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
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
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.