiterer, das LNG-Nachfragepotenzial in den Seehäfen in MV beeinflussender Faktor ist im
tatsächlichen Bunkerverhalten während der Hafenliegezeiten zu suchen. Es ist nicht
auszuschließen, dass sich die auf den Schiffsrouten befindlichen Bunkerstandorte, auch außerhalb
von MV in der LNG-Bebunkerung nachhaltig durchsetzten. So ist es insbesondere im Falle des
Hafens Sassnitz gängige Praxis, dass die hier verkehrenden RoRo-Schiffe Schiffstreibstoffe lediglich
in den Destinationen im Baltikum und Russland bunkern und im Hafen Sassnitz keine Nachfrage
generieren. Im erstellten Nachfragemodell konnte ein derartiges Szenario aufgrund der großen
Unsicherheit in Bunkerortvorhersage nicht berücksichtigt werden und allen durch das Modell
beschriebenen Verkehren ist ein entsprechendes LNG-Potenzial im Hafen Sassnitz zugeordnet
worden.
Die im Rahmen dieser Untersuchung mehrfach zitierte DMA-Studie erläutert und quantifiziert die
Vor- und Nachteile der den Compliance-Optionen innewohnenden Investitions- und
Betriebskostenmodelle anhand verschiedener für die Ostsee signifikanter Schiffstypen. Dabei wird
deutlich herausgearbeitet, dass jede der drei betrachteten Compliance-Optionen per se keine
wirtschaftlichen Vorteile, sondern vielmehr wirtschaftliche Belastungen für die Reeder zur Folge
hat, entweder in Form von notwendigen Investitionen, in Abhängigkeit von Schiffsgröße und
Technik zwischen 2 - 6 Mio. €, oder um ca. 60 bis 120 % höhere Bunkerkosten.
Daraus wird bereits deutlich, dass es keinen ökonomisch deutlich überlegenen „Königsweg“ für die
Erfüllung der SECA-Vorschriften gibt und dass die Compliance in der SECA auch ohne Investitionen,
als „wait and see“-Strategie unter Hinnahme höherer Treibstoffkosten, möglich ist. Dies ist
insbesondere in Zeiten wirtschaftlicher Unsicherheit und auf Routen, die nur teilweise in den SECAs
verlaufen, eine sehr wahrscheinliche Entscheidung.
Es wird in der DMA-Studie weiterhin auf auch andere, für die Wirtschaftlichkeit wichtige Faktoren
hingewiesen, die für die individuelle Compliance-Strategie der Reedereien (also auch die Neigung,
29
künftig auf LNG Antrieb zu setzen) maßgebend sein können, und damit die Nachfrageentwicklung
nach LNG Bunker Fuel beeinflussen werden. So müssen z.B. logistische Aspekte wie flexible
Treibstoff-Verfügbarkeit in den angelaufenen Häfen sowie Bunkerzeiten ebenso berücksichtigt
werden, wie die für die fraglichen Schiffstypen und –größen zu erwartenden Änderungen durch
bauliche Maßnahmen (z.B. Verringerung der Tragfähigkeit durch schwerere Anlagen, Einbuße an
Transportraum durch größere / ungünstigere Treibstofftanks) und eventuelle Mehrkosten durch
zusätzliches / höher qualifiziertes Personal.
Es kann also zusammenfassend festgestellt werden, dass die Entscheidungsbasis für die einzelne
Reederei noch komplexer ist, als in der DMA-Studie schon beschrieben und dass daher die
individuellen Entscheidungen sehr unterschiedlich ausfallen dürften. Die Prognose der
Bedarfsentwicklung in der DMA-Studie dürfte daher eher optimistisch sein, sowohl was die
Zeitachse betrifft (wahrscheinlich mehr „wait and see“-Entscheidungen) als vor allem auch
hinsichtlich der Neigung zu Umrüstungen auf LNG-Antrieb.
3.3.
Angebotsentwicklung
Trotz der in Abschnitt 3.1 beschriebenen erheblichen Unsicherheiten bei der Prognose der
künftigen Bedarfsentwicklung sind bereits mehrere LNG Lieferanten im erweiterten Ostseeraum
aktiv geworden, so dass sich bis 2015 ein gewisses LNG Bunkerangebot entwickeln wird. Mit den
Firmen Gasnor-Shell (Projekte in Brunsbüttel und Hirtshals), AGA-Linde (Nynaeshamn / Stockholm)
und Bomin-Linde (konkrete Pläne u.a. für Hamburg, Bremen und evtl. Interesse in Rostock), wurde
im Rahmen dieser Studie gesprochen. Alle drei genannten Firmen investieren auf Basis einer
strategischen Entscheidung und eigenes Risiko dutzende von Millionen Euro in
Bunkereinrichtungen und Lager (Größenordnung pro Tonne Lagerkapazität nach DMA-Studie ca.
100 (groß) bis 250 (klein)€). Gleiches gilt für Gasum Oy (Finnland) in Turku sowie auch für Vopak
(Niederlande) und Swedegas, die das für unterschiedliche Lieferanten offene LNG Terminal in
Göteborg bauen und betreiben werden. Allerdings war in Nynaeshamn, Göteborg und wohl auch
in Turku der erhebliche industrielle Bedarf im Hinterland für die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung der
Investoren der entscheidende Faktor. Die DMA-Studie, die in Kapitel 7 die Kosten und
Wirtschaftlichkeit beispielhaft für drei Terminalgrößen untersucht, kommt ebenfalls zu dem
Ergebnis, dass für kleine (~ 1.500 m³ Lagerkapazität) bis mittlere (~ 20.000 m³ Lagerkapazität)
Terminals mit relativ niedriger Nutzungsfrequenz durch einen signifikanten LNG-Bedarf im
Hinterland die Wirtschaftlichkeit entscheidend verbessert wird.
Weitere potenzielle LNG-Bunkerlieferanten könnten Gazprom (Russland), und Polskie LNG S.A.
(Polen) werden, die über eigene LNG Quellen bzw. LNG Terminals in der Ostsee verfügen werden
und verschiedentlich Interesse geäußert haben, ohne dass konkrete Pläne bekannt sind.
Die erste Bunkermöglichkeit im Ostseeraum ist im April 2013 im Hafen von Stockholm in Betrieb
genommen worden. Mittels des Bunkerbootes „Seagas“, einer umgebauten Binnen-Autofähre,
wird sechs Mal pro Woche das Fährschiff MS Viking Grace mit LNG versorgt (siehe Abbildung 12).
30
Abbildung 12: Sip to Ship-Bebunkerung der MS Viking Grace in Stockholm [Karl Gabor, Stockholm 2013]
Der Jahresbedarf dieses Schiffes liegt bei ca. 22.000 t LNG. Das LNG wird momentan mit bis zu
15.000 m³ großen Feder-Tankern aus Norwegen an das ca. 60 km südlich von Stockholm liegende
und im Mai 2011 nach fünfjähriger Planungs- und Bauzeit eröffnete Importterminal Nynaeshamn
geliefert, das eine Lagerkapazität von 20.000 m³ (ca. 9.000 t) hat. Von dort aus wird LNG auch per
Tank-Lkw oder (rückvergast) via Pipeline an umliegende Industriebetriebe und das Stockholmer
Erdgasnetz abgegeben. Das LNG für die MS Viking Grace (ca. 60 t/Tag) wird augenblicklich noch
mit speziellen Tank-Lkw (Volumen 80 m³, d.h. zwei bis drei Fuhren pro Tag) über Land nach
Stockholm gebracht und dort in das zurzeit nur für Binnengewässer zugelassene Bunkerboot
umgefüllt. Der Bunkervorgang des Fährschiffes selbst dauert weniger als eine Stunde. In einem
Interview im Rahmen dieser Studie erklärte der LNG-Lieferant und Investor / Betreiber des
Terminals Nynaeshamn, dass man bei anziehender Nachfrage eventuell ein seegängiges
Bunkerboot bauen wolle, dass sich direkt in Nynaeshamn beladen könnte. Vom Terminal
Nynaeshamn aus sollen eventuell bei entsprechender Nachfrage auch umliegende kleinere
schwedische Häfen versorgt werden.
Der in zwischen von Shell gekaufte norwegische Gaslieferant Gasnor-Shell ist an zwei aktuellen
Projekten für LNG-Bunkerstationen in der erweiterten Ostseeregion beteiligt. Im dänischen
Hirtshals (am Nordende Jütlands, Skagerak) entsteht eine Bunkerstation unter anderem für die
neuen LNG-angetriebenen Fährschiffe Stavangerfjord (siehe Abbildung 13) und Bergensfjord der
Fjord Line, die im Juni bzw. September 2013 den Betrieb aufnehmen sollen.
31
Abbildung 13: MS Stavangerfjord am 11. Juli 2013 im Hafen Hirtshals [Fjord Line 2013]
In Brunsbüttel am nordseeseitigen Eingang des Nord-Ostsee-Kanals ist Gasnor-Shell an einem
Gemeinschaftsprojekt mit Brunsbüttel Port (Schramm Gruppe) beteiligt, bei dem noch 2014 eine
LNG Bunkerstation in Betrieb gehen soll. Zunächst wird LNG angeboten, das nach vorheriger
Bedarfsanmeldung per Tank-Lkw aus Zeebrügge (Belgien) geholt wird. In einer weiteren
Ausbaustufe wird ein Lager mit 5.000 m³ Kapazität gebaut werden.
Die für die künftige Lieferung von LNG als Schiffstreibstoff in Deutschland gegründete Firma
Bomin-Linde plant konkret Tanklager und Bunkerstationen in Bremen und Hamburg, sie hat auch
Interesse an einer LNG Bunkerversorgung in Rostock geäußert und dazu Vorgespräche geführt.
In Göteborg investieren Vopak (Niederlande) und Swedegas (Schweden) nach dem Zuschlag in
einer entsprechenden Ausschreibung ein LNG-Lager (Endausbaukapazität = 25.000 m³) mit
Verladeeinrichtungen für Bunkerboote, das Ende 2015 in Betrieb gehen soll. Swedegas ist der
Betreiber des schwedischen Erdgasnetzes. Die Versorgung der Industrie im Hinterland (zurzeit
Verbraucher von HFO) ist dabei einer der wesentlichen wirtschaftlichen Treiber. Das Terminal soll
bewusst offen für Anlieferungen unterschiedlicher Gas-Versorger gehalten werden, um eine
Monopolsituation (und die Konsequenzen für die Preisentwicklung) im Hafen von Göteborg zu
vermeiden. Vopak / Swedegas sind lediglich die Betreiber. (Quelle: Interview Technical Operations
Manager, Port of Göteborg, im Rahmen dieser Untersuchung, März 2013).
Der finnische Erdgasversorger Gasum Oy hat im Mai 2012 einen Letter of Intent für die Investition
(60 Mio. €) eines 30.000 m³ LNG Terminals im Hafen von Turku unterzeichnet, das 2015 in Betrieb
gehen soll und sowohl die umliegende Industrie an Land als wohl auch Schiffe mit LNG versorgen
soll.
In Świnoujście (Polen) ist momentan ein großes LNG-Importterminal mit einer Lagerkapazität von
ca. 300.000 m³ im Bau, dessen Inbetriebnahme sich wegen diverser (offenbar auch finanzieller)
Probleme wohl von 2014 auf 2015 verschieben wird. Es war verschiedentlich in Veröffentlichungen
32
davon die Rede, dass dieses Terminal neben der Hauptaufgabe der Sicherstellung der polnischen
Gasversorgung auch LNG als Schiffstreibstoff abgeben wolle (zum Beispiel auch an die
nahegelegenen deutschen Häfen). Eine Bestätigung für solche Absichten, die nicht ohne gewisse
zusätzliche Investitionen verwirklicht werden könnten, war vom künftigen Betreiber Polskie LNG
S.A. während der Bearbeitungszeit dieser Studie nicht zu erhalten.
Tallinn hat im Februar 2013 eine Machbarkeitsstudie für eine LNG Bunkereinrichtung in Auftrag
gegeben.
Bei Betrachtung der genannten Tanklagerprojekte ist daher nach Schätzung MvB euroconsult im
Jahr 2015 im Ostseeraum von einem tatsächlichen regional verteilten LNG Bunkerangebot in der
Größenordnung von 100.000 t (Jahresmenge) auszugehen. Sollte die Nachfrage entgegen den
momentanen Eindrücken stark steigen, werden die Anbieter das Angebot problemlos und
kurzfristig erhöhen können, z.B. durch häufigeren Umschlag der vorhandenen landseitigen
Lagerkapazität, Pufferlagerung auf Feeder-LNG Tankern bzw. Bunkerbooten und Direktlieferungen
von Import-Terminals per Tank-LKW. Mittelfristig kann möglicherweise von einer
Wettbewerbssituation an einzelnen Standorten ausgegangen werden. Ein Wettbewerb von LNG
Bunkerlieferanten könnte grundsätzlich sogar an einzelnen Standorten eintreten, sofern die Häfen
keine exklusiven Vereinbarungen mit LNG-Lieferanten abschließen bzw. die Bunkereinrichtungen
nicht von einem spezifischen Lieferanten für seinen alleinigen Gebrauch investiert werden. Als
Investoren für ein LNG-Terminal könnten auch Firmen auftreten, die mit anderen Beteiligten an der
Lieferkette verbunden sind. Wesentlicher Treiber für die Investition der ersten Terminals war oft der
industrielle Bedarf im Hinterland.
3.4.
Bewertung im Hinblick auf die Aufgabenstellung
Wie in den vergangenen Abschnitten erläutert, bestehen erhebliche quantitative und zeitliche
Unsicherheiten bei der Erstellung und Bewertung bezüglich der Bedarfsentwicklung für LNG als
Schiffstreibstoff, auch wenn die Treiber und Einflussfaktoren der weiteren Entwicklung recht gut
beschrieben werden können. Da das Investitionsrisiko für LNG-Bunkerstationen offenbar
ungeachtet der dargestellten Unsicherheiten von einigen privaten Anbietern übernommen wird
(siehe Beispiele in Abschnitt 3.3) und die Aufgabenstellung dieser Studie auf die Potenziale und die
sich daraus ergebenden Flächenbedarfe in den Seehäfen des Landes Mecklenburg-Vorpommern
zielt, lassen sich aus den vorliegenden Daten und Informationen durchaus einige wichtige
Schlussfolgerungen ableiten:
1. Die Bedarfe für LNG als Schiffstreibstoff in den Seehäfen Wismar und Stralsund werden
relativ klein (zusammen um die 5 % und später weniger bezogen auf das Gesamtpotenzial)
und nicht von hoher Frequenz sein, sodass nennenswerte LNG-Anlagen (ohne die
Einbeziehung von eventuellen LNG-Bedarfen für das jeweilige Hinterland) mittelfristig
nicht notwendig erscheinen.
2. Der überwiegende LNG-Bunkerbedarf im Lande dürfte in Rostock anfallen (mehr als 75 %),
überwiegend aus der RoRo/RoPax- (Fähr-) Schifffahrt, aber zunehmend auch aus dem
Bedarf von Kreuzfahrtschiffen für die Stromerzeugung während der Liegezeit. Dort
33
erscheint auch ein (nach den Kategorien der DMA-Studie) mittleres Tanklager und ggf. ein
LNG-Bunkerboot sinnvoll (auch zur gelegentlichen Versorgung von Wismar und Stralsund
sowie in Einzelfällen theoretisch auch Sassnitz).
3. In Sassnitz liegt der potenzielle Bedarf an LNG Bunker bei etwa einem Viertel des Rostocker
Wertes und kommt fast ausschließlich aus dem RoRo-Verkehr. Abhängig von der
tatsächlichen Bedarfsfrequenz könnte (trotz der Nähe zum künftigen Importterminal
Świnoujście) ein kleines Pufferlager sinnvoll sein.
4. Das in Świnoujście entstehende und künftig von Polskie LNG S.A. betriebene LNGImportterminal würde aufgrund seiner Nähe für die Versorgung von Bunkermöglichkeiten
in Sassnitz und Stralsund (letztlich aber auch für Rostock und Wismar) sicherlich deutliche
Logistikkostenvorteile bieten (sofern es tatsächlich LNG für Bunkerzwecke abgeben würde,
und dies zu wettbewerbsfähigen Preisen, was derzeit noch unklar ist).
34
4.
Ansätze für LNG-Bunkerstationen in MV
Die im Folgenden verwendeten Hafenpläne zur Darstellung der Lage möglicher ortsfester LNGBunkerstationen in den Hafengebieten sind für die Häfen Rostock, Sassnitz und Stralsund der
Broschüre des LHMV „Häfen in Mecklenburg-Vorpommern“ [LHMV 2011] entnommen worden. Der
Hafenplan für den Standort Wismar entstammt der Unternehmenshomepage [SHW 2013].
Die Bezeichnungen LNG-Bunkerstation und -Zwischenlager sollen im Folgenden synonym
verwendet werden, da LNG-Zwischenlager zur Aufnahme von geforderten Mindestliefermengen
mit geringem Zusatzaufwand auch als Bunkerstation nutzbar sind.
4.1.
Ausgangslage der Seehäfen in MV
Hafen Rostock
Während in den Hafenstandorten Stralsund, Wismar und Sassnitz der Aufbau einer LNGVersorgungseinrichtung für Seeschiffe bisher keine große Rolle spielte, wurde die Möglichkeit, den
Hafen Rostock als LNG-Terminalstandort zu entwickeln, bereits im Jahr 2007 erstmalig in Form
einer Machbarkeitsuntersuchung behandelt [Vgl. DVZ 2007]. Eine Umsetzung des durch Vopak,
Gasunie und die Verbundnetz Gas AG mit einem Fassungsvermögen zwischen 150 und 360 Tsd. m3
projektierten LNG-Terminals erfolgte jedoch nicht [Vgl. Vopak 2009].
Der Gedanke der Errichtung einer LNG-Infrastruktur im Hafen Rostock in Form einer LNGBunkerstation wurde, im Zusammenhang mit der konkreten Benennung von LNGNachfragemengen durch die HERO im Jahre 2012, im Rahmen des CLEANSHIP-Projektes erneut
thematisiert. Unter der spezifischen Annahme, dass der Hauptabnehmer für den Treibstoff LNG in
RoRo- und RoPax-Verkehren zu sehen ist, wurden, wie in Abbildung 14 abgetragen,
unterschiedliche Szenarien für die Entwicklung der Nachfrage nach LNG im Hafen Rostock bis zum
Jahr 2025 im Hafen Rostock entwickelt. Der durch die Seeverkehrsentwicklung beeinflusste
Korridor der Nachfrageentwicklung zeigt für das Jahr 2015 einen Bedarf zwischen ca. 30 und
50 Tsd. t LNG auf, gefolgt von ca. 40 bis 70 Tsd. t p.a. bis 2020 und ca. 50 bis 140 Tsd. t p.a. bis 2025.
Die hohe Spannbreite des prognostizierten Bedarfs bestätigt die große Unsicherheit in der
Abschätzung zukünftiger Bedarfsmengen. Ergänzend wird darauf hingewiesen, dass in den
getroffenen Annahmen Kreuzfahrtschiffe LNG lediglich zur Stromerzeugung während der
Hafenliegezeit nutzen und keine Nachfrage für den Schiffsverkehr unterstellt wird, wenn dieser die
SECA verlässt [Vgl. CLEANSHIP 2012].
35
150
120
[Tsd. t]
90
60
30
0
2015
2020
2025
Abbildung 14: LNG-Nachfrageentwicklung im Hafen Rostock bis 2025 [Vgl. CLEANSHIP 2012]
Derzeit ist geplant, die LNG-Bunkerstation bis Anfang 2016 in Betrieb zu nehmen. Ein
Logistikkonzept zur Bebunkerung der Schiffe innerhalb des Hafens, ausgehend von der LNGBunkerstation, ist bisher nicht entwickelt worden. Die Versorgung der LNG-Bunkerstation soll nach
aktuellem Stand über LNG-Feeder von LNG-Importterminals aus Skandinavien und Russland
erfolgen [Vgl. NDR 2013]. Vorbehaltlich der laufenden Untersuchungen zu Größe,
Sicherheitsanforderungen, Betreiber und Lage der LNG-Bunkerstation innerhalb des Hafens, wird
durch die HERO ein möglicher Standort an Pier IV gesehen (siehe Abbildung 15).
Grundsätzlich kann die Verteilung des Schiffstreibstoffes LNG innerhalb des Hafens mit Tank-Lkw
und -Containern sowie bei steigendem Bedarf mit einem Bunkerboot erfolgen. Alle LP des Hafens
Rostocks, einschließlich derer im Fracht- und Fischereihafen, befinden sich im ISPS-Bereich. Somit
ist, bis auf die unmittelbare Umgebung der RoPax-Schiffe an Pier I, gesichert, dass nur ein
eingeschränkter Personenkreis Zutritt hat und damit als eventuelles Risiko beim Bebunkern der
Schiffe zu berücksichtigen ist.
36
Abbildung 15: Mögliche Lage einer LNG-Bunkerstation im Hafen Rostock [Eigene Darstellung]
Hafen Wismar
Aufgrund der erwarteten geringen Nachfragemengen ist die Errichtung einer ortsfesten LNGBunkerstation im Hafen Wismar aus heutiger Sicht unwahrscheinlich. Sollte sich zu einem späteren
Zeitpunkt ein Bedarf ergeben, so könnte jedoch eine Anlage im nördlichen Bereich des Hafens, im
Rahmen des 2. Bauabschnittes der Hafenerweiterung installiert werden (siehe Abbildung 16). Hier
sind ausreichend Flächen vorhanden und der Bereich bietet geeignete Abstände gegenüber zu
schützenden Bereichen.
Das Bunkern ist im Hafen Wismar derzeit nur im Handelshafen und am neuen Kreuzfahrtterminal
gestattet. Diese Bereiche befinden sich innerhalb des ISPS-Geländes. Für die Übergabe von LNG
aus Tank-Lkw oder -Containern ist dies vorteilhaft, da wie im Hafen Rostock nur ein
eingeschränkter Personenkreis zutrittsberechtigt ist.
37
Abbildung 16: Mögliche Lage einer LNG-Bunkerstation im Hafen Wismar [Eigene Darstellung]
Hafen Sassnitz
Das für den Hafen Sassnitz errechnete Nachfragepotenzial zeigt, dass anfänglich eine ortsfeste
LNG-Bunkerstation zur Absicherung des Schiffstreibstoffbedarfs als nicht sinnvoll einzustufen ist.
Die Bebunkerung sollte daher zunächst mit Tank-Lkw oder -Containern erfolgen. Bei einer
nachhaltig steigenden Nachfrage, mit punktuellen großen Bedarfsmengen, werden die
Möglichkeiten eines ausschließlich mobilen Bunkerkonzeptes jedoch bald überschritten. Es bietet
sich daher an, ein ortsfestes LNG-Zwischenlager zu errichten und von hier aus die Verteilung an die
einzelnen LP vorzunehmen.
Eine solche Anlage könnte auf der Mole in Höhe des LP für Schlepper (LP 12) und somit innerhalb
des ISPS-Bereichs errichtet werden. Wie zuvor für die Häfen Rostock und Wismar festgestellt wurde,
bietet diese Lage erhebliche Vorteile gegenüber einer Einordnung im öffentlichen Bereich. Zudem
besteht ein ausreichend großer Abstand zu den übrigen LP, insbesondere zu den Anlegern für die
RoRo-Schiffe. Die Situation im Hafen Sassnitz ist in Abbildung 17 dargestellt.
38
Abbildung 17: Mögliche Lage einer LNG-Bunkerstation im Hafen Sassnitz [Eigene Darstellung]
Hafen Stralsund
Aufgrund der geringen Nachfragemengen ist in Stralsund nicht damit zu rechnen, dass eine
ortsfeste LNG-Bunkerstation allein für den Schiffsbedarf errichtet wird. Wenn sich eine
Kombination mit anderen Absatzmöglichkeiten ergibt, könnte eine Einordnung jedoch im
Erweiterungsgebiet Frankenhafen erfolgen. Dies sollte bei der Planung der Hafenerweiterung in
diesem Bereich bereits Berücksichtigung finden (siehe Abbildung 18).
Eine Bebunkerung ist in Stralsund derzeit an allen LP möglich, sowohl in den abgeschlossenen
ISPS-Bereichen als auch an öffentlich zugänglichen LP. Für die abgeschlossenen Bereiche gelten
adäquat die Aussagen zu den anderen Häfen.
Öffentlich zugängliche LP befinden sich im Stadthafen an der Seestrasse (Weiße Flotte) sowie an
den LP 1 bis 9 an der Hafeninsel und damit inmitten Stadtgebietes mit der größten touristischen
Prägung. Für die Betankung von Schiffen mit LNG stellt dies ein Sicherheitsrisiko dar, welches sich
deutlich von dem in ISPS-Bereichen unterscheidet. Für Risikoanalysen sind daher andere
Ausgangswerte anzusetzen, welche wiederum zu größeren Sicherheitsabständen führen können.
Auch die Unwissenheit von Passanten kann zu Störungen im Ablauf führen, wenn diese sich durch
den unbekannten Stoff LNG gefährdet fühlen.
Aus diesen Gründen ist es ratsam, für den öffentlichen Bereich des Stralsunder Hafens eine
gesonderte Betrachtung anzustellen, um dem Hafenbetreiber eine rechtliche Absicherung bei der
Genehmigung von Bunkervorgängen zu gewährleisten.
39
Abbildung 18: Mögliche Lage einer LNG-Bunkerstation im Hafen Stralsund [Eigene Darstellung]
4.2.
LNG-Bunkerkonzepte in der Schifffahrt
LNG unterscheidet sich hinsichtlich seiner physikalischen und chemischen Eigenschaften von
herkömmlichen
Treibstoffen
und
erfordert
daher
besondere
Übergabeund
Sicherheitseinrichtungen für das Bebunkern von Schiffen. LNG wird wie Dieselöl drucklos
gebunkert und ist weder toxisch noch korrosiv. Der für die Handhabung gravierendste Unterschied
zu Bunkerölen ist die niedrige Verdampfungstemperatur, die für atmosphärischen Druck bei ca. 161°C liegt. Daher müssen bei der Treibstoffübergabe sowohl eine Erwärmung und die daraus
resultierende stärkere Verdampfung als auch der direkte Kontakt von tiefkalter („kryogener“) LNGFlüssigkeit zu Stahlstrukturen oder menschlichen Körperteilen unbedingt vermieden werden.
Tiefkaltes LNG verdampft nach Austritt aus einem geschlossenen System (z.B. durch Leckagen)
praktisch sofort. Der Dampf sinkt zunächst zu Boden und verflüchtigt sich dann sehr schnell
(Vermischung mit Luft). Eine Entzündung kann nur erfolgen, wenn das Gemisch aus Gas und Luft
innerhalb eines Mischungsverhältnisses mit Luftsauerstoff von ca. 5 – 15 % Vol.
(„Explosionsgrenzen“) mit einer Zündquelle zusammentrifft. Diese Grenzen werden allerdings bei
der Verflüchtigung sehr schnell passiert, so dass die Zeitspanne, in der akute Entzündungsgefahr
gegeben ist, relativ kurz ist [Vgl. Arnhold, T. 2006]. Kommt es in dieser kurzen Zeitspannung zu
einer Entzündung des Gas-Luftgemisches (durch Zusammentreffen mit einer Zündquelle), kann
Methan in offenen Bereichen normalerweise keinen schädlichen Überdruck aufbauen. Bereiche,
aus denen sich das Gas nicht schnell genug verflüchtigen kann (das können auch komplexe
Anlagen oder Schutzdächer im Freien sein) können allerdings explosionsgefährdet sein. Der
Flammpunkt, das heißt die niedrigste Temperatur, ab der sich über der Flüssigkeit ein zündfähiges
Dampf-Luft-Gemisch bilden kann, liegt für LNG bei oder etwas unter +55°C (im Vergleich:
herkömmliches Schweröl über +60°C, Otto-Treibstoff (Benzin) unter -20°C). Die Handhabung von
LNG ist seit dem Aufkommen der ersten Seetransporte in Spezialtankern in den 1970er Jahren
40
Stand der Technik und bei Benutzung geeigneter Gerätschaften sowie Beachtung der
einschlägigen Betriebshinweise sehr sicher. Einige Eigenschaften von LNG im Vergleich zu anderen
Treibstoffen sind in Tabelle 5 aufgelistet.
Treibstoffart
Dichte [t/m3]
Flammpunkt [°C]
Heizwert [MJ/kg]
Heizwert [MJ/m3]
Kerosin Jet A1
0,750 - 0,850 +28 - (60)
42,6 - 43,5
32,0 - 37,0
Benzin (Otto)
0,750 - 0,760 < -20
40,8 - 42,0
31,0 - 32,0
Methanol
0,795 +11
19,9
15,8
MGO (Diesel)
0,820 - 0,845 > +55
42,5
35,0 - 36,0
MDO (Diesel)
0,900 > +61
(41,0)
(37,0)
HFO (IFO 380)
0,990 +60
39,5
39,0
Bio-Diesel
0,860 - 0,900 +138
37,0
32,0 - 33,0
LNG (verflüssigt)
0,425 - 0,485 < +55
49,5
21,0 - 24,0
Tabelle 5:
Gegenüberstellung von Treibstoffen und ihrer Eigenschaften [Eigene Darstellung]
Für die Logistik interessant ist dabei auch die Tatsache, dass LNG im Vergleich zu Bunkerölen nur
ca. 60 % des Energieinhaltes (Heizwertes) pro Volumeneinheit hat. Daher müssen die Volumen von
LNG-Tanks entsprechend größer sein, um die gleiche Reichweite zu erzielen (an Bord) bzw. die
gleiche Energiemenge vorzuhalten (Lagertanks).
LNG-Schiffstreibstoff kann auf verschiedene Weise an Bord eines aufnehmenden Schiffes gebracht
werden. Abbildung 19 zeigt die dafür entwickelten Konzepte, die alle je nach den örtlichen
Gegebenheiten mehr oder weniger sinnvoll anwendbar sind.
41
Ship to Ship
LNG-Bunkerboot
LNG-betriebenes Schiff
LNG-Tank-Container
LNG-Tank-Lkw
LNG-Bunkertank
Tank onto Ship
Truck to Ship
Pier to Ship
Abbildung 19: Konzepte zur LNG-Schiffsbebunkerung [Eigene Darstellung]
Diese Möglichkeiten werden im Folgenden kurz beschrieben und hinsichtlich ihrer grundsätzlichen
Vor- und Nachteile sowie Eignung für die Seehäfen in MV bewertet.
Pier to Ship (PtS)
Der Treibstoff wird mittels einer ortsfesten Übergabestation an Bord übergeben. Er muss dafür aus
einem nahegelegenen Tanklager über fest verlegte, isolierte Rohrleitungen zum Übergabepunkt
gepumpt werden. Der bei dem Betankungsvorgang verdampfende Anteil der tiefkalten Flüssigkeit
LNG (BOG), muss in geeigneten Leitungen zurückgeführt und sicher verwertet werden (durch
Abfackeln oder besser für den Betrieb eines Gasmotors zur Stromerzeugung). Eine
Wiederverflüssigung ist bei geringen Mengen zu teuer.
Beim PtS-Verfahren sind heute laut DMA-Studie Transferraten von 200 - 400 m³/h erreichbar, die
bei ständig anfallenden großen Bunkermengen pro Schiff möglicherweise wünschenswert sind. Als
weiterer Vorteil kann gesehen werden, dass die Sicherheitsvorkehrungen bei einer festen Anlage
leichter zu treffen sind. Es ergibt sich aber ein relativ hoher Investitions- und Flächenbedarf, vor
allem, wenn mehrere feste Übergabepunkte in einem Hafen errichtet werden sollen. Weitere
Nachteile sind die mangelnde Flexibilität durch die Konzentration auf bestimmte Bunkerstationen
und der eventuelle Zeitverlust durch Verholen zum Bunkerplatz. Daher dürfte dieses Verfahren nur
42
für sehr große Häfen mit festen LP für potenzielle LNG-Kunden sinnvoll sein, und damit (außer evtl.
in ferner Zukunft Rostock) für keinen der Seehäfen in MV.
Ship to Ship (StS)
Der Treibstoff wird mittels eines Bunkerbootes längsseits des aufnehmenden Schiffes gebracht.
Das LNG kann dabei vom Bunkerboot aus einem hafenseitigen Tanklager aufgenommen worden
sein oder mit dem Bunkerboot selbst aus einem Tanklager in einem Hafen oder Importterminal in
sinnvoller Entfernung angeliefert werden. Dabei ist zu beachten, dass das Bunkerboot für eine
Seezulassung nach dem IMO IGC-Code gebaut sein muss (an Regeln für eine Zulassung von LNGTransporten auf Binnengewässern wird momentan noch gearbeitet / siehe Abschnitt 5).
Das Bunkerboot wird über einen speziellen Schlauchanschluss mit BOG-Rückführung an die
Übergabestation des Schiffes angeschlossen. Dabei ist das eventuelle Kollisionsrisiko durch
vorbeifahrenden Schiffsverkehr zu bewerten. Die Treibstoffübergabe kann mit einer hohen
Transferrate, d.h. je nach Bauart und Pumpenkapazität von ca. 200 m³ bis mehr als 500 m³ pro
Stunde erfolgen. Die Kapazität und Bauart eines LNG-Bunkerbootes muss an der Nachfragemenge
und -frequenz, der Distanz zum nächsten Tanklager sowie eventuellen Versorgungsaufgaben in
benachbarten Häfen ausgerichtet werden, bisher sind Größen von wenigen hundert m³ bis ca.
10.000 m³ diskutiert worden. Ein Bunkerboot ist außerordentlich flexibel und effizient
(insbesondere für größere Bunkerpartien), es kann bei entsprechender Bauart auch andere Häfen
oder Reeden versorgen und kann ggf. sogar als Pufferlager dienen. Es stellt aber auch einen
erheblichen Kostenfaktor dar, insbesondere für kleine und mittlere Häfen. Nach der DMA-Studie
(Kap. 9.2.3, Fig.49, S.126) kann ein 3.000 m³-Bunkerboot bei 100.000 t Jahresdurchsatz einen
Aufschlag auf den LNG-Treibstoffpreis in der Größenordnung von 50 - 100 €/t erfordern, d.h. etwa
zwei bis vier Mal so hoch wie ein Lkw. Für Stockholm hat AGA-Linde eine ehemalige Flussfähre
(ähnlich den Warnowfähren) umbauen lassen. Der zylindrische Tank der „Seagas“ (siehe Abbildung
12), die derzeit nur eine schwedische Binnenfahrtzulassung hat, ist praktisch wie ein Lkw auf dem
einstigen offenen Autodeck aufgestellt und fasst 170 m³. Das Investitionsvolumen für dieses erste
LNG-Bunkerboot betrug immerhin 1,6 Mio. €, neu gebaute größere Schiffe werden ein Mehrfaches
kosten.
Truck to Ship (TtS)
Der Treibstoff wird von einem Tanklager an einen Spezial-Tank-Lkw mit Fassungsvermögen
zwischen 40 und 80 m³ übergeben und von diesem zum Schiff geliefert. Abbildung 20 zeigt den
derzeit größten europäischen LNG-Tank-Lkw mit einer Kapazität von 80 m³ und einem Gewicht von
ca. 60 t LNG in Nynaeshamn / Schweden [Vgl. Linde 2011]. Der Lkw wird direkt an den
Übergabestutzen des Schiffes angeschlossen und das BOG wird in den überdruckfähigen Lkw
zurückgeleitet. Für dieses Bunkerkonzept kann das LNG sowohl bei höherem kurzfristigem lokalen
Bedarf aus einem nahegelegenen Tanklager entnommen als auch bei flexibler Nachfrage aus
weiter entfernt gelegenen, größeren Terminals antransportiert werden. Das Versorgungskonzept
43
wird für die ersten LNG-angetriebenen Schiffe in Norwegen bereits seit Jahren problemlos
angewandt.
Abbildung 20: Derzeit größter europäischer LNG-Tank-Lkw [Linde 2011]
Das TtS-Konzept ist im Rahmen geringer Bunkermengen wesentlich kostengünstiger, sehr flexibel
einsetzbar, erfordert praktisch keine hafenseitigen Investitionen in Tanklageranlagen und ein nur
geringes Stellplatzangebot für Tank-Lkw in Warteposition. Während das Konzept für kleinere
Häfen, mit gelegentlichem bzw. geringem LNG-Bunkerbedarf eine hohe Eignung aufweist, können,
bedingt durch die begrenzte Tankkapazität und die geringe Bunkergeschwindigkeit mit
Transferraten von 50 - 60 m³/h, große LNG-Bunkernachfragemengen nur ungenügend bedient
werden. Das Beispiel der Ostseefähre MS Viking Grace verdeutlicht den LNG-Bedarf für eine
Rundreise bzw. am Tag. Hier werden typischerweise ca. 130 - 150 m³ bzw. 60 t LNG je Tag benötigt.
Dies entspricht der Tankkapazität von zwei bis drei Tank-Lkw und erfordert, inkl. der Lkw-Wechsel
in der Bebunkerung, Bunkerzeiten von zwei bis drei Stunden.
Tank onto Ship (ToS) / Lieferung in Spezialcontainern
Eine sehr flexible, aber recht spezielle Lösung ist die Verwendung von LNG-Tank-Containern, die im
Hafen wie normale als Gefahrgut gekennzeichnete Container (nach IMDG) behandelt und an Bord
als Teil der Antriebsanlage mit dem schiffsseitigen Treibstoffsystem verbunden werden.
Beispielhaft ist in Abbildung 21 ein LNG-Tank-Container der Marine Service GmbH mit einer Länge
von 40 Fuß und Kapazität von ca. 33 m³ LNG sowie in Abbildung 22 die vorgesehene Stauung auf
einem Containerschiff dargestellt. Die illustrierten Container-Lösungen können aufgrund ihrer
Überdrucktauglichkeit gefüllt bis zu 80 Tage unbeaufsichtigt gelagert werden und bis zu sechs
Lagen hoch gestapelt werden. Aktuelle Marktpreise belaufen sich auf ca. 0,2 Mio. €, was für
potenzielle Nutzer eine erhebliche Kapitalbindung in Form des LNG-Ladungsträgers bedeutet,
jedoch auch gleichzeitig einer Investitionen in einen mobilen Schiffstank gleichkommt.
44
LNG-Container können üblicherweise nicht an den unproduktiven Stellen im Schiff verstaut
werden, an denen üblicherweise Schiffstreibstofftanks installiert sind. Zudem blockiert er zumeist
Flächen bzw. Stellplätze an Bord, die dementsprechend nicht mehr zur Ladungsaufnahme zur
Verfügung stehen. Während ihre Aufnahme einen Verzicht auf Ladung bedeutet, sind ihre
Aufnahme und ihr Austausch weitestgehend unabhängig von hafengebundenen
Umschlaganlagen. Hierzu bedarf es lediglich der geeigneten Ausstattung des Schiffes, um LNGTank-Container ortsungebunden laden und löschen zu können. Neben der Nutzung auf
Containerschiffen ist der Einsatz auch auf RoRo- bzw. RoPax-Fähren denkbar, da hier eine rollende
und zum Teil schiffskrangebundene Beladung und Löschung möglich ist.
Abbildung 21: LNG-Tank-Container [Marine Service 2013]
Abbildung 22: LNG-Tank-Container auf einem Containerschiff [Marine Service 2013]
45
Zudem wird aktuell diskutiert, ob für diese Container ein ähnliches Logistiksystem wie für
Gasflaschen etablierbar ist, bei dem der Gaslieferant die Ladungsträger besitzt, an einem LNGImportterminal oder -Zwischenlager füllt und dann jeweils am Schiff volle gegen leere Container
austauscht. Lieferantenseitig konnten hierzu jedoch noch keine abschließenden Stellungnahmen
aufgenommen werden.
Zusammenfassung und Bewertung der LNG-Bunkerkonzepte in den Seehäfen in MV
Die für die Häfen in MV relevanten Vor- und Nachteile der Verfahren sind in der folgenden Tabelle 6
als Übersicht zusammengefasst.
Bunkerkonzept
Hafen
Rostock
Sassnitz
Stralsund
Wismar
 Grundsätzlich möglich, da in allen Häfen die Installation eines festen Anschlusses an
einer Pier (langfristig) realisierbar ist (z.B. Pier IV Rostock, Frankenhafen Stralsund, zweite
Hafenausbaustufe Wismar, Mole Sassnitz/Mukran)
Pier to Ship (PtS)
 Durch die Blockierung von Hafenflächen, nur bei großen Nachfragemengen gegebene
Wirtschaftlichkeit sowie Notwendigkeit einen festgelegten Bunker-LP anlaufen zu
müssen, jedoch wenig wahrscheinlich

Geeignet, da in großem Umfang

Eher ungeeignet, da unregelmäßige
Verkehre mit hoher Anlauffrequenz,
Verkehre mit größeren
Tank onto Ship (ToS)
geringer Hafenliegezeit sowie geringen
Nachfragemengen bzw. technischer
Nachfragemengen je Anlauf (RoRo,
Nicht-Kompatibilität gegeben sind
RoPax)
(Trampschifffahrt)

Geeignet, da in großem Umfang

Geeignet, da mit konventionellem
Verkehre mit geringer Hafenliegezeit
Treibstoff bereits erprobtes und für die
sowie geringen Nachfragemengen je
Mehrzahl der Verkehre eingesetztes
Truck to Ship (TtS)
Anlauf (RoRo, RoPax)
Konzept (auch zur Befriedigung
kurzfristiger Nachfrage)

Geeignetes (bei konventionellem Treibstoff angewandtes) Konzept zur Bebunkerung,
Ship to Ship (StS)
insbesondere bei großen Nachfragemengen und / oder kurzen Hafenliegezeiten

(PtS)

(PtS)

(PtS)

(PtS)

ToS

ToS

TtS

TtS
Geeignete Konzepte

TtS

TtS

StS

StS

StS

StS
Tabelle 6:
Zusammenfassung der wesentlichen Vor- und Nachteile der LNG-Bunkerkonzepte für die Häfen
in MV [Eigene Darstellung]
4.3.
LNG-Versorgungskonzepte für die Seehäfen in MV
Ausgehend von der Abschätzung des jährlichen LNG-Nachfragepotenzials (siehe Abschnitt 3.2) in
den Seehäfen in MV und den Erkenntnissen aus Abschnitt 4 zu den Vor- und Nachteilen der
einzelnen LNG-Bunkerkonzepte soll im Folgenden dargestellt werden, welches
Versorgungskonzept am besten zur Abdeckung des potenziellen Bedarfs geeignet ist. Hierbei wird
das in der Potenzialabschätzung entwickelte Szenario 3 zugrunde gelegt, welches ein mittleres
Güterumschlag- und Seeverkehrswachstum in den Seehäfen in MV berücksichtigt. Weiterhin soll in
46
dieser Betrachtung auf das Raumäquivalent der zuvor ermittelten Gewichte in der LNG-Nachfrage
abgestellt werden, da das Volumen den restriktiven Faktor im Transport des Schiffstreibstoffes LNG
darstellt. Der Umrechnungsfaktor wird mit einer mittleren Dichte für LNG von 455 kg/m3
angenommen (siehe Abschnitt 4.2). Ohne die Berücksichtigung möglicher LNG-Nachfragespitzen,
beispielsweise bedingt durch das ausschließlich während der Sommermonate in den Seehäfen in
MV vorhandene Verkehrsaufkommen durch Kreuzfahrtschiffe, wird in dieser Betrachtung
vereinfachend von der Gleichverteilung des LNG-Nachfragepotenzials über alle 52
Kalenderwochen eines Jahres ausgegangen. Da es sich hier um die grundsätzliche Prüfung der
Eignung unterschiedlicher Versorgungskonzepte handelt, ist dieser Abstraktionsgrad als
ausreichend zu bezeichnen und die Betrachtung von Nachfragespitzen vernachlässigbar.
Tabelle 7 zeigt, mit welchen wöchentlichen potenziellen Nachfragemengen in den betrachteten
Häfen zu rechnen ist. Wie zuvor bereits festgestellt, geht das größte LNG-Nachfragepotenzial vom
Hafen Rostock aus. Hier steigt das LNG-Bedarfspotenzial von ca. 3,7 Tsd. m3/Woche im Jahr 2015 bis
auf 12,7 Tsd. m3/Woche im Jahr 2030. Während das beschriebene Potenzial im Hafen Sassnitz bis
2030 auf ca. 3,4 Tsd. m3/Woche ansteigt, bleibt das wöchentliche Nachfragepotenzial in den Häfen
Stralsund und Wismar auf einem niedrigen Niveau.
Hafen
Rostock
Sassnitz
Stralsund
Wismar
Summe
Tabelle 7:
Durchschnittliches LNG-Nachfragepotenzial [Tsd. m3/Woche]
2015
2020
2025
2030
3,7
5,9
7,8
12,7
1,0
2,5
2,9
3,4
0,1
0,1
0,1
0,1
0,2
0,2
0,3
0,3
5,0
8,7
11,1
16,6
Durschnittliches LNG-Nachfragepotenzial in den Seehäfen in MV je Woche [Eigene Darstellung]
Nachfolgend soll aufgezeigt werden, wie die Anlieferung und Verteilung der o.g. Mengen
innerhalb von MV erfolgen könnte, wenn das Versorgungskonzept ausschließlich auf die Häfen des
Landes bezogen ist. Die Bereitstellung von LNG im Rahmen überregionaler Transportketten nach
dem Vorbild der Trampschifffahrt wird dabei auftragsgemäß nicht betrachtet.
Innerhalb des Landes MV stellt Rostock den Hafen mit der mit Abstand größten zu erwartenden
Nachfragemenge dar. Es erscheint daher logisch, eine Verteilung innerhalb des Landes von hier aus
zu prüfen. Die nächstgelegenen Terminals außerhalb von MV werden sich voraussichtlich in
Brunsbüttel und Świnoujście befinden. Die zwischen diesen drei möglichen Quellen und den Häfen
in MV möglichen Lieferbeziehungen werden im Rahmen einer Sensivitätsanalyse durch eine grobe
Transportkostenabschätzung miteinander verglichen.
Für die Berechnung wurde angenommen, dass sich die Logistikkosten einer Belieferung mit
Bunkerbooten innerhalb von MV und bei einem abgenommenen LNG-Volumen von 3.000 m³ auf
ca. 22 €/m³ belaufen. Diese würden damit den heutigen Kosten für die Schwerölversorgung in
Höhe von durchschnittlich 10 €/t entsprechen. Der Transport kleinerer oder größerer Mengen
beeinflusst diesen Anteil je t bzw. m³ deutlich mehr, als die Transportentfernung zu den
betrachteten Häfen. Für den LNG-Transport werden zudem neue oder neu aufgebaute Einheiten
47
eingesetzt werden, die durch modernere Technik und die Inanspruchnahme von Fördermitteln
Stückkosten auf heutigem Niveau gewährleisten werden. Auch aus diesem Grund wurde auf eine
detaillierte Berücksichtigung von Reisezeiten, Charterraten etc. verzichtet.
Für eine Versorgung mittels Tank-Lkw oder -Containern wurde unterstellt, dass die
Beschaffungskosten für eine Transporteinheit mit einem Transportvolumen von ca. 50 m³ etwa
doppelt so hoch sind, wie die eines Standard-Lkw-Trailer-Gespanns. Wenn weiterhin davon
ausgegangen wird, dass der Markt für solche Transporte begrenzt ist, die
Qualifizierungsanforderungen an das Personal vergleichsweise hoch und die Betankungsvorgänge
aufwändig sind, kann im Untersuchungsgebiet mit einem Logistikkostenanteil von bis zu 2,10 € je
Straßentransportkilometer gerechnet werden.
Durch die vorgenannten Annahmen gewinnt der LNG-Transport per Bunkerboot gegenüber einem
Lkw-Transport in der Berechnung einen Vorteil, da für das Bunkerboot ein heutiges Kostenniveau
angenommen, für den Lkw dagegen ein sehr auskömmliches Modell gewählt wurde. Somit
beleuchten die Berechnungen den Schwellenwert, ab dem sich ein LNG-Transport per Bunkerboot
gegenüber dem prinzipiell bei geringen Mengen und kurzen Entfernungen günstigeren Lkw zu
rechnen beginnt.
Die Ergebnisse dieser Überlegungen sind in Tabelle 8 dargestellt und werden nachfolgend
erläutert.
LNG-Transportkosten nach Ausgangspunkt und Transportart [€/m3]
HafenDestination
Seetransport nach Bunkerbootkapazität
(unabhängig vom Ausgangspunkt)
2.000 m3
Rostock
Sassnitz
Stralsund
Wismar
27,5
3.000 m3
22,0
4.000 m3
16,5
Landtransport mit LNG-Tank-Truck (Kapazität
50 m3)
Świnoujście
14,9
13,6
9,9
18,3
Rostock
1,3*
13,3
9,6
6,3
Brunsbüttel
21,1
31,4
27,7
15,4
* Berücksichtigung einer gewichteten mittleren Entfernung zur LNG-Versorgung des Überseehafens, Kreuzfahrtterminals und des
Fracht- und Fischereihafens, ausgehend von einem potenziellen Hub an Pier IV im Überseehafen Rostock.
Tabelle 8:
Transportkosten in der Versorgung der Seehäfen in MV mit LNG [Eigene Darstellung]
Beispielhaft wurden die Häfen Rostock, Brunsbüttel und Świnoujście als Ausgangspunkte einer
Lieferkette ausgewählt. Bei geringen Abnahmemengen ist der Landtransport generell günstiger als
eine Anlieferung mit einem Bunkerboot. Erst ab einem Transportvolumen von ca. 3.000 m³ beginnt
der Seetransport interessant zu werden. Diese Menge könnte anfangs nur im Hafen Rostock
erreicht werden, später auch in Sassnitz. Wismar und Stralsund haben nur ein geringes
Nachfragepotenzial aus der Schifffahrt. Für sie ist somit eine Versorgung per Bunkerboot generell
ungeeignet. Für jeden Transport wären mindestens 2.000 m³ wirtschaftlich notwendig, die in den
Häfen zwischengelagert werden müssten. Separate Zwischenlager lassen sich jedoch hier mit den
wöchentlichen Abnahmemengen nicht begründen.
Als nächstes soll das Augenmerk darauf gerichtet werden, von wo eine Belieferung durch LkwTransporte erfolgen könnte. Für alle betrachteten Hafenstandorte in MV ist eine Versorgung aus
48
Rostock gegenüber den Alternativen günstiger. Eine Versorgung aus Brunsbüttel macht allenfalls
für Wismar Sinn, Stralsund und Sassnitz wären bei großen Abnahmemengen gerade noch für eine
Lkw-Versorgung aus Świnoujście interessant.
Aus der Sensivitätsanalyse lassen sich die nachfolgenden Vorschläge für ein MV-eigenes
Versorgungskonzept zur LNG-Schiffsversorgung ableiten.



Die LNG-Versorgung der Seehäfen des Landes MV sollte aus ökonomischen Gründen von
Rostock aus erfolgen, da sich hier der größte eigene Bedarf mit der Möglichkeit der
Weiterverteilung an andere Häfen ergibt.
Alternative Lieferstandorte, wie z.B. Brunsbüttel und Świnoujście schneiden aufgrund der
Transportentfernung deutlich schlechter ab, als ein zentrales Terminal in Rostock. Dies gilt
natürlich nur unter der Annahme, dass die Abgabepreise an allen Standorten nahezu
identisch sind.
Solange im Hafen Rostock kein solches Terminal betriebsbereit ist, stellt der Lkw-Transport
aus Brunsbüttel (gleichwertig wäre Hamburg) nach Wismar und Rostock bzw. aus
Świnoujście in alle vier Häfen des Landes eine wirtschaftlich gleichwertige Alternative für
wöchentliche Abnahmemengen bis ca. 3.000 m³ dar.
Aus den zuvor genannten Gründen würde sich für ein lokales LNG-Versorgungskonzept des Landes
Mecklenburg-Vorpommern die folgende Konstellation ergeben:




Die Installation eines einzigen zentralen Anlandungspunktes im Seehafen Rostock ist zur
Versorgung des Bedarfs der Schifffahrt im Land ausreichend und birgt aus heutiger Sicht
deutliche ökonomische Vorteile gegenüber einer Belieferung von den bislang bekannten
Alternativen im südlichen Ostseeraum
Aufgrund der geringen Mengen ist für Wismar davon auszugehen, dass eine LkwVersorgung aus Rostock auf lange Sicht die günstigste Möglichkeit ist, auch hier LNG
anbieten zu können.
Für den Hafen Stralsund kommen sowohl Rostock als auch Świnoujście als
Versorgungsquellen in Betracht, aufgrund des geringen Bedarfs birgt auch hier das LkwKonzept deutliche Vorteile.
Der Hafen Sassnitz kann im Rahmen der ersten nachgefragten LNG-Mengen per Lkw aus
Rostock oder Świnoujście beliefert werden. Überschreitet der wöchentliche LNG-Verbrauch
etwa 3.000 m³, wäre die Mindestmenge für die Belieferung mit einem Bunkerboot erreicht.
Aufgrund der Entfernung würden zu diesem Zeitpunkt wochentäglich etwa sechs TankLkw notwendig sein, um diesen Bedarf abzudecken. Es empfiehlt sich daher, in Sassnitz ein
Zwischenlager zu errichten, um die Mindestliefermenge aufnehmen zu können. Die
Verteilung im Hafen könnte dann mit einem Tank-Lkw erfolgen.
Wie zuvor ausgeführt, sind diese Aussagen nur für eine lokale Betrachtung und ausschließlich für
den von der Schifffahrt herrührenden Bedarf gültig. Überregional organisierte LNGTransportketten können andere Anforderungen an Mindestabnahmemengen stellen, die
entsprechend zu berücksichtigen wären. Zusätzliche Bedarfe, etwa durch die Belieferung örtlicher
Energieversorger oder des erweiterten Hinterlandes können die hier angegebenen Potenziale
49
deutlich übersteigen und würden schnell dazu führen, dass sich ortsfeste LNG-Anlagen auch in
anderen Häfen als in Rostock wirtschaftlich darstellen lassen.
50
5.
Rechtliche Rahmenbedingungen im Umgang mit
LNG
Im Zusammenhang mit seiner Nutzung als Schiffstreibstoff muss LNG transportiert (angeliefert)
und gelagert werden. LNG ist während dieser Vorgänge als Gefahrgut gemäß den einschlägigen
Listen zu betrachten (IMDG-Code UN-No. 1972, Kl. 2.1). Für diese Phase sind nationale und
internationale Transport- und Sicherheitsvorschriften maßgebend. Ab dem Zeitpunkt der
Einfüllung in den Bunkertank eines Schiffes bzw. dem Anschluss eines gelieferten LNG-TankContainers an das Treibstoffsystem des Schiffes ist LNG ein Treibstoff, für den die einschlägigen
internationalen Regeln in Zusammenhang mit einem sicheren Schiffsbetrieb gelten. Der
eigentliche Einfüllungsvorgang von Treibstoffen (das „Bunkern“) ist gegebenenfalls (wenn
überhaupt) abhängig von der Art des Treibstoffes (Umweltverschmutzungs- und
Gefahrenpotenzial) in speziellen Teilen von (lokalen) Hafenvorschriften geregelt.
5.1.
Internationale Regeln und Standards
LNG Transport auf Seeschiffen
Grundsätzlich kann der Transport von LNG und seine Verwendung als Schiffstreibstoff als sehr
sicher angesehen werden. LNG ist, im Gegensatz zu Benzin und Methanol, nicht toxisch und zudem
weder elektrisch leitend, korrosiv noch ein Explosivstoff. Bei Austritt von tiefkaltem Erdgas durch
Leckagen entsteht nicht sofort eine zündfähige Wolke. Es muss sich erst ein gewisses
Mischungsverhältnis mit Luftsauerstoff einstellen (Bereich ca. 5 - 15 Vol-%), das jedoch bei der
Verflüchtigung schnell durchschritten wird. Im Vergleich zu anderen petrochemischen
Flüssigkeiten kommt bei Flüssiggas allerdings der tiefkalte („kryogene“) Zustand als weitere
sicherheitsrelevante Eigenschaft hinzu, der direkte Kontakt mit Menschen und Strukturen aus
normalem Stahl muss daher ausgeschlossen werden. Bereits seit den 1970er Jahren wird LNG in
Tankern von heute bis zu 250.000 m3 Fassungsvermögen drucklos und bei -163°C als Ladung
verschifft. Das dabei entstehende Boil-Off-Gas (BOG, verdampftes LNG) wird als Treibstoff
verwendet, ursprünglich in Dampfturbinen, seit 2006 auch in Dieselmotoren, die wahlweise und im
Wechsel mit Gas oder Öl angetrieben werden können („dual-fuel-engines“). Rund um den
Transport und die Verladung von LNG gibt es technische Standards (z.B. durch die Organisation der
Tanker- und Terminalbetreiber SIGTTO) [SIGTTO 2013] und ein etabliertes internationales
Regelwerk, den „Gas Code“ der IMO [IMO 1993]. Die Besatzungen der LNG-Tanker sind
üblicherweise besonders ausgebildet. Die Unfallrate der LNG-Tankschifffahrt ist verschwindend
gering.
51
LNG als Treibstoff für Seeschiffe
Die für die Sicherheit auf Seeschiffen in internationaler Fahrt maßgebliche IMO SOLAS-Konvention
sieht keine Treibstoffe mit Flammpunkt kleiner als 55°C vor (wie LNG, aber auch Benzin, Methanol
/SOLAS II-2 Part B „Limitation to use fuels“ [IMO 2002]. Die bisher einzige Ausnahme bilden, wie
oben erwähnt, die LNG-Tankschiffe, die das BOG aus der Ladung als Treibstoff nutzen. Der
aufkommende Wunsch, LNG aus Umweltschutz- aber zunehmend auch ökonomischen Gründen
auch außerhalb der speziellen Tankschifffahrt als Treibstoff von Seeschiffen zu nutzen (beginnend
mit ersten LNG angetriebenen Fjordfähren in Norwegen 2000, Offshore-Versorgern 2008 und der
ersten RoRo-/Passagierfähre mit LNG-Treibstoff von Stockholm nach Finnland Anfang 2013) hat
2004 auf norwegische Initiative die Entwicklung entsprechender internationaler Regeln
angestoßen. Die Herausforderung besteht vor allem darin, den Umgang mit dem im Vergleich zu
Schweröl anspruchsvolleren Stoff entsprechend den Gegebenheiten und Anforderungen eines
möglichst von zusätzlichen Einschränkungen ungehinderten Alltags-Betriebes in der allgemeinen
Schifffahrt zu regeln, ohne den eindrucksvollen Sicherheitsstandard zu beeinträchtigen. Aus
diesem Grund müssen etliche Regeln, die in der LNG-Tankschifffahrt mit ihrem speziell
ausgebildeten Personal entwickelt wurden, grundlegend überarbeitet und angepasst werden.
Damit befasst sich die Bulk + Liquids Group (BLG) der IMO seit einigen Jahren. Das Ziel ist, ein
Regelwerk für mit Gas angetriebene Schiffe („Gas Fuel Code“ / IGF-Code) zu verabschieden. Die
nach Aussagen von Beteiligten nicht ganz einfachen Verhandlungen zwischen den Positionen
„Möglichst weitgehende Übernahme von Regeln aus der LNG-Tankschifffahrt“ und „Möglichst
weitgehende Anpassungen an die Gegebenheiten der allgemeinen Handelsschifffahrt“ dauern an,
eine Vollendung des IGF Codes dürfte kaum vor dem Ende des Jahres 2014 gelingen.
Dennoch ist auch schon heute durch die „Interim Guidelines for LNG fuelled engines in ships“ [IMO
2009b] der Betrieb eines Seeschiffes in internationaler Fahrt mit LNG-Treibstoff zulässig, sofern der
jeweilige Flaggenstaat dies im Einzelfall genehmigt. Die International Standard Organisation (ISO)
arbeitet seit Juli 2011 in ihrem TC 67 WG 10 an einem technischen Standard für LNG-TreibstoffÜbergabeeinrichtungen, der in 2014 fertiggestellt sein soll und auf den teils schon in
Genehmigungen Bezug genommen werden kann (wird vorausgesetzt) [Vgl. ISO 1947]. Am 4. Juni
2013 ist dazu ein gemeinsamer Entwurf der OGP und der ISO veröffentlicht worden [Vgl. OGP
2013].
Regeln für LNG auf Binnenschiffen
Für Binnenschiffe ist die Lage etwas anders, es gibt auch kein der UN-Organisation IMO
entsprechendes internationales Regelgremium (diese Rolle übernimmt in Europa im
übertragenden Sinne die Zentralkommission für die Schifffahrt auf dem Rhein / CCNR [ZKR 2013].
Der Transport von LNG auf Binnenschiffen, der auch für künftige LNG-Bunkerboote relevant wäre,
ist in der derzeit gültigen Fassung des Europäischen Übereinkommens über die internationale
Beförderung von gefährlichen Gütern auf Binnenwasserstraßen (ADN) [ZKR 2012b] nicht erwähnt
und daher nicht erlaubt. Allerdings wird auf niederländische Initiative hin seit Oktober 2012 an
einer Neuregelung gearbeitet. Der Bau und Betrieb von mit LNG angetriebenen Binnenschiffen ist
in der Rheinschifffahrts-Untersuchungsordnung (RVIR) [ZKR 2012a] nicht enthalten, jedoch mit
52
Ausnahmegenehmigung bei Nachweis gleicher Sicherheit möglich. In den Niederlanden sind die
ersten Projekte angeschoben worden, der erste LNG-angetriebene Binnentanker (2.800 t
Tragfähigkeit) ist vor kurzem für Shell in Fahrt gegangen [Vgl. THB 2013]. Die Schweiz hat sich
inzwischen offiziell für die Erstellung eines neuen RVIR-Kapitels 8b speziell für LNG-Treibstoff
eingesetzt, das derzeit mit Priorität erarbeitet wird. Die Zentralkommission für die Rheinschifffahrt
hat zudem den Anstoß zur Erarbeitung eines Richtlinienwerks für die Sicherheit beim Laden und
Löschen von Tankschiffen (ISGINTT) gegeben, das für alle Tankschiffe gilt.
Regeln für den landgebundenen LNG Transport und die Lagerung an Land
Der Flüssiggas-Transport auf Straße und Schiene, in Tankfahrzeugen oder Containern, ist Stand der
Technik und national durch entsprechende Gefahrgutvorschriften geregelt. Auch die Lagerung
von Flüssiggasen in Tanklagern ist bewährte Praxis und in Europa in der sogenannten „SevesoDirektive“ 96/82/EC der EU geregelt [EK 2012] in Deutschland: 4.BImSchV, 9.1 "Anlagen zur
Lagerung von brennbaren Gasen ….", Spalte 1 [UBA 2002], in Abhängigkeit von der Anlagengröße.
Die für Mecklenburg-Vorpommern gültigen Regelungen finden sich in einem speziellen Abschnitt
weiter unten.
Regeln für die Übergabe von LNG als Schiffstreibstoff
Der eigentliche Übergabe- bzw. Bunkervorgang von LNG als Schiffstreibstoff ist international gar
nicht und national nicht einheitlich geregelt. Der künftige IGF-Code der IMO wird nur die LNGAnlage des empfangenden Schiffes regeln, nicht jedoch die Prozedur und Technik der Übergabe,
z.B. die Schnittstelle zum Bunkerboot, Lkw oder Terminal. Die Arbeitsgruppe (WG) 10 des ISO TC 67
arbeitet, auf norwegische Initiative hin, seit Juli 2011 an einem Standard für derartige Schnittstellen
sowie den entsprechenden Anforderungen an deren Bedienungspersonal. Die Fertigstellung wird
im Jahr 2014 erwartet. LNG-Tank-Container, die an Bord geladen und während der Fahrt an die
Schiffssysteme angeschlossen werden, kommen dabei nicht vor. Darüber wird derzeit in der IMO
BLG im Zusammenhang mit dem IGF-Code beraten.
In Anlage N der DMA-Studie wurde ebenso die Brauchbarkeit einer existierenden „Ship to Ship“LNG-Übergaberichtlinie der SIGTTO für den Zweck des Bunkerns untersucht und es wurde
geschlussfolgert, dass die für große Mengen und große Schiffseinheiten sowie Floating Production
and Storage Units (FPSO) erstellte SIGTTO-Richtlinie nur in einzelnen Teilen für den normalen
Bunkerbetrieb nutzbringend wäre [Vgl. DMA 2012], was die oben beschriebene Herausforderung
bei der Erstellung von LNG-Bunker-Regeln unterstreicht.
Die EMSA hat in den vergangenen Monaten im Kapitel 15.4 einer vom GL und anderen
ausgeführten Studie einen Vorschlag für eine LNG-Bunkerrichtlinie veröffentlicht, der im
Wesentlichen vom Port of Gothenburg erarbeitet wurde [EMSA 2013]. Der Hauptautor dieses
Richtlinienentwurfs wurde im Rahmen dieser Untersuchung ausführlich interviewt und ist
durchaus davon überzeugt, dass dieser Entwurf in zahlreichen europäischen Häfen als Grundlage
für lokale Regelungen verwendet werden könne. In diesem Zusammenhang sei erwähnt, dass die
EU-Kommission zu Beginn des Jahres einen Aktionsplan für die Einrichtung eines umfassenden
53
Rahmens für die Nutzung von LNG als Treibstoff in der Seefahrt vorgeschlagen hat [Vgl. EK 2013b],
nach Aussage von Schlüsselpersonen aber zunächst keine gemeinsame europäische Vorschrift
durchsetzen, sondern zunächst die Entwicklung in den Mitgliedstaaten beobachten will.
Die IAPH hat in einer speziellen LNG-Arbeitsgruppe, unter wesentlicher Beteiligung der Häfen
Rotterdam und Göteborg, eine Checkliste für das Bunkern von LNG mit den Konzepten Ship to Ship
und Truck to Ship erarbeitet (siehe Abbildung 23 bis Abbildung 30 in Anhang B - Beispiele für LNGBunkerchecklisten). Ebenso wurde durch die SMTF der Vorschlag einer Checkliste zum
Bunkerkonzept Ship to Ship publiziert (siehe Abbildung 31 bis Abbildung 34 in Anhang B Beispiele für LNG-Bunkerchecklisten)
Die aktuelle Situation hinsichtlich bestehender Regelungen für das Bunkern von LNG in
verschiedenen europäischen Ländern ist in der folgenden Tabelle 9 stichwortartig
zusammengefasst.
54
Land
Norwegen
Belgien
Schweden
Niederlande
Frankreich
Deutschland
Tabelle 9:
Situation

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. IGCEntwurf der IMO (z.B. im Zusammenhang mit Ex-Zonen)

Keine landesweiten Regeln geplant (Regelung auf Hafenebene)

Aktuelle Bearbeitung einer großangelegten technisch-wirtschaftlichen Untersuchung (inkl.
Begleitung und Umsetzung) durch DNV im Auftrag der Häfen von Antwerpen, Zeebrügge, etc.

Derzeit Ausschreibung von LNG-Bunkerprozessen und -regeln durch Antwerpen (Truck to Ship
bereits erlaubt)

MSC.285(286) bisher nicht in belgische Recht übernommen (Abwarten von Regeln auf
internationaler Ebene)

Derzeit Einzelfallregelungen

Checkliste bzw. Vorlage zum Bunkerkonzept Ship to Ship erarbeitet

In einem Joint Industry Project (JIP) für Bunkervorgänge im Hafen sowie für
Kurzstreckenverkehre erarbeitet (unter Beteiligung von Hafen, Klasse, Lieferant, Ing.-Büros und
Consultants)

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 LNGBebunkerung erlaubt)

Regelung für MS 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

Großes LNG-Importterminal in Rotterdam (GATE)

Derzeit Bunkerterminal in unmittelbarer Nähe geplant (Ausnahmen für LNG-Bebunkerung an
anderen Orten im Hafen möglich)

Derzeit noch keine LNG-Bunkervorschriften in der Hafenordnung Rotterdam (aktuelle Erlaubnis
der Truck to Ship-Bebunkerung unter ADN, örtlichen Umweltvorschriften und
Einzelfallgenehmigung durch Hafenkapitän)

Derzeit Ausarbeitung eines Standards für Risikoanalysen, Anforderungen und
Übergabestationen (PGS 33)

Derzeit Betrieb von mit LNG angetriebenen Schiffen nach MSC.285(86) erlaubt

Vorhandene Bunkermöglichkeiten an LNG-Importterminals

Keine weiteren Regeln bekannt

Schiffsbetrieb nach MSC.285(86) erlaubt

Keine Erfassung der LNG-Bebunkerung in den HNO (ebenso wenig verboten)

Weitere gültige maßgebliche Verordnungen im Hafen sind die HGGVO und HafVO

Genehmigung von ortsfesten LNG-Tankanlagen nach BImSchG
Zusammenfassung wesentlicher Regelungen zum Bunkern von LNG in europäischen Ländern
[Eigene Darstellung]
Eine umfangreiche Zusammenstellung der internationalen Regeln und Standards sowie eine
Analyse der Regelungslücken sind in der von der EMSA zu diesem Thema durchgeführten Studie
aufgeführt [EMSA 2013].
55
5.2.
Status quo in den Seehäfen in MV
Im Folgenden wird sich auf die gültigen Verordnungen und Richtlinien bezogen.
Landseitig (Tanklager, Transporte)
Die Durchführung eines Raumordnungsverfahrens für eine geplante LNG Bunkereinrichtung ist in
Sondergebieten „Hafen“ nicht notwendig. Tanklager sind nach der 4. BImSchV, 9.1 "Anlagen zur
Lagerung von brennbaren Gasen ….", Spalte 1, genehmigungspflichtig. Anlagen mit einer
Lagerkapazität von mehr als 30 t benötigen dabei ein Genehmigungsverfahren mit
Öffentlichkeitsbeteiligung ("großes Verfahren"), für das das jeweils zuständige StaLU federführend
ist. Für das Genehmigungsverfahren wird eine Risikoanalyse für die Landanlagen gefordert.
Für die landgebundene Anlieferung von LNG gilt in Deutschland die Gefahrgutverordnung Straße
und Eisenbahn (GGVSEB). Mecklenburg-Vorpommern hat für Gefahrgut lediglich eine Verordnung,
die die Zuständigkeit der Behörden regelt (GGZustLVO MV).
Es wir an dieser Stelle nochmals darauf hingewiesen: LNG ist bis zur Übergabe an die
Bunkerstation, bis zum Anschluss des Tankfahrzeuges an das Schiff oder bis zum Anschluss des
Tank-Containers an die Schiffssysteme Gefahrgut, danach Treibstoff.
Wasserseitig (Transport LNG, Häfen, Bunkern)
Für die seeseitige Anlieferung gelten in deutschen Gewässern die Seeschifffahrtsstraßenordnung
(SeeSchStrO), in der auch außerhalb von Häfen gelegene Bunkerplätze explizit zugelassen werden
(für Mecklenburg-Vorpommern nicht relevant), sowie der IMO-Code für gefährliche Güter (IMGD
Code), die deutsche Gefahrverordnung See (GGVSee) und die Hafengefahrgutverordnung des
Landes (HGGVO MV). Daraus ergeben sich keinerlei wesentliche Einschränkungen für die Seehäfen
in Mecklenburg-Vorpommern. Die anliefernden Schiffe (falls Seezulassung gewünscht: auch die
Bunkerboote) müssen nach dem IMO IGC-Code gebaut und zugelassen sein.
Für das Bunkern sind die Hafenverordnung des Landes (HafVO MV) sowie die jeweiligen
Hafennutzungsordnungen (HNO) der Häfen Rostock, Wismar, Stralsund und Sassnitz maßgebend.
Die HafVO MV enthält keine Vorschriften bezüglich des Bunkervorgangs, es ist lediglich der
Schwefelgehalt von Schiffstreibstoffen begrenzt (§ 31 (a))
Nach der HNO Rostock (§ 17) ist das Bunkern generell meldepflichtig, es besteht jedoch keine
Differenzierung (keine Einschränkung) nach Treibstoffart. Der § 18 weist besondere LP für den
Umschlag von Gefahrgütern (GG) zu.
Die HNO Sassnitz enthält keine Vorschrift zum Bunkern. In § 9 wird geregelt, dass Schiffe mit
Gefahrgut auslaufgerecht festmachen müssen (mit dem Bug zum Hafenausgang). § 19 legt für
Rauchen und den Gebrauch von offenem Feuer bei GG eine Sicherheitszone von 30 m fest.
56
Laut HNO Wismar (§ 19) ist Bunkern nur aus Straßentankfahrzeugen vorgesehen, es besteht keine
Einschränkung nach Treibstoffart, Bunkern darf nur mit jeweiliger Genehmigung erfolgen, es ist
eine Sicherheitszone von 6 m festgelegt. Die HNO Wismar enthält im Vergleich zu Rostock recht
ausführliche Bedingungen für Gefahrgut und Öltanker, wie sie auch in der HGGVO zu finden sind.
Vermutlich sind diese Bestimmungen explizit übernommen worden, um sicherzustellen, dass sie
auch von „papierunkundigen“ Schiffsführern nicht übersehen werden. („Service kleinerer Häfen“,
ähnlich auch in Stralsund).
In der HNO Stralsund ist laut § 27 das Bunkern nur aus Straßentank-Fahrzeug vorgesehen, es
besteht keine Einschränkung nach Treibstoffart. Das Bunkern darf nur mit jeweiliger Genehmigung
erfolgen, es ist eine Sicherheitszone von 5 m festgelegt. Die HNO enthält in Stralsund ebenfalls
ausführliche Bedingungen für GG und Öltanker (wie in HGGVO, ähnlich Wismar).
Es kann zusammenfassend festgestellt werden, dass weder die HafVO MV noch die einzelnen HNO
der vier Seehäfen des Landes in Rostock, Wismar, Stralsund und Sassnitz das Bunkern mit LNG
verbieten oder in sonst einer Form regeln. Es sollte also möglich sein, sichere Prozeduren für das
Bunkern von LNG in diesen Häfen auch kurzfristig einzuführen, ohne die genannten Vorschriften
(in größerem Umfang) ändern zu müssen. Die für den jeweiligen Hafen abhängig von der
Schifffahrt, Nachfragefrequenz und Lage sinnvollsten LNG-Bunkerarten sind in dem
entsprechenden Kapitel dieses Berichtes aufgezählt und beschrieben.
5.3. Politik und Initiativen der EU-Kommission
Im Zusammenhang mit der „Clean Power for Sustainable Mobility“ Gesamtstrategie hat der
zuständige EU-Kommissar Siim Kallas einen Entwurf für einen Aktionsplan in Sachen LNG-Bunker
vorgeschlagen und veröffentlich [Vgl. EK 2013a]. Darin wird explizit als Ziel genannt, ab 01.01.2020
verbindlich LNG-Bunkerversorgungsmöglichkeiten in allen TEN-T Kernhäfen (d.h. auch in Rostock)
anzubieten. Der Aktionsplan-Entwurf macht bewusst keine Angaben, in welcher Form die
Bunkermöglichkeit gewährleistet werden soll. Möglich sind nach Situation und Wahl des jeweiligen
Hafens Ship to Ship, Pier to Ship, Tank-Container, Truck to Ship, d.h. ggf. auch jeweils Anlieferung
von einem entfernten LNG-Lager.
Über diese Initiative haben wir in längeren Interviews ausführlich mit Maximilian Strotmann,
Mitglied des Kabinetts Kallas, und Torsten Klimke, Generaldirektion „Mobilität“ (DG MOVE)
gesprochen. Danach beurteilen wir diese Initiative wie folgt:
Politischer Prozess

Das Thema LNG Bunker ist ein Teil des „Clean Power for Transport – Alternative fuels for
sustainable mobility in Europe“ –Pakets [Vgl. EK 2013c]
- COM(2013) 17: European Alternative Fuels Strategy
- COM(2013) 18: Proposal for a Directive on the deployment of alternative fuels
infrastructure
57
SWD(2013) 4: Actions towards a comprehensive EU framework on LNG for shipping
(enthält die Forderung, dass alle TEN-T Kernhäfen (inkl. Rostock) ab 1. Januar 2020 LNGBunkermöglichkeiten anbieten müssen, egal in welcher Form)
Mit COM(2013) 18 hat die Kommission einen Richtlinienvorschlag gemacht (Directive
Proposal), der für die Schifffahrt zwei wesentliche Elemente enthält: LNG-Bunker und
landseitige Stromversorgung in Häfen.
Der weitere Weg nach der Kommissions- (COM) Vorlage Anfang 2013 ist nun die Befassung
des Europäischen Parlaments (EP) und des Europäischen Rats (Rat), auf den ein
sogenannter TRILOG (dreiseitige Beratung) folgt, bei dem die COM versuchen wird,
Kompromisslinien zwischen den Interessen EP und Rat zu finden. Das Paket wird nach
Einigung im TRILOG jeweils vom Rat und EP verabschiedet und dann von COM in eine für
alle Mitgliedstaaten verbindliche Richtlinie umgesetzt werden. Die Forderungen der
Richtlinie sind nach Inkraftsetzung nach EU Recht (vor dem EU GH) durchsetzbar, durch
Klage gegen das gegen die Richtlinie verstoßende Mitgliedsland im Rahmen eines üblichen
Verfahrens (Beispiel: wenn Rostock ab 1.1.2020 keine LNG Bunkermöglichkeit bieten
würde, würde, nach erfolglosem vorherigen Anhörungsprozess, die Bundesrepublik
Deutschland verklagt).
Das Paket soll als Ganzes verabschiedet werden. Eine separate Verabschiedung des LNGAktionsplans für die Schifffahrt (SWD(2013) 4) ist nicht vorgesehen. Daher kann sich die
Verbindlichkeit des LNG-Plans verzögern, wenn es bei anderen Transportthemen keine
schnelle Einigung geben sollte.
Die politische Zustimmung zum Gesamtpaket ist momentan nicht leicht einschätzbar. Es
besteht ein enger Zusammenhang zum umstrittenen Thema Elektromobilität. In Sachen
LNG-Bunker gibt es momentan generellen Widerstand gegen Verpflichtungen aus dem
Süden (kein SECA im Mittelmeer in Sicht, daher keine Motivation). In Deutschland und
anderen „Nordländern“ bestehen aber auch allgemeine Vorbehalte in Politik und
Verwaltung gegen die Übernahme neuer zentraler Kompetenzen durch COM, z.B. für
Vorschriften in Sachen LNG-Fuel.
-




Zeitachse
Das EP arbeitet in dieser Wahlperiode noch bis zum Sommer 2014. Es besteht die Hoffnung der
COM, dass das EP dieses Projekt noch bis dahin abschließen will, wodurch ein gewisser Druck die
Prozesse beschleunigen könnte. Ansonsten wäre nicht vor Ende 2014 bzw. Anfang 2015 mit einer
Verabschiedung des Clean Power-Pakets zu rechnen.
Zielsetzung und Hintergrund des LNG-Aktionsplans für die Schifffahrt
Der LNG-Aktionsplan hat nach Aussage DG MOVE folgende wesentliche Ziele


Sicherstellung von Angebot zum Bunkern von LNG zumindest in der TEN-T Kernhäfen ab
2020 (Rostock gehört dazu), Durchbrechen der momentanen „Henne- und Ei-Situation“
Impuls für die Schaffung europaweiter Standards für LNG-Bunker
58

1. Die Motivation dazu ist u.a. auch auf Klagen von Reedern über die momentan völlig
unterschiedlichen Anforderungen in verschiedenen Häfen zurückzuführen
2. das muss nicht unbedingt eine zentrale EU-Vorschrift bedeuten, aber Standards sollten
einheitlich sein (z.B. EN-Standard)
Es ist gerade ein European Sustainable Shipping Forum (ESSF) unter Leitung DG MOVE
unter Beteiligung von Industrie, Schifffahrt und Häfen eingesetzt worden, das die
sogenannte „Toolbox“ für nachhaltigen Seeverkehr [Vgl. EMSA 2012] weiterentwickeln soll.
Eine Experten-Arbeitsgruppe des ESSF für LNG-Bunker wird sich auch mit Standards und
Best Practice beschäftigen (Fortsetzung der bisherigen Ad hoc-Gruppe, Leitung EMSA).
Wirtschaftliche Grundlagen
Die EU COM / DG MOVE stützt sich praktisch ausschließlich auf die DMA-Studie und die darin
gemachten Aussagen zur Bedarfsentwicklung und Wirtschaftlichkeit der Compliance-Optionen.
(Bemerkung: in dieser Studie raten wir nach aktuellen Interviews mit potenziellen LNG-FuelLieferanten zu einer etwas vorsichtigeren Beurteilung des mittelfristigen Bedarfsentwicklung in der
Ostsee).
EU COM / DG MOVE Pläne hinsichtlich Europäische Rules und Standards



EU COM / DG MOVE beabsichtigen z.Zt keine zentralen europäischen Vorschriften für LNGBunker, wohl aber einheitliche technische Standards (z.B. EN), s.o.
Federführend ist die EMSA für EU COM, die in einer im März veröffentlichten Studie auch
einen konkreten Vorschlag für eine LNG-Bunkerrichtlinie gemacht hat. Die Intensität, mit
der EMSA eine europäische Harmonisierung durchsetzen will bzw. kann, bleibt
abzuwarten.
Die EMSA-Arbeitsergebnisse sollen auch als Vorlage („Blaupause“) für Mittelmeerländer
dienen, die momentan wenig Grundlagen, Know-how und Motivation haben, sich mit LNGBunker zu beschäftigen.
EU Förderung Studien und Infrastruktur



Es stehen nach wie vor (auch mittelfristig) Mittel aus dem TEN-T Förderprogramm zur
Verfügung, mit denen sowohl Studien als auch Projekte (Hardware) gefördert werden
können. Kontakt und Projektinformationen bei der TEN-T Agentur und / oder über das
deutsche BMVBS.
Für LNG wurden beispielsweise die große Studie „North European LNG Infrastructure“, das
gerade begonnene Vorhaben „LNG in Baltic Seaports“ sowie der Bau des Bunkerbootes
„Seagas“ für Stockholm (Umbau aus einer kleinen offenen Inland Autofähre, EU Förderung
20 % ~ 260 Tsd. €) gefördert.
Ein Ende 2012 begonnenes Vorhaben „LNG in Baltic Seaports 2012-2014“ (Teilnehmer:
Aarhus, Kopenhagen / Malmö, Helsingborg, Stockholm, Tallinn, Turku) zur Erarbeitung
59
einer harmonisierten Herangehensweise an LNG-Bunkerinfrastruktur wird mit 50 % der
Studienkosten (= 1,7 Mio. €) gefördert.
60
6.
Handlungsfelder und Maßnahmen für MV
Aus den Ergebnissen der Untersuchung leiten wir folgende Handlungsempfehlungen für MV und
die Seehäfen in MV ab.
6.1.
Regeln und Verordnungen
Wie in den Abschnitten 5.1 und 5.2 ausgeführt, sind Lagerung und Transport von LNG sowie der
Betrieb von Schiffen mit LNG als Treibstoff international und national hinreichend geregelt
(zumindest durch Übergangsvorschriften). Für das Bunkern von LNG gibt es international und
national bisher keine umfassenden Regeln. Entsprechende internationale oder europäische
Standards (ISO, OGP, SMTF, EMSA, EU-Projekt: LNG in Baltic Seaports) befinden sich teils in
fortgeschrittenem Entwicklungsstand und können bereits als Richtschnur verwendet werden. In
MV ist Bunkern von LNG durch die einschlägigen Hafenvorschriften derzeit weder geregelt noch
untersagt. Vor diesem Hintergrund schlagen wir vor, einige Landesvorschriften so zu überarbeiten,
dass das Bunkern von alternativen Kraftstoffen wie LNG in MV künftig eindeutig erfasst und
erleichtert wird.
Die folgende Tabelle 10 zeigt die Vorschriften und Standards, die dafür als Bezug dienen können.
Beispiele für Checklisten, die in den Häfen verwendet werden könnten, befinden sich im Anhang B
- Beispiele für LNG-Bunkerchecklisten (siehe Abbildung 23 bis Abbildung 34).
61
Regelebene
Transport von LNG
Betrieb mit LNG als
Treibstoff
Bunkern von LNG
Lagern von LNG
International
IMO IGC-Code
Bund
SchSG
Eignung nach IGCCode
MSC.285(86)
Künftig: IMO IGF-Code
SchSG
Eignung nach
MSC.285(86) künftig
nach IGF-Code
Momentan keine
Regelung
Momentan keine
Regelung
MV
HGGVO
„Seveso-Direktive“
96/82/EC der EU
4. BImSchV, 9.1
"Anlagen zur Lagerung
von brennbaren Gasen
….", Spalte 1
HGGVO
HafVO
Nicht explizit geregelt,
LNG-Bunkern nicht
untersagt
HGGVO
Nur Regelung für den
Umschlag von LNG als
Ladung, grds. auch für
Bunkern nutzbar
Seehäfen in
HNO
HNO
HNO
MV
Keine speziellen
Keine speziellen
Keine speziellen
Regelungen, LNGRegelungen, LNGRegelungen, LNGBunkern nicht
Bunkern nicht
Bunkern nicht
untersagt
untersagt
untersagt
Relevante
SIGTTO,
ISO TC 67 OGP (Draft),
Standards,
ISO TC 67
EMSA (Draft)
auf die Bezug
PGS 33 (Niederlande,
genommen
Draft)
werden kann
Port of Stockholm
Tabelle 10:
Relevante Vorschriften und Standards für LNG als Schiffstreibstoff [Eigene Darstellung]
Die Inhalte der in Tabelle 10 angeführten Vorschriften sind unter Abschnitt 5 detailliert erläutert.
Verankerung der allgemeinen Grundsätze des Bunkerns einschließlich LNG in der HafVO
In Gesprächen mit den lokalen Hafenbehörden und -betreibern der Seehäfen in MV wurde der
Wunsch nach Rechtssicherheit und übergreifender fachlicher Unterstützung bezüglich des
Bunkerns von LNG deutlich. Hierzu existieren aktuell keine internationalen, EU-weiten oder
nationalen Vorschriften, sondern lediglich Entwürfe / Vorschläge für technische und
organisatorische Standards und Prozeduren. Die in Kraft befindliche HafVO für MV enthält mit
Ausnahme der § 22 (4), mit Verweis auf die Beschränkung der Abgabe von flüssigen Stoffen zur
Eigenversorgung von Wasserfahrzeugen durch ortsfeste Anlagen, Bunkerboote oder Tankwagen,
und § 31a, mit dem Hinweis auf den zulässigen Schwefelgehalt von Schiffskraftstoffen am
Liegeplatz in den Häfen, keine Bestimmungen zum Bunkern. Weiterhin regeln die HNO der
einzelnen Häfen das Bunkern in unterschiedlichem Detaillierungsgrad, ohne sich jedoch auf
Treibstoffe wie LNG (Flammpunkt < +55°C) zu beziehen oder sie zu genehmigen oder zu verbieten.
Aus unterschiedlichen Gründen sollen nach Angaben der Betreiber die HNO in den Häfen Wismar
und Stralsund demnächst überarbeitet werden.
62
Wir schlagen vor, allgemeine Grundsätze für das Bunkern von Schiffstreibstoffen aller Art,
einschließlich derer mit geringerem Flammpunkt als heutige Dieselöle, wie LNG und Methanol,
künftig übergreifend in der HafVO zu verankern und die Verordnung entsprechend inhaltlich
anzupassen.
Ziel ist es, eine landesweit gültige Liste von Kriterien zu erstellen („Positiv-Liste“), bei deren
Erfüllung von einer Zulässigkeit des Bunkerns von LNG ohne weitere Verwaltungsvorgänge
ausgegangen werden kann. Dazu gehört z.B.:




die Verwendung von für die jeweilige Treibstoffart zugelassenen Einrichtungen,
Fahrzeugen und Bunkerbooten,
die Bedienung durch geschultes Personal,
die Einhaltung ggf. landesweit allgemeingültiger Sicherheitszonen
das Vorliegen einer dokumentierten, fachlich qualifizierten Risikobetrachtung für die
örtlichen Bunkerverhältnisse (z.B Berücksichtigung öffentlich zugänglicher Flächen,
nautische Gegebenheiten, etc.), basierend auf landesweit anwendbaren Betrachtungen
(siehe unten „modularer Werkzeugkasten“) sowie ergänzende örtliche Betrachtungen
durch den Hafenbetreiber.
Die HafVO MV sollte nach der Überarbeitung so ausgestaltet sein, dass lediglich bei speziellen
örtlichen, nicht durch die allgemeine Vorschrift abgedeckten Besonderheiten Anpassungen in der
örtlichen HNO bezüglich des Bunkerns vorzunehmen sind. Hierdurch wird sichergestellt, dass sich
die Hafenbetreiber auf eine fachlich einwandfreie übergeordnete Regelung stützen und sich
ausschließlich auf ihre örtlichen Gegebenheiten konzentrieren können.
Im Folgenden machen wir folgende konkrete Änderungsvorschläge zur Anpassung der HafVO in
Teil 2 „Verhalten im Hafen“ in den Abschnitten 3 „Aufenthalt, Umschlag, Lagerung“ und 4
„Besondere Sicherheitsbestimmungen“ sowie Teil 3 „Schlussvorschriften“.


Streichen der Absätze (4) und (5) in § 22 Laden und Löschen
Einfügung eines neuen § 22a mit grundlegenden Bunkerbestimmungen:
- Flüssige Stoffe zur Eigenversorgung von Wasserfahrzeugen dürfen nur von speziell für
die Kraftstoffart zugelassenen ortsfesten Anlagen, Bunkerbooten oder Tankwagen
abgegeben werden beziehungsweise in speziell dafür zugelassenen Tankcontainern an
Bord gebracht werden.
- Die Übernahme (Bunkern) von flüssigen Stoffen, mit einem Flammpunkt < +55°C, zur
Eigenversorgung von Wasserfahrzeugen, ist grundsätzlich zulässig, sofern die
folgenden Bedingungen erfüllt werden.
a) Das Bunkern ist spätestens zwei Stunden vor Ausführung bei der zuständigen
Hafenbehörde anzumelden.
b) Das aufnehmende Schiff ist nach den einschlägig anwendbaren nationalen und
internationalen Vorschriften für die gewünschte Kraftstoffart zugelassen und seine
Besatzung ist nachweisbar entsprechend qualifiziert.
c) Für die Abgabe werden Bunkerboote, Tankwagen oder Tankcontainer verwendet,
die nach den einschlägig anwendbaren nationalen und internationalen
Vorschriften für die gewünschte Kraftstoffart zugelassen sind.
63
-
-
d) Das Personal der Abgabeeinrichtungen ist nachweislich für die jeweilige Aufgabe
qualifiziert.
e) Für Schiffe, die selbst flüssige Stoffe mit einem Flammpunkt < +55°C geladen
haben oder auf denen noch nicht inertisierte Tanks installiert sind, ist das Bunkern
nur außerhalb von Lade- und Löschzeiten bzw. -vorgängen gestattet.
Für das Bunkern sind die für die jeweilige Kraftstoffart erstellten Checklisten zu
verwenden (siehe Abbildung 23 bis Abbildung 34 in Anhang B - Beispiele für LNGBunkerchecklisten).
Vor Übernahme (Bunkern) von flüssigen Stoffen zur Eigenversorgung von Schiffen sind
alle Maßnahmen zum vorbeugenden Gewässerschutz gemäß den gesetzlichen und
technischen Vorschriften zu treffen.
Für die ordnungsgemäße und sichere Durchführung des Bunkervorgangs sind der beteiligte
Bunkerlieferant und der Schiffsführer gemeinsam, jeder jedoch vollumfänglich verantwortlich. Der
jeweilige Hafenbetreiber kann Einschränkungen erlassen, die durch die örtlichen Bedingungen
notwendig sind.
Hinsichtlich der Frage der Notwendigkeit von Risikobetrachtungen und Anmeldepflicht für LNGBunkervorgänge merken wir folgendes an:
Grundsätzlich ist die Hafenbörde nach § 3 (4) 2 HafVO M-V für die Abwehr von Gefahren zuständig,
die sich aus dem Zustand, der Nutzung oder dem Betrieb des Hafens oder einzelner Hafenanlagen
ergeben und umfängliche Informationen voraussetzt. Hierzu muss sie „gerichtsfest“ nachweisen
können, dass sie die notwendigen Vorkehrungen für einen sicheren Betrieb getroffen, die sich
daraus ergebenden Risiken eingeschätzt und entsprechende Notfallpläne für den Havariefall
ausgearbeitet hat. Da LNG sich, wie auch andere Kraftstoffe mit niedrigem Flammpunkt, in
wesentlichen Eigenschaften von herkömmlichen Dieselölen unterscheidet, können die
Vorkehrungen für heute übliche Bunkervorgänge nicht ohne weiteres auf solche neuen Kraftstoffe
übertragen werden. Für den Umgang mit LNG liegen bereits zahlreiche Veröffentlichungen über
qualitative und quantitative Risikoanalysen vor, die für etliche Bereiche „allgemeingültigen“
Charakter haben. Wir schlagen daher vor, solche allgemein verwendbaren Risikoaussagen auf
Landesebene zusammenzustellen (siehe „modularer Werkzeugkasten“ weiter unten). Die lokalen
Hafenbehörden könnten sich somit auf eventuelle örtliche Besonderheiten konzentrieren.
Aus den Gefahrgutvorschriften (HGGVO MV) ergibt sich eine Anmeldepflicht von LNG-Transporten
(bei landseitiger Anlieferung zwei Stunden vor Eintreffen). Der von der EMSA vorgelegte Entwurf
für einen europäischen Standard zum Bunkern von LNG sieht ebenfalls eine Anmeldung der
Bunkervorgänge vor. Eine solche Anmeldung kann unbürokratisch und kundenfreundlich
ausgestaltet werden und dient auch den eventuell aufgrund der örtlichen Gegebenheiten
notwendigen Vorbereitungen des Hafenbetreibers (z.B. Warnhinweise / Absperrung von öffentlich
zugänglichen Hafenflächen innerhalb der Sicherheitszone).
Die Ziffern 12. und 13. in Absatz (1) des § 34 Ordnungswidrigkeiten wären entsprechend der
vorgenommenen Änderungen in § 22 und § 22a anzupassen
64
Mögliche Anpassungen der HGGVO MV
Grundsätzlich schließt die HGGVO des Landes MV den Transport von LNG innerhalb des Hafens
zum Zwecke des Bunkerns, auch z.B. zu und auf einem RoPax-Anlager, nicht aus und bildet somit
hierfür eine hinreichende Rechtsgrundlage, sofern die in der HGGVO eröffneten Möglichkeiten der
lokalen Hafenbehörde zur Genehmigung abweichender Einzelfallregelungen extensiv genutzt und
das Bunkern dabei analog zum Umschlag verstanden wird. Es wäre aber möglicherweise sinnvoll,
den Begriff „Bunkern“ zusätzlich zum Begriff „Umschlag“ neu in die HGGVO einzuführen und den
Umgang mit den zum Bunkern verwendeten Gefahrgütern damit klar und verständlich zu regeln,
auch um „Ausnahmen als Regel“ zu vermeiden. Allerdings erfordert dies eine vollständige
Durcharbeitung und Änderung der HGGVO MV.
Aus der HGGVO § 7 (3) ergibt sich bereits heute eine Anmeldepflicht für das Einbringen von LNG
(Gefahrgut nach IMDG-Code) per Straße und Bahn (landseitig) sowie Schiff (wasserseitig). Die
Hafenbehörde hat nach § 4 (2), § 8 (1) etc. das Recht zum Festlegen der Stellplätze und
Transportwege im Hafen. Diese Rechte und Pflichten sollten sinngemäß auch auf Gefahrgüter
angewandt werden, die nicht zum Umschlag, sondern zum Bunkern („Eigenversorgung des
Schiffes“) in den Hafen eingebracht werden. Dabei können auch Details wie zum Beispiel der
Übergang vom Gefahrgut nach IMDG zum Bunkerstoff nach IMO-IGF-Code (in Arbeit) sowie der
Lieferung zum Schiff und der temporären Lagerung von Tank-Fahrzeugen und Tankcontainern
zielgenauer geregelt werden, die heute durch Einzelfallregelung allerdings ebenfalls fassbar wären
(z.B. maximale Standzeiten in Abhängigkeit von der Zulassung, Verantwortung, etc.).
Im Folgenden werden die aktuellen Inhalte der HGGVO erörtert und mögliche Ansätze zur
Anpassung dargestellt.

§ 2 Begriffsbestimmungen
a. Die Beförderung ist „der Vorgang der Ortsveränderung einschließlich der Übernahme
und der Ablieferung des Gutes sowie des zeitweiligen Aufenthaltes im Verlauf der
Beförderung, Vorbereitungs- und Abschlusshandlungen (Verpacken und Auspacken
der Güter, Be- und Entladen) […].“ „Ein zeitweiliger Aufenthalt im Verlauf der
Beförderung liegt vor, wenn dabei gefährliche Güter für den Wechsel der
Beförderungseinheit oder des Beförderungsmittels (Umschlag) oder aus sonstigen
transportbedingten Gründen zeitweilig abgestellt werden. Wird die Sendung nicht
nach der Anlieferung entladen, gilt das Bereitstellen der Ladung beim Empfänger zur
Entladung als Ende der Beförderung. Werden Versandstücke, Tankcontainer, Tanks und
Kesselwagen während des zeitweiligen Aufenthaltes geöffnet, gilt der Vorgang der
Beförderung als beendet.“
b. Der Umschlag ist „das Be- und Entladen von Wasser- und Landfahrzeugen
einschließlich der Bereitstellung zu ladender oder zu löschender Güter in den Kaihallen,
auf Freiflächen oder sonstigen Lagerplätzen nach Anlieferung oder zum Abtransport,“
Der Bunkervorgang könnte analog zum Umschlag gesehen werden, allerdings sind dafür nach
§ 8 (1) besondere Liegeplätze vorgesehen, die die Hafenbehörde festlegt. Im Rahmen des Bunkerns
von LNG könnte schon nach heutiger VO dafür ein erweiterter Rahmen gestattet werden,
65
allerdings wäre eine allgemeine Erlaubnis des Bunkerns (zumindest von der Landseite aus) an allen
Liegeplätzen wünschenswert,
Nach § 8 (2) darf, vorbehaltlich von durch die Hafenbehörde gestatteten Einzelfällen, während des
Umschlags kein anderes Schiff (z.B. Öl-Bunkerboot) längsseits des aufnehmenden Schiffes liegen.
Simultanes Bunkern von LNG und Dieselöl stellt keine Gefährdung dar und sollte daher in der Regel
möglich sein. Durch die Erweiterung des § 2 um einen weiteren Begriff „Bunkern“ könnte an dieser
Stelle für noch mehr Klarheit geschaffen werden, jedoch ist dies mit einer vollständigen
Durcharbeitung und Änderung der HGGVO (Einfügung von Bestimmungen für das Bunkern)
gleichzusetzen.

Nach § 4 (2) kann die Hafenbehörde „einen Zeitpunkt für das Einbringen der gefährlichen
Güter bestimmen und im Geltungsbereich dieser Verordnung die Einhaltung bestimmter
Transportwege und Wartepositionen vorschreiben.“
Dies setzt die Kenntnis und Anmeldung gemäß § 7 (3) voraus. Nach HGGVO (gültige Fassung) muss
die Anmeldung für seeseitig einkommende gefährliche Güter […] spätestens bei Auslaufen aus
dem Abgangshafen vorliegen. Bei landseitig eingehenden Gütern in den Hafen hat die Anmeldung
spätestens zwei Stunden vorher vorzuliegen. Das Bunkern von LNG sollte nach Anmeldung ohne
weitere Genehmigung jederzeit möglich sein.

§ 9 Festmachen von Wasserfahrzeugen, Lade- und Löschleitungen, elektrische
Verbindungen
(1) „Wasserfahrzeuge, die gefährliche Güter an Bord haben, sind so festzumachen, dass der
Bug in Richtung der Hafenausfahrt liegt.“
(2) „Auf Seeschiffen, die gefährliche Güter an Bord haben, müssen vorn und achtern
Schleppleinen bis zur Wasseroberfläche ausgebracht werden.“
(3) „Lade- oder Löschleitungen sowie elektrische Leitungen müssen so angebracht sein,
dass sie keinen Zug- oder Druckbelastungen unterliegen.“
(4) „Die Hafenbehörde kann im Einzelfall von den Absätzen 1 und 2 abweichende
Bestimmungen treffen, wenn die Sicherheit gewährleistet ist.“
Es wäre zu klären, ob (4) im Rahmen der geltenden HGGVO zur „Regelabweichung“ für die LNGBebunkerung werden kann, insbesondere bei kleineren Mengen unter 200 - 300 m³ pro
Bunkervorgang, falls das Bunkern nicht als separat geregelte Umschlagart“ aufgenommen werden
soll (s.o.).

§ 11 Sicherheit und Besetzung von Fahrzeugen mit gefährlichen Gütern im Hafen;
Aufenthalt an Bord
(1) „Fahrzeuge mit gefährlichen Gütern müssen während des Aufenthalts im Hafen mit
dem Fahrzeugführer oder einem mit der Handhabung des Fahrzeuges vertrauten und
hierzu berechtigten Vertreter besetzt sein.“
(2) „Auf Wasserfahrzeugen ist außerdem eine Besatzung bereitzuhalten, die in der Lage ist,
die Feuerlöscheinrichtungen an Bord zu bedienen und mit dem Schiff auszulaufen.“
An dieser Stelle wäre zu prüfen und darauf hinzuwirken, ob Schiffe mit LNG im Bunkertank (zur
Eigenversorgung), davon ausgenommen werden können.
66

§ 12 Sicherheitsmaßnahmen und Aufsicht beim Umschlag
(2) „Die vom Umschlag gefährlicher Güter betroffenen Bereiche des Hafens sind vor dem
Zutritt unbefugter Personen zu sichern.“
(4) „Der Schiffsführer oder die Aufsichtsperson darf den Umschlag gefährlicher Güter erst
dann zulassen, wenn an Bord und an Land alle zu beachtenden
Sicherheitsvorkehrungen getroffen worden sind.“
(5) 2. „Während des Umschlages explosiver, brennbarer oder radioaktiver Güter darf das
Fahrzeug nicht bebunkert werden.“
Es ist davon auszugehen, dass für den Bunkervorgang von LNG im Rahmen von Risikoanalysen die
Definition einer Sicherheitszone erfolgen wird, welche auch die Sicherung gegen den Zutritt durch
unbefugte Personen beinhaltet. Analog zum Umschlag gefährlicher Güter, sind auch bei der LNGBebunkerung sowohl an Bord als auch an Land alle Sicherheitsvorkehrungen für einen
störungsfreien Treibstofftransfer zu treffen. Ein probates Mittel sind die bereits oben vorgestellten
Checklisten (siehe Anhang B - Beispiele für LNG-Bunkerchecklisten). Nach § 13 (1) gelten „die im
Unterabschnitt 2.1.1.1 IMDG-Code oder die im Absatz 2.2.1.1.1 ADR/RID bezeichneten Stoffe und
Gegenstände“ als explosive Stoffe und Gegenstände mit Explosivstoff.
LNG (UN-Nr. 1972) ist nach IMDG-Code kein Explosivstoff der Klasse 1, sondern ein „Entzündbares
Gas“ der Klasse 2.1 und in dieser Hinsicht keinen besonderen Einschränkungen unterworfen.

Nach § 14 (1) darf der Betreiber des Hafens oder der Umschlaganlage „beim Umschlag
gefährlicher Güter nur geeignete Anlagen, Geräte und Fahrzeuge verwenden, die den
anerkannten Regeln der Technik entsprechen und sich in einem betriebssicheren Zustand
befinden.“
Zur Beurteilung des betriebssicheren Zustands können unter anderem auch definierte Checklisten
dienen, die vor dem Bunkervorgang durchgegangen, bei Bescheinigung der Betriebssicherheit
anschließend von den beteiligten Partnern unterschrieben und zum späteren Zeitpunkt bei Bedarf
als Dokumentation der Beurteilung herangezogen werden können.
Modularer Werkzeugkasten für Risikoanalysen
Die Risikobetrachtungen für das Bunkern von LNG und anderen neuartigen Schiffstreibstoffen wie
Methanol, enthalten allgemeine und örtlich spezifische Elemente. Es ist vorteilhaft, sich bei der
Planung und Durchführung von Risikoanalysen auf die Erfahrungen an anderen Standorten (z.B.
die Häfen in Stockholm und Rotterdam) zu stützen, an denen, auf Basis lokaler Verordnungen,
bereits LNG gebunkert wird. Das Ziel ist es, für die Häfen in MV ähnlich pragmatische
Herangehensweisen zu entwickeln.
Dies lässt sich am besten durch die Entwicklung eines modular nutzbaren „Werkzeugkastens“ auf
Landesebene für Risikoanalysen im Zusammenhang mit der LNG-Bebunkerung erreichen. Aus der
hier erstellten einheitlichen Risikoanalyse können die Häfen je nach Bedarf einzelne Module
verwenden, diese ggf. an ihre lokalen Gegebenheiten anpassen sowie bei besonderen
Verhältnissen um notwendige Betrachtungen ergänzen. Damit wird den Häfen mehr Sicherheit bei
der Einführung von LNG als Schiffstreibstoff gegeben.
67
Nationale und internationale Kooperation und Abstimmung
Schließlich wird angeregt, dass sich das EM des Landes MV künftig bezüglich LNG und der
korrespondierenden Aspekte „Gefahrguttransport“ und „Bunkern“ eng und regelmäßig mit den
anderen Küstenländern sowie dem BMVBS abstimmt und eventuell bei der Implementierung von
Standards eine Führungsrolle übernimmt. Weiterführend wird empfohlen, einen offiziellen Kontakt
zu den Hafenverwaltungen von Stockholm und Göteborg zum Erfahrungsaustausch zu etablieren
sowie als aktives Mitglied in der LNG-Arbeitsgruppe der IAPH, die ebenfalls an der Definition von
Standards arbeitet, mitzuwirken (siehe Abschnitt 6.3). Beispielhaft könnte diese Aufgabe durch den
Hafen Rostock, für alle Häfen in MV wahrgenommen werden.
6.2.
Vorbereitende Maßnahmen und Schulungen
Bei der Genehmigung von Landanlagen sowie bei der Gewährleistung der Sicherheit im Hafen
werden diverse Institutionen und Behörden, von der Gewerbeaufsicht bis zur Feuerwehr, tangiert
oder auch vollumfänglich einbezogen. Bei diesen Organen ist derzeit praktisch kein Wissen um den
sicheren Umgang mit LNG und die damit verbundenen Risiken vorhanden. Es wird daher angeregt,
rechtzeitig eine entsprechende landesweite fachliche Informations- und Schulungskampagne für
diese Institutionen durchzuführen, um bei der konkreten Umsetzung von LNG-Bunkerprojekten auf
interessierte und kompetente Ansprechpartner zurückgreifen und spätere Verzögerungen durch
mangelnde Kenntnisse oder interne Unsicherheiten vermeiden zu können.
6.3.
Öffentlichkeitsarbeit
In Stockholm ist die Umsetzung des LNG-Bunkerprojektes auch insbesondere deshalb reibungslos
durchführbar gewesen, weil LNG in der öffentlichen Wahrnehmung als effektives Mittel zur
Beseitigung von Luftverschmutzungsproblemen positiv besetzt war. Zur Vorbeugung gegenüber
möglichen späteren Verzögerungen in der Projektplanung und -umsetzung, wird vorgeschlagen,
rechtzeitig eine öffentlichkeitswirksame Positivkampagne zu konzipieren, die bei Bedarf
flankierend für konkrete LNG-Bunkerstationsprojekte eingesetzt werden kann. Hierbei sollte ggf.
als Mitglied auf die Ergebnisse der IAPH-Arbeitsgruppe zurückgegriffen werden.
6.4.
Wirtschaftsförderung
Fördermöglichkeiten
Für alle vorgeschlagenen Maßnahmen sowie ebenfalls für eventuelle konkrete
Umsetzungsmaßnahmen sollte nach sinnvollen Fördermöglichkeiten gesucht werden,
insbesondere im Rahmen des Programms TEN-T der EU.
68
Nachhaltige Erkundung der Absichten und Möglichkeiten in Świnoujście (Polen)
Im Rahmen dieser Studie war es mangels Antwort des Betreibers Polskie LNG S.A. leider nicht
möglich, belastbare Aussagen über die Pläne und Möglichkeiten zur Abgabe von LNG vom
künftigen Importterminal Świnoujście zu erhalten. Aufgrund der geografischen Nähe zu den
Seehäfen in MV und den dadurch potenziell gegebenen Kostenvorteilen in deren LNG-Versorgung
ist ein kurzfristiger offizieller Regierungskontakt zur Erkundung der Lage vor Ort als hilfreich zu
bewerten. Ebenso ist bereits eine Bitte zur Unterstützung beim Aufbau einer Verbindung zu Polskie
LNG S.A. bei der Invest in Mecklenburg-Vorpommern GmbH eingereicht worden.
Prüfung des Interesses an einer Ausschreibung für ein lieferantenoffenes LNG-Lager
Im Hafen Göteborg sind Investition und Betrieb des künftigen LNG-Terminals von den
Bunkerlieferanten getrennt worden, um einen Wettbewerb bei der LNG-Treibstofflieferung
gewährleisten zu können. Es wird angeregt, im Rahmen von Gesprächen mit potenziellen
Investoren und Bunkerlieferanten, die Möglichkeit für eine gleichgeartete Lösung in den Seehäfen
von MV zu prüfen und hierdurch eine Plattform für den Wettbewerb zu schaffen.
69
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(Zugriff 07.06.2013)
http://www.ccr-
X
Anhang A - Risikoanalysen im Zusammenhang mit LNGBunkern
LNG unterscheidet sich von anderen petrochemischen Flüssigkeiten (z.B. Schweröl,
Dieselkraftstoff), die als Treibstoff für Schiffsanlagen verwendet werden, durch seine chemischen
und physikalischen Eigenschaften und hat daher ein anderes Risikoprofil. Daher ist ein Vergleich
der Sicherheit nicht direkt möglich und Handhabungs- und Notfallvorkehrungen für das Bunkern
mit Ölen können nicht ohne weiteres für LNG übertragen werden, es sind zusätzliche
Risikobetrachtungen notwendig.
Stoffeigenschaften und Risiken bei der Handhabung
Flüssiges Erdgas (LNG) ist eine tiefkalte („kryogene“) Flüssigkeit, die bei Verdampfungstemperatur
(ca. -161°C bei Atmosphärendruck) verwendet und gelagert wird. Sie ist ein Gefahrgut im Sinne der
Transportvorschriften und im internationalen Gefahrgut-Code (IMDG-Code) unter der UN-Nummer
1972 der Klasse 2.1 („entzündbare Gase“) zugeordnet.
Tiefkaltes LNG verdampft nach Austritt aus einem geschlossenen System (z.B. durch Leckagen)
praktisch sofort. Der Dampf sinkt zunächst zu Boden und verflüchtigt sich dann sehr schnell
(Vermischung mit Luft). Eine Entzündung kann nur erfolgen, wenn das Gemisch aus Gas und Luft
innerhalb eines Mischungsverhältnisses mit Luftsauerstoff von ca. 5 – 15 % Vol.
(„Explosionsgrenzen“) mit einer Zündquelle zusammentrifft. Diese Grenzen werden allerdings bei
der Verflüchtigung sehr schnell passiert, so dass die Zeitspanne, in der akute Entzündungsgefahr
gegeben ist, relativ kurz ist [Vgl. Arnhold, T. 2006]. Kommt es in dieser kurzen Zeitspannung zu
einer Entzündung des Gas-Luftgemisches (durch Zusammentreffen mit einer Zündquelle), kann
Methan in offenen Bereichen normalerweise keinen schädlichen Überdruck aufbauen. Bereiche,
aus denen sich das Gas nicht schnell genug verflüchtigen kann (das können auch komplexe
Anlagen oder Schutzdächer im Freien sein) können allerdings explosionsgefährdet sein. Der
Flammpunkt, das heißt die niedrigste Temperatur, ab der sich über der Flüssigkeit ein zündfähiges
Dampf-Luft-Gemisch bilden kann, liegt für LNG bei oder etwas unter +55°C (im Vergleich:
herkömmliches Schweröl über +60°C, Methanol +11°C, Otto-Treibstoff (Benzin) unter -20°C).
Der für die Handhabung gravierendste Unterschied zu Bunkerölen ist die niedrige Temperatur (ca. 161 – 163°C). Daher müssen bei der Treibstoffübergabe sowohl eine Erwärmung und die daraus
resultierende stärkere Verdampfung als auch der direkte Kontakt von tiefkalter („kryogener“) LNGFlüssigkeit zu Stahlstrukturen oder menschlichen Körperteilen unbedingt vermieden werden.
Die Handhabung von LNG ist seit dem Aufkommen der ersten Seetransporte in Spezialtankern in
den 1970er Jahren Stand der Technik und bei Benutzung geeigneter Gerätschaften sowie
Beachtung der einschlägigen Betriebshinweise sehr sicher.
XI
Verfahren der Risikoanalyse
Der Risikobegriff ist nicht nur technisch sondern auch rechtlich relevant und mit dem Begriff
„Gefahr“ verbunden. Die staatliche Verantwortung zur Beurteilung und Regulierung technischer
Risiken ergibt sich in Deutschland aus dem Grundgesetz (Artikel 2 Absatz 1 und 2 Recht auf Leben
und körperliche Unversehrtheit sowie Artikel 20a Umweltschutz).
Das technische Risiko wird international und auch nach deutscher Norm (DIN VDE 31000 Teil 2)
durch eine Wahrscheinlichkeitsaussage beschrieben, die die zu erwartende Häufigkeit eines zum
Schaden führenden Ereignisses (H) und das beim Schadenseintritt zu erwartende Schadensausmaß
(S) kombiniert (Risiko R = H x S). Das Risiko kann daher als quantitative Kennzahl für die
Beschreibung einer Gefahr aufgefasst werden, das für unterschiedliche Kombinationen von
Eintrittswahrscheinlichkeit und Konsequenz gleich sein kann. Da für keine Technologie eine 100%tige Sicherheit erreicht werden kann (es sei denn, man wendet sie nicht an), muss ein rechtlich
tragbares Restrisiko festgelegt werden. Dabei kann sowohl die Häufigkeit von Schäden mit
geringerer Konsequenz als auch das Ausmaß eines selten eintretenden Schadens für die
(öffentliche) Akzeptanz entscheidend sein (Beispiel Atomenergie). Vergleichende
Risikobetrachtungen mit anderen Technologien sind zur Einschätzung sinnvoll.
Grundsätzlich unterscheidet man zwischen deterministischen und probabilistischen Verfahren zur
Risikoanalyse. Moderne probabilistische (auf Wahrscheinlichkeiten basierende) Verfahren zur
Risikoanalyse, wie sie auch bei den bisherigen Analysen für die Verwendung von LNG angewandt
wurden, sind international vor allem in der Offshore-Öl- und Gasindustrie entwickelt worden. Sie
sind daher in Deutschland (da es diese Industrie hier praktisch nicht gibt) allerdings noch wenig
verbreitet, wie auch die vergleichende Risikobetrachtung. International setzen sich für die
Risikobewertung zunehmend risikobasierte, probabilistische Methoden sowie das sogenannte
ALARP- Prinzip durch („As low as reasonably practicable“), welches die Interessen bezüglich der
Anwendung einer Technologie mit der Konsequenz und Akzeptanz von Folgen auszubalancieren
versucht. In verschiedenen europäischen Ländern haben sich dafür Standards / Richtwerte
etabliert, die für die Bewertung der Akzeptanz des tragbaren Restrisikos gewisser Anlagenarten
relevant sind.
Zuständigkeit
Bezogen auf die Häfen in MV ist die Hafenbörde nach § 3 (4) 2. HafVO M-V für Abwehr von
Gefahren zuständig, die sich aus dem Zustand, der Nutzung oder dem Betrieb des Hafens oder
einzelner Hafenanlagen ergeben und umfängliche Informationen voraussetzt. Hierzu muss sie
„gerichtsfest“ nachweisen können, dass sie die notwendigen Vorkehrungen für einen sicheren
Betrieb getroffen, die sich daraus ergebenden Risiken eingeschätzt und entsprechende
Notfallpläne für den Havariefall ausgearbeitet hat. Das Verfahren, nach dem die Risikobewertung
durchgeführt wird, ist dabei nicht vorgeschrieben.
XII
Risikoanalysen für das Bunkern von LNG
In den vergangenen Jahren sind in verschiedenen europäischen Regionen / Häfen etliche
Risikoanalysen für das Bunkern von LNG (Ship to Ship, Truck to Ship) durchgeführt worden, die
überwiegend (mindestens teilweise) veröffentlicht sind: Norwegen, Niederlande (LESAS), Belgien /
Flandern (DNV), Deutschland / Hamburg (GL), North European LNG Infrastructure Project (SSPA),
Schweden / Stockholm (SSPA). Diese Untersuchungen sind nach der probabilistischen Methode als
quantitative Risikoanalysen auf Basis von HAZID (Workshops zur Identifizierung von Fehlerquellen)
und FMEA (Failure Mode and Effects Analysis, Folgeneinschätzung) erstellt worden.
Haupteinflussgrößen sind dabei die Größenordnung und Häufigkeit der Bunkeroperationen sowie
die jeweils bewegten absoluten Mengen an LNG. Ergebnisse sind Risikobereiche (Risk Areas / Risk
Distances), Sicherheitszonen und -abstände (Safety Zones, Safety Distances) sowie
Ausschlusszonen (Exclusion Zones) für Aktivitäten. Die Ergebnisse sind dabei von den tolerierten
Eintrittswahrscheinlichkeiten, der Häufigkeit des Vorgangs, der LNG-Menge pro Zeiteinheit und
von der Ausstattung der Anlage (z.B. mit einem Notabschaltsystem / Emergency Shut Down ESD
System) abhängig. Die folgenden Tabellen aus der für die flämischen Häfen durchgeführten
Risikoanalyse [Flemish 2012] illustrieren diese Zusammenhänge beispielhaft hinsichtlich der
Größenordnung des Einflusses.
Location
Maximum allowable individual risk per year
Border of the establishment
Residential areas
Vulnerable locations (e.g. school grounds)
Tabelle 11:
Von den flämischen Behörden verhängte Risikokriterien [Vgl. Flemish 2012]
Type of hose
Diameter
Operating
[inch]
time [h/y]
2 x 2,0"
(50 m3/h]
2 x 6,0"
(500 m3/h]
2 x 12,0"
(3.000 m3/h]
Tabelle 12:
10-5/y
10-6/y
10-7/y
Without ESD system
Risk distances [m]
Manual ESD system
Automatic ESD system
250
10-5/y
16
10-6/y
42
10-7/y
72
10-5/y
14
10-6/y
30
10-7/y
46
10-5/y
14
10-6/y
30
10-7/y
42
500
20
50
74
18
36
50
16
34
44
1.000
28
56
76
24
40
56
24
38
48
2.000
38
66
96
30
44
66
28
40
50
250
48
98
258
46
86
120
46
86
120
500
60
134
260
60
98
144
60
98
144
1.000
72
170
262
72
108
170
72
104
150
2.000
86
256
264
84
118
256
82
114
154
250
126
390
546
126
252
504
126
252
504
500
186
496
552
154
324
510
154
324
510
1.000
232
534
554
188
448
534
182
448
514
2.000
330
542
558
226
498
542
226
498
514
Berechnete Risikodistanzen für die Bunkerkonzepte PtS und StS über Schlauchverbindungen
anhand unterschiedlicher Parameter [Vgl. Flemish 2012]
XIII
Zum Vergleich: die Betriebszeiten (operating time) für das StS-Bunkern von MF „Viking Grace“ in
Stockholm liegen in der Summe unter 1.000 h/y.
Bei den LNG-Risikoanalysen für verschiedene Orte und Bunkersituationen in Hafengebieten haben
sich häufig folgende Größenordnungen für Sicherheitsabstände ergeben:



Bunkern aus Tank-Lkw oder kleinem Bunkerboot (wie SEAGAS in Stockholm): < 25 m
Bunkern (PtS) großer Mengen aus großem Tanklager: < 300 m
Abstand kleine LNG-Tanks (wie Container) zu Bebauung, Fahrzeugen, Freileitungen: 5 25 m
Übertragbarkeit auf Häfen in MV
Teile der Ergebnisse dieser Risikoanalysen, z.B. die externen Risiken für Menschen bei den
einzelnen generischen Gliedern der Logistikkette (LNG-Transport, -Handling, -Lagerung), lassen
sich auf die Häfen in MV übertragen, mindestens jedoch als Richtwerte für landesweit gültige und
lokale Betrachtungen verwenden. Andere Elemente sind von örtlichen Gegebenheiten abhängig,
wie z.B. die Anlieferwege, Lage und Nachbarschaftsverhältnisse von Bunker- und Lagerplätzen
sowie -Anlagen, nautische Gegebenheiten (Distanzen passierender Schiffe, Verkehrsdichte),
öffentliche Zugänglichkeit der Hafenanlagen und Bunkerfrequenz / -kapazität. Sie sollten daher
mindestens in einem vereinfachten Verfahren für jeden Hafen individuell betrachtet und
dokumentiert werden.
XIV
Anhang B - Beispiele für LNG-Bunkerchecklisten
XV
XVI
Abbildung 23: IAPH-Entwurf der Ship to Ship-Checkliste „Pre Bunker Operations” und „Planned simultaneous
activities” [IAPH 2013]
XVII
XVIII
XIX
Abbildung 24: IAPH-Entwurf der Ship to Ship-Checkliste „Pre LNG Transfer” [IAPH 2013]
XX
XXI
XXII
Abbildung 25: IAPH-Entwurf der Ship to Ship-Checkliste „LNG Transfer Data” [IAPH 2013]
XXIII
XXIV
Abbildung 26: IAPH-Entwurf der Ship to Ship-Checkliste „After LNG Transfer” [IAPH 2013]
XXV
XXVI
Abbildung 27: IAPH-Entwurf der Truck to Ship-Checkliste „Pre Bunker Operations” [IAPH 2013]
XXVII
XXVIII
XXIX
Abbildung 28: IAPH-Entwurf der Truck to Ship-Checkliste „Pre LNG Transfer” [IAPH 2013]
XXX
XXXI
Abbildung 29: IAPH-Entwurf der Truck to Ship-Checkliste „LNG Transfer Data” [IAPH 2013]
XXXII
XXXIII
Abbildung 30: IAPH-Entwurf der Truck to Ship-Checkliste „After LNG Transfer” [IAPH 2013]
XXXIV
Abbildung 31: SMTF-Entwurf der Ship to Ship-Checkliste „Before Bunkering” [SMTF 2011]
XXXV
Abbildung 32: SMTF-Entwurf der Ship to Ship-Checkliste „Pre-Transfer Part 1” [SMTF 2011]
XXXVI
Abbildung 33: SMTF-Entwurf der Ship to Ship-Checkliste „Pre-Transfer Part 2” [SMTF 2011]
XXXVII
Abbildung 34: SMTF-Entwurf der Ship to Ship-Checkliste „After Bunkering” [SMTF 2011]
XXXVIII

mv verholen

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