Ausgangslage
Ob Schiffsbetreiber, Eigner, Werft, Technologielieferant, Regulierer oder Dienstleister – die Frage, wie die bevorstehenden maritimen Emissionsvorschriften bei gleichzeitiger Kostenkontrolle eingehalten werden können, wird rasch zu einer der zentralen Herausforderungen der Branche.
Mit dem Energiesystemmodellierungs-Framework LEC ENERsim können verschiedene Szenarien und Dekarbonisierungsstrategien schnell nebeneinander bewertet werden. Es ermöglicht die Einrichtung benutzerdefinierter Energiesystemtopologien, die Parametrierung von Komponenten mit technischen Parametern (z. B. Wirkungsgrade, Nennleistungen) und wirtschaftlichen Parametern (z. B. Investitionskosten, Kraftstoffpreise), die automatische Optimierung von Design und Betrieb über ein integriertes lineares Programmiermodell sowie die Bewertung der resultierenden Betriebsprofile mit detaillierten Emissions- und Kostenaufschlüsselungen.
Abbildung 1: Die ENERsim Benutzeroberfläche mit einer einfachen Schiffsenergiesystemtopologie.
Lassen Sie uns eine Reihe von Demonstrationsbeispielen durchgehen, um zu sehen, wie dies in der Praxis aussieht.
Das Modellschiff
Für diese Studie definieren wir ein Hochsee-Modellschiff, das im Jahr 2030 zwischen Europa und Lateinamerika verkehrt – repräsentativ für ein Containerschiff, einen Massengutfrachter oder einen Chemikalientanker. Obwohl sich diese Schiffstypen in vielerlei Hinsicht unterscheiden, sind ihre Antriebskonfigurationen oft sehr ähnlich: ein oder zwei große Zweitaktmotoren für den Antrieb, mehrere Hilfsstromaggregate für den Bordbedarf und Hilfskessel für die Wärmeversorgung.
Das Modellschiff ist wie folgt charakterisiert:
- Hauptantriebsmaschine: ein 50-MW-Zweitakt-Dieselmotor
- Hilfsstromaggregate: für die Bordstromproduktion
- Hilfskessel: für die Bordwärmeversorgung
- Primärkraftstoff: Very Low Sulphur Fuel Oil (VLSFO)
- Reise: etwa 66-tägige Rundreise, beginnend mit vollem Kraftstofftank
Für Wirkungsgrade, Nennleistungen und wirtschaftliche Daten wie Kraftstoffkosten oder CO2-Kosten werden übergeordnete Annahmen auf Basis durchschnittlicher Marktdaten der letzten Jahre getroffen. Konkret wird für die Basiskonfiguration ein CO2-Preis von 80 EUR/t, ein VLSFO-Kraftstoffpreis von 600 EUR/t sowie ein Erfüllungsjahr von 2030 für FuelEU Maritime / IMO-Netto-Null-Fonds angenommen.
Ergebnisse der Basiskonfiguration
Ausgehend von zeitaufgelösten Betriebsprofilen, Motorkraftstoffverbrauchskennfeldern und parametrierten Systemdaten wie Motorgrößen, Kraftstoffkosten und regulatorischen Parametern berechnet ENERsim die entsprechenden Energieflüsse während der gesamten Reise:
Abbildung 2: Sankey-Diagramm der Energieflüsse für die Basiskonfiguration.
Zusätzlich zur Energiebilanz liefert ENERsim eine vollständige techno-ökologisch-ökonomische Bewertung. Diese aggregiert Kraftstoffkosten, Investitionskosten (wo zutreffend), Betriebskosten, Kosten für verlorene Ladung (die Opportunitätskosten des von bordeigenem Energiespeicher belegten Laderaums) sowie regulatorische Kostenpositionen wie CO₂-Kosten, FuelEU Maritime-Strafen und IMO-Netto-Null-Fonds-Beiträge:
Abbildung 3: Jährliche Nettokostenaufschlüsselung (links), Kostenverteilung (Mitte) und jährliche CO₂-Emissionen (rechts) für die Basiskonfiguration.
Für dieses Modellschiff werden Jahreskosten von rund 23,9 Mio. EUR berechnet, hauptsächlich getrieben durch Kraftstoffkosten und CO₂-bezogene Regulierungsgebühren. Die jährlichen CO₂-Äquivalent-Emissionen betragen rund 89,4 kt CO₂e (unter Verwendung von Standard-Emissionsfaktoren für VLSFO).
Die in diesem Artikel präsentierten Zahlen sind bewusst illustrativ. Sie sollen ENERsims Modellierungs- und Optimierungsfähigkeiten demonstrieren und dienen nicht als allgemeine Benchmarks für ein bestimmtes Schiff oder eine bestimmte Handelsroute. Reale Ergebnisse hängen stark ab von:
- CO₂- und EUA-Preisannahmen – Marktpreise für ETS-Zertifikate sind volatil und stark szenarioabhängig
- Kraftstoffpreisen und THG-Intensitäten – VLSFO-, Biokraftstoff- und Alternativkraftstoffkosten variieren erheblich je nach Markt, Region und Beschaffungsstrategie
- Betriebsprofil – Route, Schiffsgeschwindigkeit, Hafenaufenthalte und Auslastungsfaktoren haben alle einen starken Einfluss auf Kosten und Emissionen
- Regulatorischen Parametern – Erfüllungsjahr, anwendbarer Reiseanteil und Strafzahlungsraten müssen das jeweilige Schiff und die Route widerspiegeln
- Komponentenspezifikationen – Wirkungsgrade, Investitionskosten und Lebensdauern sind projektspezifisch und sollten gegen tatsächliche Ausrüstungsdaten validiert werden
Eine wichtige Erkenntnis aus der Basiskonfiguration: Regulierungskosten können bereits einen dominanten Faktor in der Gesamtwirtschaftlichkeit eines Schiffes darstellen – und ihr Gewicht wird erheblich zunehmen, wenn die Erfüllungsjahre fortschreiten und die THG-Intensitätsziele strenger werden.
Regulatorischer Kostenrahmen
Die Schifffahrtsbranche sieht sich einem mehrstufigen Satz von Treibhausgasvorschriften gegenüber, die jeweils unterschiedliche Messgrößen und Preismechanismen anwenden.
Abbildung 4: THG-Intensitätszieltrajektorien für FuelEU Maritime (blaue Stufenlinie, ab 2025) und den IMO Net Zero Framework-Entwurf (lila, ab 2028). Durchgezogene NZF-Linien zeigen offiziell festgelegte Zielwerte (2028–2035); gepunktete Linien sind indikative Projektionen bis 2050. Das schraffierte Band markiert die Tier-1-Erfüllungszone.
Das EU-ETS ist der Cap-and-Trade-Mechanismus der Europäischen Union für Treibhausgasemissionen. Seit 2024 wird die Seeschifffahrt schrittweise einbezogen: Betreiber großer Schiffe, die EU-Häfen anlaufen, müssen ab 2026 EU-Emissionszertifikate (EUA) für 100 % ihrer CO₂-Emissionen abgeben.
Erfasste Reisen: Fahrten zwischen EU-Häfen (100 %) und Fahrten zwischen EU- und Nicht-EU-Häfen (50 %).
Erfasste Schiffe: Fracht- und Fahrgastschiffe ≥ 5.000 BRZ.
EUA-Preis: marktbestimmt; ENERsim verwendet einen konfigurierbaren CO₂-Kostenparameter.
FuelEU Maritime begrenzt die THG-Intensität der an Bord von Schiffen, die EU-Häfen anlaufen, verwendeten Energie – gemessen Well-to-Wake in g CO₂e/MJ. Die Grenzwerte verschärfen sich gegenüber einer Basis von 91,16 g CO₂e/MJ: −2 % in 2025, −6 % in 2030, −14,5 % in 2035, −31 % in 2040 und −80 % in 2050. Schiffe, die den Jahresgrenzwert überschreiten, zahlen eine Strafe von 2.400 EUR/t VLSFO-Äquivalent für den Überschussbrennstoff.
OPS: Containerschiffe und Fahrgastschiffe müssen ab 2030 in EU-Häfen Landstrom nutzen; Landstrom gilt als THG-Intensität von null.
Erfasste Schiffe: Schiffe ≥ 5.000 BRZ, die EU-Häfen anlaufen.
Derzeit im Entwurfsstatus (Rundschreiben Nr. 5005, MEPC 83, 2025) schlägt der IMO-Netto-Null-Rahmen einen globalen CO₂-Preismechanismus für die internationale Schifffahrt auf Basis der Global Fuel Intensity (GFI) vor – definiert auf derselben WtW-Grundlage wie FuelEU Maritime, aber bezogen auf einen Referenzwert von 93,3 g CO₂e/MJ (2008). Er würde ab 2028 für alle Schiffe ≥ 5.000 BRZ auf internationalen Fahrten gelten, mit offiziell spezifizierten Zielwerten nur für 2028–2035.
Zwei jährliche GFI-Schwellenwerte schaffen eine abgestufte Struktur: Schiffe über dem Basisziel zahlen Tier-1- (100 EUR/t CO₂e-Äq.) plus Tier-2- (380 EUR/t CO₂e-Äq.) Beiträge; Schiffe zwischen den Zielen zahlen nur Tier 1; Schiffe unterhalb des direkten Erfüllungsziels erhalten Überschussgutschriften zum Tier-2-Satz. Beiträge fließen in den IMO Net Zero Fund zur Umverteilung an emissionsarme Schiffe.
Option 1: Landstromversorgung und Batteriespeicher
In den folgenden Abschnitten untersuchen wir drei verschiedene Dekarbonisierungsoptionen für das Modellschiff und vergleichen ihre Auswirkungen auf Jahreskosten und Emissionen. Jede Option wird mit ENERsims integriertem Optimierer bewertet, der gleichzeitig die optimale Komponentendimensionierung und Betriebsstrategie bestimmt, um die Jahresgesamtkosten – einschließlich aller regulatorischen Kostenpositionen – zu minimieren.
Die unmittelbarste verfügbare Maßnahme ist die Landstromversorgung (OPS), die es Schiffen am Liegeplatz ermöglicht, Strom aus dem lokalen Netz zu beziehen, anstatt ihre Hilfsmotoren im Hafen zu betreiben. FuelEU Maritime wird OPS ab 2030 an großen EU-Häfen für Containerschiffe und Fahrgastschiffe vorschreiben. Landseitiger Strom aus qualifizierenden erneuerbaren oder kohlenstoffarmen Quellen gilt mit einer THG-Intensität von null.
Zur Ergänzung der OPS führen wir zusätzlich eine Batteriespeichereinheit ein (der Einfachheit halber ohne explizite Leistungskonverter modelliert). Die Batterie kann während Hafenaufenthalten mit Landstrom geladen werden und kann den Bordstromebedarf auf See decken, wodurch die Motorlaufzeiten reduziert werden.
Abbildung 5: Systemtopologie mit Landstromversorgung (OPS) und Batteriespeicher.
Für dieses Szenario ist die Batteriekapazität nicht im Voraus festgelegt – stattdessen optimiert ENERsim die Größe auf Basis linearer Investitionskosten von 400 EUR/kWh, zusammen mit Betriebskosten und einer definierten Komponentenlebensdauer. Der Landstrom ist in der maximalen Versorgungsleistung begrenzt und zu einem Pauschalpreis von 0,12 EUR/kWh bepreist, mit null THG-Intensität (in Übereinstimmung mit FuelEU Maritime-Annahmen für konformen landseitigen Strom). ENERsim optimiert dann Batteriedimensionierung und Betriebsstrategie, um die geringstmöglichen jährlichen Gesamtkosten zu erzielen.
Die resultierenden Energieflüsse sind unten dargestellt:
Abbildung 6: Sankey-Diagramm der Energieflüsse für die OPS + Batterie Konfiguration.
Sowohl Landstrom als auch Batteriespeicher werden vom optimierten System genutzt. Wie erwartet bleibt ihr kombinierter Energiebeitrag im Verhältnis zum gesamten Reiseenergiebedarf bescheiden.
Abbildung 7: Jährliche Nettokostenaufschlüsselung, Kostenverteilung und CO₂-Emissionen für die OPS + Batterie Konfiguration.
Die Jahreskosten sinken auf rund 22,1 Mio. EUR, und die CO₂-Äquivalent-Emissionen fallen auf rund 83,1 kt – Verbesserungen in beiden Dimensionen gegenüber der Basiskonfiguration. ENERsim dimensionierte die Batterie auf 50 MWh und hätte diese Investition nicht getätigt, wenn sie keine Nettokostenreduktion erbracht hätte.
Bei genauer Betrachtung der Kostenaufschlüsselung: FuelEU Maritime- und IMO-NZF-Gebühren sind deutlich reduziert, während neue Kostenpositionen entstehen – Batterieinvestition, Batteriebetriebskosten und erhöhte Kosten für verlorene Ladung, da die 50-MWh-Batterie Laderaumplatz an Bord belegt.
Nächster Schritt: Diese Konfiguration beschränkt den Batteriebetrieb auf die Bordstromversorgung. Eine naheliegende Erweiterung wäre die Einführung eines Hybrid-Antriebsstrangs mit Wellengenerator oder eines vollelektrischen Antriebssystems auf Basis größerer Aggregate und elektrischer Antriebsmotoren.
Option 2: Biokraftstoff-Beimischung
Eine zweite Option ist der Kraftstoffwechsel – konkret die Einführung von Biokraftstoff (FAME, HVO) als Drop-in-Kraftstoff neben konventionellem VLSFO. Beide Kraftstoffe können von den Schiffsmotoren und dem Kessel gleichwertig verwendet werden, sodass keine Modifikationen am Antriebssystem erforderlich sind. Ein zusätzlicher Kraftstofftank wird der Systemtopologie hinzugefügt, um den Biokraftstoff separat zu bevorraten.
Abbildung 8: Systemtopologie mit einem zusätzlichen Biokraftstofftank.
Der Biokraftstoff in diesem Szenario ist charakterisiert durch:
- THG-Intensität: rund 26 g CO₂e/MJ, repräsentativ für Palmöl-Biodiesel gemäß FuelEU Maritime-Lebenszyklusmethodik
- Kraftstoffkosten: 1.600 EUR/t (im Vergleich zu 600 EUR/t für VLSFO)
ENERsim bestimmt autonom, ob, wann und wie viel Biokraftstoff verwendet wird – wiederum einzig getrieben vom Ziel der Minimierung der Jahresgesamtkosten:
Abbildung 9: Sankey-Diagramm der Energieflüsse für die Biokraftstoff-Beimischungskonfiguration.
Wie das Sankey-Diagramm zeigt, wird ein erheblicher Anteil an Biokraftstoff verbraucht. Trotz der höheren Kraftstoffkosten machen die vermiedenen Regulierungsstrafen die Beimischung wirtschaftlich attraktiv.
Abbildung 10: Jährliche Nettokostenaufschlüsselung, Kostenverteilung und CO₂-Emissionen für die Biokraftstoff-Beimischungskonfiguration.
Die Jahreskosten belaufen sich auf rund 22,6 Mio. EUR, mit CO₂-Äquivalent-Emissionen von rund 84,7 kt. Wie beim OPS-Szenario entstehen Einsparungen aus vermiedenen FuelEU Maritime-Strafen und reduzierten IMO-NZF-Gebühren. Der Optimierer mischt genau so viel Biokraftstoff bei, wie erforderlich ist, um den FuelEU Maritime-THG-Intensitätsgrenzwert für das Erfüllungsjahr 2030 zu erreichen – nicht mehr, da die höheren Kraftstoffkosten andernfalls weitere Regulierungseinsparungen überwiegen würden.
Hinweis: Dieses Szenario setzt voraus, dass beide Kraftstoffe jederzeit verfügbar sind. Zur Modellierung von Emissionskontrollgebieten (ECAs) kann eine Kraftstoffverteilungskomponente so konfiguriert werden, dass die Verwendung eines bestimmten Kraftstoffs während festgelegter Zeitfenster erzwungen wird – beispielsweise Marinegasöl (MGO) innerhalb von ECA-Zonen.
Option 3: Bordeigene CO₂-Abscheidung und -Speicherung (OCCS)
Die strukturell komplexeste Option ist die bordeigene CO₂-Abscheidung und -Speicherung (OCCS), bei der CO₂ im Abgasstrom des Schiffes abgefangen wird, bevor es in die Atmosphäre gelangt, und als flüssiges CO₂ für die anschließende Entladung im Hafen gespeichert wird. Dieser Ansatz bringt die bedeutendsten Änderungen an der Systemtopologie mit sich, da explizite CO₂-Flüsse abgeschieden, gespeichert und entladen werden müssen.
Abbildung 11: Systemtopologie mit bordeigener CO₂-Abscheidung und CO₂-Speicherung.
Das aktualisierte System umfasst:
- Ein CO₂-Netz (Abgaskollektor), das CO₂-Flüsse aus allen Kraftstoffverbrauchern aggregiert – sowohl Hauptmotoren als auch Hilfskessel
- Ein OCCS-Modul auf Basis chemischer Absorption (z. B. Monoethanolamin/MEA-Prozess), das Bordwärme und -strom verbraucht
- Einen Flüssig-CO₂ (LCO₂)-Speichertank, vom Optimierer dimensioniert und einer Kostenpflicht für verlorene Ladung unterworfen
- Ein CO₂-Leitungsnetz, das die Entladung an landseitige CO₂-Infrastruktur während Hafenaufenthalten darstellt; abgeschiedenes CO₂ wird von den Netto-THG-Emissionen des Schiffes in allen regulatorischen Berechnungen abgezogen
Zu den wichtigsten Parametern gehören eine maximale Abscheideeffizienz von 85 % bei Volllast und angenommene Sequestrationskosten von 50 EUR/t CO₂.
Abbildung 12: Sankey-Diagramm der Energieflüsse für die OCCS-Konfiguration, einschließlich CO₂-Massenflüsse.
Das Sankey-Diagramm visualisiert nun gleichzeitig Energie- und CO₂-Massenflüsse. Das OCCS-Modul wird aktiv eingesetzt: Es bezieht Wärme – teilweise aus Abgaswärmerückgewinnung – und Strom aus den Bordsystemen, verflüssigt das abgeschiedene CO₂ und speichert es im Bordtank für die Entladung im Hafen. Die vergleichsweise geringe zusätzliche Kraftstoffstrafe in diesem Beispiel spiegelt die effiziente Integration mit verfügbarer Abwärme wider.
Abbildung 13: Jährliche Nettokostenaufschlüsselung, Kostenverteilung und CO₂-Emissionen für die OCCS-Konfiguration.
Die Jahreskosten belaufen sich auf rund 21,1 Mio. EUR, mit CO₂-Äquivalent-Emissionen von rund 85,3 kt. Die FuelEU Maritime-Strafe wird vollständig eliminiert, da der Optimierer den OCCS-Betrieb so kalibriert, dass die erforderliche THG-Intensität für 2030 genau erreicht wird. Zusätzliche Kostenpositionen umfassen die Kosten für verlorene Ladung für den LCO₂-Tank und die Sequestrationskosten für permanente CO₂-Speicherung – beide bleiben jedoch bei der anvisierten Abscheiderate vergleichsweise bescheiden.
Zusammenfassung
Die drei Dekarbonisierungsszenarien veranschaulichen, wie ENERsim den systematischen Vergleich maritimer Dekarbonisierungspfade unter realistischen regulatorischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen ermöglicht:
| Konfiguration | Jahreskosten (Mio. EUR) | Jährl. CO₂ (kt Äq.) |
|---|---|---|
| Basis — nur VLSFO | 23,9 | 89,4 |
| OPS + Batteriespeicher | 22,1 | 83,1 |
| Biokraftstoff-Beimischung | 22,6 | 84,7 |
| Bordeigene CO₂-Abscheidung (OCCS) | 21,1 | 85,3 |
Alle drei Dekarbonisierungsoptionen reduzieren die Jahresgesamtkosten gegenüber der unveränderten Basiskonfiguration – selbst nach Berücksichtigung von Investitions- und Betriebskosten der hinzugefügten Komponenten. Einsparungen entstehen hauptsächlich durch vermiedene Regulierungsstrafen gemäß FuelEU Maritime und dem IMO-Netto-Null-Fonds. Mit dem Fortschreiten der Erfüllungsjahre und der Verschärfung der THG-Intensitätsziele werden diese Einsparungen an Bedeutung gewinnen.
Ausblick
ENERsims Optimierungs-Framework ermöglicht es, diese Optionen einfach zu kombinieren und zu erweitern – beispielsweise eine hybride OPS + Biokraftstoff + OCCS-Konfiguration – oder Parameterstudien über Kraftstoffpreise, CO₂-Preise, Erfüllungsjahre und Betriebsprofile durchzuführen, um robuste Strategien unter Unsicherheit zu identifizieren.
Die drei hier demonstrierten Optionen sind nur Beispiele. ENERsims modulare Komponentenbibliothek und flexible Topologie eignen sich gleichermaßen gut für die Untersuchung einer breiten Palette zusätzlicher Technologien und Konfigurationen, darunter:
- Erneuerbare und kohlenstoffarme Kraftstoffe (RFNBOs): grünes Methanol, grüner Ammoniak, synthetisches LNG (e-Methan) oder verflüssigter Wasserstoff – jeweils mit ihren Kraftstofflieferketten, Lageranforderungen, Motorkompatibilität und Lebenszyklus-THG-Intensitäten gemäß FuelEU Maritime
- Hybride Antriebsarchitekturen: Wellengeneratoren gekoppelt mit der Hauptmaschine für flexible Leistungs-Antriebs-Konversion, Power-Take-Off/Take-In (PTO/PTI)-Konfigurationen oder vollelektrische Antriebssysteme auf Basis von Diesel-Aggregaten und elektrischen Antriebsmotoren
- Brennstoffzellen: Festoxid-Brennstoffzellen (SOFCs) oder Protonenaustauschmembran-Brennstoffzellen (PEMFCs) als emissionsarme Stromerzeugungseinheiten mit ihren spezifischen Wirkungsgradkurven und Wärme-Kraft-Kopplung
- Bordeigene Wärmepumpen: Rückgewinnung von Niedertemperaturabwärme aus Abgasen oder Meerwasser zur Reduzierung des Kesselbrennstoffverbrauchs
- Multi-Kraftstoff-Strategien: simultane Optimierung über drei oder mehr Kraftstoffoptionen (z. B. VLSFO + MGO + Biokraftstoff + Methanol) mit zeit- und zonenabhängigen Verfügbarkeitsbeschränkungen
- Windunterstützter Antrieb: Flettner-Rotoren oder Starrsegel, modelliert als variable Leistungsverschiebung am Antriebsbedarf
- Kombinierte Dekarbonisierungspfade: vollständige systemweite Optimierung über jede Kombination der oben genannten Optionen, sodass ENERsim die Konfiguration mit den niedrigsten Jahresgesamtkosten im jeweiligen Szenario identifizieren kann
