Wat kost het om aan boord van een schip elektriciteit op te wekken?
This case study determines the cost of generating electricity onboard a ship using auxiliary diesel engines to determine when it is more cost-effective to purchase electricity from the grid in port. Results show that fuel costs alone sit around $0.20 per kWh, but once regulatory compliance costs are layered on top, the total effective costs rise sharply to $1.00 per kWh by 2040.
Kosten voor het opwekken van elektriciteit aan boord stijgen van ~$0,20 per kWh (alleen brandstof) naar ~$1,00 per kWh bij volledige blootstelling aan regelgeving in 2040
Deze blog bepaalt de kosten voor het opwekken van elektriciteit aan boord van een schip met behulp van hulpmotoren op diesel. Deze kosten kunnen worden gebruikt als benchmark om te vergelijken met walstroomprijzen en om scheepseigenaren te helpen bepalen wanneer het kosten-effectiever is om in de haven elektriciteit van het net af te nemen. Naast de pure brandstofkosten en motorkosten zijn ook kosten als gevolg van blootstelling aan regelgeving opgenomen in de analyse, namelijk EU- en UK ETS, FuelEU en IMO Net-Zero.De resultaten laten zien dat alleen de brandstofkosten rond $0,20 per kWh liggen, maar zodra kosten voor naleving van regelgeving daar bovenop komen, stijgen de totale effectieve kosten sterk tot $1,00 per kWh in 2040.De totale kosten zijn sterk afhankelijk van de aannames over brandstof-, reis- en operationele parameters die worden gebruikt. Bekijk hieronder het interactieve model om deze parameters te wijzigen en zelf een gevoeligheidsanalyse uit te voeren, en meld je aan om de tool en de prijsdatabases zelf te downloaden. Leden en premiumgebruikers kunnen alle parameters in het model eenvoudig wijzigen, downloaden en aanpassen voor hun eigen analyses.
De elektriciteitskosten voor een scheepseigenaar uitgesplitst
Wat zijn de belangrijkste componenten waarmee een scheepseigenaar rekening moet houden en welke hebben de grootste impact?
Elektriciteit aan boord van een schip wanneer het in de haven ligt, wordt doorgaans opgewekt door brandstof (Marine Diesel of Gas Oil) te verbranden in hulpmotoren. Historisch gezien waren de kosten voor het opwekken van elektriciteit aan boord, vanwege lage brandstofprijzen en het ontbreken van aanvullende belastingen of wetgeving, laag: in de orde van $0,20 per kWh. Met de huidige wetgeving die eraan komt, worden de elektriciteitskosten bij het verbranden van brandstof echter steeds hoger en wordt het gebruik van walstroom (OPS), d.w.z. het inkopen van elektriciteit van het elektriciteitsnet aan land, aantrekkelijker. Om te bepalen wanneer het verbranden van brandstof duurder wordt dan het inkopen van elektriciteit van het net, moeten de kostencomponenten van het verbranden van brandstof aan boord in de komende jaren worden uitgesplitst om inzicht te krijgen in de kostencomponenten: Brandstof, Onderhoud en Verbruiksartikelen, ETS, FuelEU en IMO Net-Zero.
Brandstof voor het opwekken van elektriciteit
Historisch gezien was de brandstof die werd verbrand om elektriciteit aan boord op te wekken de enige kostencomponent waarmee rekening werd gehouden (vaker wel dan niet werden kosten voor onderhoud en verbruiksartikelen als vanzelfsprekend beschouwd). Puur op basis van kosten liggen, bij het omzetten van brandstof in elektriciteit met behulp van een typische Specific Fuel Consumption (SFC) van 180 gram per kWh (zeer efficiënt) tot 240 gram per kWh (gebruikelijker voor hulpmotoren die op lage snelheid draaien), de kosten om 1 kWh energie te produceren doorgaans rond $0,20 per kWh. Deze analyse vergelijkt het brandstofverbruik aan de kade bij het gebruik van conventionele brandstof (MGO) met elektriciteit van wal, om de kosten van FuelEU afzonderlijk te kunnen bepalen.
Onderhoud en verbruiksartikelen
Elk uur dat een motor draait, kost geld. Deze onderhoudskosten van de motor bestaan voornamelijk uit manuren van de bemanning en externe manuren (elke paar duizend draaiuren heeft een motor onderhoud nodig van de OEM, Original Engine Manufacturer). Naast onderhoudskosten verbruiken motoren ‘verbruiksartikelen’, zoals smeermiddelen, pakkingen, filters en andere slijtageonderdelen die nodig zijn om de motor draaiende te houden. Hoewel dit een kleine component is in vergelijking met brandstof- en nalevingskosten, kunnen deze besparingen aanzienlijk worden voor grotere hulpmotoren, met name die boven 2 MW, of wanneer meerdere units tegelijkertijd kunnen worden uitgeschakeld. In de casestudy die in dit artikel wordt gebruikt, zijn de kosten voor onderhoud en verbruiksartikelen verwaarloosbaar.
ETS
Het EU- en UK Emissions Trading System (EU ETS en UK ETS) zijn feitelijk een CO₂-belasting voor scheepseigenaren, omdat ze CO₂-emissies rechtstreeks bestraffen op een Tank-to-Wake-basis. De kosten voor EU ETS bedragen op het moment van schrijven ongeveer €300 per ton verbruikte brandstof (uitgaande van ~€75 per emissierecht). ETS is een vrij eenvoudig systeem in vergelijking met FuelEU of IMO Net-Zero, en voor deze analyse leiden alleen de brandstofbesparingen (of beter gezegd: bespaarde emissies) aan de kade tot kostenbesparingen, omdat het brandstofverbruik tijdens het varen niet wordt beïnvloed door walstroom.
FuelEU
FuelEU Maritime is een complexe regelgeving die in 2025 van kracht is geworden, met aanzienlijke stimulansen (en sancties) als het gaat om walstroom. Nalevingskosten zijn gebaseerd op de jaarlijkse Well-to-Wake-broeikasgasintensiteit van het schip, inclusief energiegebruik tijdens het varen en tijdens het afmeren. Omdat walstroom deze jaarlijkse broeikasgasintensiteit verbetert, worden besparingen gerealiseerd over het hele jaar en over alle operationele modi, inclusief tijdens het varen. Omdat het een EU-regelgeving is, wordt slechts 50% van de energie van reizen van en naar de EU meegenomen. Dit betekent dat de scheepsroute en havenaanlopen grote invloed hebben op de uitkomst van FuelEU-boetes en daarmee op de elektriciteitskosten aan boord. Van alle kostencomponenten zijn FuelEU en IMO Net-Zero doorgaans de belangrijkste.
IMO Net-Zero
Als het mondiale Net-Zero-framework van de IMO in 2029 van kracht wordt, wat op het moment van schrijven nog onzeker is, zullen scheepseigenaren worden geconfronteerd met een mechanisme dat vergelijkbaar is met FuelEU. De broeikasgasintensiteit wordt jaarlijks berekend en scheepseigenaren boven vastgestelde drempelwaarden worden bestraft. In deze analyse wordt aangenomen dat de kosten van IMO Net-Zero bovenop FuelEU worden gestapeld, hoewel er nog discussies gaande zijn over harmonisatie tussen de twee regelgevingen. Totdat hierover duidelijkheid is of er meer informatie beschikbaar is, wordt IMO Net-Zero beschouwd als een significante kostencomponent als het gaat om het opwekken van elektriciteit aan boord.
Break-evenprijs van elektriciteit aan boord versus elektriciteit van het net
Bij welk prijsniveau wordt walstroom daadwerkelijk kosteneffectief ten opzichte van het verbranden van brandstof aan boord?
Deze vraag is de kritische benchmark voor zowel scheepseigenaren als havens: het prijsniveau waaronder aansluiten geld bespaart en waarboven kosten ontstaan. Inzicht in dit prijsniveau geeft scheepseigenaren een duidelijk referentiepunt bij het onderhandelen over elektriciteitstarieven in de haven of met terminalexploitanten.
De break-evenprijs lag historisch rond $0,20 per kWh, wat de typische kosten zijn voor het opwekken van elektriciteit met hulpmotoren die scheepsbrandstof verbranden. Kosten voor onderhoud en verbruiksartikelen zijn doorgaans niet significant in vergelijking met dit prijsniveau (~$0,03 per kWh), maar dit hangt af van het scheepstype en het operationele profiel. De beslissende verschuiving komt door de aankomende regelgeving die nalevingsboetes introduceert, d.w.z. ETS (EU of UK), FuelEU en IMO Net-Zero.
Als vuistregel wordt verwacht dat EU-regelgeving de break-evenprijs voor elektriciteit vanaf de wal tegen 2030 zal verdubbelen en tegen 2040 bijna zal verdrievoudigen wanneer IMO Net-Zero-boetes daar bovenop komen. Dit betekent dat zelfs als de kosten van elektriciteit in de haven oplopen tot $1,00 per kW, walstroom nog steeds de goedkopere optie blijft ten opzichte van het verbranden van conventionele brandstoffen.
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.
-
Ship operating in ARA region using marine diesel oil (MDO) for auxiliary engines.
Electricity generation converted from fuel consumption using reasonable engine load, SFC, and fossil LCV values as per FuelEU.
Fuel price MGO = $ 1,000 per mT and HFO = $ 750.
Fuel price escalation: 0% indexation.
A constant USD/EUR exchange rate of 1.15 is assumed for the modelling period.
EU ETS applied to emissions at berth only, with 7% annual indexation of EUA.
FuelEU Maritime costs calculated on full-year Well-to-Wake GHG intensity.
IMO Net-Zero costs assumed stacked on top of FuelEU (no harmonisation).
Auxiliary engine maintenance costs are $ 25 per running hour and $ 2.50 per running hour for consumables.
Walstroomprijzen in de EU ter vergelijking
Recente studie van Sustainable Ships laat zien dat de gemiddelde walstroomprijs in de EU ~€0,25 per kWh bedraagt
Hoe verhouden de kosten voor het opwekken van elektriciteit zich tot de kosten voor het inkopen van elektriciteit van het net in de EU? De onderstaande grafiek toont publiek beschikbare prijzen bij verschillende EU-havens om een benchmark te bieden. Er is een grote spreiding in de waarneembare waarden in €/kWh, die niet alleen wordt 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 aanbieden 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.
Methodologie en aannames
Alle modelleringen en analyses zijn gebaseerd op de Shore Power Quickscan. Deze tool berekent de totale operationele levenscycluskosten (LCA) van een schip wanneer het aan de kade op hulpmotoren draait (conventioneel) en wanneer het walstroom gebruikt (walstroom). De gebruiker kan de kostencomponenten voor de analyse vrij selecteren, waaronder CAPEX, brandstof, elektriciteit en de regelgevingskosten van een schip. Om deze kosten te bepalen, worden het jaarlijkse energieverbruik en de nalevingsverplichtingen van het schip op jaarbasis berekend voor zowel de conventionele situatie als de situatie met walstroom. Kosten tijdens het afmeren en tijdens het varen worden berekend, omdat het gebruik van walstroom de broeikasgasintensiteit van het schip gedurende het hele jaar beïnvloedt en daarmee ook de kosten voor naleving tijdens het varen verandert.
Berekeningen worden als volgt uitgevoerd. Om de volledige premiumanalyse te ontgrendelen, gedetailleerde aannames te bekijken, gepersonaliseerde scenario’s uit te voeren of toegang te krijgen tot ons kosten-batenmodel om zelf analyses uit te voeren, word je lid.
-
In the current model, only a single fuel type can be selected for the sailing and mooring operational mode. Main fuel used for this analysis is LFO, auxiliary fuel is MDO. It is assumed the main engine is used fully for sailing, aux. engine is used while mooring. All fuel savings are due to shutting off the aux. engine while mooring, therefore all fuel savings are incurred onto the auxiliary fuel consumption. Fuel consumption while mooring is calculated by multiplying the amount of aux. engines with engine load, maximum rated power and Specific Fuel Consumption (SFC) of the engine. Further specifications or multi-fuel options (for example Methanol and MDO in a dual fuel engine) can be done on a case-by-case basis.
-
A single fuel price constant over time is taken into account for this analysis: $500 per mT for LFO and $750 per mT for MDO. No indexation is included for this analysis, but these can be included by the user to include inflation, simulate the forecasts as provided by third parties, etc..
-
European Allowances (EUA) are assumed €75 for 2026 and UK Allowances (UKA) £ 55. Both increase 7% per annum to reflect the rise of ETS costs expected by the market.
-
Each fuel is defined by its Lower Calorific Value (LCV) and emission factors, including CO₂, CH₄, and N₂O. Both Tank-to-Wake and Well-to-Wake intensities are included. These are used to calculate energy content, emissions, and compliance intensity per MJ or per tonne. EU ETS, FuelEU and IMO adhere to different emission factors and LCV values, which should be checked especially in the case when biofuels are used.
-
This analysis does not include the additional OPS penalty for the shipowner described in the FuelEU regulation of €1.5 per kW for non-compliant port calls. This clause is included to ensure that shipowners will comply and actually use shore power during a port call, provided of course that infrastructure is available. When assuming an average power demand of 600 kW for containerships (used in the case study further along the article) the penalty would result in a daily fine of €21.600. This clause would basically make writing this article obsolete, considering the costs involved would make plugging in a no-brainer.
-
FuelEU also allows for surplus units to be generated through over-compliance, which can be pooled across fleets or traded, potentially creating additional revenue streams. This mechanism is excluded from the current analysis but could become an important factor for large operators managing diverse fleets.
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 Prices Database
Sustainable Ships - FuelEU Maritime
Sustainable Ships - EU ETS
Sustainable Ships - IMO Net-Zero Framework
EU - Thetis MRV
EU - Trans-European Transport Network (TEN-T)
ICCT - Shore power needs and CO2 emissions reductions of ships in EU ports
Misschien vindt u dit ook interessant
Aansluiten of betalen? Wat kost walstroom en wanneer loont het?
When does the use of shore power become cost-effective for shipowners under new EU and IMO regulations? Using the Shore Power Quickscan, this article breaks down key cost components such as fuel, electricity, EU ETS, FuelEU Maritime, and the upcoming IMO Net-Zero framework and compares cost impact of different routes on a 2,500 TEU containership. Results show that while shore power can already deliver savings from 2025 onwards (!), its competitiveness strengthens sharply after 2030 as compliance costs rise.
Inzicht in de kosten en voordelen van walstroom om te bepalen wanneer het economisch zinvol is
Vanaf 2030 zijn containerschepen en passagiersschepen in Europa onder FuelEU Maritime verplicht om walstroom te gebruiken. In datzelfde jaar schrijft de Alternative Fuels Infrastructure Regulation (AFIR) voor dat 90% van de havenaanlopen door schepen boven 5.000 GT in TEN-T-havens moet worden geëlektrificeerd. Het behalen van deze doelstellingen in slechts enkele jaren vraagt om enorme investeringen in zowel haveninfrastructuur als retrofits van schepen. Het realiseren van deze transitie vraagt in feite om veel meer dan geld. Het vereist tijd, gespecialiseerde kennis en organisatorische capaciteiten die veel partijen in de maritieme sector nog steeds proberen op te bouwen. De druk wordt zeker opgevoerd voor zowel havenautoriteiten als scheepseigenaren, maar één dringende vraag blijft onduidelijk: “wat kost dit allemaal?”
Dit artikel onderzoekt die vraag in drie stappen. Eerst wordt de omvang van de vraag en de potentiële inkomstenstromen voor havens en energieleveranciers gekwantificeerd. Vervolgens worden de belangrijkste kostencomponenten voor scheepseigenaren uitgesplitst (brandstof, elektriciteit, EU ETS, FuelEU Maritime en het toekomstige IMO Net-Zero-framework) om de break-even-elektriciteitsprijs te bepalen waarbij walstroom de goedkopere optie wordt. Tot slot wordt dit kader toegepast op een feeder-containerschip van 2.500 TEU dat op twee realistische EU-routes vaart, om te laten zien hoe operationele patronen en blootstelling aan regelgeving de uitkomst beïnvloeden.
De resultaten zijn duidelijk. Voor havens vertegenwoordigt de Total Addressable Market (TAM) voor walstroom een terugkerende inkomstenkans van ongeveer €2 miljard per jaar in de EU. Voor scheepseigenaren zijn de economische voordelen routeafhankelijk, maar worden deze steeds gunstiger. Gemiddeld kan walstroom vanaf 2025 al kostenbesparingen opleveren, met name voor schepen die volledig binnen de EU varen. Tegen 2030 – wanneer FuelEU-boetes stijgen en IMO Net-Zero van kracht wordt – wordt de financiële businesscase doorslaggevend, met potentiële cumulatieve besparingen van meer dan $17 miljoen voor één feeder-schip dat op shortsea-routes vaart.
Bekijk in de onderstaande secties het interactieve model en de aannames, en meld je aan om de tool en databases zelf te downloaden. Leden en premiumgebruikers kunnen alle parameters in het model eenvoudig wijzigen, downloaden en aanpassen voor hun eigen analyses.
Members only
De omvang en waarde van walstroom in Europa
Een eerdere analyse van EOPSA en Sustainable Ships naar de vraag naar walstroom in 2030 laat zien dat de Total Addressable Market (TAM) voor walstroom in EU-havens aanzienlijk is: tussen 6 en 13 terawattuur (TWh) per jaar. Om dit in perspectief te plaatsen: momenteel bieden slechts 51 havens in 15 kustlidstaten walstroom aan, met een gezamenlijke capaciteit van slechts 309 MW, voornamelijk geconcentreerd bij passagiers- en cruiseterminals. Met andere woorden: de geïnstalleerde capaciteit is slechts een fractie van wat nodig is om aan de aankomende regelgeving te voldoen.
In praktische termen moet Europa de elektriciteitsvraag van een klein land opbouwen en deze rechtstreeks naar havens brengen – in feite vanaf nul – binnen de komende vijf jaar.
Dit vereist omvangrijke nieuwe infrastructuur aan de wal, evenals aanzienlijke versterkingen van het elektriciteitsnet. Om aan de regelgevingseisen te voldoen, zal Europa zijn geïnstalleerde walstroomcapaciteit minstens moeten verdrievoudigen en waarschijnlijk verviervoudigen, waarbij Italië, Spanje en Frankrijk voor de grootste investeringen staan. Tegelijkertijd biedt deze enorme uitdaging ook een enorme potentiële inkomstenstroom voor energiebedrijven.
Uitgaande van een elektriciteitsprijs van €0,35 per kWh ligt het jaarlijkse omzetpotentieel van het leveren van walstroom aan schepen in EU-havens tussen €2,1 en €4,5 miljard. Dit vertegenwoordigt een aanzienlijke, terugkerende inkomstenstroom voor nutsbedrijven en havenexploitanten, maar een die volledig afhankelijk is van tijdige overstap door scheepseigenaren.
De kritische vraag is daarom niet of de vraag bestaat – dat doet deze duidelijk – maar wanneer scheepseigenaren besluiten over te stappen. Als havens en energieleveranciers te ver vooruitlopen op scheepseigenaren, lopen zij het risico op onderbenutte infrastructuur en stranded investments. Als ze te lang wachten, krijgen ze te maken met capaciteitstekorten en congestie wanneer de vraag uiteindelijk sterk toeneemt. Timing bepaalt wie deze markt weet te veroveren.
De kosten van walstroom voor een scheepseigenaar uitgesplitst
Het is mooi voor energiebedrijven dat de inkomsten uit walstroom alleen al in Europa miljarden euro’s per jaar kunnen bedragen, maar daar hebben scheepseigenaren en -exploitanten weinig aan bij het beantwoorden van hun belangrijkste vragen: wanneer is het daadwerkelijk zinvol om mijn schip aan te sluiten? Doe ik dat nu, of wacht ik tot 2030? En wat gaat het kosten? Om deze vragen te beantwoorden, moeten de afzonderlijke kostencomponenten van walstroom worden bepaald en in detail worden uitgesplitst.
De uitsplitsing van de kosten van walstroom laat verschillende belangrijke inzichten zien.
CAPEX en onderhoud zijn op levenscyclusbasis verwaarloosbaar. Retrofitkosten zijn eenmalig en vaak marginaal wanneer ze over 15 jaar worden uitgesmeerd, en besparingen door minder motorslijtage zijn klein in vergelijking met de belangrijkste operationele kostenfactoren.
Nalevingskosten domineren de vergelijking. Hiervan heeft FuelEU doorgaans de grootste financiële impact, gevolgd door het toekomstige IMO Net-Zero-framework. Beide meten de broeikasgasintensiteit over een volledig jaar, waardoor zelfs gedeeltelijk gebruik van walstroom de naleving over het volledige vaarprofiel verbetert, en niet alleen tijdens het verblijf aan de kade.
De elektriciteitsprijs is de komende jaren doorslaggevend. Bij de aangenomen benchmark van €0,35 per kWh kan walstroom vanaf 2025 in bepaalde scenario’s al kostenbesparingen opleveren, met name voor schepen met routes die volledig binnen de EU liggen. De besparingen worden echter het grootst na 2030, wanneer FuelEU-boetes oplopen en de kosten van IMO Net-Zero daar bovenop komen. Vanaf dat moment wordt de financiële businesscase voor walstroom aanzienlijk sterker, waardoor het in vrijwel alle realistische omstandigheden de goedkopere optie wordt, ook buiten de EU.
-
De belangrijkste OPEX-component voor ieder schip is energieverbruik, of dit nu gebeurt via brandstof die in hulpmotoren wordt verbrand of via elektriciteit die van het net wordt ingekocht. In deze analyse worden zowel het varen als het verblijf in de haven meegenomen, omdat het gebruik van walstroom de algehele broeikasgasintensiteit van een schip gedurende het hele jaar beïnvloedt en niet alleen tijdens het afmeren. Puur op basis van kosten is elektriciteit die aan boord wordt opgewekt door verbranding van brandstof doorgaans goedkoper: ongeveer €0,15 tot €0,20 per kWh, tegenover €0,35 per kWh die in dit artikel voor walstroom wordt aangenomen. Dit kostenverschil (het gebruik van walstroom is bij een vergelijking op basis van alleen brandstof ongeveer twee keer zo duur) is precies de reden waarom aanvullende beleidsinstrumenten – ETS, FuelEU en IMO Net-Zero – nodig zijn om scheepseigenaren ertoe te bewegen aan te sluiten.
-
Wanneer het schip is aangesloten op walstroom, worden de hulpmotoren uitgeschakeld, waardoor de kosten voor motoronderhoud (voornamelijk manuren van de bemanning) en verbruiksartikelen (smeermiddelen, pakkingen, filters en andere slijtageonderdelen) sterk dalen. Hoewel dit een kleine kostencomponent is in vergelijking met brandstof- en nalevingskosten, kunnen deze besparingen aanzienlijk worden voor grotere hulpmotoren, met name die boven 2 MW, of wanneer meerdere units tegelijkertijd kunnen worden uitgeschakeld. In de casestudy die in dit artikel wordt gebruikt, zijn de kosten voor onderhoud en verbruiksartikelen verwaarloosbaar.
-
Het EU- en UK Emissions Trading System (EU ETS en UK ETS) zijn feitelijk een CO₂-belasting voor scheepseigenaren, omdat ze CO₂-emissies rechtstreeks bestraffen op een Tank-to-Wake-basis. Door over te schakelen op schone walstroom worden deze emissies tijdens het verblijf aan de kade vermeden, wat een besparing oplevert van ongeveer €300 per ton verbruikte brandstof (uitgaande van ~€75 per emissierecht). ETS is een vrij eenvoudig systeem in vergelijking met FuelEU of IMO Net-Zero, en voor deze analyse leiden alleen de brandstofbesparingen (of beter gezegd: bespaarde emissies) aan de kade tot kostenbesparingen, omdat het brandstofverbruik tijdens het varen niet wordt beïnvloed door walstroom.
-
FuelEU Maritime is een complexe regelgeving die in 2025 van kracht is geworden, met aanzienlijke stimulansen (en sancties) als het gaat om walstroom. Nalevingskosten zijn gebaseerd op de jaarlijkse Well-to-Wake-broeikasgasintensiteit van het schip, inclusief energiegebruik tijdens het varen en het afmeren. Omdat walstroom deze jaarlijkse broeikasgasintensiteit verbetert, worden besparingen gerealiseerd over het hele jaar en over alle operationele modi, inclusief tijdens het varen. Omdat het een EU-regelgeving is, wordt slechts 50% van de energie van reizen van en naar de EU meegenomen. Dit betekent dat de scheepsroute en havenaanlopen grote invloed hebben op de uitkomst van FuelEU-boetes. Van alle kostencomponenten zijn FuelEU en IMO Net-Zero doorgaans de belangrijkste.
-
Het mondiale Net-Zero-framework van de IMO zal naar verwachting in 2028 van kracht worden, onder voorbehoud van goedkeuring eind 2025. Net als FuelEU berekent het de broeikasgasintensiteit op jaarbasis en worden scheepseigenaren boven vastgestelde drempelwaarden bestraft. In deze analyse wordt aangenomen dat de kosten van IMO Net-Zero bovenop FuelEU worden gestapeld, hoewel er nog discussies gaande zijn over harmonisatie tussen de twee regelgevingen. Totdat hierover duidelijkheid is of er meer informatie over beschikbaar is, wordt IMO Net-Zero beschouwd als een significante kostencomponent als het gaat om walstroom.
-
Naast OPEX zijn vaak kapitaalinvesteringen nodig om schepen geschikt te maken voor het gebruik van walstroom. Typische onderdelen die aan boord nodig zijn, zijn onder meer scheepstransformatoren (om de juiste spanning aan te passen en galvanische bescherming te waarborgen), aanpassingen aan het hoofdschakelbord, hoogspanningsaansluitinterfaces en bijbehorende engineering- en integratiekosten. CAPEX-kosten zijn sterk schipafhankelijk en variëren aanzienlijk, hoewel de CAPEX-kosten op levenscyclusbasis doorgaans verwaarloosbaar zijn. Voor sommige schepen zijn de retrofits mogelijk al uitgevoerd, waardoor alleen OPEX de beslissing bepaalt.
Break-evenprijs van elektriciteit
Aangezien elektriciteitsprijzen een bepalende factor zijn in de kostenbalans, vooral in de periode tot 2030, ligt de volgende vraag voor de hand: bij welke prijs wordt walstroom daadwerkelijk kosteneffectief ten opzichte van het verbranden van brandstof? Dit is de kritische benchmark voor zowel scheepseigenaren als havens: het prijsniveau waaronder aansluiten geld bespaart en waarboven kosten ontstaan. Inzicht in dit prijsniveau geeft scheepseigenaren een duidelijk referentiepunt bij het onderhandelen over elektriciteitstarieven in de haven of met terminalexploitanten.
Zoals eerder vermeld, lag het break-evenpunt historisch rond €200 per MWh (of €0,20 per kWh), de typische kosten voor het opwekken van elektriciteit met hulpmotoren die scheepsbrandstof verbranden. Kosten voor onderhoud en verbruiksartikelen zijn doorgaans niet significant in vergelijking met dit prijsniveau (~ €0,03 per kWh). De beslissende verschuiving komt met aankomende regelgeving die nalevingskosten introduceert, d.w.z. ETS (EU of UK), FuelEU en IMO Net-Zero.
Als vuistregel wordt verwacht dat EU-regelgeving de break-evenprijs voor elektriciteit vanaf de wal tegen 2030 zal verdubbelen en tegen 2040 bijna zal verdrievoudigen wanneer de sancties van IMO Net-Zero daar bovenop komen. Dit betekent dat zelfs als de kosten van elektriciteit in de haven oplopen tot bijna €1.000 per MWh (bijna €1 per kWh), walstroom nog steeds de goedkopere optie blijft ten opzichte van het verbranden van conventionele brandstoffen.
Casestudy: 2.500 TEU-containerschip op verschillende routes
De hierboven beschreven principes en break-evenprijsniveaus zijn nuttig voor analisten en walstroomliefhebbers, maar voor de gemiddelde scheepseigenaar zijn ze behoorlijk abstract. Om de impact van het gebruik van walstroom tastbaarder te maken, worden twee praktische casestudy’s onderzocht: een 2.500 TEU feedermax-containerschip dat op twee verschillende Europese routes wordt ingezet. In elke casestudy worden de kosten van het laten draaien van de hulpmotoren vergeleken met het aansluiten op walstroom in elke haven, van 2025 tot 2040.
-
Het beschouwde schip is een typisch 2.500 TEU feedermax-containerschip, gebouwd vóór 2010, waarvan de levensduur zojuist is verlengd tot 2040. Het heeft één hoofdmotor van 21.560 kW voor de voortstuwing en drie Wärtsilä 9L20-dieselgeneratoren voor hulpvermogen, die elk 1.880 kVA kunnen leveren. De gemiddelde vermogensvraag in de haven wordt aangenomen op ~600 kW (gemiddelde voor containerschepen). Het schip is operationeel 350 dagen per jaar en vaart tussen verschillende havens met een kruissnelheid van 22 knopen. De belangrijkste brandstof tijdens het varen is LFO; de brandstof die voor de hulpmotoren aan de kade wordt gebruikt, is MDO.
-
De eerste casestudy betreft de Feedermax die een klassieke Noordzeeroute vaart tussen Rotterdam, Antwerpen, Hamburg en Bremerhaven. Elke havenaanloop duurt ongeveer 18 uur (gemiddeld tussen 12 en 24 uur), waarbij een volledige rondreis ongeveer 4,8 dagen duurt. Met 350 operationele dagen per jaar maakt het schip ongeveer 74 rondreizen, oftewel bijna 300 individuele havenaanlopen per jaar. Wanneer het schip aansluit op walstroom in plaats van de hulpmotoren te laten draaien, bedragen de cumulatieve besparingen tussen 2025 en 2040 naar schatting $16,7 miljoen.This route is a textbook example of a high-frequency feeder loop in the ARA region, where shore power availability is expected to be rolled out earliest under AFIR. With short voyages, consistent port calls, and major hub ports involved, the commercial and compliance case for shore power is particularly strong. Shipowners on such itineraries face limited excuses for delay, as the operational profile aligns almost perfectly with the regulatory targets.
-
De tweede casestudy betreft hetzelfde schip dat op een andere Noordzeedienst wordt ingezet, tussen Rotterdam, Felixstowe en Dublin. De verblijfsduur in de havens is opnieuw gemiddeld 18 uur, terwijl de rondreistijd vrijwel gelijk is – 4,7 dagen – maar met meer vaartijd. Over het jaar resulteert dit in een vergelijkbare frequentie van ongeveer 74 rondreizen. De cumulatieve besparingen door op deze route over te schakelen op walstroom zijn lager dan op de ARA-route en bedragen tussen 2025 en 2040 ongeveer $8,6 miljoen.
This itinerary highlights some important nuances for shipowners. While Dublin is an EU port and thus falls within AFIR and FuelEU Maritime scope, the inclusion of Felixstowe introduces a non-EU leg. This means only 50% of energy consumption from and to the EU count toward EU compliance metrics, reducing the relative benefit from shore power. For shipowners trading across mixed EU–non-EU itineraries, the regulatory and financial case is still strong, but the absolute savings are smaller than in purely EU-based loops.
Methodologie en aannames
Alle modelleringen en analyses zijn gebaseerd op de Shore Power Quickscan. Deze tool berekent de totale operationele levenscycluskosten (LCA) van een schip wanneer het aan de kade op hulpmotoren draait (conventioneel) en wanneer het walstroom gebruikt (walstroom). De gebruiker kan de kostencomponenten voor de analyse vrij selecteren, waaronder CAPEX, brandstof, elektriciteit en de regelgevingskosten van een schip. Om deze kosten te bepalen, worden het jaarlijkse energieverbruik en de nalevingsverplichtingen van het schip op jaarbasis berekend voor zowel de conventionele situatie als de situatie met walstroom. Kosten tijdens het afmeren en tijdens het varen worden berekend, omdat het gebruik van walstroom de broeikasgasintensiteit van het schip gedurende het hele jaar beïnvloedt en daarmee ook de kosten voor naleving tijdens het varen verandert. Berekeningen worden als volgt uitgevoerd.
Om de volledige premiumanalyse te ontgrendelen, gedetailleerde aannames te bekijken, gepersonaliseerde scenario’s uit te voeren of toegang te krijgen tot ons kosten-batenmodel om zelf analyses uit te voeren, word je lid.
-
In het huidige model kan voor de operationele modus tijdens het varen en tijdens het afmeren slechts één brandstoftype worden geselecteerd. De belangrijkste brandstof die voor deze analyse wordt gebruikt, is LFO; de hulpbrandstof is MDO. Er wordt aangenomen dat de hoofdmotor volledig wordt gebruikt tijdens het varen en dat de hulpmotor wordt gebruikt tijdens het afmeren. Alle brandstofbesparingen zijn het gevolg van het uitschakelen van de hulpmotor tijdens het afmeren en komen daarom volledig ten goede aan het brandstofverbruik van de hulpmotor. Het brandstofverbruik tijdens het afmeren wordt berekend door het aantal hulpmotoren te vermenigvuldigen met de motorbelasting, het maximaal nominale vermogen en het specifiek brandstofverbruik (SFC) van de motor. Verdere specificaties of opties voor meerdere brandstoffen (bijvoorbeeld methanol en MDO in een dualfuelmotor) kunnen per geval worden uitgewerkt.
-
Het model gaat in de berekeningen uit van één elektriciteitsprijs, namelijk €0,35 per kWh of $399 per MWh bij een wisselkoers van 1,14. Voor deze analyse wordt geen indexatie toegepast, maar het model maakt het mogelijk om de elektriciteitsprijs te berekenen als een gewogen gemiddelde van de prijzen die de gebruiker voor elke haven invoert. Dit gewogen gemiddelde wordt berekend door het aantal uren in elke haven te vermenigvuldigen met de bijbehorende elektriciteitsprijs, deze totalen bij elkaar op te tellen en dit te delen door het totale aantal uren dat in alle havens wordt doorgebracht. Als haven A bijvoorbeeld een verblijf van 8 uur heeft en een prijs van $100/MWh, en haven B een verblijf van 6 uur en een prijs van $150/MWh, dan is de gemiddelde prijs (8100+6150) / (8+6) = $121,43 per MWh.
-
Voor deze analyse wordt uitgegaan van één brandstofprijs die gedurende de gehele periode constant blijft: $500 per mT voor LFO en $750 per mT voor MDO. Voor deze analyse wordt geen indexatie toegepast, maar de gebruiker kan deze wel toevoegen om inflatie mee te nemen, prognoses van derden te simuleren, enzovoort.
-
Voor Europese emissierechten (EUA) wordt uitgegaan van €75 in 2025 en voor Britse emissierechten (UKA) van £55. Beide stijgen jaarlijks met 6% om de door de markt verwachte stijging van de ETS-kosten te weerspiegelen. De UK ETS treedt in 2026 in werking en wordt voor 2025 op 0 gesteld.
-
Elke brandstof wordt gedefinieerd aan de hand van de onderste verbrandingswaarde (LCV) en emissiefactoren, waaronder CO₂, CH₄ en N₂O. Zowel Tank-to-Wake- als Well-to-Wake-intensiteiten worden meegenomen. Deze worden gebruikt om de energie-inhoud, emissies en nalevingsintensiteit per MJ of per ton te berekenen. EU ETS, FuelEU en IMO hanteren verschillende emissiefactoren en LCV-waarden, die met name moeten worden gecontroleerd wanneer biobrandstoffen worden gebruikt.
-
Deze analyse bevat niet de aanvullende walstroomboete voor de scheepseigenaar die in de FuelEU-regelgeving wordt beschreven van €1,5 per kW voor niet-conforme havenaanlopen. Deze bepaling is opgenomen om ervoor te zorgen dat scheepseigenaren zich aan de regelgeving houden en tijdens een havenaanloop daadwerkelijk walstroom gebruiken, uiteraard mits de infrastructuur beschikbaar is. Wanneer wordt uitgegaan van een gemiddelde vermogensvraag van 600 kW voor containerschepen (zoals verderop in het artikel in de casestudy wordt gebruikt), zou de boete neerkomen op een dagelijkse boete van €21.600. Deze bepaling zou het schrijven van dit artikel in feite overbodig maken, aangezien de kosten die hiermee gemoeid zijn aansluiten op walstroom een vanzelfsprekende keuze zouden maken.
-
FuelEU maakt het ook mogelijk om via het overtreffen van de nalevingsdoelstellingen overtollige eenheden te genereren, die over verschillende vloten kunnen worden gebundeld of verhandeld, waardoor mogelijk aanvullende inkomstenstromen ontstaan. Dit mechanisme is uitgesloten van de huidige analyse, maar kan een belangrijke factor worden voor grote exploitanten die diverse vloten beheren.
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 - Average Shore Power Demand Tool
Sustainable Ships - Shore Power Demand 2030+
Sustainable Ships - FuelEU Maritime
Sustainable Ships - EU ETS
Sustainable Ships - IMO Net-Zero Framework
EU - Thetis MRV
EU - Trans-European Transport Network (TEN-T)
ICCT - Shore power needs and CO2 emissions reductions of ships in EU ports
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.