Eine Capture-Rate von 70 Prozent ist nur dann aussagekräftig, wenn klar ist, unter welchen Lastzuständen sie erreicht wird. Die Zahl klingt eindrucksvoll, aber ihre Bedeutung hängt vollständig vom Kontext ab. 70 % bei 75 % MCR (Maximum Continuous Rating) unter ruhigen Seebedingungen ist etwas grundlegend anderes als 70 % über alle Betriebszustände einschließlich Manövrieren, Teillast und schwerem Wetter.
Im Abgas eines Zweitakt-Schiffsdiesels liegt die CO2-Konzentration typischerweise zwischen 4 und 6 Vol-% – deutlich niedriger als in Kohlekraftwerken (12–15 %), für die die meisten OCCS-Verfahren ursprünglich entwickelt wurden. Das bedeutet: Der Absorber muss größere Gasvolumina verarbeiten, um dieselbe Menge CO2 aufzunehmen. Eine Capture-Rate von 70 % erfordert bei maritimen CO2-Konzentrationen eine erheblich größere Austauschfläche als bei stationären Anlagen.
Hinzu kommt die Frage der Teillast. Wenn der Motor bei 50 % MCR fährt, ändert sich nicht nur die Abgasmenge, sondern auch Temperatur und Zusammensetzung. Die meisten OCCS-Systeme sind auf einen bestimmten Designpunkt optimiert und verlieren bei Teillast an Effizienz. Seriöse Anbieter geben daher ein Betriebsfenster an – z. B. 70 % bei 60–85 % MCR – statt einer pauschalen Capture-Rate.
Entscheidend ist auch die Definition der Bezugsgröße: 70 % der Abgasemissionen oder 70 % der Well-to-Wake-Emissionen? Bei Letzterem müsste auch der parasitäre Energiebedarf des OCCS-Systems selbst berücksichtigt werden, was die Netto-Capture-Rate auf 55–60 % reduzieren kann.
A capture rate of 70 percent is only meaningful when it is clear under which load conditions it is achieved. The number sounds impressive, but its significance depends entirely on context. 70 % at 75 % MCR (Maximum Continuous Rating) under calm sea conditions is fundamentally different from 70 % across all operating states including manoeuvring, part load and heavy weather.
The CO2 concentration in the exhaust of a two-stroke marine diesel is typically between 4 and 6 vol% – significantly lower than in coal-fired power plants (12–15 %) for which most OCCS processes were originally developed. This means the absorber must process larger gas volumes to capture the same quantity of CO2. A capture rate of 70 % at maritime CO2 concentrations requires a considerably larger exchange area than in stationary plants.
Part-load behaviour adds another layer. When the engine operates at 50 % MCR, not only the exhaust volume changes but also its temperature and composition. Most OCCS systems are optimised for a specific design point and lose efficiency at part load. Serious providers therefore state an operating window – e.g. 70 % at 60–85 % MCR – rather than a blanket capture rate.
The definition of the reference value is equally critical: 70 % of exhaust emissions or 70 % of well-to-wake emissions? For the latter, the parasitic energy demand of the OCCS system itself would also need to be included, which can reduce the net capture rate to 55–60 %.
Je höher die Capture-Rate, desto stärker steigen Energiebedarf und Systemkomplexität. Bei aminbasierten Systemen ist die Solvent-Regeneration der größte Energieverbraucher. Um 70 % Capture auf einem Capesize-Bulker zu erreichen, werden je nach System 2–4 GJ thermische Energie pro Tonne CO2 benötigt. Das entspricht bei einer täglichen Emission von 80–100 Tonnen CO2 einem Wärmebedarf, der einen signifikanten Anteil der verfügbaren Abgaswärme beansprucht.
Kann diese Wärme nicht vollständig aus dem Abgaskessel und der Mantelkühlung gedeckt werden, muss sie durch zusätzlichen Brennstoffverbrauch erzeugt werden. Die Ironie: Um CO2 abzuscheiden, verbrennt man mehr Brennstoff und erzeugt mehr CO2. Bei schlecht ausgelegten Systemen kann dieser Rebound-Effekt die Netto-Einsparung auf unter 50 % drücken.
Neben der thermischen Energie benötigt das System elektrische Energie für Pumpen, Gebläse, Instrumentierung und CO2-Kompression. Auf einem Schiff mit ohnehin begrenzter Generatorkapazität kann das bedeuten, dass ein zusätzlicher Hilfsdiesel erforderlich wird – mit entsprechendem Platzbedarf, Gewicht und eigenem Kraftstoffverbrauch.
Die wirtschaftliche Kernfrage ist daher: Wie hoch ist der Netto-CO2-Gewinn nach Abzug des parasitären Energieverbrauchs, und wie verhält sich dieser zum vermiedenen ETS-Zertifikatskauf? Liegt der marginale Abscheidungskostenpreis über dem Zertifikatspreis, ist das System wirtschaftlich kontraproduktiv – unabhängig von der technisch erreichbaren Capture-Rate.
The higher the capture rate, the greater the increase in energy demand and system complexity. In amine-based systems, solvent regeneration is the largest energy consumer. To achieve 70 % capture on a Capesize bulker, 2–4 GJ of thermal energy per tonne of CO2 are required depending on the system. For a daily emission of 80–100 tonnes of CO2, this translates into a heat demand that claims a significant share of available exhaust heat.
If this heat cannot be fully covered from the exhaust gas boiler and jacket cooling, it must be generated by additional fuel consumption. The irony: to capture CO2, more fuel is burned and more CO2 is produced. In poorly designed systems, this rebound effect can push the net saving below 50 %.
In addition to thermal energy, the system requires electrical energy for pumps, fans, instrumentation and CO2 compression. On a vessel with already limited generator capacity, this may mean that an additional auxiliary diesel is needed – with corresponding space requirements, weight and its own fuel consumption.
The core economic question is therefore: what is the net CO2 gain after deducting parasitic energy consumption, and how does it compare to the avoided ETS allowance purchase? If the marginal capture cost exceeds the allowance price, the system is economically counterproductive – regardless of the technically achievable capture rate.
Laufende Kosten, Wartung, Hafenlogistik und Off-Hire werden oft zu optimistisch bewertet. Typische Herstellerpräsentationen zeigen CAPEX und eine vereinfachte OPEX-Rechnung. Was fehlt, ist der vollständige Betriebskostenvergleich über die Lebensdauer:
Lösungsmittelverluste: Aminlösungen degradieren durch thermische Belastung und Reaktion mit SOx-Resten im Abgas. Selbst mit Vorbehandlung (Scrubber) sind jährliche Verluste von 1–3 kg Amin pro Tonne CO2 realistisch. Bei 20.000–30.000 Tonnen CO2 pro Jahr summiert sich das auf erhebliche Beschaffungskosten.
Wartung: Die Kolonnen, Wärmetauscher und Dichtungen sind chemischer und thermischer Belastung ausgesetzt. Herstellerseitig werden oft optimistische Intervalle genannt. Realistisch sind jährliche Inspektionen und alle 3–5 Jahre ein größerer Overhaul der Kolonnen.
Hafenlogistik: CO2-Offloading erfordert Infrastruktur, die derzeit nur in wenigen Häfen existiert. Wo sie fehlt, entstehen Wartezeiten, Umwege oder die Notwendigkeit, CO2 bis zum nächsten geeigneten Hafen mitzuführen. Die Kosten für die Hafenseitige CO2-Abnahme sind noch nicht standardisiert und variieren erheblich.
Off-Hire für Retrofit: Die Nachrüstung dauert je nach Komplexität 4–8 Wochen. In einem Markt mit Tagesraten von 20.000–40.000 USD für Capesize-Bulker bedeutet das 600.000 bis 2,2 Mio. USD entgangene Einnahmen – zusätzlich zu den Werftkosten.
Kapazitätsverlust: Das Gewicht des OCCS-Systems und der gespeicherten CO2-Masse reduziert die Ladekapazität. Bei einem Capesize-Bulker können 500–1.500 Tonnen Ladung verloren gehen, je nach System und Reisedauer. Bei Frachterlösen von 8–15 USD pro Tonne summiert sich das auf signifikante Einnahmeausfälle.
Ongoing costs, maintenance, port logistics and off-hire are frequently assessed too optimistically. Typical manufacturer presentations show CAPEX and a simplified OPEX calculation. What is missing is the complete operating cost comparison over the system lifetime:
Solvent losses: Amine solutions degrade through thermal stress and reaction with residual SOx in exhaust gas. Even with pre-treatment (scrubber), annual losses of 1–3 kg amine per tonne of CO2 are realistic. At 20,000–30,000 tonnes of CO2 per year, this adds up to considerable procurement costs.
Maintenance: Columns, heat exchangers and seals are exposed to chemical and thermal stress. Manufacturers often cite optimistic intervals. Realistically, annual inspections and a major column overhaul every 3–5 years should be expected.
Port logistics: CO2 offloading requires infrastructure that currently exists in only a few ports. Where it is absent, waiting times, detours or the necessity to carry CO2 to the next suitable port arise. Costs for port-side CO2 offtake are not yet standardised and vary considerably.
Off-hire for retrofit: The retrofit takes 4–8 weeks depending on complexity. In a market with day rates of USD 20,000–40,000 for Capesize bulkers, this means USD 600,000 to 2.2 million in lost revenue – on top of yard costs.
Capacity loss: The weight of the OCCS system and the stored CO2 mass reduces cargo capacity. On a Capesize bulker, 500–1,500 tonnes of cargo can be lost depending on the system and voyage duration. At freight rates of USD 8–15 per tonne, this adds up to significant revenue losses.
Bei technisch robustem System mit planbaren Hafenketten und ausreichend langer Restlaufzeit kann eine 70-%-Capture-Rate dennoch wirtschaftlich sein. Die Voraussetzungen sind klar definierbar:
Das Schiff muss eine Restlaufzeit von mindestens 10 Jahren haben, idealerweise mehr. Die Route muss regelmäßig Häfen mit CO2-Offloading-Infrastruktur anlaufen – Rotterdam, Antwerpen und einzelne norwegische Häfen sind hier Vorreiter. Die Abgasstrecke muss ausreichend Abwärme liefern, um den parasitären Energiebedarf zu decken, ohne dass ein zusätzlicher Generator benötigt wird.
Unter diesen Bedingungen kann die Rechnung aufgehen: Bei einem EU-ETS-Preis von 80 EUR/t CO2, einer jährlichen Emission von 25.000 t und einer Netto-Capture-Rate von 60 % (nach Abzug des Rebound-Effekts) werden jährlich 15.000 Zertifikate eingespart – ein Wert von 1,2 Mio. EUR. Bei CAPEX von 12 Mio. EUR und jährlichen OPEX von 400.000 EUR ergibt sich eine Amortisationszeit von etwa 15 Jahren. Das ist grenzwertig, wird aber attraktiver, wenn der ETS-Preis weiter steigt oder FuelEU-Penalties hinzukommen.
Die eigentliche Attraktion der 70-%-Marke liegt nicht in der Capture-Rate selbst, sondern in der regulatorischen Signalwirkung. Systeme, die nachweislich 70 % oder mehr erreichen, könnten in künftigen IMO-Regelungen als äquivalente Compliance-Maßnahme anerkannt werden – ein erheblicher Wettbewerbsvorteil für Schiffe, die keine andere Option haben.
With a technically robust system, predictable port chains and sufficiently long remaining service life, a 70 % capture rate can still be economically viable. The prerequisites can be clearly defined:
The vessel must have a remaining service life of at least 10 years, ideally more. The route must regularly call at ports with CO2 offloading infrastructure – Rotterdam, Antwerp and selected Norwegian ports are leading the way. The exhaust system must provide sufficient waste heat to cover the parasitic energy demand without requiring an additional generator.
Under these conditions the figures can work: at an EU ETS price of EUR 80/t CO2, annual emissions of 25,000 t and a net capture rate of 60 % (after deducting the rebound effect), 15,000 allowances are saved annually – a value of EUR 1.2 million. With CAPEX of EUR 12 million and annual OPEX of EUR 400,000, the payback period is approximately 15 years. That is borderline, but becomes more attractive if the ETS price continues to rise or FuelEU penalties are added.
The real attraction of the 70 % mark lies not in the capture rate itself but in the regulatory signal effect. Systems that demonstrably achieve 70 % or more could be recognised in future IMO regulations as an equivalent compliance measure – a considerable competitive advantage for vessels that have no other option.
Die Erreichung einer stabilen 70-%-Rate unter realen Seebedingungen erfordert technische Optimierungen an mehreren Stellschrauben. Der wichtigste Hebel ist die Lösungsmittelchemie. Herkömmliches MEA (30 Gew.-%) hat eine hohe CO2-Beladungskapazität, aber auch einen hohen Regenerationsenergiebedarf von etwa 3,5–4,0 GJ/t CO2. Neuere Lösungsmittel – sterisch gehinderte Amine, Aminosäure-Salze oder phasentrennende Lösungsmittel – können diesen Bedarf auf 2,5–3,0 GJ/t senken, was den Unterschied zwischen wirtschaftlich und unwirtschaftlich ausmachen kann.
Der zweite Hebel ist die Kolonnendimensionierung. Maritime Absorber müssen kompakter sein als stationäre Pendants, was die spezifische Austauschfläche pro Volumeneinheit erhöht. Strukturierte Packungen mit hoher Benetzungseffizienz sind Standard; bei Seegang nimmt die Effizienz jedoch ab. Eine Überdimensionierung von 15–20 % gegenüber dem Designpunkt ist ein pragmatischer Ansatz, erhöht aber Gewicht und Kosten.
Drittens ist die Prozesssteuerung entscheidend. Ein adaptives Regelsystem, das die Lösungsmittelumlaufrate und die Regenerationstemperatur in Echtzeit an den Motorlastzustand anpasst, kann die Capture-Rate über einen breiteren Betriebsbereich stabilisieren. Dies erfordert zuverlässige Sensorik (CO2-Analysatoren im Ein- und Auslass, Temperaturfühler, Durchflussmesser) und eine robuste SPS-Programmierung.
Ein oft unterschätzter Faktor ist die Abgasvorbehandlung. Auch Schiffe mit Scrubber haben Restgehalte an SOx und Partikeln im Abgas, die das Lösungsmittel degradieren. Ein Vorabscheider oder ein gekühlter Wäscher vor dem Absorber verlängert die Lösungsmittellebensdauer erheblich und stabilisiert die Capture-Rate über die Zeit.
Achieving a stable 70 % rate under real sea conditions requires technical optimisation at several points. The most important lever is solvent chemistry. Conventional MEA (30 wt%) has a high CO2 loading capacity but also a high regeneration energy demand of approximately 3.5–4.0 GJ/t CO2. Newer solvents – sterically hindered amines, amino acid salts or phase-change solvents – can reduce this to 2.5–3.0 GJ/t, which can make the difference between economically viable and unviable.
The second lever is column dimensioning. Maritime absorbers must be more compact than their stationary counterparts, which increases the specific exchange area per unit volume. Structured packings with high wetting efficiency are standard; however, efficiency decreases in heavy seas. An over-dimensioning of 15–20 % relative to the design point is a pragmatic approach but increases weight and cost.
Thirdly, process control is critical. An adaptive control system that adjusts solvent circulation rate and regeneration temperature in real time to the engine load condition can stabilise the capture rate over a broader operating range. This requires reliable sensors (CO2 analysers at inlet and outlet, temperature probes, flow meters) and robust PLC programming.
A frequently underestimated factor is exhaust gas pre-treatment. Even vessels with scrubbers have residual SOx and particulate levels in their exhaust that degrade the solvent. A pre-separator or a cooled scrubber upstream of the absorber extends solvent lifetime considerably and stabilises the capture rate over time.
Ein 70-%-Capture-System verändert den Bordalltag spürbar. Die Maschinenbesatzung muss ein chemisches Prozesssystem überwachen und warten, das bei falscher Handhabung korrosiv, toxisch (Amindämpfe) und temperaturkritisch ist. Schulungen gemäß ISM-Code und herstellerspezifische Einweisungen sind Pflicht – und müssen bei jedem Besatzungswechsel wiederholt werden.
Die Bunkerplanung wird komplexer. Neben Brennstoff, Schmieröl und Frischwasser muss nun auch Lösungsmittel gebunkert und CO2-Tankkapazität berücksichtigt werden. Bei Reisen von mehr als 14 Tagen ohne Offloading-Möglichkeit kann die CO2-Speicherkapazität limitierend werden, was die Capture-Rate absichtlich reduziert oder die Routenplanung beeinflusst.
Für den Superintendenten ergeben sich neue KPIs: Netto-Capture-Rate, Lösungsmittelverbrauch, CO2-Offloading-Volumen und der parasitäre Energieverbrauch als Anteil des Hauptmaschinenoutputs. Diese Daten müssen systematisch erfasst und an das technische Management berichtet werden – nicht zuletzt, weil die regulatorische Anerkennung der abgeschiedenen CO2-Mengen eine lückenlose Dokumentation erfordert.
A 70 % capture system noticeably changes daily life on board. The engine room crew must monitor and maintain a chemical process system that, if mishandled, is corrosive, toxic (amine vapours) and temperature-critical. Training in accordance with the ISM Code and manufacturer-specific familiarisation are mandatory – and must be repeated at every crew change.
Bunker planning becomes more complex. In addition to fuel, lubricating oil and fresh water, solvent must now also be bunkered and CO2 tank capacity must be considered. On voyages of more than 14 days without an offloading opportunity, CO2 storage capacity can become limiting, which either intentionally reduces the capture rate or influences route planning.
For the superintendent, new KPIs emerge: net capture rate, solvent consumption, CO2 offloading volume and parasitic energy consumption as a proportion of main engine output. These data must be systematically recorded and reported to technical management – not least because regulatory recognition of captured CO2 volumes requires complete documentation.
Die Diskrepanz zwischen Labor-Capture-Raten und realen Seebedingungen ist systematisch und sollte bei jeder Projektbewertung eingepreist werden. In kontrollierten Umgebungen sind 90 %+ keine Seltenheit; auf See reduzieren mehrere Faktoren die Rate: wechselnde Motorlasten, Schiffsbewegungen, Temperaturschwankungen, Alterung des Lösungsmittels und Unterbrechungen durch Wartung.
Ein realistischer Abschlag für den maritimen Einsatz liegt bei 15–25 Prozentpunkten gegenüber der Herstellerangabe unter Designbedingungen. Wer also 70 % unter realen Bedingungen erreichen will, braucht ein System, das unter Designbedingungen 85–90 % liefert. Das hat direkte Konsequenzen für die Systemdimensionierung, das Gewicht und die Kosten.
Ein weiterer Praxisaspekt: Die ersten Monate nach der Installation sind erfahrungsgemäß die schwierigsten. Die Besatzung muss sich mit dem System vertraut machen, Regelparameter werden nachjustiert und unvorhergesehene Wechselwirkungen mit bestehenden Systemen (Scrubber, Economiser) treten auf. Ein realistischer Projektplan sollte eine 3–6-monatige Einfahrphase mit reduzierter Capture-Rate einkalkulieren.
The discrepancy between laboratory capture rates and real sea conditions is systematic and should be priced into every project evaluation. In controlled environments, 90 %+ is not uncommon; at sea, several factors reduce the rate: varying engine loads, ship motions, temperature fluctuations, solvent ageing and maintenance interruptions.
A realistic deduction for maritime deployment is 15–25 percentage points relative to the manufacturer’s specification under design conditions. Anyone who wants to achieve 70 % under real conditions therefore needs a system that delivers 85–90 % under design conditions. This has direct consequences for system dimensioning, weight and cost.
A further practical aspect: the first months after installation are typically the most difficult. The crew must familiarise themselves with the system, control parameters are readjusted and unforeseen interactions with existing systems (scrubber, economiser) occur. A realistic project plan should factor in a 3–6-month running-in phase with reduced capture rates.
Die Wahl der Ziel-Capture-Rate ist eine strategische Entscheidung mit technischen, wirtschaftlichen und regulatorischen Dimensionen. Drei Szenarien helfen bei der Orientierung:
Szenario A – Minimale Compliance: 30–40 % Capture reichen, um EU-ETS-Kosten zu senken und FuelEU-Penalties zu reduzieren. Einfachere Systeme, geringerer CAPEX, weniger Betriebskomplexität. Sinnvoll bei kürzerer Restlaufzeit oder wenn der Fuel Switch in 5–7 Jahren geplant ist.
Szenario B – Optimierter Kompromiss: 50–60 % Capture als Balance zwischen Kosteneffizienz und regulatorischer Wirkung. Das System erfordert gute Wärmeintegration, aber keinen zusätzlichen Generator. Für die meisten Fälle der wirtschaftlich robusteste Ansatz.
Szenario C – Maximale Abscheidung: 70 %+ Capture für maximale regulatorische Wirkung und potenzielle Anerkennung als gleichwertige Compliance-Maßnahme. Erfordert optimale Bedingungen (Abwärme, Platz, Hafeninfrastruktur) und höchsten CAPEX. Nur bei langer Restlaufzeit und steigenden ETS-Preisen wirtschaftlich darstellbar.
Die Empfehlung: Für die meisten Betreiber ist Szenario B der realistischste Ausgangspunkt. Wer Szenario C anstrebt, sollte dies nur auf Basis einer belastbaren Machbarkeitsstudie tun, die alle fünf Kostenkategorien (CAPEX, Lösungsmittel, Wartung, Off-Hire, Kapazitätsverlust) berücksichtigt.
The choice of target capture rate is a strategic decision with technical, economic and regulatory dimensions. Three scenarios help with orientation:
Scenario A – Minimum compliance: 30–40 % capture is sufficient to reduce EU ETS costs and lower FuelEU penalties. Simpler systems, lower CAPEX, less operational complexity. Sensible with shorter remaining service life or when a fuel switch is planned within 5–7 years.
Scenario B – Optimised compromise: 50–60 % capture as a balance between cost efficiency and regulatory impact. The system requires good heat integration but no additional generator. For most cases the most economically robust approach.
Scenario C – Maximum capture: 70 %+ capture for maximum regulatory impact and potential recognition as an equivalent compliance measure. Requires optimal conditions (waste heat, space, port infrastructure) and highest CAPEX. Only economically viable with long remaining service life and rising ETS prices.
The recommendation: for most operators, Scenario B is the most realistic starting point. Those aiming for Scenario C should only do so on the basis of a robust feasibility study that includes all five cost categories (CAPEX, solvent, maintenance, off-hire, capacity loss).
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