WIR BRENNEN FÜR LNG IN DER SCHIFFFAHRT

Der Seeverkehr trägt in all seinen Erscheinungsformen erheblich zur Luftverschmutzung bei. Im Vergleich zu den konventionellen Kraftstoffen wird durch den Einsatz von LNG die Emission von Luftschadstoffen drastisch reduziert. Insbesondere die gesundheitsschädlichen und für den ‚sauren Regen‘ verantwortlichen Schwefeldioxide werden nahezu gänzlich und die Stickoxide zu 90% reduziert. Gleiches gilt für Rußpartikel. Die Wirkung von LNG ist nachhaltig und erfüllt schon jetzt deutlich alle bestehenden und künftig vorgesehenen Grenzwerte (IMO 2020) für Emissionen

-99

weniger Schwefeldioxid

-99

weniger Rußpartikel

-90

weniger Stickoxid

-20

weniger CO2

  • LNG als Treibstoff

  • Emissionen in der Schifffahrt

  • Kraftstoffe in der Schifffahrt

  • 01
    Was ist LNG?
  • 02
    Was kann LNG?
  • 03
    Wie sicher ist LNG?
  • 04
    Kann LNG gebunkert werden?
  • 05
    Wie wird LNG gebunkert?
  • 06
    Was kostet LNG
  • 07
    Mehr Wissenwertes zu LNG

LNG steht für „Liquified Natural Gas“ und ist ein durch technische Verfahren verflüssigtes Erdgas. Als fossiler Energieträger ist Erdgas ein Stoffgemisch, welches sich vor langer Zeit aus organischen Materialien gebildet hat.

LNG ist eine geruchs- und farblose, nicht korrosive, nicht entflammbare und nicht toxische Flüssigkeit. Im Vergleich zu Benzin und Diesel ist LNG zunächst weniger gefährlich.

Hauptbestandteil von Erdgas ist mit >85% der gesättigte Kohlenwasserstoff Methan (CH4). Nebenbestandteile von Erdgas sind höhere Kohlenwasserstoffe wie Ethan, Propan und Butan und andere unbrennbare Bestandteile wie Stickstoff, Kohlendioxid, Sauerstoff, Wasser, Spuren von Edelgasen sowie Schwefelbestandteile.

Gasförmiges Erdgas hat eine deutlich geringere Dichte als diejenige von Flüssigkeiten. Dies ist für Treibstoffanwendungen auf Seeschiffen unpraktisch. Durch Änderung des Aggregatzustandes vom gasförmigen in den flüssigen Zustand wird die Dichte (auch Energiedichte) auf das 600-fache komprimiert. Dazu wird das Erdgas auf -160 Grad runtergekühlt. Durch die Verflüssigung wird die Nutzung von LNG als Treibstoff auf Seeschiffen ermöglicht.

In Europa wird zwischen den beiden Erdgasqualitäten High Calorific Gas (HCV-Gas) und Low Calorific Gas (LCV-Gas) unterschieden. HCV-Gas weist einen höheren Methananteil und einen höheren Energiegehalt als LCV-Gas auf. Das LNG, was die Schiffe in Europa als Treibstoff nutzen, ist ein HCV-Gas. 

Gegenüber konventionell in der Schifffahrt eingesetzten Kraftstoffen (Schweröl, Gas- und Dieselöle) reduziert LNG deutlich die Schadstoffemissionen.

Ein weiterer Vorteil von LNG ist der motorenfreundlichere Verbrennungsprozess, was sich spürbar auf die Wartungskosten des Motors auswirkt. Gleichzeitig entfällt der mit der Verwendung von Schwerölen verbundene Aufwand zur Aufbereitung des Schweröls (Erwärmung, Separation/Filterung,) und der  Entsorgung von Ölrückständen. Die spürbar reduzierte Geruchsbelästigung im Maschinenraum und in unmittelbarer Nähe zum Schornstein ist eine weitere positive Begleiterscheinung. Verunreinigungen durch Rußpartikeln entfallen ebenfalls.

Der geringere CO2 Ausstoß muss bei Viertaktmotoren unter dem Gesichtspunkt des anfallenden „Methanschlupfes“ (‚methane slip‘) betrachtet und bewertet werden. Einfach ausgedrückt bezeichnet der Methanschlupf den Prozess des Methanverlusts durch das Auslassventil während des Verbrennungsprozesses im Motor. Motorenhersteller arbeiten aktuell an Lösungen zur Vermeidung des Methanausstroms. In der Praxis hat sich gezeigt, dass die CO2-Bilanz von Viertaktmotoren bei der Verbrennung von LNG noch positiv ist, heißt, auch ein Viertaktmotor verursacht bei der Verwendung von LNG weniger Treibhausgase als bei der Verwendung von Schweröl bzw. Gas-/Dieselöl.

Die heutige LNG Technologie zur Nutzung von LNG als Treibstoff basiert noch auf fossilem LNG. Dieser ist gegenüber konventionellen Treibstoffen CO2 reduziert aber nicht CO2 neutral! Mit der verwendeten Technologie lässt sich jedoch synthetisch hergestelltes LNG, sogenanntes SNG, verwenden. Wird das SNG aus erneuerbarem Strom produziert, handelt es sich um CO2 neutrales SNG, was dem fossilen LNG im Tank beigemengt oder gar ersetzen kann. Im letzteren Fall kann das Schiff tatsächlich CO2 und damit klimaneutral betrieben werden.

Eine für die Zukunft vielversprechende Möglichkeit der SNG Herstellung ist das Power-to-Gas (PtG) Verfahren. Hierbei wird zunächst mit Hilfe eines Elektrolyseurs und Strom aus Wasser (H2O) Wasserstoff (H2) gewonnen. Der Wasserstoff kann zusam­men mit Kohlendioxid oder Kohlenmonoxid sowie mit Hilfe eines Katalysators zu einem synthetischen Erdgas umgesetzt werden.

Übersicht der Vorteile von LNG als maritimer Treibstoff:

  • Nachhaltige Erfüllung der IMO Auflagen
  • Deutlich reduzierte Schadstoffemissionen
  • Reduzierte Wartungskosten für die Antriebsanlage
  • Reduzierter Wartungsaufwand für die Besatzung
  • Geringere Geruchsbelästigung (reduzierte Gesundheitsbelastung)
  • Wegbereitung zur Klimaneutralität

Seit rund 50 Jahren schon wird LNG sicher über die Weltmeere transpor­tiert. LNG hat als Kraftstoff bisher eine geringe Verbreitung. Über seine Gefahreneigenschaften und seine sachgemäße Behandlung ist bei potenziellen Anwendern sowie in der breiteren Öffentlichkeit daher vielfach noch wenig bekannt. Insbesondere auch in den Häfen stellt sich daher die Frage: wie sicher ist LNG? Und, was ist für einen sicheren Umgang mit LNG zu beachten?

Um Mensch und Umwelt beim Umgang mit chemischen Substanzen vor nachteiligen Auswirkungen zu schützen, unterliegen alle Chemi­kalien vor dem Inverkehrbringen grundsätzlich der Einstufungs- und Kennzeichnungspflicht. Nach EU CLP-Verordnung EG/1272/2008 (Classification, Labelling and Packaging) wird zwischen physi­kalischen Gefahren, Gesundheitsgefahren und Umweltgefahren unterschieden.

LNG ist eine geruchs- und farblose, nicht korrosive, nicht entflammbare und nicht toxische Flüssigkeit. Im Vergleich zu Benzin und Diesel ist LNG zunächst weniger gefährlich.

Doch LNG ist ein tiefkalt (kryogen) verflüssigtes Gas. Bei ungeschützter Exposition kann es bei Kontakt Kälteverbrennungen verursachen. Außerdem kann es zur Versprö­dung von nicht kältefesten Materialien führen. Als Prävention wird beim Umgang mit LNG eine entsprechende Schutzkleidung getragen. Anlagen- und Bauteile, welche in Kontakt mit LNG kommen, sind für tiefkalte Temperaturen ausgelegt.

Zum anderen besteht LNG aus Erdgas bzw. hauptsächlich aus Methan. Dieses ist nur bei hohen Temperaturen selbst entzünd­lich. Bei der Verdampfung entsteht jedoch ein leicht entzündliches und explosives Gas. Im Vergleich zu Benzin (1,4 – 7,6 %) und Dieselkraftstoff (0,6 – 7,5 %) sind die Zündgrenzen von Methan-Luft-Gemischen etwa doppelt so weit und reichen von 4,4 bis 16,5 %. Methan ist jedoch erst bei höheren Gemischkonzentrationen entzündlich.

Um Methan zu verbrennen, bedarf es eines Oxidationsmittels (Luft/ Sauerstoff) sowie einer Zündquelle. Für die sichere Handhabung von verdampfendem LNG folgt hieraus: LNG wird in geschlossenen, das heißt dichten Systemen/Tanks ohne Luft/Sauerstoffzufuhr gespeichert und transportiert. Verwendete kryogene Drucktanks haben hohe Sicherheitsreserven und sind mit Entlastungsventilen ausgestattet. Potentielle Zündquellen werden vermieden. Da Methan leichter als Luft ist, entweicht es rasch nach oben. Methan wird folglich, wie alle anderen Gase auch, entweder im Freien gelagert oder, wenn in geschlossenen Räumen, nur bei guter Be- und Entlüftung. Die Nutzung von Gassensoren erhöht die Sicherheit von Anwendungen mit und Lagerungen von LNG in geschlossenen Räumen.

Für die sichere Handhabung und Speicherung von LNG sowohl an Land als auch auf Schiffen gibt es eine Vielzahl von internationalen Codes und Standards, vor allem ISO-Normen. Die Einhaltung dieser Normen und Sicherheitsanforderungen erfolgt durch die Klassifikationsgesellschaften.

Ja, LNG kann gebunkert werden! Je nach Standort wasserseitig (Ship-to-Ship) oder von Land aus (Truck-to-Ship).

Rotterdam ist aktuell der Hafenstandort, an dem am meisten LNG als Treibstoff gebunkert wird. Hier werden neben der landseitigen Versorgung über Lkw mittlerweile auch unterschiedliche, wasserseitige  Bunkereinrichtungen genutzt bzw. angeboten.

Titan LNG liefert LNG mit dem FlexFueler I, einer „non-self-propelled“ Bunkerbarge in Rotterdam. Zwei weitere Bunkerbarges dieses Typs befinden sich bereits im Bau. Auch diese sollen in der ARA-Range eingesetzt werden.

Shell nutzt die Cardissa und die London. Letztere ist ein 3.000m3 LNG Bunkerbinnenschiff, welches für Bunkerungen vorwiegend in Rotterdam eingesetzt wird.

Die Kairos von Nauticor und die Coralius von Gasum sind überwiegend im Ostseeraum unterwegs und bieten dort an unterschiedlichen Standorten auch Bunkerungen an.

Der Preis pro gelieferte Tonne LNG richtet sich unter anderem auch nach dem Bunkerstandort. Je weiter der Bunkerort vom LNG-Standort (LNG-Hub) entfernt ist, desto teurer wird es. Eine Tonne geliefertes LNG ist in Rotterdam deutlich günstiger als eine Tonne geliefertes LNG in Brunsbüttel.

Bei der Nutzung von LNG als maritimer Treibstoff ist immer auch die Gewährleistung der LNG-Versorgung zu analysieren und zu prüfen. Hier bietet Wessels Marine Hilfestellung.

Hier finden Sie die LNG Map 

Die Bunkerung von LNG ist aufwendiger und komplexer als die Bunkerung von ölbasierten Kraftstoffen. Kontrollmechanismen und Sicherheitseinrichtungen sowie spezielle Schutzkleidungen für das Personal sind vorzuhalten (siehe IGF-Code).

Aktuell kommen zwei Methoden des LNG Transfers zum Einsatz. Die Truck-to-Ship (T-t-S) und die Ship-to-Ship (S-t-S) Methode. Bei der ersteren wird das LNG per LKW ans Schiff geliefert. Die Lkw-Lieferung ist sehr zeitaufwendig und erfordert einen sicheren Bunkerstandort, vorzugsweise eine Pier, an dem keine Aktivitäten sattfinden. Das Laden und Löschen während des Lkw basierten Bunkervorgangs ist aktuell nicht möglich.

Die Ship-to-Ship Methode kann, wie bei konventionellem Treibstoff auch, terminalaunabhängig erfolgen, da die Versorgung wasserseitig durchgeführt wird. Auch besteht die Möglichkeit, während des Bunkervorgangs Ladungsbewegungen durchzuführen (SIMOPS = simultaneous operations), sofern es der einzuhaltende Sicherheitsabstand zur Bunkerstation und das jeweilige Terminal erlaubt.

Der Preis für LNG setzt sich aus unterschiedlichen Komponenten zusammen. Einem Einkaufspreis, Transfergebühren, Bearbeitungsgebühren, Logistikkosten und Margen.

Der Handelspreis für LNG aus den Niederlanden orientiert sich am TTF (Title Transfer Facility). Dies ist ein Preisindex, der sich aus den Handels- und Verkaufsbewegungen ergibt. Der TTF ist ein EUR-Preis pro Megawattstunde (MWh).

LNG Bunkerlieferanten beziehen ihr LNG von Gasspeicherunternehmen (z.B. Gasuni am GATE Terminal in Rotterdam) und zahlen dafür den jeweils aktuellen TTF zzgl. Transfergebühren. Er selbst addiert noch Bearbeitungsgebühren, Logistikkosten und eine Gewinnmarge, woraus sich letztlich der Preis für eine gelieferte Megawattsunde (MWh) LNG ergibt.

 

Was ist Boil-Off-Gas (BOG)?
Tiefkalte Flüssiggase müssen in gut isolierten Tanks gespeichert werden, um einen Druckanstieg möglichst gering zu halten. Durch die wärmere Umgebung des Tanks, verdampft stetig ein Teil der Flüssigkeit. Der verdampfte Gasanteil im Tank wird als Boil-off-Gas (BOG) bezeichnet und erhöht zunehmend den Druck im Gastank. In der Praxis wird das entstehende BOG entweder einem Verbraucher (z.B. Verbrennungsmotor) zugeführt und damit abgebaut, oder es wird durch eine Verflüssigungsanlage wieder in den flüssigen Aggregatzustand versetzt und wieder dem Tank zugeführt.

Was bedeutet Energiegehalt?
Ein weiterer wichtiger Parameter für den energetischen und ökonomischen Wert eines Energieträgers ist sein nutzbarer Energiegehalt. Dieser wird für Ver­brennungsmotoren als unterer Heizwert bezeichnet. Bezogen auf den gravimetrischen Heizwert (Megajoule pro Kilogramm) besitzt Erdgas und damit auch LNG einen höheren Energiegehalt als Dieselkraftstoff. Für reines Methan liegt dieser bei 50 MJ/kg und für Erdgas (im EU-Mix) bei etwa 45 MJ/kg, während Dieselkraftstoff lediglich 43 MJ/ kg erreicht. Die Schiffstreibstoffe Marinegasöl bzw. Destillate liegen nahe beim Diesel; Schweröl mit einer Dichte von etwa einem Kilogramm pro Liter ist schwerer und bringt es nur auf 40,5 MJ/kg (JEC 2014c). Paraffinischer EN 15940-Die­sel aus Erdgas (Gas-to-Liquids) ist etwas leichter als Dieselkraftstoff und erreicht mit 44 MJ/kg folglich auch eine etwas höhere Energiedichte als Dieselkraftstoff

Wie errechnet sich der Preis für eine Tonne LNG?
In der Schifffahrt wird im Zusammenhang mit dem Bunkerverbrauch bzw. Einkauf traditionell die Maßeinheit ‘Tonne‘ verwendet. Die jeweiligen Produkte (HFO, LSFO, ULSFO, MGO, MDO etc.) werden in US-Dollar gehandelt.

Aufgrund unterschiedlicher Gaszusammensetzungen und somit unterschiedlichem Energiegehalt je Tonne bzw. Kubikmeter, erfolgt der Gashandel anders. Es wird die tatsächlich gelieferte Energiemenge gehandelt, die Maßeinheit ist die Megawattstunde und die Handelswährung ist der EUR bzw. USD. Für LNG in Europa gibt es verschiedene Indexe, am volumenstärksten ist derzeit der TTF (Title Transfer Facility). In Europa wird LNG in Euro pro Megawattstunde (MWh) verkauft.

Mit einer leicht anzuwendenden ‘Faustformel‘ kann ein tonnenbasierter LNG Preis berechnet werden. Zunächst wird der LNG-Lieferpreis pro Megawattstunde berechnet.

TTF + (Marge + Handling + Logistik) = Preis für geliefertes LNG in EUR pro MWh

Bei der Umrechnung von Megawattstunde in Tonnen wird der Preis pro MWh mit dem HCV (‚higher calorific value‘) für LNG multipliziert. Der Energiegehalt (HCV) in einer Tonne LNG entspricht ca. 15,25 Megawattstunden.

     (EUR pro mW/h) * HCV

Beispiel:           Lieferpreis:        12,00 € + 10,00 €           =   22,00 € pro MWh

                        Umrechnung:     22,00 €/MWh * 15,25MWh/t  = 335,50 € pro Tonne

Dies ist lediglich eine Faustformel zur Ermittlung eines tonnenbasierten LNG Lieferpreises.

Beim tonnenbasierten Preisvergleich zwischen LNG und anderen Treibstoffen wie HFO oder MGO  muss der unterschiedliche Energiegehalt (kJ/kg) berücksichtigt werden. Denn, mit einer Tonne LNG (ca. 49.700 kJ/kg pro Tonne) kommt das Schiff weiter als mit einer Tonne MGO (42.700 kJ/kg pro Tonne).

Was sagt die Methanzahl aus?
Um die LNG-Qualität beschreiben zu kön­nen, wurde ein neuer Parameter eingeführt, die Methanzahl. Die Methanzahl (MN) ist eine ähnliche Maßzahl wie die Oktanzahl. Sie gibt Auskunft über die Klopffestigkeit von unterschiedlichen LNG-Qualitäten. Reines Methan hat per Definition eine Methanzahl von 100, Wasserstoff eine Methanzahl von 0. Steigt der Anteil höherer Alkane wie Ethan, Propan, Butan, Pentan im Erdgas, sinkt die Methanzahl deutlich.

Weitere Alternativen zu den konventionellen Kraftstoffen?
Erneuerbare Alternativen zu fossilem Erdgas (LNG) sind Biomethan, synthetisches Erdgas aus Biomasse (Bio-SNG) oder syn­thetisches Power-to-Gas (PtG-SNG).

  • 01
    Schadstoff-Emissionen in der Schifffahrt
  • 02
    Luftschadstoffe
  • 03
    Treibhausgase

Schiffe tragen den größten Teil zur Emission verkehrsbedingter Luftschadstoffe bei. Auch Rußpartikelemissionen von Schiffsmotoren sind außerordentlich hoch, da die Anwesenheit von Schwefel die Bildung von großen (und damit masse­reichen) Partikeln begünstigt und derzeit keine Partikelfilter existieren, die in diesem Bereich eingesetzt werden können. Aber auch andere Luftschadstoffemissionen fallen in der Schifffahrt heute noch deutlich höher aus als etwa im Straßenverkehr oder in stationären Anwendungen an Land; denn technische Einrichtungen zur Abgasrei­nigung, wie sie in Kraftwerken sowie im Straßenverkehr existieren, werden erst seit einigen Jahren in der Schifffahrt forciert und umgesetzt.

Bei der Verbrennung hauptsächlich fossiler Energieträger fallen durch die Schifffahrt zudem Treibhausgasemissionen (Kohlenstoffdioxid = CO2) an. Der durch den internationalen Seeverkehr verur­sachte Anteil am weltweiten CO2-Ausstoß wird mit 2,8 bis 3,1 % angegeben (IMO 2015).

Die Stickoxidemissionen stammen zu 80% aus Dieselmotoren und die Seeschifffahrt trägt erheblich dazu bei. So wird beispielsweise knapp ein Drittel der Stickoxidemissionen in Hamburg durch den Hafenbetrieb des Hamburger Hafens verursacht. Stickoxide – insbesondere Stickstoffdioxid – reizen und schädigen die Atmungsorgane. Erhöhte Konzentrationen in der Atemluft haben einen negativen Effekt auf die Lungenfunktion. Stickoxide wirken an verschiedenen Stellen der Atmosphäre. Sie tragen maßgeblich zum Abbau von Ozon in der Stratosphäre bei, spielen als klimawirksame Gase eine Rolle bei der globalen Erwärmung, sind Verursacher sauren Regens und fördern die Entstehung von Smog.

Schwefeldioxidemissionen schädigen in hohen Konzentrationen Menschen, Tiere und Pflanzen. Die Oxidationsprodukte führen zu „saurem Regen“, der empfindliche Ökosysteme wie Wald und Seen gefährdet sowie Gebäude und Materialien angreift. Die SO2-Emissionen der entwickelten Industriestaaten konnten jedoch in den letzten zwei Jahrzehnten durch die Nutzung schwefelarmer bzw. schwefelfreier Brenn- und Kraftstoffe und mittels Rauchgasentschwefelung stark reduziert werden.

Von allen Verkehrsträgern leistet der internationale Schifffahrtsverkehr den höchsten Emissionsbeitrag. Dort liegt der maximal zulässige Schwefelgehalt im Brennstoff für Schiffe aktuell noch bei 3,5 Prozent. Die IMO wird den Grenzwert jedoch zum 01. Januar 2020 auf 0,5% reduzieren. In der Ost- und Nordsee gibt es Schwefelemissions-Überwachungsgebiete (engl. SECA), in denen der Grenzwert heute 0,1 % beträgt.

Das Max-Planck-Institut für Meteorologie konnte im Rahmen einer Studie zeigen, dass in der Umgebung der stark frequentierten Seehäfen Rotterdam, Antwerpen und Milford Haven eine erheblich dichtere Wolkendecke herrscht als im Umland. Schwefeldioxid und Stickoxide wirken als Kondensationskeime und regen die Wolkenbildung an. Die durch diese Wolkendecke verstärkte Albedo führte zu einer Verringerung der Sonneneinstrahlung in den darunterliegenden Gebieten.


Seit Ende der 1990er Jahre hat der Umweltausschuss (Marine Environment Protection Committee oder MEPC) der Internationalen Seeschifffahrtsorganisation (IMO) stufenweise verpflichtende Grenz­werte für die Emissionen von Seeschiffen eingeführt. Die ersten verbindlichen Richtlinien zur Begrenzung der im Abgas enthaltenden Schadstoffe wurden 1997 im Rahmen des Internationalen Über­einkommens zur Verhütung der Meeresverschmutzung durch Schiffe (MARPOL) in Anhang VI festgelegt; im Jahre 2008 wurden die Abgasregelungen nochmals verschärft. Zu den international limitierten Abgasemissionen gehören die Stickoxidemissionen (NOX), Partikel (PM) und die Schwefeloxidemissionen (SOX).

Insbesondere dicht besiedelte, küstennahe Gebiete sollen in Bezug auf die Luftschad­stoffe geschützt werden. Daher gibt es bereits unterschiedliche global und lokal geltende Emissionsgrenzwerte. Die soge­nannten Emission Control Areas (ECA) wurden von der IMO als Sonderzonen mit verschärften Umweltrichtlinien ausge­wiesen, wodurch in küstennahen Gebieten besonders strenge Beschränkungen für die Emission von Schwefeloxiden (Sulphur ECA), Stickoxiden (Nitrous Oxide ECA) und zum Teil auch von Rußpartikeln gelten.

Zu den Gebieten der ECA zählen derzeit der gesamte Nord- und Ostseeraum (inklusive Ärmelkanal), die Gewässer der Ost- und Westküste Nordamerikas inklusive Hawaii und der Großen Seen Kanadas sowie die Küstengewässer Mittelamerikas.

Die jeweiligen Beschränkungen weisen signifikante Unterschiede auf: Während die Grenzwerte bezüglich der Schwefeloxide über den Gehalt von Schwefel im Kraftstoff festgelegt werden und für alle Schiffe inner­halb des Beschränkungsgebietes gelten, werden die Stickoxid-Grenzwerte in Bezug auf die erzeugte Energieeinheit festgelegt und gelten nur für Neubauten, die nach dem Inkrafttreten des Grenzwertes auf Kiel gelegt werden und innerhalb des Beschränkungsgebietes fahren. Die Parti­kelgrenzwerte wiederum gelten zurzeit nur innerhalb der durch die U.S. Environmental Protection Agency (EPA) beschränkten Küstengewässer der Vereinigten Staaten und gelten für alle Schiffe, die sich darin befinden.

Während Nord- und Ostsee derzeit und ab 2020 noch stärkeren Grenzwerten für Schwefel- und Stickoxidemissionen unterliegen, ist die Emission von Rußparti­keln hier bislang nicht reguliert. Einer der Gründe dafür ist die anhaltende Uneinig­keit darüber, ob in dieser Emissionsgruppe eher die Partikelmasse oder die Anzahl der besonders kleinen Partikel zu begrenzen ist und welche Messverfahren dafür vorzuse­hen sind.

Zusätzlich zu den Vorgaben der IMO gemäß MARPOL Annex VI gilt in den übri­gen europäischen Küstengewässern bisher die 2012 von der Europäischen Kommis­sion verabschiedete Sulphur Directive (Schwefelrichtlinie) 2016/802/EU zur Reduzierung des Schwefelgehalts in Schiffsbrennstoffen von 3,5 auf 0,5 % bis Januar 2020.

Eine direkte Begrenzung der schifffahrts­bedingten Treibhausgasemissionen gibt es bislang nicht. Jedoch wird durch die IMO Regulations on Energy Efficiency of Ships bereits die Energieeffizienz von Schiffen reguliert, womit sich auch eine Verringerung der Treibhausgasemissionen erzielen lässt.

Dieses THG-Reduktionspotenzial wird seit 2011 durch den Energy Efficiency Design Index (EEDI) für Schiffsneubauten abgerufen. Zusätzlich zum EEDI soll der Energy Efficiency Operational Index (EEOI) als Überwachungstool die Bewertung der Kraftstoffeffizienz und das Management der Flotte vereinfachen und Anhaltspunkte für effizienzsteigernde Maß­nahmen liefern. Aufgrund der Gültigkeit des EEDI ausschließlich für Schiffsneubauten wird sich der Effekt dieser effizienzstei­gernden Regelung jedoch erst langfristig bemerkbar machen, außerdem gilt der EEDI nur für ausgewählte Schiffstypen.

Auf Grundlage der von der IMO heraus­gegebenen Treibhausgas-Studie von 2014 (IMO 2015) wird eine Reduzierung der CO2-Emissionen von mindestens 40 % bis 2030 und mindestens 50 % bis 2050 im Vergleich zu 2008 in Aussicht gestellt. Seit dem 1. Januar 2019 sind alle größeren Schiffe (über 5000 BRZ) dazu verpflichtet, Verbrauch und Emissionswerte zu dokumentieren. Die aufgezeichneten Daten werden jährlich von der IMO ausgewertet. Im Frühjahr 2023 soll eine Strategie mit kurz-, mittel- und langfristigen Maßnahmen, wie zum Beispiel der Entwicklung von CO2-armen Kraftstoffen, veröffentlicht werden. Damit sollen die im Jahr 2014 gesteckten Treibhausgasziele für die Schifffahrt bestätigt oder korrigiert werden.

  • 01
    Was sind die konventionellen Kraftstoffe?
  • 02
    Was bedeutet der „Sulphur Cap 2020“?

In der internationalen Seeschifffahrt werden sogenannte Bunkerkraft­stoffe verwendet. Je nach Erfassungsmethode – Top down-Ansatz (IEA 2018c) oder Bottom Up-Methode (IMO 2015, 2016) variieren die Verbrauchsdaten für die Schifffahrt. Es wird angenommen, dass aktuell pro Jahr jedoch weltweit rund 300 Mio. Tonnen Schiffsbunker verbraucht werden.

An die Schiffskraftstoffe werden üblicherweise bestimmte Anforderun­gen wie Zähflüssigkeit (Viskosität), spezifische Dichte, Schwefelgehalt, Zündpunkt und weitere gestellt. Der wichtigste internationale Standard für Schiffskraftstoffe ist die ISO-Norm 8217. Sie unterscheidet im Besonderen zwei Kategorien von Schiffskraftstoffen: Destillate und Rückstandskraftstoffe, die jeweils noch in sechs bis sieben weitere Kraftstoffqualitäten unterteilt sind.

Ein Produkt der Rohöldestillation – ähnlich wie Dieselkraftstoff – ist Marinegasöl (MGO). Bis auf die Zündtemperatur weist MGO dem Heizöl vergleichbare Produkteigenschaften auf.

Ein Rückstand aus der Rohölverarbeitung ist Schweröl (Heavy Fuel Oil oder HFO). Schweröl muss anders als MGO erhitzt werden, bevor es genutzt werden kann.

Außerdem wird auch noch Marinedieselöl (Marine Diesel Oil MDO) angeboten; hierbei handelt es sich um Mischungen aus HFO und MGO. Seeschiffe können sowohl Schweröl als auch Marinegasöl einsetzen; Binnenschiffe dürfen in der EU seit 2011 nur noch Dieselkraftstoff verwenden.

Zu mehr als drei Vierteln handelt es sich bei Bunkertreibstoffen um Schweröl. Fast die Hälfte (46 %) der globalen Schwerölnachfrage kommt aus der Schifffahrt. Knapp ein Viertel der Bunkerkraftstoffe besteht aus Marinegasöl (MGO).

Zur Reduktion der Schwefeloxidemissionen wurden durch MARPOL Annex VI die erlaubten Schwefelgehalte von Bunkerkraftstoffen immer weiter reduziert. Ab 1997 wurde der Schwefelanteil von Bunkerkraft­stoffen zunächst auf 4,5 % begrenzt, von 2012 an dann auf 3,5 %. Nach einem Review der globalen Schwerölverfügbarkeit (IMO 2016) hat die IMO beschlossen, den Schwefelgehalt von Schiffskraftstoffen ab 2020 weltweit auf nur noch 0,5 % zu senken. Diese Initiative  wird in der Branche allgemein als „Sulphur Cap 2020“ bezeichnet.

Diese Anforderung an die Kraftstoffqualität kann entweder durch Marinegasöl erreicht werden, durch Schweröl mit sehr geringem Schwefelanteil (Very Low Sulphur Fuel Oil VLSFO) oder entsprechende Kraftstoffmischungen aus Gas- und Schweröl.

Alternativ können Abgasreinigungssysteme (Exhaust Gas Cleaning Systems EGCS), auch Scrubber genannt, installiert werden. Diese können kurzfristig jedoch nur in einem kleinen Teil der Schiffsflotte eingebaut werden. Damit darf ab 2020 nur ein kleiner Teil der Schiffe auch weiterhin Schweröl mit Schwefelanteilen über 0,5 % nutzen; die meisten Schiffe werden VLSFO einsetzen müssen (IMO 2016).

Die Schifffahrt muss Schwefelemissionen begrenzen. LNG ist des­halb eine interessante und relevante Alternative als Schiffskraftstoff, weil es gewissermaßen nur „homöopathische“ Mengen an Schwefel enthält. 2012 wurden 8 Mio. t des globalen Bunkerkraftstoffbedarfs in Form von LNG konsumiert, in erster Linie von LNG-Carriern (LNGC); dies könnte sich ändern, wenn mehr und mehr Schiffe für LNG als Kraftstoff ausgerüstet werden. Die IMO rechnet kurzfristig mit einem Anstieg des maritimen LNG-Konsums auf etwa 12 Mio. t LNG (IMO 2016). Es gibt aber weitere regulatorische Entwicklungen, die den Einsatz von LNG als Schiffskraftstoff begünstigen. In so genannten Emissions­schutzgebieten (Emission Control Areas oder ECA) wie Nord- und Ostsee darf seit 2015 nur noch Schiffskraftstoff mit ultraniedrigem Schwefelanteil von 0,1 % (Ultra Low Sulphur Fuel Oil ULSFO) oder Schweröl in Kombination mit Scrubbern oder emissionsarmes LNG eingesetzt werden. In ECAs wäre LNG als Schiffskraftstoff noch mehr eine relevante emissionsarme Alternative.