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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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