Schiff Elektrifizierung

Zusatzlast aus elektrifizierter Binnenschifffahrt und PtL-Bunkerung für die Seeschifffahrt.

Bezugsjahr 2023: AGEB-Endenergie Küsten- und Binnenschifffahrt rund 3 TWh thermisch; BAFA-Mineralölinfo weist 0,55 Mio. t Heizöl schwer Inland aus, reale DE-Bunkermenge 1–3 Mio. t/a. Global ist der Bunkerabsatz internationaler Seeschifffahrt mit 233,1 Mio. t (2023) deutlich größer; deutsche Häfen tragen einen kleinen Anteil. Bereits elektrisch betrieben sind 0,3 TWh (Landstrom Hamburg, Bremerhaven, Cuxhaven, Schiffsstrom) und Teil der historischen Last.

Faktor: zwei Hebel — direkte Batterie-Elektrifizierung für Binnenflotte, Hafenumschlag und Cold-Ironing nutzt den Wirkungsgradvorteil ~3 gegenüber Diesel (~1,2 TWh Strom für ~3 TWh thermisch). Hochsee-Bunker wird über e-Methanol/e-Ammoniak ersetzt; System-η Strom → Fuel 0,50 (LHV; IEA Renewables 2024 / Wind-to-Methanol-Studien Bandbreite 50–62 % je nach CO2-Quelle und Pfad). Mengenanker 39 TWh thermisch ersetzbare Bunkermenge: rund 15–25 TWh aus deutschen Hafen-Bunkern (BAFA/AGEB, Heizöl schwer Inland 0,55 Mio. t plus Marinediesel) plus ein anteiliger Beitrag deutscher PtL-Produktion zur internationalen IMO-Klimapflicht — denn deutsche Bunker werden weltweit verfahren, der Synthese-Strom muss nicht zwangsläufig in DE anfallen. 39 TWh ÷ 0,50 ≈ 78 TWh PtL-Strom; Default-Zusatzlast: ~80 TWh/a. 1 TWh Pool-/Import-H₂ ersetzt 1/0,62 ≈ 1,61 TWh inländischen Synthese-Strom; die implizite Synthese-Effizienz H₂ → Fuel beträgt 0,50/0,62 ≈ 0,81.

Lastform: 24-h-Profil nahezu konstant mit leichter Mittagsdelle (0,950 bis 1,050, Summe 24) — Elektrolyse-/PtL-Anlagen laufen kontinuierlich, leichte Tag-Nacht-Spreizung skizziert PV-Mitnahme im PPA-getriebenen Fahrplan. Drop-in-Kraftstoffe für lange Binnenstrecken (Rhein, Donau) sind nicht abgebildet, und der globale Bunkerabsatz von 233,1 Mio. t (2023) zeigt das Größenverhältnis: der DE-Anteil ist klein, der Modellpfad zielt auf den anteiligen IMO-Beitrag.

Verwendung

Slider: 0,3 bis 120 TWh Strom in 1-TWh-Schritten. Default 80 TWh = ~1,2 TWh direkte Elektrifizierung + ~78 TWh PtL für Hochsee-Bunker. Maximum deckt höhere PtL-Beiträge zur internationalen IMO-Klimapflicht und konservativere Wirkungsgrade ab.

Verteilung

Profil: glatter Kosinus um 1,0 mit Amplitude 0,05 (Nachtmaximum 1,05, Mittagsminimum 0,95); kein Saisongang.

Formel

Rechnung: Zusatzlast = max(0, Ziel − 0,3). Default: 1,2 + 39/0,50 ≈ 80 TWh/a.

Quellen: AGEB Jahresbericht 2023 (Endenergieverbrauch Küsten- und Binnenschifffahrt ≈ 3 TWh thermisch); BAFA Mineralölinfo 12/2023 (Heizöl schwer Inland 0,55 Mio. t, Bunkerprodukte rückläufig); EnergyComment Hamburg 2025 (globaler Bunker 2023 = 233,1 Mio. t, DE-Häfen kleiner Anteil); IEA Renewables 2024 und Wind-to-Methanol-Studien (Power-to-Methanol Wirkungsgrad 50-62 % strom-zu-Fuel-LHV); DECHEMA H2-Kompass 2024 (e-Methanol/e-Ammoniak als Hochsee-Kraftstoffe); HPA Hamburg 2024 (Landstromziel 130-140 GWh bis 2030).