Gemiddelde walstroomvraag Masterclass
How much power does a ship actually draw at berth? The same vessel can vary by 300%, sister ships doing exactly the same can differ by 30%, and Tankers of the same size can differ tenfold in installed capacity. This masterclass explains the methodology we use to estimate average shore power demand per ship category, using GT-based scaling functions and calibrated load factors built on 7,102 ships and 153 measured datasets.
The methodology behind estimating average shore power demand per ship category, for ports, terminals and OPS developers
Average shore power demand is the holy grail of OPS development. Every business case, every grid connection request and every transformer specification depends on one number: how much power will the ships actually draw at berth. It is also the number nobody can give you with confidence.
The same vessel can vary by up to 300% during a port call. Two sister ships doing the same job can differ by 30%. Tankers of the same type and size can differ tenfold in installed auxiliary capacity. And the main published sources (IMO, DNV and EMSA) disagree with each other by a factor of three or more, because they use different ship classifications, different size parameters and different bands.
This masterclass sets out the methodology we developed to deal with that, built on these recognized frameworks A and calibrated against measured operational data. The approach is deliberately simple: power demand is a load factor multiplied by a scaling function of gross tonnage, applied for specific ship categories.
The methodology and the results are intended for project developers estimating revenue and sizing infrastructure across a fleet, a terminal or a whole port, particularly in the situation where you do not yet have ship-specific information and have not spoken to the chief engineer. It is explicitly not intended to predict a single named vessel. If you know which ship is coming and you can get the auxiliary engine data, you have better information than any model can give you.
Sign up to become a member and download the latest version of the guide, database and tools used in this masterclass.
(1) Waarom gemiddeld vermogen in kW het moeilijkste getal is voor walstroom
Walstroom zelf is niet ingewikkeld. Elektriciteit van het net wordt via een onderstation naar een e-house gebracht met daarin transformatoren, een frequentieomvormer voor de stap van Europese 50 Hz naar 60 Hz aan boord en het energiebeheersysteem, en vervolgens via een kabelmanagementsysteem naar het aansluitpaneel van het schip, de transformator aan boord en het hoofdschakelbord, waarna de hulpmotoren kunnen worden uitgeschakeld. Het brandstofverbruik, de emissies en het geluid stoppen. De infrastructuur kan groot zijn en de engineering is echt, maar conceptueel is het ‘een stekker in het schip steken’. Die erin steken is één ding, weten welke omvang de stekker moet hebben en wat de gemiddelde vermogensvraag is, is lastig, en daar zijn vier duidelijke redenen voor.
Hetzelfde schip varieert enorm. Gemeten over één havenaanloop fluctueert de vermogensvraag continu door laad- en losactiviteiten, reeferbelasting, hotelbelasting, het weer en het gedrag van de bemanning. Gerapporteerde variaties lopen op tot 300%.
Zusterschepen zijn in de praktijk niet identiek. Onderzoek naar de Fortuny en Sorolla in Málaga wees uit dat de twee schepen ongeveer 30% verschillen in vermogensvraag terwijl ze hetzelfde doen aan de kade. Zelfde ontwerp, zelfde operatie, andere cijfers.
Schepen van dezelfde omvang kunnen tien keer van elkaar verschillen. Zet het geïnstalleerde hulpvermogen uit tegen de brutotonnage en de spreiding is opvallend. In de band rond 30.000 GT verschillen tankers bijna een factor tien in geïnstalleerd hulpvermogen, omdat het ene schip is gebouwd voor eenvoudig laden en lossen, terwijl het andere verwarmings-, koel- of pomptaken uitvoert die het energieprofiel volledig veranderen.
En de gepubliceerde bronnen zijn het niet eens. IMO deelt containerschepen in op basis van TEU. DNV gebruikt brutotonnage. De bandbreedtes verschillen en er is geen garantie dat wat het ene raamwerk een containerschip noemt overeenkomt met de definitie van het andere. IMO merkt zelf op dat er niet zoiets bestaat als één universele definitie van een scheepstype. Het resultaat is dat aan hetzelfde schip een vermogensvraag kan worden toegewezen die een factor drie of vier verschilt, afhankelijk van welke bron je opent.
Er is nog één praktisch probleem dat het benoemen waard is. Als je een scheepseigenaar vraagt hoeveel vermogen ze nodig hebben, zullen ze doorgaans hun maximum noemen, omdat ze alles willen kunnen doen wat ze ooit zouden kunnen doen. Dat getal ligt doorgaans ongeveer twee keer zo hoog als de werkelijke gemiddelde vraag. Ontwerp je daarop, dan bouw je de infrastructuur én de businesscase te groot.
Operationele belastingstabellen helpen, en in het land der blinden is eenoog koning: als je ze hebt, gebruik ze. Maar schepen evolueren. Motoren worden vervangen, apparatuur wordt toegevoegd en een nieuwe bemanning kan het energiegebruik aanzienlijk veranderen. De tabel vertelt je wat het schip nodig zou moeten hebben, niet wat het daadwerkelijk doet.
(2) Voordat je kunt middelen, moet je eerst bepalen wat een scheepstype is
Je kunt geen gemiddelde vermogensvraag per scheepscategorie bepalen voordat je hebt besloten wat een scheepscategorie is. Onze classificatie, uiteengezet in de Ship Types Guide, werkt op drie niveaus:
Categorie. De regelgevende en economische groepering, afgestemd op hoe IMO en EU-regelgeving zoals EEXI, CII, FuelEU Maritime en EU ETS schepen behandelen. Dit is belangrijk omdat de kosten voor naleving voortvloeien uit de categorie. Dit is het niveau waarop we de vermogensvraag middelen.
Type. Functioneel gebruik en ontwerp. De vermogensvraag vloeit voort uit het type: binnen de tankercategorie gedraagt een algemene vloeistoftanker zich anders dan een olie- en chemicaliëntanker of een productentanker.
Omvang. Grotere schepen hebben over het algemeen meer vermogen nodig. Sommige categorieën, zoals offshore, hebben wel typen maar geen betekenisvolle omvangsklassen.
Een uitgewerkt voorbeeld: de Abao Explorer valt in de tankercategorie, het type chemicaliëntanker en de omvangsklasse medium range. Combineer dat met een terminalprofiel en je kunt het verwachte vermogensbereik direct aanzienlijk verkleinen. Als je weet dat je terminal voornamelijk olie- en chemicaliëntankers afhandelt, worden de omvangsverdeling en daarmee ook de vermogensverdeling aanzienlijk krapper.
(3) De methodologie in één regel
Vermogensvraag = belastingsfactor × schaalfunctie (GT)
Elk schip boven 400 GT heeft een brutotonnage, waardoor GT de enige omvangparameter is die vergelijking tussen categorieën en bronnen mogelijk maakt. De twee componenten:
Schaalfuncties. Zet voor elk schip in de database het geïnstalleerde hulpvermogen uit tegen GT en pas een curve toe. Voor vrijwel alle categorieën is die fit een machtsfunctie; containerschepen kunnen beter worden beschreven met een polynoom. We hanteren twee varianten: het totale geïnstalleerde hulpvermogen en de grootste afzonderlijk geïnstalleerde hulpmotor. De tweede is nuttig voor een andere vraag, namelijk of een terminal hoogspanning of laagspanning nodig heeft. De meeste schepen hebben een totale geïnstalleerde hulpvermogencapaciteit van minder dan ongeveer 5 MW en de gegevens laten een duidelijke clustering rond standaard scheepsgroottes zien, in plaats van een continuüm.
Belastingsfactoren. Een schip gebruikt zijn geïnstalleerde capaciteit niet aan de kade. Gemeten en gevalideerde operationele gegevens laten zien dat de gemiddelde vraag doorgaans slechts 20% tot 30% van het geïnstalleerde hulpvermogen bedraagt. Hulpmotoren zijn bewust overgedimensioneerd: redundantie betekent dat je er twee installeert, zodat het schip nog steeds vermogen heeft wanneer er één wordt onderhouden, en daarbovenop worden veiligheidsmarges toegevoegd. We leiden lage, gemiddelde en hoge belastingsfactoren af uit de gemeten gegevens, waarbij de laagste en hoogste paar procent als uitschieters worden uitgesloten. Toegepast per scheepscategorie geeft dat een lage, gemiddelde en hoge schatting van de vermogensvraag bij elke brutotonnage.
Het volledige raamwerk is gebaseerd op 7.102 schepen met gegevens over hulpmotoren en 153 gemeten of gevalideerde operationele datasets. Er zit geen volledige statistische behandeling achter de percentielen, en dat is bewust: de spreiding in de onderliggende gegevens is groot genoeg dat een rigoureuzer statistisch apparaat wel precisie zou toevoegen, maar geen nauwkeurigheid.
(4) Niet alle data is gelijk: vier niveaus zijn gedefinieerd
Niveau 1, gegevens over geïnstalleerde hulpmotoren. Het fysieke plafond. Een schip kan niet meer vermogen afnemen dan het geïnstalleerd heeft. Dit vormt de structurele basis van de schaalfuncties.
Niveau 2, gemeten tijdreeksen. De werkelijke operationele vraag in de tijd. Goud waard en de basis voor de belastingsfactoren.
Niveau 3, enquêtes onder scheepseigenaren. Wat eigenaren denken dat ze nodig hebben. Systematisch overschat, vaak met ongeveer een factor twee.
Niveau 4, regelgevingsklassen. Gepubliceerde bandbreedtes van IMO, DNV en EMSA. Nuttig als benchmark, maar met verschillende omvangparameters en ondoorzichtige afleidingen.
Alleen niveaus 1 en 2 worden gebruikt om het model op te bouwen. Niveaus 3 en 4 worden over de resultaten heen gelegd als plausibiliteitscontrole.
Een waarschuwing over zelfs de beste data. Bij één project met zes maanden aan gemeten operationele gegevens bekeken twee verschillende hoofdwerktuigkundigen van hetzelfde schip dezelfde dataset en kwamen ze tot verschillende conclusies: de een wilde een bepaalde capaciteit, de ander wilde het dubbele. Zelfs perfecte data leidt nog steeds tot meningsverschillen, en precies daarom is een gedocumenteerde, reproduceerbare methodologie belangrijker dan welk afzonderlijk getal dan ook.
(5) Zo ziet de gemiddelde vermogensvraag eruit per scheepscategorie
Weergegeven als boxplots per categorie, valt het beeld uiteen in twee groepen.
Voorspelbare categorieën. General cargo-schepen hebben gemiddeld ongeveer 160 kW nodig, met een beperkte spreiding, waardoor een general cargo-terminal met hoge mate van zekerheid kan worden gedimensioneerd. Tankers hebben gemiddeld ongeveer 1 MW over het bereik tot ongeveer 50.000 GT en komen zelden onder de 200 tot 300 kW uit, waarbij de helft van alle waarnemingen binnen een redelijk smalle band valt. Bulkcarriers gedragen zich vergelijkbaar: slechts een klein deel van de geïnstalleerde capaciteit wordt daadwerkelijk aan de kade gebruikt.
Onvoorspelbare categorieën. RoRo-autotransportschepen, RoRo-vrachtschepen, passagiersschepen en vooral cruiseschepen laten extreme bereiken zien, die zelfs binnen de middelste 50% van de waarnemingen boven de 2.000 kW uitkomen, met lange staarten daarboven. Cruiseschepen worden helemaal niet weergegeven in het categorieoverzicht, omdat er slechts ongeveer 40 bruikbare datapunten beschikbaar zijn. Voor deze segmenten is het eerlijke antwoord dat een categoriegemiddelde niet goed genoeg is en dat de analyse moet worden teruggebracht tot het individuele schip.
Die splitsing is de belangrijkste praktische conclusie. Voor terminals voor tankers, bulkcarriers en general cargo-schepen is een schatting op categorieniveau verdedigbaar. Voor RoRo-, passagiers- en cruiseschepen moet je het categoriegemiddelde beschouwen als een startpunt voor een gesprek, niet als input voor de specificatie van een transformator.
Een illustratief datapunt aan de containerzijde: de MSC Maya, met ongeveer 200.000 GT, heeft een grootste afzonderlijk geïnstalleerde hulpmotor van 5.500 kW. Zelfs bij 20% tot 30% benutting is dat een aanzienlijke belasting aan de kade, wat overeenkomt met de drempel van 8 MW die de normen hanteren als het punt waarop hoogspanning de praktische vereiste wordt.
(6) Welke formules en belastingsfactor moet je gebruiken, en hoe zit het met het maximale vermogen?
Gebruik het gemiddelde voor inkomsten en businesscases. Er is precies één werkelijk gemiddelde voor elk schip en dat kan alleen achteraf worden berekend, zodra je weet wat het schip daadwerkelijk heeft gedaan. Tot die tijd is de gemiddelde belastingsfactor de meest verdedigbare schatting en degene die een businesscase oplevert die het dichtst bij de werkelijkheid ligt.
Gebruik de lage band voor conservatieve omzetcases. Als je een project aan een stresstest onderwerpt, of een ondergrens voor de omzet nodig hebt voor een financieringsgesprek, is de lage band de juiste input. Gemeten tijdreeksdata ligt doorgaans dichter bij de lage band dan bij de door scheepseigenaren gerapporteerde cijfers.
Gebruik de hoge band voor engineering en dimensionering, niet voor omzet. Dimensioneren op basis van de hoge band en vervolgens ook de omzet daarop modelleren, is hoe projecten op papier winstgevend lijken en in de praktijk tegenvallen. Voor de maximale vraag is de fysieke limiet het geïnstalleerde hulpvermogen. Als je het schip kent, gebruik dan het nominale hulpvermogen als bovengrens en het gemiddelde voor de omzet. Als je het schip niet kent, gebruik dan de hoge band of de schaalfunctie op volledige waarde. In de praktijk draaien de meeste schepen slechts één of twee hulpmotoren aan de kade; containerschepen en tankers zijn de uitzonderingen, omdat zij aan de kade meer werkzaamheden uitvoeren.
(7) Belangrijkste conclusies
De vermogensvraag aan de kade is op elk niveau onzeker. Hetzelfde schip varieert tijdens één havenaanloop tot 300%, zusterschepen verschillen ongeveer 30% en schepen van dezelfde omvang kunnen tien keer verschillen in geïnstalleerd vermogen.
Door scheepseigenaren opgegeven cijfers zijn doorgaans ongeveer twee keer zo hoog als het werkelijke gemiddelde, omdat eigenaren hun maximum opgeven. Ontwerpen op basis van dat getal leidt tot overdimensionering van het project.
De gemiddelde vraag bedraagt slechts 20% tot 30% van het geïnstalleerde hulpvermogen, omdat hulpmotoren van ontwerp af aan zijn overgedimensioneerd voor redundantie en veiligheid.
Brutotonnage is de enige universele omvangparameter, waardoor vergelijking tussen categorieën en bronnen überhaupt mogelijk is.
De methodologie bestaat uit een belastingsfactor vermenigvuldigd met een op GT gebaseerde schaalfunctie, toegepast per scheepscategorie: een machtsfunctie voor de meeste categorieën en een polynoom voor containerschepen.
Alleen gegevens over geïnstalleerde motoren en gemeten tijdreeksen zouden het model moeten aansturen. Enquêtes en regelgevingsklassen zijn bedoeld voor validatie, niet voor kalibratie.
Sommige categorieën zijn voorspelbaar en andere niet. General cargo rond 160 kW met een beperkte spreiding en tankers rond 1 MW zijn op categorieniveau verdedigbaar. RoRo, passagiers- en cruiseschepen niet, en daarvoor is analyse op scheepsniveau nodig.
Gebruik het gemiddelde voor omzet, laag voor conservatieve cases en hoog voor engineering. Dimensioneer nooit op hoog en modelleer de omzet vervolgens ook op hoog.
De methode is ontwikkeld voor vloten, niet voor afzonderlijke schepen. Over een spreiding van schepen werkt de wet van de grote aantallen in je voordeel; voor één specifiek schip: vraag het aan de hoofdwerktuigkundige.
Sign up for premium tools and benefits
The Shore Power Quickscan is a comprehensive tool designed to provide a business case for a shore power refit onboard vessels, based on IEC/IEEE 80005. It includes CAPEX estimates, operational expenses including fuel costs and engine maintenance, emissions savings as well as key regulations such as FuelEU and EU ETS. This purchase allows you to store your calculations, work offline anywhere, plus print a comprehensive techno-economic feasibility that you can show off to friends or your management.
Use Apple Pay to purchase the Excel (only on iPhone) - contact helpdesk for payment by invoice
Don’t want to sign up? Check pay-per-use options
References
Sustainable Ships - Average Shore Power Demand Database
Sustainable Ships - Average Shore Power Demand Guide
Sustainable Ships - What does it cost to generate electricity onboard a ship?
Sustainable Ships - Shore Power Quickscan
Sustainable Ships - Overview of Shore Power Sockets and Plugs, IEC/IEEE 80005
Sustainable Ships - FuelEU Maritime
Sustainable Ships - AFIR
ABB and Chalmers University - Shore-Side Power Supply, MSc thesis
TNO - measured berth power demand of container vessels
IMO, DNV and EMSA - published shore power demand bands
IEC/IEEE 80005-1 and 80005-3 - shore connection systems
Misschien vindt u dit ook interessant:
Masterclass: Walstroomaansluitingen en prijzen – wat kost walstroom per kWh?
Shore power is becoming mandatory in the EU from 2030, but no regulation says what it should cost. This masterclass explains how an OPS connection is defined, the three pricing models used across EU ports, what shipowners currently pay per kWh, and how that compares to generating electricity onboard.
Hoe walstroomaansluitingen worden gedefinieerd, hoe EU-havens ze prijzen en wanneer aansluiten voordeliger is dan brandstof verstoken
AFIR en FuelEU Maritime maken het gebruik van walstroom (OPS) vanaf 2030 effectief verplicht in belangrijke EU-havens, maar geen van beide regelgevingen zegt iets over wat walstroom zou moeten kosten of hoe deze geprijsd moet worden. Er is een technisch kader, er is een regelgevingskader, maar er is geen prijskader. Voor iedereen die een walstroomproject ontwikkelt, is dat ontbrekende onderdeel de volledige businesscase.Deze masterclass behandelt drie dingen. Ten eerste, wat walstroom daadwerkelijk is, de terminologie die in de sector wordt gebruikt en de methodologie die wij bij Sustainable Ships
gebruiken om één walstroomaansluiting en de verschillende lagen van infrastructuur op terminal-, haven- en nationaal niveau te definiëren. Ten tweede, de prijsstelling: welke prijsmodellen worden waargenomen in EU-havens, wat schepen momenteel per kWh betalen en hoe dit zich verhoudt tot de kosten van het opwekken van elektriciteit aan boord wanneer onderhoud, EU ETS en FuelEU worden meegenomen. Ten derde, hoe je de interactieve database en break-evengtool gebruikt om een getal voor je eigen project te bepalen.Deze masterclass is voornamelijk bedoeld voor ontwikkelaars van walstroomprojecten, havenautoriteiten en terminalexploitanten, maar ook voor scheepseigenaren die willen begrijpen welke prijsmodellen hen worden aangeboden en wanneer aansluiten goedkoper is dan brandstof verstoken.
Meld je aan om lid te worden en de nieuwste versie van de handleiding, database en tools te downloaden die in deze masterclass worden gebruikt.
(1) Walstroom, OPS, cold ironing: hetzelfde, verschillende namen
Walstroom betekent simpelweg dat elektriciteit van het net vanaf de wal naar het schip wordt gebracht, zodat het schip zijn hulpmotoren kan uitschakelen terwijl het afgemeerd ligt. In de sector worden hiervoor verschillende namen gebruikt: onshore power supply (OPS), shore power en cold ironing. Regelgevingskaders gebruiken doorgaans OPS, dus dat is de term die in AFIR en FuelEU Maritime wordt gebruikt.
De schaal varieert enorm. Aan de ene kant staat een klein binnenvaartschip dat wordt gevoed vanuit een walput, soms ondersteund door een batterij in plaats van een netaansluiting. Aan de andere kant staat de installatie van Heerema aan het Calandkanaal in Rotterdam, waar elke module een transformator is die tot 5 MW kan leveren en waar twee offshore-bouwschepen tegelijkertijd kunnen worden aangesloten. Cruiseschepen hebben nog meer nodig. In elk geval is het principe hetzelfde: sluit het schip aan op het elektriciteitsnet zodat de motoren kunnen worden uitgeschakeld, waardoor CO2, fijnstof, zwavel- en stikstofoxiden en geluid worden verminderd.
Dat punt over lokale vervuiling is het waard om bij stil te staan. Broeikasgassen uit de scheepvaart zijn goed voor ongeveer 3% van het wereldwijde totaal, maar aan de kade in een havenstad is het directere probleem wat mensen inademen. In termen van Rotterdam vertaalt blootstelling aan fijnstof in de omgevingslucht zich naar ongeveer het equivalent van meerdere sigaretten per dag voor inwoners, en schepen aan de kade maken daar deel van uit.
(2) Walzijde, scheepszijde: hoe elektriciteit daadwerkelijk het schip bereikt
Elk technisch en regelgevingskader verdeelt het systeem in een walzijde (shore side) en een scheepszijde (ship side), met het kabelmanagementsysteem (cable management system / CMS) daartussen. Een praktische regel: alles wat op de kade blijft, is de walzijde; alles wat met het schip wegvaart, is de scheepszijde. Containerschepen zijn de uitzondering, omdat hun kabelmanagementsysteem zich aan boord bevindt. Uitgaande van het net richting het schip ziet de keten er als volgt uit:
Net (grid). In de EU op 50 Hz. De meeste schepen draaien op 60 Hz, en daar begint de eerste complicatie.
Substation / DSO. De aansluiting van de lokale distributiesysteembeheerder (distribution system operator), doorgaans middenspanning aan wal. Hier gaat de verantwoordelijkheid over van de netbeheerder naar de terminal.
E-house. Ook wel een onderstation (substation) of, losjes, een busbar genoemd. Apparatuur aan de terminalzijde, vrijwel altijd inclusief een transformator (transformer), meestal een frequentieomvormer (frequency converter) voor de stap van 50 naar 60 Hz en het energiebeheersysteem (power management system) dat schakelen, beveiliging en interlocks regelt. Soms zijn twee transformatoren nodig voor een step-up- en step-downopstelling.
Kabelmanagementsysteem (cable management system / CMS). De kraan, haspel of davit die de kabel naar het schip brengt. Voor de meeste scheepstypen bevindt dit zich op de kade, waarbij de kabel vaak vanuit een walput wordt aangevoerd. Voor containerschepen bevindt het zich aan boord.
Aansluitpaneel (connection panel). Aan boord, waar de stekker wordt aangesloten. Dit moet een veilige behuizing zijn vanwege het risico van hoge spanning.
Scheepstransformator (ship transformer). Waar de binnenkomende spanning verschilt van de spanning aan boord, wat vaak het geval is.
Hoofdschakelbord (main switchboard). Ook wel de busbar genoemd. Hier wordt de elektriciteit over het schip verdeeld en dit is daarom het punt dat gevoed moet worden om het schip normaal te laten functioneren.
Hulpmotoren (auxiliary engines). De generatoren die door walstroom worden vervangen.
De omschakeling zelf gebeurt op een van twee manieren. Ofwel worden de hulpmotoren gesynchroniseerd met de walstroomvoorziening (shore supply) en wordt de belasting geleidelijk overgedragen, ofwel worden de motoren simpelweg uitgeschakeld, gaat het schip door een korte blackout, wordt de stekker aangesloten en worden de schakelaars weer ingeschakeld.
(3) HVSC of LVSC: de 1 MVA-splitsing
De geldende norm is IEC/IEEE 80005. Deze verdeelt walstroom in twee systemen:
HVSC, hoogspanningswalstroomaansluiting (high voltage shore connection, 80005-1). Doorgaans 6,6 kV en 11 kV, bij zowel 50 als 60 Hz, voor grotere schepen. De norm stelt dat hoogspanningssystemen naar verwachting de praktische toepassing zijn voor schepen die 1 MVA of meer nodig hebben, of schepen met een hoogspanningshoofdvoeding (high voltage main supply).
LVSC, laagspanningswalstroomaansluiting (low voltage shore connection, 80005-3). Doorgaans 400 V, 440 V en 690 V, opnieuw bij zowel 50 als 60 Hz, voor kleinere schepen.
Let op dat 1 MVA niet hetzelfde is als 1 MW: het beschikbare werkelijke vermogen (real power) is altijd lager dan het schijnbare vermogen (apparent power). Het praktische gevolg is dat een hogere spanning een lagere stroom betekent en daarmee dunnere, beter hanteerbare kabels, wat de reden is dat de meeste grotere havens tegenwoordig standaard 11 kV-aansluitingen gebruiken, zelfs voor relatief bescheiden schepen vanaf enkele honderden kilowatts.
Onze analyse richt zich voornamelijk op HVSC. Laagspanningssystemen zijn technisch eenvoudiger en goedkoper, minder blootgesteld aan de regelgeving en worden anders geprijsd, waardoor ze moeilijk één-op-één te vergelijken zijn.
Over stekkers en stopcontacten. Voor sommige scheepstypen zijn in de normen specifieke geometrieën voor stekkers en stopcontacten (plugs and sockets) gedefinieerd, en voor sommige niet. Containerschepen en tankers zijn aan de hoogspanningszijde het best afgedekt; voor laagspanning hebben slechts een handvol scheepstypen gedefinieerde configuraties. Als jouw scheepstype niet in de norm staat, is de volgende stap een bespreking met je classificatiemaatschappij (class society) of verificateur (verifier). In de praktijk is dit zelden een technisch struikelblok; het is een probleem van kosten en interoperabiliteit: stopcontacten en stekkers kunnen worden aangepast, maar dat kost geld, en aankomen bij een terminal met een afwijkende configuratie is precies wat je wilt voorkomen.
(4) Waarom walstroom nu belangrijk wordt: AFIR en FuelEU
Walstroom is niet nieuw. Marineschepen en anderen die het aantal draaiuren van motoren wilden verminderen, gebruiken het in Nederland al zo’n 60 of 70 jaar. Wat is veranderd, is de regelgeving.
Vanaf 2030 moeten containerschepen en passagiersschepen in de hele EU aan de kade geëlektrificeerd worden onder FuelEU Maritime, en AFIR vereist dat een groot aandeel van de relevante havenaanlopen in TEN-T-havens met walstroom kan worden bediend. FuelEU richt zich op de scheepseigenaar; AFIR richt zich op de havenautoriteit. Buiten de EU zijn de regels van Californië voor schepen die op zee varen en aan de kade liggen de andere belangrijke drijfveer, en ook China heeft stappen gezet op het gebied van elektrificatie.
Wat geen van deze kaders doet, is een prijs vaststellen. Het technische kader bestaat, het regelgevingskader bestaat, maar de prijsstelling wordt volledig overgelaten aan havens, terminalexploitanten, nutsbedrijven en nationale belasting- en netregimes. Dat is het gat dat deze database en masterclass proberen te vullen.
(5) Wat telt als één walstroomaansluiting?
Deze vraag beantwoorden is moeilijker dan het lijkt. Een cruiseschip kan vier stekkers tegelijk gebruiken. Zijn dat vier aansluitingen of één? Een installatie kan mogelijk twee schepen tegelijkertijd bedienen. Telt dat als één aansluiting, of als twee?
Onze definitie begint bij wat wij de atomaire eenheid noemen: één walstroomaansluiting is gedefinieerd als één aangesloten schip. Het kan één stekker zijn, vier stekkers of vierhonderd stekkers. Als het één schip bedient, is het één aansluitpunt. Alles in de database is opgebouwd vanuit die definitie. Daarboven bevinden zich vijf lagen:
Aansluitpunt (connection point). Eén fysieke walstroomaansluiting die één schip bedient.
Onderstation of e-house (substation / e-house). De elektrische installatie die één of meer aansluitpunten voedt. Deze bepaalt het maximale vermogen en het maximale aantal schepen dat kan worden bediend, en er kunnen beperkingen zijn: een installatie met een vermogen van 5 MW kan bijvoorbeeld afzonderlijk 3 MW aan het ene schip en 3 MW aan het andere leveren, maar wanneer beide zijn aangesloten, kan het vermogen worden begrensd op 2,5 MW per schip.
Locatie. De terminal, zone of kadecluster waar de infrastructuur staat en waar één eigenaar is. Dit is de laag waar de prijsstelling plaatsvindt, omdat dit de entiteit is waaraan het schip betaalt.
Haven. Alle aansluitingen onder één havenautoriteit.
Land. Nationale samenvoeging.
Het enige dat je hiervan moet onthouden: de prijzen bevinden zich op laag 3, de locatie, omdat daar de transactie tussen het schip en de leverancier plaatsvindt.
(6) Drie prijsmodellen
Elke haven en terminal doet het net iets anders en geen twee zijn echt identiek. Maar teruggebracht tot hun structuur vallen openbaar beschikbare tarieven uiteen in drie modellen:
Structuur 1: puur volumetrisch, alleen €/kWh. Je betaalt per kilowattuur, zoals thuis. Alle kosten voor infrastructuur, financiering en exploitatie zijn in het tarief verwerkt. Dit komt het meest voor bij laagspanningsinstallaties, waar de kosten lager zijn. Op het eerste gezicht eenvoudig en transparant, maar het terugverdienen van de infrastructuur is verborgen in het tarief.
Structuur 2: vast bedrag per havenaanloop plus €/kWh. Een bedrag per havenaanloop, aansluiting of opstart bovenop de volumetrische kosten. Dit wordt veel gebruikt in Scandinavië. Het vaste deel kan op interessante manieren variëren: sommige havens rekenen meer voor een eerste havenaanloop omdat er meer werk nodig is om de aansluiting tot stand te brengen, en Marseille varieert zowel het vaste bedrag als de kWh-prijs tussen winter en zomer vanwege lokale netomstandigheden.
Structuur 3: langetermijncontract, vast bedrag per jaar plus €/kWh. Feitelijk een lease, waarbij de elektriciteit daarbovenop wordt afgerekend. Dit komt het minst voor in openbaar beschikbare informatie, omdat langetermijnverplichtingen lastig zijn voor eigenaren die trampvaart uitvoeren. Het werkt goed voor schepen die altijd terugkeren naar dezelfde ligplaats: offshore-ondersteuningsschepen, noodsleepboten, sleepboten en havenschepen. Het is ook de structuur die het mogelijk maakt om risico het meest bewust tussen schip en wal te verdelen.
In de openbaar beschikbare gegevens is de verdeling tussen puur volumetrisch en vast bedrag plus volumetrisch inmiddels ongeveer gelijk, waarbij langetermijncontracten een klein aandeel vormen. Die balans verschuift richting vast bedrag plus volumetrisch naarmate er meer informatie binnenkomt.
(7) Wat schepen momenteel betalen
Op de locaties waar prijzen openbaar worden gemaakt, ligt het gemiddelde op ongeveer €0,24 per kWh. Twee kanttekeningen, beide belangrijk. Ten eerste is dit cijfer voortdurend in beweging: het is met de meest recente gegevens al gestegen en verandert continu naarmate tarieven worden aangepast en nieuwe locaties worden toegevoegd. Ten tweede is een gemiddelde over verschillende prijsmodellen per definitie slechts een ruwe indicatie, omdat een haven die duur lijkt op basis van €/kWh uiteindelijk goedkoper kan zijn wanneer vaste kosten en benutting worden meegerekend, en omgekeerd.
Een robuustere manier om de markt te bekijken is deze af te zetten tegen nationale elektriciteitsprijzen. Vergelijk de openbaar gemaakte walstroomtarieven met de elektriciteitskosten voor niet-huishoudelijke verbruikers in de EU en er verschijnt een patroon: de meeste havens nemen de geldende nationale elektriciteitsprijs en voegen daar ongeveer €0,10 per kWh aan toe. De waargenomen opslag varieert van ongeveer €0,06 tot €0,19, waarbij Nederland aan de bovenkant zit. Omdat de nationale elektriciteitsprijzen zelf variëren van minder dan €0,10 per kWh in Finland tot meer dan €0,25 in Ierland, verklaart deze vuistregel het grootste deel van de grensoverschrijdende verschillen. Fiscale behandeling en de structuur van nettarieven bepalen de verschillen sterker dan de infrastructuurkosten.
Voor een ontwikkelaar is dat de bruikbaardere benchmark: het vertelt je wat je redelijkerwijs kunt vragen, gegeven wat je voor elektriciteit betaalt.
(8) De andere kant van de vergelijking: wat kost elektriciteit aan boord?
Een walstroomprijs zegt pas iets als je die naast het alternatief zet: het laten draaien van een hulpmotor. Brandstof gaat erin, de motor drijft een generator aan en de generator produceert kilowatturen.
Op basis van alleen brandstofkosten heeft het opwekken van elektriciteit aan boord historisch gezien ergens tussen de €0,15 en €0,20 per kWh gekost, momenteel aan de bovenkant omdat de brandstofprijzen hoog zijn. Dat is het getal dat een scheepseigenaar in gedachten heeft wanneer een ontwikkelaar elektriciteit aanbiedt voor €0,40 per kWh, en het is de reden waarom businesscases voor walstroom zo lang moeilijk rond te krijgen waren.
Daar komen vervolgens de kosten voor naleving bovenop:
Motoronderhoud, reserveonderdelen en verbruiksartikelen. Een bescheiden toevoeging voor de meeste schepen, maar belangrijker voor schepen met veel of grote hulpmotoren.
EU ETS. Een CO2-kost op de brandstof die aan de kade wordt verbruikt, die naar verwachting zal stijgen.
FuelEU Maritime. De grootste afzonderlijke kostenpost. Het gebruik van walstroom verbetert de broeikasgasintensiteit (GHG intensity) van een schip voor het hele jaar, niet alleen voor de uren aan de kade, waardoor het voordeel groter is dan alleen de brandstofbesparing aan de kade doet vermoeden. Een juiste modellering betekent dat je de positie voor naleving over het volledige jaar met en zonder walstroom vergelijkt, in plaats van de ligplaats afzonderlijk te behandelen.
IMO Net-Zero. Nog niet van kracht, en als het er komt, zou het op vergelijkbare wijze bovenop de andere kosten komen.
Tel je deze bij elkaar op, dan komt de effectieve kostprijs van elektriciteitsopwekking aan boord in de buurt van €0,50 tot €0,60 per kWh, met verdere opwaartse druk als de ETS-prijzen stijgen of het IMO-kader van kracht wordt. Tegenover een walstroomprijs van ongeveer €0,24 ziet de vergelijking er heel anders uit dan wanneer je alleen naar brandstofkosten kijkt.
En dan is er nog de boete. Artikel 23(5) van FuelEU Maritime stelt een specifieke heffing vast voor niet-conforme havenaanlopen: €1,50 vermenigvuldigd met de vastgestelde totale elektrische vermogensvraag van het schip aan de kade, vermenigvuldigd met het aantal uren dat het schip niet-conform aan de kade ligt, naar boven afgerond op hele uren. Voor een schip met een vastgestelde vraag van 1.000 kW is dat €1.500 per uur. Let op dat dit wordt berekend op basis van de vastgestelde piekvraag en niet op basis van het gemeten verbruik, waardoor de heffing bewust bestraffend is. Voor een containerschip of passagiersschip dat verplicht is om aan te sluiten, maakt dit van de beslissing een formaliteit in plaats van een businesscase.
(9) Belangrijkste conclusies
Eén walstroomaansluiting is één aangesloten schip, ongeacht hoeveel fysieke stekkers erbij betrokken zijn. Al het andere wordt vanuit deze definitie opgebouwd.
De prijsstelling vindt plaats op locatieniveau, laag 3 van het raamwerk, omdat dit de entiteit is waarmee het schip de transactie aangaat.
Drie prijsmodellen dekken de EU-markt: alleen volumetrisch, een vast bedrag per havenaanloop plus volumetrisch, en een langetermijncontract plus volumetrisch. De verdeling tussen de eerste twee is nu ongeveer gelijk.
De gemiddelde openbaar gemaakte prijs ligt rond €0,24 per kWh, maar verandert voortdurend en een gemiddelde over verschillende modellen is een grof instrument.
Een betere benchmark is de nationale elektriciteitsprijs plus ongeveer €0,10 per kWh, wat het grootste deel van de variatie tussen landen verklaart.
Elektriciteitsopwekking aan boord kost op basis van alleen brandstof €0,15 tot €0,20 per kWh, maar loopt op tot ongeveer €0,50 tot €0,60 wanneer EU ETS en FuelEU worden meegenomen. Dat is wat walstroom concurrerend maakt.
De FuelEU-boete voor niet-naleving bedraagt €1,50 per kW aan vastgestelde vraag per uur, waardoor de keuze volledig wegvalt voor schepen die verplicht zijn aan te sluiten.
HVSC en LVSC zijn verschillende markten. De 1 MVA-splitsing in IEC/IEEE 80005 scheidt ze technisch, en ze worden voldoende verschillend geprijsd dat het mengen ervan elke benchmark vertekent.
Sign up for premium tools and benefits
The Shore Power Quickscan is a comprehensive tool designed to provide a business case for a shore power refit onboard vessels, based on IEC/IEEE 80005. It includes CAPEX estimates, operational expenses including fuel costs and engine maintenance, emissions savings as well as key regulations such as FuelEU and EU ETS. This purchase allows you to store your calculations, work offline anywhere, plus print a comprehensive techno-economic feasibility that you can show off to friends or your management.
Use Apple Pay to purchase the Excel (only on iPhone) - contact helpdesk for payment by invoice
Don’t want to sign up? Check pay-per-use options
Referenties
Sustainable Ships - OPS Connections and Prices Database
Sustainable Ships - Shore Power (OPS) price per kWh in EU
Sustainable Ships - What does it cost to generate electricity onboard a ship?
Sustainable Ships - Shore Power Quickscan
Sustainable Ships - Overview of Shore Power Sockets and Plugs, IEC/IEEE 80005
Sustainable Ships - FuelEU Maritime
Sustainable Ships - AFIR
EU - Regulation (EU) 2023/1805 FuelEU Maritime
IEC/IEEE 80005-1 and 80005-3 - shore connection systems
EMSA - overview of regulatory framework for shore power
Misschien vindt u dit ook interessant
Hoe energieopslag geld verdient met het elektriciteitsnet: een ontwikkelaarsgids voor inkomsten uit netdiensten
Batteries can earn money from the grid in three ways: balancing (steady capacity fees), trading (price spreads), and congestion management (local activation). But grid services are fragmented by country, operator, and product: what works in the Netherlands doesn't work in Germany. This guide shows energy storage developers how to stack these three revenue streams for maximum ROI. Intended for developers in port environments.
Richtlijnen voor het creëren van inkomsten via ‘netdiensten’ voor ontwikkelaars van (Walstroom)projecten met batterij-energieopslag
Het Europese elektriciteitssysteem ondergaat een snelle transformatie. Het groeiende aandeel hernieuwbare energieopwekking, de elektrificatie van industrie en mobiliteit en het beperkte tempo van netuitbreiding hebben structurele uitdagingen gecreëerd. Netcongestie is in veel EU-landen dagelijkse realiteit geworden, systeemonevenwichtigheden worden steeds volatieler en elektriciteitsprijzen fluctueren sterker dan ooit tevoren. Deze volatiliteit creëert kansen.
Flexibele assets zoals batterij-energieopslagsystemen kunnen inkomsten genereren door het net te stabiliseren, te handelen op prijsverschillen en lokale congestie te verlichten. De markten die deze inkomstenstromen mogelijk maken, zijn echter versnipperd, technisch complex en ongelijk gedocumenteerd. Betrouwbare omzetramingen zijn moeilijk te verkrijgen, technische vereisten verschillen per dienst en informatie is verspreid over TSO-documenten (Transmission System Operator), handelsplatforms en websites van aggregators. Wat zijn ze en hoe maak je onderscheid tussen zin en onzin?
Dit artikel biedt duidelijkheid voor ontwikkelaars en asset owners met een gestructureerd overzicht van de beschikbare ‘netdiensten’ in Noordwest-Europa. Het laat zien hoe je geld kunt verdienen op de markten voor balancering, handel en congestiemanagement. Het doel is de lezer een praktische basis te geven voor het beoordelen van kansen voor energieopslag, zonder dat je zelf versnipperde bronnen bij elkaar hoeft te brengen. De doelgroep bestaat uit projectontwikkelaars in Noordwest-Europa, in het bijzonder ontwikkelaars in een havenomgeving. Bekijk de nieuwste versie van de Grid Services Guide voor meer informatie.
-
De Grid Services Guide biedt een gestructureerd referentiekader voor het navigeren door de markten die de inkomsten uit batterijopslag in Noordwest-Europa bepalen. Op basis van TenneT, ENTSO-E, EPEX SPOT, GOPACS en de EU Network Codes (EB-GL, SO-GL, RfG) documenteert de gids de drie belangrijkste categorieën netdiensten: balancering, handel en congestiemanagement. Elke markt wordt naast elkaar gezet met de technische vereisten, inkomstenmechanismen en toegangsmodellen, waarbij wordt getoond waar de kansen liggen, waar de beperkingen gelden en wat de verschillen betekenen voor de economie van assets.
In plaats van netdiensten als één inkomstenstroom te behandelen, koppelt de gids elke markt aan de commerciële consequentie: de verkeerde productkeuze kan betekenen dat je uitgaat van de verkeerde technische vereisten, de verkeerde omzetaanname en de verkeerde investeringscase.
Marktafbakening – Bepaal welke producten bij jouw asset passen: FCR, aFRR, mFRR, day-ahead, intraday of congestiemanagement.
Technische vereisten – Gedetailleerde specificaties voor prekwalificatie, telemetrie, responstijden en minimale biedingsgroottes voor alle balanceringsproducten.
Toegangsmodellen tot de markt – Vergelijk de routes via een directe BSP, aggregator en leverancier-pass-through, met praktische richtlijnen voor welk model bij welk assetprofiel past.
FAQ en definities – Los veelvoorkomende onduidelijkheden op met gezaghebbende bronverwijzingen van TenneT, ENTSO-E en de EU Network Codes.
Wat zijn netdiensten precies?
Diensten die ervoor zorgen dat ons elektriciteitsnet correct functioneert: balancerings-, handels- en congestiemarkten
Netdiensten is de overkoepelende term voor alle mechanismen die ervoor zorgen dat het elektriciteitsnet onder EU-regelgeving operationeel blijft. Ze vallen uiteen in drie categorieën: balancering, handel en congestiemanagement.
1. Balanceringsmarkten (het stabiel houden van de netfrequentie)
De Transmission System Operator (TSO) brengt vraag en aanbod in realtime in balans door flexibele assets te betalen voor het invoeden of onttrekken van elektriciteit. Balancering is verdeeld in drie producten, die elk op een andere tijdschaal reageren:
FCR (Frequency Containment Reserve) — primaire reserve, reageert automatisch binnen 30 seconden op een frequentieafwijking.
aFRR (automatic Frequency Restoration Reserve) — secundaire reserve, reageert automatisch binnen 5 minuten via het PICASSO-platform, met elke 4 seconden een setpointsignaal.
mFRR (manual Frequency Restoration Reserve) — tertiaire reserve, reageert handmatig of semi-automatisch binnen 12,5 minuten onder MARI.
Zie ze als een oplopende respons: FCR is de eerste die reageert wanneer de frequentie afwijkt, aFRR neemt het over bij aanhoudende onbalans en mFRR handelt grote, langdurige afwijkingen af. Alle drie worden ingekocht via open marktmechanismen en uitgevoerd door de TSO onder de EU Network Codes (EB-GL en SO-GL).
2. Handelsmarkten (vraag en aanbod vóór levering bij elkaar brengen)
Dit zijn de groothandelsmarkten voor elektriciteit waar je actief elektriciteit koopt tijdens uren met lage prijzen en verkoopt tijdens uren met hoge prijzen. Twee belangrijke producten:
Day-ahead — uurlijkse veiling die om 12:00 CET sluit op de dag vóór levering, gekoppeld over heel Europa via SDAC.
Intraday — continue handel tot 5 minuten voor levering, in blokken van 15 minuten, via IDA-veilingen en continue orderboeken.
Inkomsten komen uit prijsverschillen, niet uit het beschikbaar houden van capaciteit. Dit staat open voor elke deelnemer met een flexibel energiecontract op de EAN-code (geen prekwalificatie of telemetrie nodig). Futuresmarkten bestaan voor het afdekken van risico's maanden of jaren vooruit, maar vormen geen betekenisvolle inkomstenstroom voor batterijopslag.
3. Congestiemanagement (het verlichten van lokale beperkingen in netcapaciteit)
Soms raakt een specifiek onderdeel van het net (een transformator, kabel, onderstation) door zijn capaciteit heen. In tegenstelling tot frequentie-onbalans, die het gehele synchrone gebied beïnvloedt, is congestie lokaal en regionaal. In Nederland wordt dit beheerd via GOPACS (Grid Operators Platform for Congestion Solutions), toegankelijk via ETPA of rechtstreeks via het IDCONS-mechanisme van EPEX SPOT.
Het mechanisme werkt via gekoppelde acties: een asset binnen het congestiegebied vermindert de invoeding (of verhoogt het verbruik), terwijl een ander asset buiten het gebied het tegenovergestelde doet. Samen lossen ze de lokale beperking op. Activering is gebeurtenisgestuurd en afhankelijk van beschikbare capaciteit en regionale congestiesignalen.
Geschatte inkomsten uit elke markt
Sterk variërend, maar de meeste data kan worden geraadpleegd en gebruikt voor je analyse
Het inkomstenpotentieel van alle netdiensten varieert sterk (een factor 10 is niet ongebruikelijk) en is sterk afhankelijk van de locatie van het asset, marktomstandigheden en timing. De meeste gedetailleerde data van TSO's en operators is geanonimiseerd en in veel gevallen online beschikbaar. De onderstaande bandbreedtes zijn gebaseerd op deze openbare bronnen, interviews uit de praktijk, projectervaring en andere bronnen en TSO-transparantiedatabases. Over het algemeen levert een combinatie van aFRR en day-aheadhandel de hoogste / eenvoudigste inkomsten op. FCR was doorgaans de meest lucratieve markt, maar dit is veranderd door de grote hoeveelheid batterijen die online komen.
1. Balanceringsmarkten
FCR (Frequency Containment Reserve): €100.000–€220.000/MW/jaar. Op capaciteit gebaseerd, met relatief stabiele maandelijkse tenders. Heeft de strengste vereisten van alle balanceringsmarkten. Prijzen zijn sinds 2023 neerwaarts gegaan naarmate de voorgekwalificeerde batterijcapaciteit is toegenomen; verwacht dat de cijfers voor 2024–2026 zich in de onderste helft van deze bandbreedte bevinden.
aFRR (automatic Frequency Restoration Reserve): €50.000–€150.000/MW/jaar. Een combinatie van capaciteits- en activatievergoedingen. Volatieler dan FCR door Europese grensoverschrijdende koppeling via PICASSO (sinds oktober 2024). Nederlandse aFRR-biedingen concurreren nu rechtstreeks met Duitse, Belgische en Scandinavische capaciteit, waardoor prijzen tijdens perioden met veel wind- of zonne-energie naar de onderkant van de bandbreedte worden gedrukt.
mFRR (manual Frequency Restoration Reserve): €19.000–€30.000/MW/jaar. Laagste inkomsten, maar minimale operationele overhead. Activering is niet frequent (historisch ongeveer 30 keer per jaar). Minder relevant voor de meeste kleine tot middelgrote batterijen en doorgaans niet de moeite waard om te onderzoeken voor OPS-gerelateerde projecten.
Let op: Alle balanceringscijfers zijn bruto-inkomsten van de BSP (Balance Service Provider). Asset owners die deelnemen via aggregators (andere dienstverleners) ontvangen doorgaans 60–80% na kosten en marges. Deze bandbreedtes weerspiegelen gegevens uit 2023–2024; wijzigingen in regelgeving en opschaling van technologie zullen deze in de loop van de tijd veranderen.
2. Handelsmarkten
Day-ahead: €50.000–€100.000/MWh/jaar. De inkomsten hangen volledig af van je vermogen om uurlijkse prijzen te voorspellen en het laden/ontladen efficiënt te beheren. De typische marge bedraagt €30–€80/MWh op gunstige dagen. De Nederlandse markt gemiddeld rond €60/MWh in 2023–2024, maar de volatiliteit binnen het jaar is extreem (€10/MWh in de zomer, €150+/MWh tijdens winterpieken).
Intraday: €50.000–€100.000/MWh/jaar als aanvulling op day-ahead. De omzetboost van 10–30% uit intraday komt doorgaans voort uit prijsbewegingen op kortere termijn en de mogelijkheid om te reageren op prognosefouten. Vereist actieve monitoring en geautomatiseerde uitvoering. Minder voorspelbaar dan balancering, maar met een hoger plafond in volatiele markten.
Let op: Begin 2026 zijn de Nederlandse elektriciteitsprijzen lager en minder volatiel dan in 2021–2023, waardoor intraday-spreads zijn afgenomen; toekomstige data uit je trading engine zal betrouwbaarder zijn dan historische benchmarks. Het blijft een kansspel, maar hoge volatiliteit betekent doorgaans dat er hogere inkomsten te behalen zijn.
3. Congestiemanagement
GOPACS / congestieverlichting: Activatievergoeding per geleverde MWh, doorgaans €20–€150/MWh, afhankelijk van ernst en regio. Inkomsten zijn sporadisch en locatieafhankelijk. Congestiezones (rood op de capaciteitskaart) kunnen 10–50 activaties per jaar zien; gebieden zonder congestie mogelijk geen enkele. De minimale omvang voor deelname is 500 kW via ETPA.
Let op: Congestie-inkomsten zijn het moeilijkst te voorspellen. Een haven met chronische congestie (bijv. Amsterdam, Hamburg) zou €20.000–€50.000 per jaar kunnen verdienen; een haven met voldoende capaciteit verdient nul. Drie dingen zijn belangrijk: locatie, locatie, locatie.
Strategisch stapelen: alle drie combineren
Het belangrijkste inzicht is dat deze drie markten elkaar niet uitsluiten. Een batterij kan tegelijkertijd aan meerdere markten deelnemen en capaciteit strategisch toewijzen aan de markt die op een bepaalde dag of in een bepaald uur het hoogste rendement biedt.
Voorbeeld van een dynamische BESS-strategie (maandag, typische winterdag):
06:00–12:00: FCR draaien (hoge capaciteitsvergoedingen, stabiele inkomsten, minimale cyclische belasting)
12:00–18:00: Intradayhandel draaien (prijsverschillen zijn doorgaans groter tijdens schommelingen in de vraag rond het middaguur; verkoop hoog wanneer de industrie opschaalt)
18:00–middernacht: aFRR-capaciteitscontract draaien (hogere avondvraag verhoogt de clearingprijzen van aFRR)
Dit soort dynamisch stapelen kan de totale jaarlijkse inkomsten voor een grote BESS verhogen van één enkel product (bijvoorbeeld €150.000/MW uit alleen FCR) naar €250.000–€350.000/MW of meer door producten strategisch te combineren. De afweging is operationele complexiteit: je hebt realtime monitoring, geautomatiseerde biedsystemen, API-integratie met TenneT, EPEX SPOT en mogelijk ETPA nodig, evenals continue coördinatie over meerdere platforms.
Belangrijke kanttekening: Deze cijfers zijn gebaseerd op marktgegevens uit 2023–2024. Tegen de tijd dat je dit leest, kunnen regelgeving, het aantal ingezette batterijen en de groothandelsprijzen voor elektriciteit zijn veranderd. Maak altijd een locatiespecifiek economisch model op basis van actuele afrekengegevens van de TSO en de daadwerkelijke locatie van je asset voordat je kapitaal investeert.
Hoe dit jouw businesscase voor walstroom (Onshore Power Supply) kan verbeteren
Wanneer het schip jouw walstroominstallatie niet gebruikt, kun je nog steeds geld verdienen!
In plaats van een OPS-transformator van 5–10 MW ongebruikt te laten draaien tijdens perioden met weinig scheepvaart, kun je die capaciteit beschikbaar stellen aan de balanceringsreserves van het elektriciteitsnet en een gegarandeerde maandelijkse vergoeding verdienen – ongeacht of een schip aansluit of dat er daadwerkelijk een activatie wordt afgeroepen. Dit creëert een voorspelbare tweede inkomstenstroom die de economische haalbaarheid van het OPS-project verbetert zonder je kernactiviteit in de scheepvaart te kannibaliseren. Drie inkomstenstromen, gerangschikt naar relevantie voor havenexploitanten:
Inkomstenstroom 1: Balanceringsmarkten (op capaciteit gebaseerde inkomsten)
Je verplicht je om een bepaalde hoeveelheid vermogen beschikbaar te houden (in MW) en krijgt een vergoeding voor die beschikbaarheid, ongeacht of de TSO je daadwerkelijk activeert.
FCR (Frequency Containment Reserve) is het eenvoudigste instappunt. Je biedt je beschikbare capaciteit aan in dagelijkse veilingen op regelleistung.net. Prijzen worden realtime gepubliceerd; recente historische prijzen liggen gemiddeld rond €10–€20/MW/uur, wat op jaarbasis neerkomt op ongeveer €100.000–€220.000/MW/jaar voor een volledig voorgekwalificeerd, continu beschikbaar asset. Prijzen zijn tussen 2022 en 2024 sterk gedaald naarmate batterijopslag opschaalde; verdere dalingen zijn mogelijk als de overcapaciteit aan opslag blijft toenemen. Voor een OPS-installatie van 5 MW betekent dit €500.000–€1,1 miljoen per jaar aan bruto-inkomsten uit balancering, hoewel het netto rendement afhankelijk is van prekwalificatiekosten en aggregatorvergoedingen (doorgaans 15–25% wanneer je een externe BSP gebruikt).
aFRR (automatic Frequency Restoration Reserve) voegt een activatiecomponent toe. Je krijgt zowel een capaciteitsvergoeding (voor het stand-by houden) als een activatievergoeding (voor geleverde energie, €/MWh). Sinds oktober 2024 is de aFRR-prijsstelling via PICASSO strakker gekoppeld aan Europese merit orders, waardoor capaciteitsvergoedingen aanzienlijk zijn gedaald. De totale inkomsten bedragen doorgaans €50.000–€150.000/MW/jaar, verdeeld over capaciteit en activatie. Minder stabiel dan FCR, maar bruikbaar als alternatief wanneer FCR-veilingen niet je volledige bod accepteren.
mFRR (manual Frequency Restoration Reserve) is het minst relevant voor havenexploitanten, omdat de minimumomvang van 20 MW (die onder MARI gefaseerd wordt verlaagd naar 1 MW) de meeste OPS-installaties uitsluit en activaties niet frequent zijn (~30/jaar historisch).
Operationele vereiste: Voorgekwalificeerde assets moeten continu beschikbaar zijn en binnen de gecontracteerde parameters reageren. Het niet leveren leidt tot boetes van €2.000–€10.000/MWh tekort. Voor batterijgebaseerde OPS-systemen betekent dit realtime State of Charge-management en communicatie met de TSO binnen een seconde. Voor assets met natuurlijke inertie (brandstofcellen, vliegwielen) zijn de vereisten minder streng.
Inkomstenstroom 2: Handelsmarkten (op energie gebaseerde inkomsten)
In plaats van capaciteit vast te leggen, kun je opportunistisch goedkoop inkopen en duur verkopen. De inkomsten komen uit prijsverschillen, minus efficiëntieverliezen (8–15% voor een round-trip van een batterij), nettarieven en onbalanskosten.
Day-ahead is de meest liquide markt. Je biedt per uur voor de volgende dag aan hoeveel je bereid bent te kopen of verkopen tegen een bepaalde prijs. Na 12:00 CET op D-1 vereffent de beurs alle biedingen tegen uniforme prijzen. Het typische prijsverschil tussen een middag met veel zonne-energie (€10–€30/MWh) en de avondpiek (€80–€150/MWh) onder de huidige marktomstandigheden bedraagt €30–€60/MWh in perioden met lage volatiliteit. Een OPS-installatie van 5 MW die één laad-ontlaadcyclus per dag uitvoert, zou realistisch gezien €50.000–€100.000 per jaar kunnen verdienen met alleen day-ahead-arbitrage.
Verborgen kosten: batterijdegradatie. Elke laad-ontlaadcyclus degradeert de batterij. Day-ahead-arbitrage omvat doorgaans één volledige cyclus per dag (~250 cycli/jaar), waardoor de effectieve inkomsten met 15–25% afnemen wanneer degradatie volgens de garantie wordt meegerekend. Dit wordt in eerste ROI-modellen vaak over het hoofd gezien. Als je OPS loodzuur- of flowbatterijen gebruikt, is de degradatie lager; voor lithium-ion zijn conservatievere rendementsaannames nodig.
Intraday maakt het mogelijk om day-ahead-prognosefouten vóór de afrekening te corrigeren. Bij continue handel worden prijzen gedurende de dag bijgewerkt. De inkomsten liggen doorgaans 10–30% hoger dan bij day-ahead en zijn nuttig als afdekkingsinstrument in plaats van als primaire inkomstenbron.
Operationele vereiste: Je hebt realtime prijsmonitoring, geautomatiseerde handelssystemen en nauwkeurige vraagprognoses nodig (aankomstschema's van schepen zijn hiervoor input). Prognosefouten kunnen je vastzetten in ongunstige transacties.
Inkomstenstroom 3: Congestiemanagement (op activatie gebaseerde inkomsten)
Je wordt alleen betaald wanneer het net je oproept om de invoeding te verminderen of het verbruik te verhogen in een gebied met congestie. De inkomsten zijn sporadisch en locatieafhankelijk. In Nederland coördineert GOPACS congestieverlichting via gekoppelde biedingen. De vergoeding is per geactiveerde MWh, doorgaans €20–€150/MWh, afhankelijk van de ernst. Een haven in het gebied van een chronisch overbelast onderstation (bijv. Rotterdam, Amsterdam) kan 20–50 activaties per jaar zien; geïsoleerde havens geen enkele. De minimale deelnamegrootte is 500 kW via ETPA.
Sign up for premium tools and benefits
Premium tools and expert support at your fingertips
The Grid Services Guide provides a structured reference for navigating the markets that determine battery storage revenue across Northwest Europe. Drawing on TenneT, ENTSO-E, EPEX SPOT, GOPACS, and the EU Network Codes (EB-GL, SO-GL, RfG), the guide documents the three main grid service categories balancing, trading, and congestion management and sets each market side-by-side with its technical requirements, revenue mechanics, and access models, showing where opportunities lie, where the constraints bind, and what the differences mean for asset economics.
Use Apple Pay to purchase the Excel (only on iPhone) - contact helpdesk for payment by invoice
Don’t want to sign up? Check pay-per-use options
Walstroomprijs (OPS) per kWh in de EU
AFIR and FuelEU Maritime make the use of onshore power supply (OPS) effectively mandatory but say nothing about what it should cost or how it should be priced. The result is a patchwork of tariff designs and varying levels of transparency, making like-for-like comparisons difficult for shipowners and operators. This blog aims to provide at least some guidance on the matter.
Analyse van de prijsstructuur van walstroom in de EU, de belangrijkste drijfveren en verschillende modellen
AFIR en FuelEU Maritime maken het gebruik van walstroom (OPS) vanaf 2030 feitelijk verplicht in belangrijke havens, maar zeggen vrijwel niets over wat walstroom zou moeten kosten of hoe het geprijsd zou moeten worden. De prijsstelling wordt daarom overgelaten aan havens, nutsbedrijven en nationale kaders voor het elektriciteitsnet en belastingen. Het resultaat is een lappendeken van tariefstructuren en benaderingen voor kostenverhaal, met beperkte standaardisatie en uiteenlopende niveaus van transparantie, waardoor één-op-éénvergelijkingen voor scheepseigenaren en exploitanten moeilijk zijn. Deze blog wil hierover op zijn minst enige guidance bieden.
Om te beginnen vanuit het perspectief van een scheepseigenaar is een praktische benchmark voor “redelijkheid” het alternatief: elektriciteit aan boord opwekken met hulpmotoren terwijl het schip aan de kade ligt. Op basis van alleen brandstofkosten betekent dit een break-evenpunt van ongeveer €0,15/kWh, maar deze benchmark stijgt sterk zodra regelgevings- en onderhoudskosten worden meegenomen en komt in ons scenario richting ~€0,80/kWh in 2030. Zelfs met een duidelijk break-evenpunt zijn vergelijkingen op basis van de prijs per kWh moeilijk vanwege de verschillende prijsmodellen die worden gebruikt. In de EU vallen publiek beschikbare HVSC-tarieven grofweg uiteen in drie modellen: (1) alleen €/kWh, (2) vaste kosten + €/kWh en (3) tijds-/toegangskosten + €/kWh. Waargenomen prijzen voor belangrijke havens liggen rond ~€0,25/kWh, wat zeer grofweg vergelijkbaar is met “elektriciteitskosten van het land + ~€0,10/kWh” wanneer nettarieven, servicelagen en terugwinning van infrastructuurkosten zijn inbegrepen.
Meld je aan om lid te worden en de nieuwste versies van de tools en databases die voor deze analyse zijn gebruikt te downloaden.
AFIR en FuelEU Maritime verplichten het gebruik van walstroom …
Walstroom (ook OPS genoemd, ook wel ‘cold ironing’) verschuift in Europa van “nice-to-have” naar “standaardvereiste”. Twee EU-regelgevingen sturen deze verschuiving: AFIR (infrastructuur aan de walzijde) en FuelEU Maritime (operationeel gebruik aan de scheepszijde). Samen creëren ze een systeem waarin havens de aansluiting moeten aanleggen en van scheepsexploitanten steeds vaker wordt verwacht dat zij deze gebruiken. In de praktijk is dit vooral relevant voor zeegaande containerschepen en passagiersschepen boven 5.000 GT die TEN-T-havens aanlopen, omdat deze segmenten het grootste aandeel van de emissies aan de kade veroorzaken.
AFIR stelt de infrastructurele basis: lidstaten moeten ervoor zorgen dat walstroom wordt uitgerold in TEN-T-kernnetwerkhavens en uitgebreide TEN-T-havens waar verkeersdrempels dit rechtvaardigen. FuelEU Maritime voegt daar vervolgens de operationele druk aan toe: voor dezelfde scheepscategorieën vereist het gebruik van emissievrije technologie wanneer het schip aan de kade ligt in TEN-T-havens. In eenvoudige bewoordingen: zodra walstroom beschikbaar is, wordt aansluiten de verwachte route om aan de regelgeving te voldoen.
Deze regelgeving zorgt er mogelijk voor dat het gebruik van walstroom verplicht wordt, maar de prijsstelling van elektriciteit wordt overgelaten aan de marktwerking en de beleidsvrijheid van de lidstaten.
-
Onder AFIR moeten lidstaten zorgen voor de uitrol van walstroominfrastructuur in maritieme TEN-T-kernnetwerkhavens en uitgebreide TEN-T-havens, evenals in TEN-T-binnenvaarthavens, afhankelijk van verkeersgerelateerde drempelwaarden. De verplichte uitrol richt zich voornamelijk op zeegaande containerschepen en zeegaande passagiersschepen boven 5.000 GT, die worden aangemerkt als de scheepscategorieën die de hoogste emissies veroorzaken wanneer ze aan de kade liggen. De verordening verplicht havens om ‘voldoende elektriciteitsvoorziening aan de wal beschikbaar te stellen’ om naleving van de emissiereductievereisten die van toepassing zijn op schepen aan de kade mogelijk te maken. AFIR stelt daarmee een duidelijke infrastructurele verplichting vast en zorgt ervoor dat walstroom fysiek beschikbaar is waar dit op basis van verkeersvolumes en operationele relevantie gerechtvaardigd is.
-
FuelEU Maritime vult deze infrastructuurverplichting aan door gebruiksgerelateerde eisen op te leggen aan scheepsexploitanten. Voor bepaalde scheepscategorieën, met name containerschepen en passagiersschepen, vereist FuelEU Maritime het gebruik van een emissievrije technologie wanneer het schip afgemeerd ligt in TEN-T-havens. In de praktijk wordt verwacht dat aan deze eisen voornamelijk wordt voldaan door het gebruik van walstroom, waar deze beschikbaar is. Als gevolg hiervan schrijft FuelEU Maritime het gebruik van walstroom niet expliciet in alle omstandigheden voor, maar creëert het wel een feitelijke verplichting voor scheepsexploitanten om aan te sluiten op elektriciteit vanaf de wal zodra dergelijke infrastructuur onder AFIR is aangelegd.
… maar AFIR en FuelEU bepalen niet de prijs van walstroom
In essentie reguleren AFIR en FuelEU Maritime de prijs van walstroom niet: ze geven havens en scheepseigenaren alleen aan wat er operationeel moet gebeuren. “Wat je moet betalen”, of hoe die prijs wordt bepaald, wordt overgelaten aan lidstaten, havenautoriteiten, elektriciteitsleveranciers en nationale kaders. Dit creëert een mismatch: schepen kunnen verplicht zijn om aan te sluiten, maar de EU biedt geen geharmoniseerd regelboek om walstroomprijzen voorspelbaar of onderling vergelijkbaar te houden.
Dit is vooral opvallend omdat AFIR wél gedetailleerde regels bevat voor prijstransparantie en consumentenbescherming bij het laden van elektrische voertuigen op land (duidelijke prijzen vóór het laden, mogelijkheden voor ad-hocbetaling, niet-discriminerende toegang). Vergelijkbare bepalingen ontbreken voor walstroom: er zijn geen EU-brede principes voor aanvaardbare tariefstructuren, prijsplafonds of kostengebaseerde prijsstelling voor elektriciteit die aan schepen aan de kade wordt geleverd.
Het resultaat is een soort asymmetrie in de regelgeving. Walstroom wordt uitgerold als klimaatkritische infrastructuur en scheepsexploitanten worden gestimuleerd om deze te gebruiken, terwijl de prijsstelling sterk kan variëren afhankelijk van nationale nettarieven, belastingen, de manier waarop havens hun kosten terugverdienen en of de dienst wordt aangeboden via een gepubliceerd tarief of een onderhandeld contract. Dat leidt rechtstreeks tot de kernvraag die deze blog probeert te beantwoorden: wat zou een “redelijke” walstroomprijs zijn voor scheepseigenaren en wat betalen scheepseigenaren vandaag daadwerkelijk?
Redelijke prijs voor een scheepseigenaar → break-evenpunt per kWh
Als het gebruik van walstroom verplicht wordt, ligt de volgende vraag voor de hand: wat is een “redelijke” prijs? Met andere woorden: wanneer is het voor een scheepseigenaar net zo aantrekkelijk om elektriciteit te gebruiken als om brandstof te verbranden? In plaats van te proberen een universele walstroomprijs te definiëren (dit is niet zinvol omdat deze voor elk schip en elke reis verschilt), is een praktischere benchmark om te kijken naar het enige alternatief van de scheepseigenaar: elektriciteit aan boord opwekken met hulpmotoren terwijl het schip aan de kade ligt. Dit geeft een concreet “break-even”-referentiepunt in €/MWh, waartegen de walstroomprijs per MWh kan worden geëvalueerd.
Om deze benchmark op te bouwen, hebben we een representatief referentieschip gemodelleerd dat in de ARA-regio (Amsterdam - Rotterdam - Antwerpen) opereert en aan de kade hulpmotoren op marine dieselolie (MDO) gebruikt. Brandstof wordt omgerekend naar elektriciteitskosten met behulp van standaardparameters zoals motorbelasting, specifiek brandstofverbruik (SFC ~240 gram/kWh) en de onderste verbrandingswaarde (LCV volgens FuelEU), wat resulteert in vergelijkbare kosten per MWh elektrische output.
Het belangrijkste inzicht is dat het uitsluitend kijken naar de kosten van elektriciteitsopwekking aan boord op basis van brandstof een misleidende benchmark oplevert. Zodra je de regelgevings- en operationele kosten toevoegt waarmee scheepseigenaren in de loop der tijd te maken krijgen (IMO Net-Zero, FuelEU Maritime, EU ETS), evenals het onderhoud van hulpmotoren, stijgen de effectieve kosten van elektriciteitsopwekking aan boord sterk. Met andere woorden: wat eruitziet als “goedkope, aan boord opgewekte elektriciteit” wordt aanzienlijk duurder zodra de volledige kosten voor naleving en exploitatie worden geïnternaliseerd. Deze ontwikkeling kan vervolgens worden gebruikt als beslissingsgrens: walstroom onder dat niveau verbetert de kostenpositie van de scheepseigenaar; walstroom boven dat niveau dreigt de overstap te ontmoedigen, zelfs in een wereld waarin de regeldruk schepen ertoe aanzet om aan te sluiten.
-
Schip dat in de ARA-regio opereert en marine dieselolie (MDO) gebruikt voor de hulpmotoren.
Elektriciteitsopwekking omgerekend vanuit het brandstofverbruik met behulp van realistische waarden voor motorbelasting, SFC en de fossiele LCV volgens FuelEU.
Stijging van de brandstofprijs: 0% indexatie.
Voor de modelleringperiode wordt uitgegaan van een constante USD/EUR-wisselkoers van 1,15.
EU ETS toegepast op alleen emissies aan de kade, met een jaarlijkse indexatie van 7% van de EUA.
Kosten van FuelEU Maritime berekend op basis van de volledige jaarlijkse Well-to-Wake-broeikasgasintensiteit.
Kosten van IMO Net-Zero worden verondersteld bovenop FuelEU te worden gestapeld (geen harmonisatie).
Onderhoudskosten van de hulpmotoren opgenomen in de berekening per €/MWh.
CAPEX voor retrofit uitgesloten van de analyse.
Modellen voor walstroomprijzen in de EU → hoe de prijs is opgebouwd
Zelfs met een duidelijk break-evenreferentiepunt zijn walstroomprijzen in Europa moeilijk met elkaar te vergelijken, omdat de meeste havens niet simpelweg “elektriciteit verkopen” zoals bij reguliere retail. Wat de scheepseigenaar betaalt, bestaat doorgaans uit verschillende elementen, waaronder de inkoop van elektriciteit (spot/contract), gereguleerde nettarieven (vaak inclusief capaciteits- of vermogenselementen), belastingen/heffingen en vervolgens een laag van de haven/exploitant om infrastructuurkosten terug te verdienen en de exploitatiekosten te dekken (boeking, toezicht, omschakeling, facturatie). Sommige havens publiceren dit transparant als een tariefproduct, andere verwerken het in bredere havengelden en in sommige gevallen wordt de effectieve prijs bepaald door contractvoorwaarden in plaats van een openbaar tariefschema. In de praktijk leidt dit tot een aantal terugkerende prijsmodellen:
Het eerste is een pass-throughmodel, waarbij elektriciteit tegen (of dicht bij) de marktprijs wordt doorberekend en de haven haar kosten voornamelijk terugverdient via vaste kosten of algemene havengelden.
Het tweede is een combinatie van vaste kosten (per havenaanloop, per aansluiting, abonnement/reservering van capaciteit) plus een €/kWh-component, soms met onderscheid naar seizoen of tijdstip van gebruik.
Het derde is een service-/contractmodel, waarbij walstroom als een beheerde dienst wordt geleverd en de commerciële voorwaarden gedeeltelijk worden onderhandeld. Hierdoor wordt publieke benchmarking moeilijker, zelfs wanneer de onderliggende kostenopbouw vergelijkbaar is.
Daarom is een “enkele walstroomprijs per kWh” vaak misleidend. Een haven kan duur lijken op basis van €/kWh, maar goedkoop zijn wanneer vaste kosten en benutting worden meegerekend, of andersom. Zolang de regelgeving geen standaardisatie of harmonisatie voorschrijft, zullen zowel prijsmodellen als de prijzen zelf ondoorzichtig blijven. Dat betekent echter niet dat we geen inschatting of vergelijking kunnen maken.
Walstroomprijzen per kWh in een selectie van EU-havens
Deze grafiek laat zien dat het belangrijkste verschil tussen walstroomaanbiedingen in de EU vaak het prijsmodel is, en niet alleen de genoemde €/kWh-prijs. Zelfs binnen voorbeelden die uitsluitend gebruikmaken van HVSC (High Voltage Shore Connection)-systemen is er een grote spreiding in de waarneembare waarden in €/kWh. Deze wordt niet alleen veroorzaakt door nationale elektriciteitsmarktfundamenten, maar ook door verschillen in de structuur van nettarieven, fiscale behandeling (waaronder gevallen waarin lidstaten een verlaagde belasting op elektriciteit voor walstroom toepassen) en de manier waarop havens ervoor kiezen infrastructuurkosten terug te verdienen bij een onzekere benutting.
De figuur maakt daarom onderscheid tussen havens die walstroom presenteren als een puur volumetrisch tarief (alleen €/kWh) en havens die een €/kWh-tarief combineren met vaste kosten per havenaanloop of over een bepaalde periode. Voor benchmarking en plausibiliteitscontroles is de verdedigbare aanpak om havens te vergelijken op basis van (1) prijsmodel en transparantie (wat is vast, wat is variabel, wat wordt doorberekend), (2) kwaliteit van het bewijs (gepubliceerde tarieven versus secundaire berichtgeving versus onderhandelde tarieven) en (3) verwachte benutting en belastingsprofielen, in plaats van te vertrouwen op één enkele waarde in €/kWh. Desondanks geven deze cijfers – onder voorbehoud van wijzigingen! – een indicatie van wat een scheepseigenaar momenteel kan verwachten bij grote havens in de EU.
Sign up for premium tools and benefits
The Shore Power Quickscan is a comprehensive tool designed to provide a business case for a shore power refit onboard vessels, based on IEC/IEEE 80005. It includes CAPEX estimates, operational expenses including fuel costs and engine maintenance, emissions savings as well as key regulations such as FuelEU and EU ETS. This purchase allows you to store your calculations, work offline anywhere, plus print a comprehensive techno-economic feasibility that you can show off to friends or your management.
Use Apple Pay to purchase the Excel (only on iPhone) - contact helpdesk for payment by invoice
Don’t want to sign up? Check pay-per-use options
Referenties
Sustainable Ships - Shore Power Quickscan
Sustainable Ships - OPS Connections and Pricing Database
Sustainable Ships - Average Shore Power Demand Database
Sustainable Ships - Shore Power Demand 2030+
Sustainable Ships - FuelEU Maritime
Misschien vindt u dit ook interessant
Walstroomvraag naar elektriciteit in EU-havens vanaf 2030
Accurate estimation of shore power demand at EU ports has become essential due to strict regulations like AFIR, which requires electrification for 90% of port calls by container and passenger ships at TEN-T ports by 2030. This blog evaluates three methods—using EU MRV fuel data, Sustainable Ships’ ship-specific power database, and ICCT research—to estimate the Total Addressable Market (TAM) for shore power. Results show the total annual electricity demand across EU ports is between approximately 6 and 13 TWh, highlighting the significant scale of infrastructure investment ahead.
Gemiddelde walstroomvraag in EU-havens wordt vanaf 2030 geschat op 6 tot 13 TWh per jaar
Nauwkeurige schattingen van de elektriciteitsvraag in EU-havens zijn steeds belangrijker geworden door strenge regelgeving, zoals AFIR en FuelEU Maritime. AFIR schrijft voor dat tegen 2030 90% van alle havenaanlopen van container- en passagiersschepen in TEN-T-havens gebruik moet maken van elektriciteit vanaf de wal. Het nauwkeurig bepalen van deze elektriciteitsvraag is echter complex vanwege verschillen in scheepsgroottes, apparatuur aan boord, operationele profielen en ontwerpspecificaties. Deze onzekerheid legt aanzienlijke druk op terminaleigenaren, havenautoriteiten en ontwikkelaars om walstroominfrastructuur te plannen zonder volledig betrouwbare gegevens.
Deze blog evalueert drie methoden om de Total Addressable Market (TAM) voor walstroom in EU-havens te schatten: een top-downbenadering met behulp van brandstofverbruiksgegevens uit de EU MRV-database (Thetis), een bottom-upbenadering op basis van de dataset van Sustainable Ships met de vermogensvraag op scheepsniveau, en een analyse van de International Council on Clean Transportation (ICCT). De top-downmethode, gebaseerd op MRV-gegevens, schat de jaarlijkse vraag op ongeveer 11,8 TWh. De schatting van ICCT ligt lager op ongeveer 5,9 TWh en is gebaseerd op gegevens uit de World Ports Index en MRV. Ondertussen levert de bottom-upmethode, gebaseerd op de dataset van Sustainable Ships, een iets hogere voorlopige schatting op van ongeveer 13,1 TWh. Deze bevestigt de resultaten van MRV, maar laat ook verschillen voor bepaalde scheepstypen zien.
Gezamenlijk suggereren deze bevindingen dat het behalen van de Europese walstroomdoelstellingen infrastructuur vereist die jaarlijks tussen ongeveer 6 en 13 TWh kan leveren. Dit maakt duidelijk welke aanzienlijke investeringen, planning en coördinatie hiervoor nodig zijn. Bekijk de gedetailleerde methodologieën en aannames in de onderstaande secties en meld je aan voor toegang tot uitgebreide tools, databases en deskundige ondersteuning.
Members only
(1) Top-downschatting van de elektriciteitsvraag naar walstroom
De totale hoeveelheid brandstof die aan de kade wordt verbruikt, omgerekend naar kWh, resulteert in een vraag van ~12 TWh
Deze methode schat de Total Addressable Market (TAM) voor walstroom in terawattuur (TWh) door de totale hoeveelheid brandstof die aan de kade wordt verbruikt om te rekenen naar het energie-equivalent en te corrigeren voor het motorrendement. Deze top-downbenadering biedt een globale, maar robuuste benadering van de hoeveelheid elektriciteit die nodig is om scheepsoperaties aan de kade in de hele EU volledig te elektrificeren. Daarmee wordt duidelijk wat de schaal is in termen van infrastructuurplanning en netgereedheid. De methode vermijdt aannames over scheepstypen, duur van havenaanlopen of operationele schema’s, waardoor deze bijzonder geschikt is voor prognoses op het niveau van energiesystemen en strategische investeringsplanning voor havens en nutsbedrijven.
Als uitgangspunt worden gerapporteerde brandstofverbruiksgegevens uit de EU MRV-database (Thetis) gebruikt. Volgens de meest recente dataset uit 2023 verbruikten schepen aan de kade jaarlijks ongeveer 2,57 miljoen ton scheepsbrandstof in EU-havens. Dit cijfer omvat brandstof die tijdens het afgemeerd liggen wordt verbruikt en omvat alle scheepstypen boven 400 GT die onder het MRV-kader rapporteren. Let op: dit sluit schepen uit die hun brandstofverbruik niet onder het MRV-kader hoeven te rapporteren. Omdat MRV geen onderscheid maakt tussen de verschillende gebruikte brandstoftypen, maar alleen een totaal brandstofverbruik weergeeft, wordt een conservatieve middenschatting voor de onderste verbrandingswaarde (LCV) van 41,5 MJ per kg gebruikt om het energieverbruik te bepalen. Dit leidt tot een totaal energieverbruik van iets meer dan 106,5 petajoule per jaar, wat overeenkomt met ongeveer 29,6 terawattuur (TWh) aan ruwe thermische energie.
Niet alle primaire energie wordt omgezet in bruikbaar vermogen aan boord. Maritieme hulpmotoren, die doorgaans elektriciteit leveren wanneer schepen in de haven liggen, werken met een rendement van ongeveer 40 procent. Wanneer deze efficiëntiefactor wordt toegepast, bedraagt de daadwerkelijk bruikbare elektrische energie die aan de kade wordt verbruikt 11,84 TWh per jaar. Dit is het cijfer dat de potentiële elektriciteitsvraag vertegenwoordigt die via walstroom zou moeten worden geleverd om de energieopwekking aan boord volledig te vervangen.
Indien nodig kan dit getal verder worden afgestemd op beleidsdoelstellingen, in het bijzonder de Alternative Fuels Infrastructure Regulation (AFIR), die voorschrijft dat 90% van alle havenaanlopen in TEN-T-havens tegen 2030 moet worden geëlektrificeerd. Wanneer de totale vraag dienovereenkomstig wordt aangepast, resulteert dit in een beleidsrelevante TAM van ongeveer 10,6 TWh per jaar. Dit is de hoeveelheid walstroom die de EU zou moeten leveren om aan haar verplichtingen onder AFIR te voldoen, uitgaande van volledige naleving en elektrificatie van de relevante vlootsegmenten.
-
De basis voor deze methode is de EU MRV-database (Monitoring, Reporting and Verification), specifiek de Thetis MRV-dataset van 2023. Deze dataset rapporteert dat het totale brandstofverbruik aan de kade in EU-havens gedurende 2023 ongeveer 2.568.156 metrische ton bedroeg. Dit cijfer omvat alle brandstof die wordt verbruikt terwijl schepen afgemeerd liggen en omvat het verbruik van specifieke schepen boven 400 GT, zoals gerapporteerd in het kader van de MRV-verplichtingen. De brandstoftypen worden in de dataset niet afzonderlijk weergegeven, maar bestaan waarschijnlijk voornamelijk uit Marine Diesel Oil (MDO), Marine Gas Oil (MGO) en Heavy Fuel Oil (HFO).
-
Elk type scheepsbrandstof heeft een verschillende energie-inhoud. Volgens Annex I van de FuelEU Maritime-regelgeving bedraagt de standaard Lower Calorific Value (LCV) 42,7 MJ per kg voor MDO en MGO, en 40,4 MJ per kg voor HFO. Omdat de uitsplitsing naar brandstoftype in de MRV-gegevens niet is gespecificeerd, gebruikt deze methode een middenschatting van 41,5 MJ/kg om een gemiddelde LCV te vertegenwoordigen voor alle brandstoffen die aan de kade worden verbruikt. Als er meer MGO wordt gebruikt voor energievoorziening aan de kade, kan de schatting enigszins conservatief zijn. Daarnaast houdt deze methode geen rekening met brandstoffen zoals LNG en methanol, hoewel deze waarschijnlijk slechts een klein aandeel vormen van het brandstofverbruik aan de kade in 2023.
-
De totale chemische energie-inhoud wordt berekend door de totale brandstofmassa te vermenigvuldigen met de LCV. Dit resulteert in een thermische energiehoeveelheid van ~106,6 petajoule per jaar, of ~29,6 TWh. Dit cijfer weerspiegelt de primaire energie-inhoud van de brandstoffen en houdt nog geen rekening met hoe efficiënt deze energie aan boord wordt gebruikt of met de daadwerkelijk benodigde hoeveelheid elektriciteit.
-
Maritieme hulpmotoren werken doorgaans met een gemiddeld rendement van 40%, wat betekent dat slechts 40% van de chemische energie van de brandstof wordt omgezet in bruikbaar elektrisch vermogen, terwijl de resterende 60% als warmte verloren gaat. Wanneer deze efficiëntiefactor wordt toegepast op de eerder berekende energiehoeveelheid, resulteert dit in een bruikbare elektriciteitsvraag van ~11,84 TWh per jaar. Dit vertegenwoordigt de hoeveelheid elektriciteit, of Total Addressable Market (TAM), die via walstroom nodig zou zijn om het gebruik van hulpmotoren aan de kade volledig te vervangen.However, as highlighted by the ICCT report, boilers contribute a significant portion of onboard energy use at berth. According to the report, boilers account for approximately 32% of total energy consumption, used primarily for heating and steam. Since boilers are not typically replaced by shore power, this analysis conservatively excludes boiler energy demand from the electrification estimate. If future shore power systems or onboard systems also electrify boiler loads, total electricity demand could increase substantially.
-
De laatste stap is om het technische potentieel af te stemmen op de reikwijdte van AFIR, die voorschrijft dat tegen 2030 ten minste 90% van de havenaanlopen van container- en passagiersschepen in TEN-T-havens van elektriciteit vanaf de wal wordt voorzien. Door deze factor van 90% toe te passen op de waarde van 11,8 TWh, ontstaat een beleidsmatig aangepaste Total Addressable Market (TAM) van 10,65 TWh/jaar.
This figure reflects the realistic policy-driven electricity demand that EU ports would need to supply annually, assuming full compliance and full auxiliary electrification for all relevant vessel calls. It is not a technical maximum, but a compliance-aligned operational target.
(2) Bottom-upschatting van de elektriciteitsvraag naar walstroom
Gemiddelde walstroomvraag vermenigvuldigd met havenaanlopen en verblijfsduur levert een vraag van ~13 TWh op
De bottom-upschatting is gebaseerd op de gemiddelde vermogensvraag en schattingen van de verblijfsduur aan de kade. Hoewel deze verblijfsduren niet zijn afgeleid van gemeten AIS- of MRV-aanloopgegevens, laat deze methode zien hoe bottom-upcijfers zich verhouden tot het gerapporteerde verbruik.
De EU MRV-gegevens van 2023 bevatten de hoeveelheid en het type van alle schepen in de EU die onder de MRV-regelgeving vallen. Deze informatie wordt gecombineerd met de Sustainable Ships Average Shore Power Demand Database (link) om de database te vergelijken met en te valideren aan de hand van de EU MRV-cijfers. De resultaten, weergegeven in Tabel 2, laten zien dat de totale energievraag volgens de bottom-upbenadering 13,12 TWh bedraagt. Het verschil tussen de top-downbenadering op basis van EU MRV en de bottom-upbenadering met behulp van de database van Sustainable Ships bedraagt ongeveer 10%. De grootste verschillen tussen scheepstypen zijn zichtbaar bij bulkcarriers en RoRo-schepen. De energievraag van bulkcarriers volgens MRV ligt 64% lager dan de schattingen van Sustainable Ships, terwijl de door MRV geschatte energievraag van RoRo-schepen 72% hoger ligt.
-
De Sustainable Ships’ Average Shore Power Demand Tool (link) biedt gedetailleerde schattingen van de walstroomvraag voor alle scheepstypen, samengesteld uit betrouwbare bronnen zoals IMO, DNV en EMSA, en onderbouwd door de Sustainable Ships’ Database. Voor dit document worden alleen de schattingen van IMO en DNV meegenomen, omdat de gerapporteerde vermogensvragen van EMSA ongeveer drie keer hoger lijken te liggen en daarom mogelijk overschat zijn. De gemiddelde vermogenswaarden van IMO en DNV worden gecombineerd en vermenigvuldigd met het totale aantal schepen, het geschatte aantal havenaanlopen per jaar en de verblijfsduur in de haven in uren. Dit resulteert in de totale jaarlijkse energievraag per scheepstype.
Gegevens over de gemiddelde verblijfsduur aan de kade zijn afkomstig van de United Nations Conference on Trade and Development (UNCTAD). Volgens de Review of Maritime Transport (2019) van UNCTAD brachten schepen wereldwijd in 2018 mediaan 23,5 uur in de haven door. Wanneer meer specifieke gegevens over de verblijfsduur aan de kade per scheepstype niet beschikbaar zijn, wordt deze standaardduur van 23,5 uur toegepast.
Helaas ontbreken gedetailleerde gegevens over de jaarlijkse frequentie van havenaanlopen per scheepstype in de EU. Om deze leemte op te vullen, wordt uniform voor alle scheepscategorieën uitgegaan van 100 havenaanlopen per schip per jaar. Hierdoor kan een zinvolle schaalvergelijking worden gemaakt tussen de bottom-upbenadering met behulp van de Sustainable Ships’ Database en de top-downschattingen op basis van EU MRV-gegevens. Met deze methode laten bulkcarriers en RoRo-schepen aanzienlijke afwijkingen zien tussen de twee datasets, wat de noodzaak benadrukt van verdere verfijning om nauwkeurigere schattingen van de energievraag voor deze scheepstypen te verkrijgen.
(3) Vergelijking met schattingen van ICCT
International Council on Clean Transportation (ICCT) schat de maximale energievraag op ~6 TWh
Volgens een working paper uit 2023 van de International Council on Clean Transportation (ICCT) moet de Europese Unie haar walstroominfrastructuur aanzienlijk uitbreiden om de doelstellingen van het Fit for 55-wetgevingspakket te behalen. De studie onderzoekt het potentieel voor elektrificatie van schepen die binnen de reikwijdte van de FuelEU Maritime-verordening en de Alternative Fuels Infrastructure Regulation (AFIR) vallen. Van de 489 geanalyseerde havens behoren er 189 tot het Trans-European Transport Network (TEN-T), waaronder 73 kernhavens en 116 uitgebreide havens. Deze TEN-T-havens zijn een belangrijk onderdeel van de maritieme decarbonisatiestrategie van de EU. Onder AFIR moet tegen 2030 ten minste 90 procent van de havenaanlopen van container- en passagiersschepen in TEN-T-havens van elektriciteit vanaf de wal worden voorzien.
In 2019 verbruikten schepen van 400 brutotonnage en hoger die langer dan twee uur aan de kade lagen ongeveer 4,10 TWh aan energie in TEN-T-havens. Voor alle 489 EU-havens samen liep dit cijfer op tot 5,89 TWh, wat betekent dat TEN-T-havens verantwoordelijk waren voor ongeveer 70 procent van het energieverbruik aan de kade. Momenteel bieden echter slechts 51 havens in 15 EU-kustlidstaten walstroom aan, met een gezamenlijk geïnstalleerd vermogen van 309 megawatt, voornamelijk bij cruise- en passagiersterminals. Deze capaciteit blijft ver achter bij de verwachte vraag. Om aan de komende regelgeving te voldoen, zal de EU haar walstroomcapaciteit moeten verdrievoudigen of verviervoudigen, afhankelijk van de vraag of landen zich richten op de gemiddelde of piekvraag van schepen. Naar verwachting zullen Italië, Spanje en Frankrijk de grootste investeringen nodig hebben.
Het rapport benadrukt ook dat maximale emissiereducties afhankelijk zijn van het vervangen van niet alleen elektriciteit uit hulpmotoren, maar ook de energie die door ketels aan boord wordt gebruikt. De meeste bestaande systemen richten zich alleen op hulpvermogens, terwijl ketels vaak worden gebruikt voor verwarming en stoom wanneer schepen aan de kade liggen. Als beide systemen worden geëlektrificeerd, kunnen de CO₂-besparingen oplopen tot 69 procent in TEN-T-havens en tot 100 procent wanneer dit EU-breed wordt toegepast. De ICCT merkt ook op dat het aantal EU-havens mogelijk wordt onderschat, omdat de in de studie gebruikte WPI-database alleen grote internationale havens bevat en kleinere, maar nog steeds belangrijke locaties uitsluit.
-
In 2019 verbruikten schepen met een brutotonnage van 400 GT of meer die langer dan twee uur in 489 havens in de Europese Unie aan de kade lagen, in totaal ongeveer 5.886 GWh aan energie. Dit cijfer, afkomstig uit de World Ports Index en EU MRV-gegevens, dient als belangrijke referentie voor het beoordelen van de omvang van de walstroomvraag in de EU. Het geeft een realistische schatting van de hoeveelheid energie die via elektriciteit vanaf de wal zou kunnen worden geleverd als de maritieme sector overstapt van het verbranden van fossiele brandstoffen aan boord. In de methodologie van het rapport werden zeer korte havenverblijven uitgesloten om beter rekening te houden met schepen die waarschijnlijk het meeste baat hebben bij elektrificatie en om vergelijkbaarheid te waarborgen met de operationele reikwijdte waarop de Alternative Fuels Infrastructure Regulation en FuelEU Maritime zijn gericht.
-
Een nadere analyse van de energievoetafdruk laat zien dat van de 489 geanalyseerde havens de 189 die deel uitmaken van het Trans-European Transport Network – beter bekend als het TEN-T – verantwoordelijk waren voor 4.093 gigawattuur van dat energieverbruik. Met andere woorden: deze havens waren alleen al goed voor 70 procent van de totale energievraag aan de kade in de EU. Deze sterke concentratie van het energieverbruik weerspiegelt niet alleen het strategische belang van TEN-T-havens binnen de goederen- en passagiersstromen van het continent, maar ook hun disproportioneel grote aandeel in langere havenaanlopen met een hoger energieverbruik. Volgens de studie is het dan ook in deze havens waar de uitrol van walstroominfrastructuur de meest directe en meetbare voordelen kan opleveren, zowel op het gebied van emissiereductie als optimalisatie van het energiesysteem.
-
Wanneer het energieverbruik wordt uitgesplitst naar scheepstype, komt een opvallend patroon naar voren. Passagiersschepen, cruiseschepen en tankers zijn gezamenlijk verantwoordelijk voor 67 procent van de totale energie die aan de kade wordt verbruikt. Deze schepen liggen doorgaans langer in de haven en hebben aanzienlijk hulpvermogen nodig om systemen aan boord, zoals verlichting, ventilatie, koeling en hotelvoorzieningen, in bedrijf te houden – vooral bij cruiseschepen, die feitelijk functioneren als drijvende steden. Het rapport benadrukt dat het prioriteren van de uitrol van walstroom voor deze scheepscategorieën het grootste deel van het potentiële energieverbruik zou vervangen en zou leiden tot de meest impactvolle emissiereducties per geïnvesteerde euro.
-
Energieverbruik aan de kade is niet beperkt tot alleen hulpmotoren. Hoewel hulpmotoren verantwoordelijk zijn voor ongeveer 68 procent van het energieverbruik aan de kade, zijn ketels – die worden gebruikt voor verwarming, stoom en andere thermische belastingen – verantwoordelijk voor de resterende 32 procent. Dit onderscheid is belangrijk, omdat huidige walstroomsystemen doorgaans alleen zijn ontworpen om de elektrische belasting van hulpmotoren te vervangen. Het rapport roept regelgevers en infrastructuurplanners op om oplossingen te overwegen die ook de door ketels opgewekte warmte kunnen vervangen, hetzij door directe elektrificatie, hetzij door integratie met koolstofarme thermische systemen. Alleen door beide energiestromen aan te pakken, kan het volledige potentieel voor emissiereductie van elektrificatie van havens worden gerealiseerd.
-
De verdeling van het energieverbruik aan de kade over de EU-lidstaten is zeer ongelijk. Italië, Spanje en Frankrijk zijn samen goed voor meer dan de helft van de totale energievraag in EU-havens. Dit komt grotendeels door hun populariteit als cruisebestemmingen en de grote hoeveelheid passagiersscheepvaart die zij verwerken. Cruiseschepen, die aan de kade continu aanzienlijke hoeveelheden vermogen nodig hebben, zijn sterk geconcentreerd in havens in het Middellandse Zeegebied en West-Europa – waarbij deze drie landen bovenaan de lijst staan. Als gevolg daarvan identificeert het ICCT-rapport Italië, Spanje en Frankrijk als prioriteitslocaties voor investeringen in walstroom, niet alleen vanwege hun energievraag, maar ook vanwege de omvang van de emissies die door elektrificatie kunnen worden vermeden.
Referenties
Hyperlinks to downloads for members only
EU - Thetis MRV
EU - Trans-European Transport Network (TEN-T)
ICCT - Shore power needs and CO2 emissions reductions of ships in EU ports
UNCTAD - Review of Maritime Transport 2019
Premium tools and expert support at your fingertips
This Excel contains a database of almost 7,000 ships with detailed information on the auxiliary engines, backed by studies from IMO, EMSA and DNV-GL. It allows you to understand different shore power requirements for different ships types and sizes. It is meant for suppliers and Port Authorities to be able to understand the power demand estimate shore power infrastructure needs accordingly.
Use Apple Pay to purchase the Excel (only on iPhone) - contact helpdesk for payment by invoice
Don’t want to sign up? Check pay-per-use options
Misschien vindt u dit ook interessant
Wat is de gemiddelde walstroomvraag van een containerschip?
Accurate estimates of containership power demand are becoming increasingly critical due to stringent regulations, such as FuelEU Maritime, in combination with technical complexities. Ship power demand varies significantly depending on size, onboard equipment installed, and operational profile. These uncertainties places considerable pressure on terminal owners, port authorities, and developers to design and implement shore power infrastructure. This blog aims to provide guidance on this issue.
De gemiddelde walstroomvraag van een containerschip wordt geschat op ~600 kW
Nauwkeurige schattingen van de vermogensvraag worden steeds belangrijker door strenge regelgeving, zoals FuelEU Maritime, die het gebruik van walstroom voor containerschepen vanaf 2030 verplicht zal stellen. De technische complexiteit van de vermogensvraag maakt dit nog uitdagender: deze varieert aanzienlijk afhankelijk van de grootte van het schip, de aan boord geïnstalleerde apparatuur en het operationele profiel of de ontwerpspecificaties. Deze onzekerheid legt aanzienlijke druk op terminaleigenaren, havenautoriteiten en ontwikkelaars om walstroominfrastructuur te ontwerpen en te implementeren zonder betrouwbare gegevens over de vermogensbehoefte van binnenkomende containerschepen.
Deze blog is bedoeld om hierbij richting te geven door de databases van Sustainable Ships te vergelijken met vier gerenommeerde bronnen: IMO, DNV-GL en EMSA. De gemiddelde walstroomvraag van alle containerschepen samen bedraagt ongeveer 600 kW wanneer de gegevens van EMSA buiten beschouwing worden gelaten, waarbij de vermogensvraag varieert van 60 kW tot meer dan 3.800 kW. Bekijk de resultaten hieronder en meld je aan voor toegang tot alle premiumtools, databases en deskundige ondersteuning om je eigen analyses uit te voeren en de resultaten voor jouw situatie verder te verfijnen.
Gemiddeld walstroomverbruik volgens …
-
De IMO schat de walstroomvraag voor containerschepen op basis van de omvang in TEU (Twenty-foot Equivalent Unit), met resultaten variërend van 0 kW voor de kleinste schepen tot maximaal 1.950 kW voor de grootste schepen. De gemiddelde vermogensvraag over de verschillende categorieën bedraagt ongeveer 549 kW. Deze waarden gaan echter uit van minimaal gebruik van hulpmotoren en er is geen gestandaardiseerde methodologie die consistentie tussen verschillende operationele modi van schepen waarborgt. Dit roept vragen op over de toepasbaarheid van de schattingen van de IMO voor havens die te maken hebben met uiteenlopende scheepstypen en operationele profielen.
-
DNV-GL geeft schattingen van de walstroomvraag op basis van GT (Gross Tonnage) in plaats van TEU. De resultaten laten een kleinere bandbreedte zien, met lage vermogensvraagwaarden van 100 kW en hoge waarden die zijn afgetopt op 1.000 kW, ongeacht de omvang van het schip boven 25.000 GT. De gemiddelde vermogensvraag bedraagt ongeveer 725 kW. Hoewel de resultaten van DNV-GL meer uniformiteit bieden, vereenvoudigen ze mogelijk de variaties die worden veroorzaakt door operationele profielen of apparatuurconfiguraties, waardoor hun nauwkeurigheid voor de ontwikkeling van havenspecifieke infrastructuur wordt beperkt.
-
EMSA rapporteert de hoogste schattingen van de walstroomvraag, variërend van 1.500 kW tot 6.000 kW, met een gemiddelde van 3.417 kW. Deze cijfers zijn gebaseerd op GT-categorieën en gaan uit van hoge hulpvermogensbelastingen, waardoor ze beter geschikt zijn voor worstcasescenario’s. Hoewel deze schattingen nuttig zijn om de robuustheid van de infrastructuur te waarborgen, kunnen ze leiden tot overdimensionering en hogere investeringskosten voor havens waar dergelijke piekvermogens onwaarschijnlijk zijn.
-
Als vuistregel heeft een containerschip volgens de database van Sustainable Ships 10 W per ton GT nodig.
Deze methode gaat uit van een lineaire relatie tussen de omvang van het schip en de behoefte aan hulpvermogen en biedt daarmee een praktische en eenvoudig te berekenen schatting voor planningsdoeleinden. Het toepassen van deze vuistregel resulteert in vermogensvragen van ongeveer 100 kW voor kleinere schepen (10.000 GT) tot 2.500 kW voor grotere schepen (250.000 GT), met een gemiddelde vermogensvraag van 750 kW voor middelgrote containerschepen.
Hoewel deze benadering nuttig is voor snelle evaluaties, vereenvoudigt deze de variatie in scheepsoperaties, apparatuurconfiguraties en belastingen van hulpsystemen. De aanname dat alle GT-categorieën een uniforme vermogensvraag per tonnage hebben, houdt geen rekening met uitschieters, zoals schepen met een groot aantal reefercontainers of energie-intensieve operaties. Hierdoor kan de vuistregel van 10 W per ton GT leiden tot onder- of overschattingen in scenario’s die afwijken van de veronderstelde lineaire relatie. Deze methode kan het best als uitgangspunt worden gebruikt en niet als definitieve richtlijn voor het gedetailleerd plannen van walstroominfrastructuur.
-
De analyse van Sustainable Ships maakt gebruik van een database met meer dan 3.000 schepen en berekent de vermogensvraag op basis van het nominale vermogen van de hulpmotoren bij 30% belasting. De resultaten variëren van 60 kW tot 3.825 kW, met een gemiddelde vermogensvraag van 584 kW. Slechts vier datapunten zijn verantwoordelijk voor de hoogste uitschieters; met uitzondering van deze waarden liggen alle overige waarden onder 2.000 kW. Deze benadering houdt rekening met individuele scheepskenmerken en biedt flexibiliteit en aanpasbaarheid voor analyses op maat. De afhankelijkheid van aannames, zoals een consistent belastingpercentage van de motoren, introduceert echter potentiële onnauwkeurigheden wanneer operationele profielen afwijken van de aangenomen normen.
Available for members or pay-per-use
Referenties
IMO - 2020 GHG Report
EMSA - EMSA Shore Supply Study Part 1
DNV-GL - GLOMEEP Shore Power Information Portal
Sustainable Ships - Average Shore Power Demand Tool
Downloads available for members and premium users
How much power does a ship actually draw at berth? The same vessel can vary by 300%, sister ships doing exactly the same can differ by 30%, and Tankers of the same size can differ tenfold in installed capacity. This masterclass explains the methodology we use to estimate average shore power demand per ship category, using GT-based scaling functions and calibrated load factors built on 7,102 ships and 153 measured datasets.