Technikfolgenabschätzung (TA) Nachhaltige und sichere Konzepte für eine klimaverträgliche Schifffahrt

Technikfolgenabschätzung (TA) Nachhaltige und sichere Konzepte für eine klimaverträgliche Schifffahrt Deutscher Bundestag Drucksache 21/3953 21. Wahlperiode 30.01.2026 Bericht des Ausschusses für Forschung, Technologie, Raumfahrt und Technikfolgenabschätzung (18. Ausschuss) gemäß § 56a der Geschäftsordnung Technikfolgenabschätzung (TA) Nachhaltige und sichere Konzepte für eine klimaverträgliche Schifffahrt Inhal tsverzeichnis Seite Vorwort des Ausschusses ............................................................................. 5 Zusammenfassung ........................................................................................ 9 1 Einleitung ........................................................................................ 18 2 Maritime Kraftstoffe der Zukunft ................................................ 21 2.1 Herstellungspfade erneuerbarer Kraftstoffe ...................................... 21 2.1.1 E-Fuels .............................................................................................. 22 2.1.2 B-Fuels ............................................................................................. 28 2.2 Beschreibung und Bewertung der erneuerbaren Kraftstoffe ............ 30 2.2.1 Wasserstoff ....................................................................................... 33 2.2.2 Erneuerbare Dieselkraftstoffe ........................................................... 35 2.2.3 E- und B-Methanol ........................................................................... 38 2.2.4 E- und B-Methan .............................................................................. 40 2.2.5 E-Ammoniak .................................................................................... 42 2.2.6 Direkte Nutzung elektrischer Energie .............................................. 45 2.3 Aktuelle und perspektivische Nutzung von Kraftstoffen in der Schifffahrt ................................................................................... 47 2.4 Fazit .................................................................................................. 48 Seite 3 Technische Voraussetzungen für den Einsatz klimaverträglicher Antriebssysteme und Kraftstoffe .................. 53 3.1 Kraftstofftransport, -lagerung und -bebunkerung ............................. 53 3.1.1 Nutzbarkeit vorhandener Infrastruktur für erneuerbare Kraftstoffe ......................................................................................... 53 3.1.2 Entwicklung von Infrastruktur für erneuerbare Kraftstoffe .............. 54 3.2 Tanksysteme ..................................................................................... 54 3.2.1 Dieseltanks ....................................................................................... 55 3.2.2 Methanoltanks .................................................................................. 55 3.2.3 Flüssiggastanks ................................................................................. 55 3.3 Energieversorgung an Bord .............................................................. 56 3.3.1 Verbrennungsmotoren ...................................................................... 57 3.3.2 Gas(-und-Dampf-)turbinen ............................................................... 58 3.3.3 Brennstoffzellen................................................................................ 58 3.3.4 Nuklearantriebe ................................................................................ 59 3.4 Abgasnachbehandlung ...................................................................... 60 3.4.1 Onboard Carbon Capture and Storage .............................................. 60 3.4.2 Abgaskatalysatoren und Scrubber .................................................... 61 4 Effizienzmaßnahmen in Schiffbau und Schiffsbetrieb ................ 62 4.1 Physikalische Grundlagen ................................................................ 62 4.2 Maßnahmen zur Senkung des Energieverbrauchs ............................ 64 4.2.1 Optimierung des Rumpfes ................................................................ 65 4.2.2 Leichtbau .......................................................................................... 66 4.2.3 Optimierung von Propeller und Ruder ............................................. 66 4.2.4 Verringerung der Wandreibung ........................................................ 68 4.2.5 Windantriebe .................................................................................... 69 4.2.6 Nutzung von Photovoltaik und Wärmerückgewinnung für die Bordstromversorgung ................................................................. 71 4.2.7 Operative Maßnahmen ..................................................................... 72 4.3 Innovationslandschaft ....................................................................... 72 4.3.1 Schiffbauindustrie in Deutschland: wirtschaftliche Lage und Akteure ............................................................................................. 73 4.3.2 Überblick über Förderprogramme und Forschungsprojekte ............. 76 4.4 Fazit .................................................................................................. 80 5 Internationaler Regulierungsrahmen ........................................... 83 5.1 Internationale Seeschifffahrtsorganisation ....................................... 84 5.1.1 Energieeffizienzmanagement an Bord .............................................. 84 5.1.2 Energieeffizienzkennwerte (EEDI und EEXI) ................................. 85 5.1.3 Greenhouse Gas Fuel Standard ......................................................... 87 5.1.4 Sicherheitsvorschriften für erneuerbare Kraftstoffe ......................... 88 Seite 5.2 EU ..................................................................................................... 89 5.2.1 FuelEU-Maritime-Verordnung ......................................................... 89 5.2.2 Europäischer Emissionshandel ......................................................... 90 5.2.3 Weitere Maßnahmen ......................................................................... 91 5.3 Binnenschifffahrt .............................................................................. 92 5.4 Fazit .................................................................................................. 92 6 Optionen zur Dekarbonisierung der Schifffahrt ......................... 95 6.1 Bedarf zur Weiterentwicklung des internationalen Regulierungsrahmens ....................................................................... 95 6.2 Optionen bei erneuerbaren Kraftstoffen ........................................... 96 6.3 Optionen bei Schiffstypen ................................................................ 99 6.3.1 Frachtschiffe ..................................................................................... 100 6.3.2 Passagierschiffe ................................................................................ 101 6.3.3 Binnenschiffe .................................................................................... 104 6.4 Handlungsmöglichkeiten für die deutsche Politik ............................ 105 7 Literatur .......................................................................................... 109 7.1 In Auftrag gegebenes Gutachten ...................................................... 109 7.2 Weitere Literatur............................................................................... 109 8 Anhang............................................................................................. 123 8.1 Abbildungen ..................................................................................... 123 8.2 Tabellen ............................................................................................ 123 8.3 Kästen ............................................................................................... 124 8.4 Abkürzungen .................................................................................... 125 Vorwort des Ausschusses Die maritime Schifffahrt ist ein zentraler Pfeiler des globalen Handels: Über 90 % der deutschen Im- und Exporte werden auf dem Seeweg transportiert und weltweit entfallen rund 80 % des Güterverkehrs auf die Schifffahrt. Mit keinem anderen Verkehrsmittel werden derart große Mengen so effizient über weite Distanzen transportiert. Diese Effizienz geht jedoch mit erheblichen klimarelevanten Emissionen einher: Aufgrund der immensen Transportvolumina und der Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen verursacht die Schifffahrt etwa 3 % der globalen Treibhausgasemissionen. Sowohl die Internationale Seeschifffahrtsorganisation (IMO) als auch die Europäische Union haben sich das Ziel gesetzt, die Schifffahrt bis 2050 klimaneutral zu gestalten. Der Weg dorthin ist jedoch technisch, wirtschaftlich und regulatorisch äußerst anspruchsvoll. Die Schifffahrt gehört – ähnlich wie die Luftfahrt – zu den Sektoren, die sich am schwersten dekarbonisieren lassen. Aufgrund der langen Transportwege und der notwendigen Energiedichte bieten sich hybride oder batterieelektrische Lösungen in den meisten Fällen nicht an. Daher werden geeignete erneuerbare Kraftstoffe gesucht, um die Treibhausgasemissionen zu senken. Darüber hinaus müssen Möglichkeiten genutzt werden, um Schiffe im Betrieb energieeffizienter zu machen. Dies kann sowohl betriebliche Maßnahmen (z. B. Geschwindigkeitsreduzierung) als auch konstruktive Maßnahmen (z. B. Einbau von unterstützenden Windantrieben) umfassen. Eine besondere Herausforderung besteht zudem in den langen Innovationszyklen der Branche: Schiffe haben eine Lebensdauer von typischerweise 25 bis 30 Jahren, sodass neben Neubauten auch Maßnahmen zur Nachrüstung der Bestandsflotte erforderlich sind. Vor diesem Hintergrund hat der Ausschuss für Bildung, Forschung und Technikfolgenabschätzung (20. Wahlperiode) das Büro für Technikfolgen-Abschätzung (TAB) beauftragt, nachhaltige und sichere Konzepte für eine klimaverträgliche Schifffahrt zu untersuchen. Im vorliegenden Bericht werden verfügbare Innovationen – von erneuerbaren Kraftstoffen bis hin zu schiffbaulichen Maßnahmen – aus ganzheitlicher Perspektive bewertet. Neben Emissionseinsparungen und Kostenaspekten werden infrastrukturelle Anforderungen, rechtliche Rahmenbedingungen und sicherheitsrelevante Aspekte analysiert. Die für die verschiedenen Schiffstypen verfügbaren Optionen werden differenziert diskutiert und Handlungsmöglichkeiten für die deutsche Politik aufgezeigt. Für Deutschland ist die Dekarbonisierung der Schifffahrt nicht nur eine umweltpolitische, sondern auch eine wirtschaftsstrategische Aufgabe. Mit einer der größten Handelsflotten weltweit und einer führenden Position in der maritimen Industrie hängt die Wettbewerbsfähigkeit des Standorts maßgeblich von der Gestaltung des technologischen Wandels ab. Der vorliegende TAB-Arbeitsbericht bietet dem Deutschen Bundestag eine fundierte Informationsgrundlage, um diese zentrale Zukunftsfrage parlamentarisch zu begleiten. Berlin, den 28. Januar 2026 Dr. Karl Lauterbach Vorsitzender Dr. Reza Asghari Berichterstatter Dr.-Michael Kaufmann Berichterstatter Oliver Kaczmarek Berichterstatter Dr. Andrea Lübcke Berichterstatterin Sonja Lemke Berichterstatterin Christoph Kehl Christine Milchram Friedrich Jasper Nachhaltige und sichere Konzepte für eine klimaverträgliche Schifffahrt Endbericht zum TA-Projekt TAB-Arbeitsbericht Nr. 216 Das Büro für Technikfolgen-Abschätzung beim Deutschen Bundestag (TAB) berät das Parlament und seine Ausschüsse in Fragen des wissenschaftlich-technischen Wandels. Das TAB wird seit 1990 vom Institut für Technikfolgenabschätzung und Systemanalyse (ITAS) des Karlsruher Instituts für Technologie (KIT) betrieben. Hierbei kooperiert es seit September 2013 mit dem IZT – Institut für Zukunftsstudien und Technologiebewertung gGmbH sowie dem Institut für Innovation und Technik (iit) in der VDI/VDE Innovation + Technik GmbH. Zusammenfassung Angesichts des voranschreitenden Klimawandels stellt sich auch für die Schifffahrt, über die ein Großteil des globalen Warenhandels abgewickelt wird, die dringliche Frage, wie Treibhausgasemissionen (THG-Emissionen) substanziell reduziert werden können. Aktuell fahren die meisten Hochseeschiffe noch immer mit Schweröl oder Marinediesel – beides extrem klimaschädliche Kraftstoffe. Da sich aufgrund der langen Transportwege im internationalen Schifffahrtsverkehr und im Hinblick auf die notwendige Energiedichte hybride oder batterieelektrische Lösungen in den meisten Fällen nicht anbieten, werden geeignete erneuerbare Kraftstoffe gesucht, um die THG- Emissionen zu senken. Daneben gibt es entlang des Lebenszyklus von Schiffen zahlreiche weitere Ansatzpunkte für eine klimaverträgliche Gestaltung der Schifffahrt, etwa durch die Implementierung energiesparender Schiffbau- und Antriebskonzepte. Eine Herausforderung stellen die langen Investitionszyklen dar. Schiffe sind langlebige Investitionsgüter mit einer Lebensdauer von etwa 25 bis 30 Jahren. Daher ist es unerlässlich, auch bei der bestehenden Flotte alle möglichen schiffbaulichen und betrieblichen Effizienzmaßnahmen auszuschöpfen, um den Treibstoffbedarf zu reduzieren. Zudem müssen auf internationaler Ebene rechtzeitig geeignete Anreize und Regelungen für eine nachhaltigere Schifffahrt initiiert und zügig umgesetzt werden. Maritime Kraftstoffe der Zukunft In der maritimen Schifffahrt wird die Umstellung von konventionellen erdölbasierten auf erneuerbare Kraftstoffe ein zentraler Baustein der Dekarbonisierung sein. Die aktuell überwiegend eingesetzten konventionellen Kraftstoffe Schweröl (Heavy Fuel Oil – HFO), sehr schwefelarmes Schweröl (Very Low Sulphur Fuel Oil – VLSFO) und Marinegasöl (Marine Gas Oil – MGO) verursachen hohe THG-Emissionen. Mit erneuerbaren Kraftstoffen, wozu die (Flüssig-)Gase Wasserstoff, Methan und Ammoniak, die Dieselkraftstoffe Fischer-Tropsch-Diesel (FT- Diesel), hydriertes Pflanzenöl (Hydrated Vegetable Oil – HVO) und Fettsäuremethylester (Fatty Acid Methyl Esters – FAME) sowie der Alkohol Methanol gehören, können die Emissionen signifikant gesenkt werden. 2024 wurden etwa 93 % der weltweiten Schiffsflotte (nach Bruttoraumzahl) mit konventionellen Schweröl- und Destillatkraftstoffen betrieben. Bei den verbleibenden 7 %, die mit alternativen Kraftstoffen (alle nicht konventionellen, nicht auf Erdöl basierenden Schiffskraftstoffe) betrieben werden können, macht verflüssigtes Erdgas (Liquified Natural Gas – LNG) den größten Anteil aus. Weniger als 1 % der Flotte kann mit erneuerbaren Kraftstoffen betrieben werden. Betrachtet man allerdings die Daten aller weltweit im Bau befindlichen Schiffe, zeigt sich eine deutliche Zunahme alternativer Kraftstoffe: Etwa 52 % der im Bau befindlichen Schiffe (Stand Oktober 2024, gemessen an der Bruttoraumzahl) sind für den Betrieb mit alternativen Kraftstoffen ausgelegt. Der größte Anteil daran liegt nach wie vor bei LNG-betriebenen Schiffen, erneuerbare Kraftstoffe sind insgesamt weiterhin stark unterrepräsentiert. Jedoch wächst die Bedeutung von Methanol mit einem Anteil von fast 10 %. Andere erneuerbare Kraftstoffe wie Ammoniak und Wasserstoff machen weniger als 1 % aus. Um zu einer klimaverträglichen Schifffahrt beizutragen und gleichzeitig mit den konventionellen Kraftstoffen wettbewerbsfähig zu sein, sollten erneuerbare Kraftstoffe idealerweise mehrere Voraussetzungen erfüllen. Sie sollten erstens über den gesamten Lebenszyklus hinweg möglichst geringe THG-Emissionen verursachen. Aus einer technisch-ökonomischen Perspektive sind zweitens Kraftstoffe mit ähnlichen Eigenschaften wie konventionelle Kraftstoffe vorteilhaft, die in großen Mengen zu geringen Kosten produziert werden können. Außerdem ist die Kompatibilität mit bestehenden Schiffsmotoren bzw. die Möglichkeit der Umrüstung vorteilhaft, um auch die Bestandsflotte mit erneuerbaren Kraftstoffen betreiben zu können. Die Eignung für bestehende Transport-, Lager- und Bunkerinfrastrukturen sowie die weltweite Verfügbarkeit von Bunkerstandorten werden ebenfalls eine wichtige Rolle dabei spielen, welche erneuerbaren Kraftstoffe sich am Markt durchsetzen werden. Schließlich sind weitere wichtige Kriterien die Verringerung von Luftschadstoffemissionen sowie die Einhaltung von Sicherheitsanforderungen, um Mensch und Umwelt bei Produktion, Transport, Lagerung, Bebunkerung und Betrieb der Schiffe nicht zu gefährden. Herstellung und Wirtschaftlichkeit erneuerbarer Kraftstoffe Erneuerbare Kraftstoffe können strombasiert als E-Fuels oder biogen als B-Fuels hergestellt werden. Zentrale Grundlage für die Herstellung der E-Fuels ist Elektrolysewasserstoff, der aus Wasser durch Einsatz von erneuerbarem Strom gewonnen wird (grüner Wasserstoff). Elektrolysewasserstoff kann verflüssigt direkt als Kraftstoff eingesetzt werden, mit Kohlendioxid zu E-FT-Diesel, E-Methan und E-Methanol oder mit Stickstoff zu E- Ammoniak weiterverarbeitet werden. Bei B-Fuels handelt es sich um Kraftstoffe, die aus Biomasse hergestellt werden. Dazu zählen die Biodiesel B-FT-Diesel, FAME, und HVO sowie B-Methan und B-Methanol. Je nach Rohstoff unterscheidet man zwischen B-Fuels erster und zweiter Generation. B-Fuels erster Generation werden aus Nahrungs- und Futterpflanzen wie Palm-, Soja- und Rapsöl hergestellt. B-Fuels zweiter Generation werden aus Abfall- und Reststoffen hergestellt, die nicht für die Nahrungs- oder Futtermittelproduktion geeignet sind sowie nicht eigens zum Zweck der Kraftstoffherstellung angebaut wurden. Im Unterschied zu E-Fuels gibt es für B-Fuels bereits größere Produktionskapazitäten. Der Großteil der weltweiten Produktion an B-Fuels sind Kraftstoffe erster Generation, deren Herstellung einerseits in direkter Konkurrenz zur Nahrungs- und Futtermittelproduktion steht und andererseits häufig zu Landnutzungsänderungen führt, etwa wenn Wälder gerodet und das Land als Anbaufläche für Biomasse genutzt wird. Diese Landnutzungsänderungen haben einen negativen Einfluss auf die Klimabilanz der B-Fuels. B-Fuels zweiter Generation bringen diese Problematik nicht mit sich, die notwendigen Abfall- und Reststoffe werden aber voraussichtlich nicht in ausreichenden Mengen verfügbar sein, um den weltweiten Bedarf zu decken. Sowohl bei E- als auch bei B-Fuels wird die Nachfrage aus der Schifffahrt in Konkurrenz mit anderen Sektoren stehen. Langfristig wird die Dekarbonisierung der Schifffahrt daher wesentlich von der ausreichenden Verfügbarkeit von E-Fuels abhängen, wobei das Hochskalieren der Produktion vom massiven Ausbau der Herstellungskapazitäten für grünen Wasserstoff und Kohlendioxid abhängig sein wird. Beide Ressourcen sind knapp: – Um das Ziel der Internationalen Seeschifffahrtsorganisation (International Maritime Organization – IMO) zu erreichen, 2030 5 bis 10 % des jährlichen Energieverbrauchs durch (nahezu) emissionsfreie Technologien abzudecken, sind nach Berechnungen der Internationalen Energieagentur (International Energy Agency – IEA) jährlich 4 bis 9,3 Mio. t Elektrolysewasserstoff notwendig. Die weltweite Produktionskapazität von Elektrolysewasserstoff lag 2023 lediglich bei 0,1 Mio. t und für 2030 geht die IEA in ihren Vorhersagen von einer Kapazität von 1,87 Mio. t aus. – Kohlendioxid (CO2) kann aus Punktquellen (z. B. aus Biomasse oder industriellen Verbrennungsprozessen) oder mittels Direct Air Capture (DAC) direkt aus der Atmosphäre abgeschieden werden. Für die Klimaverträglichkeit kohlenstoffhaltiger E-Fuels ist DAC von großer Bedeutung, da während der Herstellung Negativemissionen entstehen, die bei Verbrennung der Kraftstoffe an Bord wieder freigesetzt werden und somit über den ganzen Lebenszyklus netto null betragen. Um den Energiebedarf der Schifffahrt mit erneuerbaren kohlenstoffbasierten Kraftstoffen decken zu können, ist die Gewinnung von CO2 etwa in einer Größenordnung von 600 Mio. t erforderlich. Laut Analysen der IEA wurden bis Anfang 2024 weltweit 27 DAC- Anlagen errichtet oder in Auftrag gegeben, die insgesamt 10.000 t CO2 pro Jahr abscheiden. Werden alle Projekte, die sich 2024 in Planung befanden, realisiert, ist mit einer gesamten Kapazität von ca. 63 Mio. t CO2 pro Jahr zu rechnen. Aufgrund der aufwendigen Herstellungsprozesse und der benötigten knappen Ressourcen liegen die Kosten aller erneuerbarer Kraftstoffe deutlich höher als die Marktpreise fossiler Kraftstoffe. Bei den E-Fuels ist E-FT-Diesel aufgrund der vielen Produktionsschritte und des damit verbundenen hohen Energieaufwands der teuerste Kraftstoff, gefolgt von E-Methan und E-Methanol. E-Ammoniak wird als das kostengünstigste E-Fuel eingestuft, da die Gewinnung von Stickstoff sehr viel weniger aufwendig ist als die Gewinnung von Kohlendioxid aus DAC und die Produktionsverfahren von Ammoniak grundsätzlich in der Chemieindustrie etabliert sind. Den größten Einfluss auf die Bereitstellungskosten haben dabei – aufgrund des hohen Energiebedarfs bei der Herstellung – die Kosten für erneuerbare Energie. Bei den B-Fuels werden für B-Methanol die höchsten Kosten erwartet, gefolgt von B-FT-Diesel und B-Methan. Für FAME und HVO lagen die Marktpreise in den vergangenen Jahren auch deutlich über den Preisen für fossile Kraftstoffe. Beitrag der erneuerbaren Kraftstoffe zu einer klimaverträglichen Schifffahrt Aus Perspektive der Klimaverträglichkeit können alle erneuerbaren Kraftstoffe dazu beitragen, die THG- Emissionen der Schifffahrt im Vergleich zu konventionellen Kraftstoffen zu senken. Relevante Treibhausgase sind dabei neben Kohlendioxid insbesondere Methan und Lachgas. Um die Klimawirkung dieser Gase vergleichen zu können, werden THG-Emissionen in CO2-Äquivalenten (CO2-Äq.) angegeben. Bei der Bewertung der Klimawirkung werden Emissionen über den ganzen Lebenszyklus berücksichtigt (Well-to-Wake-Emissionen). Dies umfasst sowohl Emissionen, die während der Herstellung der Kraftstoffe entstehen, als auch solche, die bei der Energieumwandlung an Bord anfallen. Wichtig ist dies insbesondere, da die Klimawirkung erneuerbarer Kraftstoffe von der Herstellung der Kraftstoffe abhängig ist. Zum besseren Vergleich mit dem Status quo und den Klimazielen werden die Emissionen erneuerbarer Kraftstoffe im Vergleich zu konventionellen Kraftstoffen als prozentuale Veränderung angegeben. Bei E-Fuels besteht das größte Reduktionspotenzial der THG-Emissionen, wenn grüner Wasserstoff (aus erneuerbarem Strom) direkt als Kraftstoff eingesetzt und nicht zu weiteren E-Fuels verarbeitet wird; dann könnten etwa 75 bis 100 % der THG-Emissionen der konventionellen Kraftstoffe VLSFO und MGO eingespart werden. In diesem Fall entstehen THG-Emissionen vor allem bei der Produktion, dem Transport und der Entsorgung von Windkraft- und Photovoltaikanlagen; je nach Energieträger und Standort können die Emissionen von erneuerbarem Strom unterschiedlich hoch ausfallen. Da die erforderlichen Mengen an grünem Wasserstoff mittelfristig allerdings voraussichtlich nicht zur Verfügung stehen werden, wird blauer Wasserstoff – der aus fossilen Energieträgern gewonnen wird, wobei das dabei anfallende Kohlendioxid durch Carbon-Capture-Verfahren teilweise abgespalten wird – von einigen als Übergangslösung gesehen. Allerdings entstehen dabei deutlich mehr THG- Emissionen als mit grünem Wasserstoff; der Einsatz von blauem Wasserstoff ist daher nicht kompatibel mit dem langfristigen Ziel der Klimaneutralität und er verlängert die Abhängigkeit von fossilen Rohstoffen. Mit den kohlenstoffbasierten E-Fuels (E-FT-Diesel, E-Methanol und E-Methan) können die THG-Emissionen (im Vergleich zu VLSFO und MGO) um etwa 60 bis 99 % gesenkt werden. Die genaue Höhe der Emissionen ist wie bei Wasserstoff abhängig von der Stromerzeugung sowie außerdem von der Art der Energieumwandlung an Bord. Kraftstoffe können in Verbrennungsmotoren oder in Brennstoffzellen eingesetzt werden, wobei durch Verbrennung höhere Emissionen entstehen. E-Methan hat hier den Nachteil, dass neben Kohlendioxid- auch Methanemissionen anfallen, die schon in kleinem Umfang zu einem hohen Treibhauseffekt führen. Eine ähnliche Problematik ist mit dem Einsatz von E-Ammoniak verbunden. Ammoniak ist zwar kohlenstofffrei, allerdings wird bei der Verbrennung Lachgas freigesetzt, das ein sehr hohes Treibhauspotenzial hat. Aufgrund mangelnder Erfahrungswerte mit Ammoniakmotoren ist der Umfang der Lachgasemissionen jedoch aktuell noch unsicher, was sich in großen Spannen der Abschätzungen widerspiegelt. Je nach Annahmen könnten die THG-Emissionen zwischen 30 und 95 % gesenkt werden. Bei den B-Fuels hat B-FT-Diesel mit 95 bis 99 % das größte Reduktionspotenzial, gefolgt von B-Methanol mit 70 bis 95 %, HVO und FAME mit 60 bis 90 % und B-Methan mit 40 bis 70 %; vorausgesetzt ist jeweils, dass sie aus Abfall- und Reststoffen produziert werden. B-Methan hat wie E-Methan den Nachteil, dass neben Kohlendioxid- auch Methanemissionen entstehen. HVO und FAME aus Anbaubiomasse wie Soja- oder Palmöl verursachen hingegen THG-Emissionen in vergleichbarer Höhe wie konventionelle Kraftstoffe, insbesondere aufgrund von Landnutzungsänderungen. Bei B-Fuels sind signifikante Reduktionen der THG-Emissionen daher nur durch den Einsatz von Abfall- und Reststoffen zu erreichen. Anpassungsbedarf bei Infrastruktur und Energiekonvertern Bei denjenigen erneuerbaren Kraftstoffen, deren stoffliche Eigenschaften sich erheblich von konventionellen Kraftstoffen unterscheiden, sind teils beträchtliche Anpassungen der Infrastruktur für den Transport, die Lagerung, das Bebunkern sowie der Tank- und Antriebssysteme an Bord notwendig. Die wenigsten Anpassungen erfordern erneuerbare Dieselkraftstoffe (FT-Diesel, HVO und FAME): Sie können als Drop-in-Fuel – also austauschbar mit konventionellen Dieselkraftstoffen – verwendet werden, da alle diese Stoffe sehr ähnliche Eigenschaften besitzen. Wie Dieselkraftstoffe ist auch Methanol flüssig und bietet daher in Bezug auf die Kompatibilität mit existierenden Infrastrukturen Vorteile. Im Vergleich zu konventionellen Kraftstoffen ist allerdings die Energiedichte geringer und dadurch mehr Tankvolumen erforderlich, um die gleiche Energiemenge zu speichern. Im Gegensatz zu den flüssigen Kraftstoffen stellen die Flüssiggase Wasserstoff, Methan und Ammoniak sehr viel höhere Anforderungen an die Infrastruktur sowie an die Tank- und Antriebssysteme an Bord. Die größten Herausforderungen sind mit Wasserstoff verbunden, da hier der höchste Druck und die niedrigsten Temperaturen notwendig sind, um den Kraftstoff flüssig zu halten. Wasserstoff hat außerdem die geringste volumenbezogene Energiedichte aller erneuerbaren Kraftstoffe. Deshalb benötigt er sehr viel Speicherplatz und eignet sich nur für kürzere Strecken. Ammoniak kann leichter transportiert werden: Für die Verflüssigung sind keine tiefkalten Temperaturen erforderlich und die Tanksysteme für Transport und Lagerung sind seit vielen Jahren etabliert. Die Antriebssysteme für die Verwendung von Ammoniak als Kraftstoff befinden sich allerdings erst in der Entwicklungs- und Testphase. Zusätzlich zur Verwendung als Kraftstoff hat Ammoniak auch eine hohe Bedeutung als Speicher- und Transportmedium für Wasserstoff. Wasserstoff kann, in Ammoniak gespeichert, unter einfacheren Bedingungen transportiert werden. Methan wird wie Wasserstoff tiefkalt verflüssigt, was besondere Anforderungen an die Infrastruktur und Tanksysteme stellt. Da in der Schifffahrt jedoch erdgasbasiertes verflüssigtes Methan (LNG) bereits zum Einsatz kommt und diese beiden Stoffe in ihren Eigenschaften praktisch identisch sind, können die bestehenden LNG-Infrastrukturen sowie Tanks und Antriebssysteme ohne Anpassungen verwendet werden. Bei der Umstellung von konventionellen auf erneuerbare Schiffskraftstoffe ist zu beachten, dass die verschiedenen Stoffe unterschiedliche Sicherheitsrisiken mit sich bringen. Um das Risiko von Schäden für Menschen und die Umwelt zu minimieren, müssen deshalb an Bord von Schiffen und bei der Bunkerung spezielle Sicherheitsvorschriften eingehalten werden, die teilweise noch zu entwickeln sind. Die erneuerbaren Dieselkraftstoffe (FT- Diesel, FAME und HVO) haben den Vorteil, dass aufgrund ihrer ähnlichen Eigenschaften zu konventionellen Dieselkraftstoffen die etablierten Sicherheitssysteme genutzt werden können. Höhere Sicherheitsanforderungen werden an Methanol gestellt, das entzündlich und für Menschen giftig ist. Allerdings ist Methanol für die Meeresumwelt im Vergleich zu konventionellen Kraftstoffen weniger riskant, da es gut wasserlöslich und biologisch abbaubar ist. Wasserstoff und Methan haben höhere und ähnliche Sicherheitsrisiken: Sie sind zwar nicht giftig, aber entzündlich, und es besteht das Risiko von Explosionen bei Austritt in (teil)geschlossenen Räumen. Lecks und Zündquellen müssen daher verhindert werden. Ammoniak wird aus der Sicherheitsperspektive am gefährlichsten eingeschätzt, da es sowohl für Menschen als auch die Meeresumwelt giftig sowie korrosiv gegenüber vielen Materialien ist, wodurch ein höheres Risiko für die Entstehung von Lecks besteht bzw. hohe Anforderungen an die zu verwendenden Materialien gestellt werden. Schlussfolgerungen Langfristig haben E-Fuels eine Schlüsselrolle, um die Emissionen der Schifffahrt deutlich zu reduzieren. Ihre Verfügbarkeit ist derzeit allerdings knapp und hängt stark von der Entwicklung von Produktionskapazitäten für grünen Wasserstoff und Kohlendioxid aus DAC ab. B-Fuels werden daher bis zur ausreichenden Verfügbarkeit von E-Fuels eine wichtige Rolle spielen. Ein Vergleich der erneuerbaren Kraftstoffe anhand der Kriterien Emissionen, Wirtschaftlichkeit, Sicherheit und Anpassungsbedarf bei Infrastruktur und Energiekonvertern zeigt folgendes Bild: – Wasserstoff kann die Emissionen in der Schifffahrt deutlich senken, der hohe Speicherplatzbedarf schränkt die Anwendungen für viele Schiffstypen allerdings stark ein und macht Wasserstoff hauptsächlich für kurze Strecken interessant. Wasserstoff stellt außerdem die höchsten Anforderungen an die Transport-, Lager- und Bunkerinfrastruktur inklusive Tanksysteme und seine Nutzung ist mit relativ hohen Sicherheitsanforderungen verbunden. – Erneuerbare Dieselkraftstoffe haben den Vorteil, dass sie als Drop-in-Fuel für konventionelle Kraftstoffe genutzt werden können. E-FT-Diesel hat allerdings die höchsten Bereitstellungskosten aller E-Fuels und die Verfügbarkeit von nachhaltig produzierten Biodieseln ist begrenzt. – E- und B-Methanol zeigen großes Potenzial für den Einsatz in der Schifffahrt. Emissionen können signifikant reduziert werden, es sind nur geringe Anpassungen der Infrastruktur und Antriebssysteme notwendig und auch aus Sicherheitsgründen ist Methanol vorteilhaft. Allerdings liegen die Kosten höher als die etwa für flüssigen Wasserstoff oder E-Ammoniak. – E- und B-Methan haben den Vorteil, dass sie als Drop-in-Fuel für LNG verwendet werden können. Allerdings kann die Treibhauswirkung aufgrund von Methanemissionen höher sein als bei anderen erneuerbaren Kraftstoffen. Die Kosten liegen in einem ähnlichen Bereich wie bei Methanol. – E-Ammoniak ist das günstigste aller E-Fuels und hat neben der direkten Verwendung als Kraftstoff auch ein hohes Potenzial als Speicher- und Transportmedium für Wasserstoff. Bei der Verwendung als Kraftstoff entstehen allerdings Lachgasemissionen, die ein sehr hohes Treibhauspotenzial aufweisen und über deren Höhe noch Unsicherheiten bestehen. Daher ist die Klimabilanz von Ammoniak noch unklar. Der Einsatz von Ammoniak erfordert zudem aufgrund seiner hohen Toxizität strenge Sicherheitsvorkehrungen. Aufgrund der unterschiedlichen Vor- und Nachteile der Kraftstoffe ist in den nächsten Jahrzehnten eine verstärkte Diversifizierung des Kraftstoffeinsatzes zu erwarten. Ammoniak könnte durch die relativ geringen Kosten und Skalierbarkeit der Produktion in großem Umfang eingesetzt werden, unter der Voraussetzung, dass die sicherheitstechnischen Herausforderungen bewältigt werden können. Methanol ist zwar mit höheren Kosten verbunden, aus Perspektive der Emissionen und Sicherheit jedoch vorteilhafter als Ammoniak. E-Methan ist aus Kostengründen weniger attraktiv als E-Methanol oder Ammoniak, hat allerdings den Vorteil, dass es ohne Anpassungen in den heute mit LNG betriebenen Schiffen genutzt werden kann. E-FT-Diesel dürfte wegen der hohen Kosten hauptsächlich als Zündkraftstoff, der in Motoren für Wasserstoff, Methanol und Ammoniak benötigt wird, oder als Drop-in-Fuel für bereits vorhandene Schiffe eingesetzt werden. Effizienzmaßnahmen im Schiffbau und im Betrieb Angesichts der absehbaren Knappheit erneuerbarer Kraftstoffe wird es für die Dekarbonisierung der Schifffahrt erforderlich sein, alle sich bietenden Möglichkeiten für einen energieeffizienteren Betrieb der Schiffe zu nutzen. Dazu gehören innovative Antriebstechnologien ebenso wie bauliche Maßnahmen zur Reduzierung des Energiebedarfs oder Anpassungen beim Betrieb der Schiffe. Maßnahmen zur Senkung des Energieverbrauchs Schiffe gehören grundsätzlich aufgrund der im Wasser herrschenden Auftriebskräfte zu den energieeffizientesten Verkehrsträgern und sind deshalb für den Transport größerer Lasten prädestiniert. Der Energiebedarf für die Fortbewegung eines (Überwasser-)Schiffs hängt dabei vom Reibungs- und vom Wellenwiderstand ab. Schiffbauliche (z. B. die Schiffsform) sowie operative Maßnahmen (z. B. Reduktion der Geschwindigkeit) beeinflussen, wie hoch diese Widerstände ausfallen und wie viel Energie eingespart werden kann. Grundsätzlich sind die Einsparpotenziale von einer Vielzahl von Faktoren abhängig und ihre Abschätzung ist daher mit großen Unsicherheiten behaftet. – Optimierung des Rumpfes: Die Verringerung des Reibungs- und Wellenwiderstands ist ein zentraler Ansatzpunkt zur Senkung des Energiebedarfs von Schiffen. Dies kann durch Anpassung der Rumpfform (z. B. schlankere Schiffsformen) erreicht werden. Optimierungen der Hauptabmessungen, die nur bei neuen Schiffen möglich sind, können den Treibstoffverbrauch um 10 bis möglicherweise 20 % senken. Nachrüstbare Maßnahmen haben deutlich geringere Einsparpotenziale. Dazu gehören Wasserlinienverlängerungen wie Ducktails und Interceptorbleche, die den Auftrieb erhöhen, sowie der Einsatz von Bugwülsten zur Verringerung der Bugwelle. Auch die Optimierung von Rumpföffnungen kann den Reibungswiderstand minimieren und somit Energie sparen. – Leichtbau: Beim Bau von Hochseeschiffen ist Stahl weiterhin das gängige Material, aber durch Leichtbautechniken, wie die Verwendung höherfester Stähle, Aluminium und Glasfaserverbundwerkstoffe, kann das Leergewicht und damit die Energieeffizienz verbessert werden. Diese Techniken sind meist nur beim Neubau umsetzbar und besonders bei Passagierschiffen effektiv. Trotz des hohen Einsparpotenzials sind sie mit erheblichen Mehrkosten und technischen Risiken verbunden, weshalb ihre Marktdurchdringung bisher gering ist. Das mögliche Energieeinsparpotenzial wird auf bis zu 10 % geschätzt. – Optimierung von Propeller und Ruder: Der Wirkungsgrad des Propellers kann unter anderem durch die Optimierung der Propellerflügel und verdrehte Ruderprofile verbessert werden, die jeweils Einsparpotenziale von bis zu 2 % bieten. Etwas größere Einsparungen (ebenfalls im einstelligen Prozentbereich) versprechen Propulsionsbirnen (tropfenförmige Verdickung des Ruders auf Höhe der Propellernabe), Propellernabenkappenflossen (auf der Propellernabe hinter dem Propeller angeordnete Leiteinrichtungen) sowie Mehrkomponentenpropeller (mehrere hintereinander angeordnete Propeller). Die besten Ergebnisse werden erzielt, wenn Propeller, Ruder und Rumpf gemeinsam optimiert werden. – Verringerung der Wandreibung: Der Wandreibungswiderstand von Schiffen kann durch technische Maßnahmen wie Rumpfbeschichtungen und Luftschmierungssysteme gesenkt werden. Rumpfbeschichtungen, die den Reibungswiderstand reduzieren und den Bewuchs des Schiffrumpfes mit Algen, Mikroorganismen und Pflanzen verhindern, sind für alle Schiffstypen geeignet und bieten Einsparungen von 1 bis 4 %. Luftschmierungssysteme, die durch Einblasen von Luft an der Außenhaut den Widerstand verringern, können Einsparungen von 3 bis 10 % erzielen, sind jedoch komplex und kostenintensiv. Beide Technologien sind für Neubauten und teilweise als Nachrüstoption verfügbar, wobei die Effizienz stark vom Schiffstyp und der Oberflächenbeschaffenheit abhängt. – Windantriebe: Im Zuge der Bemühungen, die Schifffahrt zu dekarbonisieren, erleben Windantriebe seit einigen Jahren eine Renaissance. Zu unterscheiden ist zwischen Windzusatz- und Windhauptantrieben: Bei Zusatzantrieben wird Wind nur unterstützend genutzt, um den Treibstoffbedarf zu senken; bei Hauptantrieben ist es die alleinige Antriebsform. Während Windhauptantriebe derzeit nicht praktikabel sind, gibt es viele Entwicklungen bei Windzusatzantrieben. Rotor-, Elektro-, Drachen- und Mastensegel sind einige der Technologien, die bereits als Prototypen oder auf dem Markt verfügbar sind. Diese Systeme können je nach Bedingungen und Konfiguration Energieeinsparungen von bis zu 15 % ermöglichen. Die Nutzung setzt jedoch langsame Fahrtgeschwindigkeiten und angepasste Handelsrouten voraus, und die Installation ist nicht bei jedem Schiffstyp möglich. Bis Mitte 2023 wurden Windzusatzantriebe auf insgesamt 30 Schiffen installiert, bei weiteren 26 Schiffen sind sie in Planung oder Umsetzung. – Nutzung von Photovoltaik und Wärmerückgewinnung für die Bordstromversorgung: Photovoltaik und Wärmerückgewinnung können auf Schiffen eingesetzt werden, um elektrische Energie für die Bordstromversorgung zu erzeugen und den Gesamtenergiebedarf zu senken. Solaranlagen sind aufgrund begrenzter Deckfläche und geringer Stromerzeugung nur eingeschränkt möglich, zudem ist die Stromerzeugung im Vergleich zum Bordstrombedarf relativ gering. Wärmerückgewinnung hat größeres Potenzial, indem Abgas- und Dampfturbinen thermische Energie in elektrische umwandeln, was Einsparungen bei den Hilfsmaschinen von 5 bis 15 % ermöglicht. Diese Technologien sind nachrüstbar, aber kostenintensiv und vor allem für größere Schiffe wirtschaftlich. – Operative Maßnahmen zur Senkung des Energieverbrauchs bei Schiffen sind kurzfristig und kostengünstig umsetzbar, da sie keine baulichen Anpassungen erfordern. Die Verringerung der Geschwindigkeit (Slow Steaming) ist dabei besonders effektiv und kann den Energiebedarf um bis zu 20 % senken, da der Wellenwiderstand überproportional von der Geschwindigkeit abhängt. Weitere vielversprechende operative Maßnahmen zur Energieeinsparung sind die regelmäßige Reinigung des Schiffsrumpfes und des Propellers zur Verringerung des Reibungswiderstandes, Trimmoptimierungen (Anpassung der Schwimmlage durch zusätzliches Ballastwasser) sowie die Optimierung von Routen und Autopiloten. Je nach Schiffstyp und operativen Rahmenbedingungen unterscheiden sich die Umsetzbarkeit sowie die erreichbaren Einspareffekte erheblich. Die Einsparpotenziale, die durch die Umsetzung der Maßnahmen für die Schifffahrt in Zukunft noch erreichbar sind, hängen darüber hinaus vom jeweils bereits erreichten Umsetzungsstand ab. Bis auf Windantriebe sowie innovative Rumpfbeschichtungen und Luftschmierungssysteme sind die meisten energiesparenden Schiffstechnologien schon weitgehend ausgereift. Den Ergebnissen des vorliegenden Berichts zufolge bieten vor allem drei Maßnahmen Ansatzpunkte, um einen grundlegenden Wandel für eine zukünftige klimaverträgliche Schifffahrt einzuleiten: Erstens der Entwurf von Schiffen mit energieeffizienteren Hauptabmessungen, um den Schiffswiderstand zu verringern. Zweitens der verstärkte Einsatz von nachrüstbaren Windantrieben – sowohl als Haupt- als auch als Zusatzantrieb – für Schiffe, die keine großen freien Decksflächen benötigen (wie beispielsweise Tankschiffe und Massengutfrachter). Beide Maßnahmen zusammen haben bei geeigneten Schiffen ein geschätztes Einsparpotenzial von 25 % der THG-Emissionen. Drittens ist auch die Reduzierung der Schiffsgeschwindigkeit besonders effektiv. Dabei ist jedoch zu beachten, dass eine Geschwindigkeitsreduktion die Transportleistung verringert, was dann (bei gleichbleibender Transportleistung) durch eine größere Zahl von Schiffen kompensiert werden muss. Dies zeigt, dass eine isolierte Umsetzung von Effizienzmaßnahmen in der Regel nicht empfehlenswert ist. Vielmehr müssen die Gesamteffekte im Auge behalten werden. Dies gilt insbesondere für konstruktive Maßnahmen, die aufeinander abgestimmt werden müssen, um eine hohe Gesamtenergieeffizienz zu erreichen. Daher sind energetische Aspekte möglichst bereits in der Entwurfsphase ganzheitlich zu berücksichtigen. Nachrüstoptionen sind oft teurer und weniger effektiv, spielen angesichts der langen Lebensdauer von Schiffen von ca. 25 bis 30 Jahren dennoch eine zentrale Rolle. Innovationslandschaft Die Erforschung und Entwicklung sowie die Umsetzung von energieeffizienten Schiffen hängen wesentlich von einer leistungsfähigen maritimen Wirtschaft ab. Diese ist ein bedeutender Wirtschaftszweig in Deutschland, sieht sich aber einem schwierigen globalen Marktumfeld gegenüber. Zur maritimen Wirtschaft zählen diejenigen Branchen, welche die Binnenwasserstraßen und den maritimen Raum wirtschaftlich nutzen (Fischerei und Aquakultur, Offshorewindenergie, Schifffahrt) bzw. die für diese Nutzung erforderliche Infrastruktur und industriellen Produkte (Hafen- und Terminalanlagen, Schiffe) bereitstellen. Der deutsche Schiffbau, ein Teilbereich der maritimen Wirtschaft, hat sich aufgrund zunehmender Konkurrenz aus Asien zunehmend auf Nischenmärkte wie Kreuzfahrtschiffe und Megayachten konzentriert. Trotz wirtschaftlicher Herausforderungen und einem Rückgang der Beschäftigtenzahlen während der Coronapandemie zeigt er insgesamt eine positive wirtschaftliche Entwicklung. Eine innovative Schiffbauindustrie ist auf eine intakte und leistungsfähige Wertschöpfungskette angewiesen, die eine Vielzahl von Akteuren umfasst. Im engeren Sinne sind die Anwender innovativer Technologien die Werften als eigentliche Schiffshersteller sowie die verschiedenen Systemlieferanten und Zulieferer, die ganze Systeme wie die Antriebsanlage, die Brücke oder die Kabinen liefern, zum Teil aber auch nur einzelne Komponenten beisteuern. Die deutsche Schiffbauzulieferindustrie ist weltweit führend und umfasst etwa 2.500 Unternehmen mit über 60.000 Beschäftigten, die wichtige Komponenten für die energieeffiziente Schifffahrt herstellen. 2023 gab es rund 130 Werften in Deutschland, die stark vom Export abhängig sind und zunehmend als Anbieter ganzheitlicher Schiffbauleistungen agieren. Die deutsche Handelsflotte, die siebtgrößte der Welt, setzt sich aus etwa 270 Reedereien mit 1.800 Schiffen zusammen. Weltweit nehmen industrielle FuE-Aktivitäten zur Dekarbonisierung der Schifffahrt deutlich zu – oft unterstützt durch öffentliche Fördermittel. Seit 2020 hat sich die Zahl entsprechender Projekte mehr als verfünffacht. In Deutschland zählen der hohe Industrieanteil an den FuE-Investitionen sowie die enge Kooperation von Unternehmen mit Hochschulen und außeruniversitären Forschungseinrichtungen in der angewandten Forschung zu den zentralen Stärken des Innovationssystems. So spielen neben den großen Werften und Zulieferunternehmen, die in der Regel über eigene Forschungsabteilungen verfügen, auch öffentliche Forschungseinrichtungen, wie Universitäten und Fachhochschulen, eine zentrale Rolle bei der Generierung von schiffbaulichen Innovationen. Die EU gehört mit ihren großen Forschungsprogrammen international zu den größten Fördergebern im Bereich der klimaverträglichen Schifffahrt, allerdings sind die Antragsverfahren kompliziert und langwierig. Die Förderung konzentriert sich auf erneuerbare Kraftstoffe, insbesondere Wasserstoff, Methanol und Ammoniak; innovativer Schiffbau im Allgemeinen steht nicht im Fokus. Auch auf nationaler Ebene wird derzeit vor allem die Umrüstung von Schiffen auf umweltfreundliche Antriebe gefördert. Den strategischen Rahmen für die Förderung maritimer Technologien und schiffbaulicher Innovationen in Deutschland bilden die „Maritime Agenda 2025“, die als ressortübergreifende Strategie von der Bundesregierung im Jahr 2017 beschlossen wurde, sowie die „Maritime Forschungsagenda 2025“ des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) von 2018. Internationaler Regulierungsrahmen Bis 2018 war die Seeschifffahrt von verbindlichen klimapolitischen Verpflichtungen weitgehend ausgenommen. In den letzten Jahren wurde die klimapolitische Regulierung allerdings zunehmend vorangetrieben und so gilt auch in der Schifffahrt inzwischen das am Pariser Klimaabkommen orientierte Ziel, die THG-Emissionen bis 2050 auf netto null zu reduzieren. Die zentrale Regulierungsbehörde für den Seeverkehr ist die IMO der Vereinten Nationen (United Nations – UN). Die IMO beruht wie die übergeordneten Gremien der UN auf Konsensbildung und setzt sich aus Vertretungen der 176 Mitglieds- sowie dreier assoziierter Länder zusammen. Die Vorschriften der IMO sind für international operierende Schiffe aller Mitgliedstaaten bindend, wobei Schiffe, die nur in nationalen Gewässern fahren, sowie Schiffe der Marine und Binnenschiffe nicht in den Zuständigkeitsbereich der IMO fallen. Die vier zentralen Ziele der IMO zur Reduzierung der THG-Emissionen sind in der Treibhausgasstrategie (Greenhouse Gas Strategy) festgehalten. Diese umfasst eine Vielzahl von Maßnahmen und Regularien. Die vier zentralen Ziele der Strategie sind: – Erhöhung der Energieeffizienz der Schiffe; – Senkung der Emissionen pro geleisteter Transportarbeit im Durchschnitt des gesamten internationalen Seeverkehrs um mindestens 40 % bis 2030 (im Vergleich zu 2008); – Deckung des Energieverbrauchs in der internationalen Schifffahrt durch Technologien, Kraftstoffe und/oder Energieträger, die keine oder nahezu keine THG-Emissionen verursachen, in Höhe von mindestens 5 %, wenn möglich 10 %, bis 2030; – Reduzierung der THG-Emissionen der internationalen Schifffahrt um 20 % bis 2030, um 70 % bis 2040 (jeweils gegenüber 2008) und auf netto null bis 2050. Um diese Ziele zu erreichen, hat die IMO mehrere Vorschriften erlassen, die an verschiedenen Stellschrauben ansetzen. So formuliert der Ship Energy Efficiency Management Plan (SEEMP) verbindliche Anforderungen an den Schiffsbetrieb, um die Energieeffizienz von Schiffen zu steigern. Reeder sind verpflichtet, für ihre Schiffe Betriebspläne zur strategischen Reduktion des Energieverbrauchs nach den Vorgaben der IMO zu erstellen und an Bord mitzuführen. Für Schiffe ab einer Bruttoraumzahl von 5.000 besteht zudem die Pflicht, den Carbon Intensity Indicator (CII) zu berechnen. Dieser gibt die CO2-Emissionen im Verhältnis zur geleisteten Transportarbeit an. Die CII- Werte, die erreicht werden müssen, werden von der IMO für jeden Schiffstyp separat festgelegt und jährlich nach unten angepasst. Damit gelten verpflichtende Anforderungen zur kontinuierlichen Reduktion der CO₂-Emissionen für die bestehende Schiffsflotte. Auch entwurfstechnische Vorschriften sind Teil der GHG-Strategie der IMO. So definieren der Energy Efficiency Design Index (EEDI) und der Energy Efficiency Existing Ship Index (EEXI) Effizienzvorgaben für neue bzw. bestehende Schiffe. Ähnlich wie beim CII werden kontinuierlich verschärfende Grenzwerte für CO2-Emissionen festgelegt. Diese beruhen jedoch nicht auf tatsächlichen Messwerten, sondern auf der Kapazität der installierten Leistung und dem spezifischen Kraftstoffverbrauch. 2028 soll zudem der Green House Gas Fuel Standard (GFS) in Kraft treten, der eine schrittweise Reduktion der THG-Intensität der verwendeten Schiffskraftstoffe vorsieht. Mit dem GFS würde erstmals eine weltweite CO2-Bepreisung eingeführt werden. Nachdem die ursprünglich für Herbst 2025 geplante Abstimmung über die CO2-Bepreisung auf Druck der USA um ein Jahr verschoben wurde, ist das Inkrafttreten des GFS zum geplanten Zeitpunkt jedoch unsicher. Neben der IMO spielt die Europäische Union (EU) eine bedeutende Rolle bei der Regulierung der internationalen Schifffahrt. Ihre Regeln gelten grundsätzlich für Schiffe unter Flagge eines EU-Landes, aber auch für international registrierte Schiffe, die EU-Gewässer befahren und Häfen in der EU anlaufen. Der europäische Grüne Deal ist die übergeordnete Strategie der EU zur Reduzierung der THG-Emissionen bis 2050 auf netto null und stellt somit das Pendant zur GHG-Strategie der IMO dar. Teil dessen ist auch das Zwischenziel, die Netto-THG-Emissionen bis 2030 um mindestens 55 % zu reduzieren. Ähnlich wie der GFS der IMO gibt es mit der Verordnung (EU) 2023/18051 (FuelEU-Maritime-Verordnung) auch seitens der EU eine Vorschrift, die Grenzwerte für die THG- Intensität der an Bord eines Schiffs verbrauchten Energie vorgibt. Dabei wurde als Ausgangswert eine THG- Intensität festgelegt, die derjenigen von konventionellem Diesel im gesamten Lebenszyklus entspricht. Dieser Grenzwert wird jährlich gesenkt. Ziel der seit 1. Januar 2025 rechtskräftigen Verordnung ist es, dadurch die Entwicklung und Nutzung von erneuerbaren und kohlenstoffarmen Kraftstoffen zu fördern. Ein weiteres wichtiges Instrument der EU zur klimapolitischen Regulierung der Schifffahrt ist das europäische Emissionshandelssystem (ETS). Es legt nach dem Cap-and-Trade-Prinzip Obergrenzen für Emissionen fest und gibt Emissionsberechtigungen als handelbare Zertifikate aus. Seit 2024 ist auch die Schifffahrt rechtsverbindlich in das System integriert, wobei nur Schiffe ab einer Bruttoraumzahl (BRZ) von 5.000 betroffen sind. In der Regel erfolgt die Überwachung der Einhaltung von Vorschriften und Regularien nicht durch die Regulierungsbehörden selbst, sondern durch Klassifikationsgesellschaften. Diese Unternehmen klassifizieren und registrieren Schiffe und treten als Gutachter und Aussteller von Klassenzertifikaten (das Äquivalent zu einem Fahrzeugschein) im Schiffbau auf. Insgesamt ist der Regulierungsrahmen zur Reduzierung der THG-Emissionen umfangreich und komplex. Es gibt eine Reihe sich überschneidender Instrumente der IMO und der EU mit teils widersprüchlichen Anforderungen. Dies erschwert es den Akteuren der Schifffahrt, zukünftige Investitionen zielgerichtet zu planen. Zudem gelten die Regelungen der IMO nicht für die Binnenschifffahrt, da die IMO nur für die Seeschifffahrt zuständig ist. Auch zentrale Vorschriften der EU finden hier keine Anwendung, da die Binnenschifffahrt sowohl vom ETS als auch von der FuelEU-Maritime-Verordnung explizit ausgenommen ist. Auswirkungen auf die Binnenschifffahrt hat lediglich der nationale Emissionshandel, der eine kontinuierlich steigende CO2-Bepreisung von Kraft- und Brennstoffen vorsieht. Dementsprechend gibt es in der Binnenschifffahrt nur wenige direkte Maßnahmen zur Reduzierung der THG-Emissionen. Optionen zur Dekarbonisierung der Schifffahrt Die Dekarbonisierung der Schifffahrt ist mit mehreren größeren Herausforderungen verbunden. Erstens werden auf dem Seeweg mehr als 80 % des internationalen Handelsvolumens abgewickelt, sodass die wirtschaftlichen Auswirkungen der Maßnahmen im Blick zu behalten sind. Hinzu kommen zweitens die langen Investitions- und Innovationszyklen in der Schifffahrt (Schiffe haben eine Lebensdauer von rund 25 bis 30 Jahren), sodass Lösungen auch für die Bestandsflotte gefunden werden müssen. Drittens unterscheiden sich die verschiedenen Schiffstypen nicht nur in konstruktiver Hinsicht (Rumpfform, Art der Ladung, Antrieb), sondern auch in ihrem Einsatzprofil (Durchschnittsgeschwindigkeiten, Routenlängen etc.), sodass differenzierte Lösungen gefunden werden müssen. Insgesamt erfordert die Dekarbonisierung der Schifffahrt eine umfassende Betrachtung der verschiedenen Schiffstypen und ihrer spezifischen Betriebsprofile, um geeignete und wirtschaftliche Lösungen zu finden. Den Löwenanteil der Dekarbonisierung müssen erneuerbare Kraftstoffe leisten. B-Fuels sind dabei wichtige Brückentechnologien für die Dekarbonisierung der Schifffahrt, stellen letztlich aber nur eine kurz- bis mittelfristige Übergangslösung dar. Langfristig werden E-Fuels (E-FT-Diesel, E-Methan, E-Methanol und E-Ammoniak) in großen Mengen benötigt, die aber derzeit noch nicht in ausreichendem Maße zur Verfügung stehen und auch in Zukunft absehbar knapp und – ohne regulatorische Eingriffe – deutlich teurer sein werden als fossile Kraftstoffe. Um die Wettbewerbsfähigkeit von E-Fuels zu fördern, müssten die bisher externalisierten Klimafolgekosten der fossilen Kraftstoffe stärker bepreist werden. So wären grob gerechnet Preise in Höhe von mindestens 260 Euro/t CO2 notwendig, um E-Fuels wettbewerbsfähig zu machen. Dies liegt deutlich über dem Preis im europäischen Emissionshandel, der sich im März 2025 auf ca. 70 Euro/t CO2 belief. Um den von der IMO angestrebten weitgehend klimaverträglichen Schiffsverkehr bis 2050 zu erreichen, gilt es die erforderlichen Produktionskapazitäten schnellstmöglich aufzubauen und die Flotten auf alternative Antriebe umzustellen. Der bestehende regulatorische Rahmen weist zudem noch erhebliche Defizite auf. Zwar führt die IMO mit dem GFS erstmals eine weltweite CO2-Bepreisung ein, jedoch bestehen Zweifel an seiner Wirksamkeit. Zum einen 1 Verordnung (EU) 2023/1805 vom 13. September 2023 über die Nutzung erneuerbarer und kohlenstoffarmer Kraftstoffe im Seeverkehr und zur Änderung der Richtlinie 2009/16/EG gilt die CO2-Bepreisung lediglich ab einem bestimmten Grenzwert, zum anderen gelten die Maßnahmen erst ab 2028. Während neuere Regelungen wie die FuelEU-Maritime-Verordnung und der GFS bereits die Emissionen entlang des gesamten Lebenszyklus berücksichtigen, betrachten viele Instrumente der IMO (SEEMP, EEDI, EEXI) und der EU (Emissionshandel) nur die Schiffsemissionen ohne Vorkette, wodurch die Treibhauswirkung von Kraftstoffen nicht vollumfänglich berücksichtigt wird. Damit werden massive Fehlanreize gesetzt, die zu (unbewusst) klimaschädlichem Verhalten der handelnden Akteure führen können. Die aktuellen Maßnahmen der IMO konzentrieren sich (bis auf den GFS) zudem hauptsächlich auf CO2 und vernachlässigen andere relevante Treibhausgase wie Methan und Lachgas, die durch neue Kraftstoffe entstehen können. Die Maßnahmen der EU und der IMO ergänzen sich zum Teil, stehen zum Teil aber auch in Konkurrenz zueinander. Da die IMO- Regelungen global gelten, sind ähnliche EU-Regelungen nicht erforderlich, sondern können sogar kontraproduktiv sein. Eine gute Abstimmung der Maßnahmen zwischen der EU und der IMO ist daher unerlässlich. Handlungsmöglichkeiten für die deutsche Politik Um Deutschland bei der Versorgung mit klimafreundlichen Energieträgern unabhängiger von Importen zu machen, ist der Aufbau inländischer Produktionskapazitäten für grünen Wasserstoff sowie E-Fuels sinnvoll. Deren Herstellung steht noch ganz am Anfang und benötigt eine optimierte Integration aller Prozesse von der erneuerbaren Stromerzeugung über die Wasserbereitstellung und Elektrolyse, die CO2-Bereitstellung durch DAC bis hin zur Synthese der verschiedenen Kraftstoffe. Da der Strombedarf für die Herstellung dieser Kraftstoffe enorm ist, setzt der Ausbau der Produktionskapazitäten zunächst einen beschleunigten Ausbau der erneuerbaren Energien voraus. Ein weiterer potenzieller Engpass besteht bei Elektrolyseverfahren zur Wasserstofferzeugung, die sich derzeit in einer Phase der ersten Marktdurchdringung und weiteren technologischen Verbesserung befinden. Um die vorgesehene inländische Elektrolysekapazität von 10 GW (derzeit 66 MW) zu erreichen, ist eine verlässliche und langfristige staatliche Förderung in erheblichem Umfang erforderlich. Schließlich kommt DAC eine Schlüsselrolle für die großtechnische Produktion kohlenstoffhaltiger E-Fuels zu. Für die Hochskalierung müssen die technischen Verfahren weiterentwickelt, im industriellen Maßstab demonstriert und anschließend die Kosten durch Massenproduktion deutlich gesenkt werden. Die EU und Deutschland hinken bei der Entwicklung von DAC jedoch Ländern wie den USA oder Großbritannien hinterher, die diese Technologie in größerem Umfang fördern. Für die Dekarbonisierung der Schifffahrt sind zudem grundlegende infrastrukturelle Maßnahmen in den Häfen erforderlich, die sowohl für die Energieversorgung der Schiffe als auch für den Import erneuerbarer Energien von Bedeutung sind. Die Nationale Hafenstrategie der Bundesregierung sieht eine Modernisierung der Hafeninfrastruktur vor, unter anderem den Ausbau von Bunkeranlagen für erneuerbare Kraftstoffe und eine leistungsfähige Versorgung mit grünem Landstrom, um Emissionen zu reduzieren und das Laden von batteriebetriebenen Schiffen zu ermöglichen. Diese Maßnahmen erfordern technische Lösungen für unterschiedliche Spannungen und Frequenzen sowie eine Umstellung auf erneuerbare Energien für die Landstromversorgung. Während in den letzten Jahren Fortschritte erzielt wurden, befindet sich der Ausbau noch in der Anfangsphase und wird durch das Bundesministerium für Verkehr (BMV) gefördert. Darüber hinaus hat die EU die rechtlichen Rahmenbedingungen für eine Landstromverpflichtung ab 2030 geschaffen, die den Modernisierungsdruck auf die Hafenbetreiber erhöht. Um die Häfen klimafreundlich zu gestalten, sind erhebliche finanzielle Anstrengungen erforderlich, die durch gezielte Förderprogramme unterstützt werden müssen. Die Dekarbonisierung der Weltschifffahrt erfordert enorme Investitionen und eine verstärkte Mobilisierung von privatem Kapital. Anreize dazu bieten innovative Finanzierungsinstrumente wie Blue Bonds, die z. B. von der Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) aufgelegt werden können. Gleichzeitig eröffnen diese Investitionsbedarfe der deutschen maritimen Industrie große Chancen, im wachsenden Markt für alternative Antriebe und Effizienztechnologien eine Vorreiterrolle einzunehmen. Lange Entwicklungszeiten und unsichere Märkte führen derzeit jedoch zu erheblichen Investitionsrisiken. Um Planungs- und Investitionssicherheit für Unternehmen zu schaffen, bedarf es neben einer verlässlichen Regulierung mit klaren Zielvorgaben staatlicherseits verlässlicher, langfristig ausgerichteter Förderprogramme. Deutschland könnte eine koordinierte Förderstrategie entwickeln, die den gesamten Innovationszyklus abdeckt, und parallel dazu auf EU-Ebene auf eine stärkere Harmonisierung der verschiedenen Förderprogramme hinwirken. In den kommenden Jahren hat Deutschland die Chance, durch koordiniertes Handeln sowohl zur globalen Dekarbonisierung der Schifffahrt beizutragen als auch die eigene maritime Industrie zu stärken. 1 Einleitung Angesichts des fortschreitenden Klimawandels hat sich die Weltgemeinschaft im Pariser Klimaabkommen von 2015 darauf verständigt, den globalen Temperaturanstieg deutlich unter 2 °C gegenüber dem vorindustriellen Niveau zu begrenzen. Das Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC) kommt in seinen Berichten (unter anderem AR6) zum Schluss, dass zur Begrenzung der anthropogenen globalen Erwärmung auf 1,5 °C Netto-null- CO2-Emissionen um 2050 erreicht werden müssen – ein Ergebnis, das sich über alle Modellszenarien konsistent zeigt. Der Schifffahrt kommt dabei eine doppelte Rolle zu: Zum einen ist sie der energieeffizienteste Verkehrsträger, über den ein Großteil des Welthandels (ca. 80 %) abgewickelt wird. Sie ist damit unverzichtbar für den globalen Klimaschutz, der auf den weltweiten Transport klimafreundlicher Technologien und Brennstoffe angewiesen ist. Zum anderen fahren Hochseeschiffe immer noch mit extrem klimaschädlichen Treibstoffen, sodass die Schifffahrt derzeit für rund 3 % der globalen THG-Emissionen verantwortlich ist – mit steigender Tendenz. Daher stellt sich die dringende Frage, wie die THG-Emissionen der Schifffahrt substanziell reduziert werden können. Die Transformation des Sektors ist dabei sowohl in technischer als auch in regulatorischer Hinsicht besonders herausfordernd. Aufgrund der langen Transportwege auf den internationalen Routen und der erforderlichen Energiedichte der Kraftstoffe gehört die Schifffahrt (neben dem Luftverkehr und einigen Industriebranchen) zu den Wirtschaftssektoren, die nicht direkt mit Strom versorgt werden können. Daher wird es bis auf wenige Ausnahmefälle, in denen ein rein batterieelektrischer Betrieb oder ein Betrieb mit Windenergie (Segel) möglich ist, notwendig sein, Kraftstoffe einzusetzen, die aus erneuerbarem Strom (E-Fuels) oder aus Biomasse (B-Fuels) gewonnen werden. Die Suche nach geeigneten alternativen Kraftstoffen ist in vollem Gange, Kandidaten sind z. B. Wasserstoff, Methanol, Methan oder Ammoniak, wobei für die Eignung als Schiffskraftstoff verschiedene Faktoren zu berücksichtigen sind. Neben der THG-Intensität über den gesamten Lebenszyklus ist die Energiedichte relevant. Sie hat Auswirkungen auf die Dimensionierung der vorzuhaltenden Betankungsinfrastruktur an Bord und in den Häfen. Eine wichtige Rolle spielt auch die Wirtschaftlichkeit, die nicht nur von der Komplexität der Herstellungsprozesse abhängt, sondern auch von den Kosten für Umrüstung und Neubau von Schiffen, die mit den neuen Kraftstoffen betrieben werden können. Nicht zuletzt sind Sicherheitsaspekte zu berücksichtigen, da die verschiedenen Kraftstoffe unterschiedliche Gefährdungspotenziale für Mensch und Umwelt aufweisen. Aufgrund der technisch aufwendigen Herstellung und des hohen Bedarfs an erneuerbarem Strom sind erneuerbare Kraftstoffe deutlich teurer als fossile Kraftstoffe und werden es auch in naher Zukunft bleiben. Dies gilt zumindest dann, wenn nicht regulierend in den Markt eingegriffen wird, z. B. über eine CO2-Bepreisung. Eine klimapolitische Regulierung der Seeschifffahrt kann dabei nur auf internationaler Ebene erfolgreich sein. Aufgrund der Vielzahl der Akteure und der großen Bedeutung der Schifffahrt für den Welthandel gilt dies jedoch als schwierig umzusetzen, weshalb die Schifffahrt bis vor Kurzem von klimapolitischen Reduktionsverpflichtungen weitgehend ausgenommen war. So hatte sich die für die Regulierung der Schifffahrt zuständige IMO 2018 ein THG- Minderungsziel von lediglich 50 % bis 2050 gesetzt. Erst 2023 wurde dieses Ziel weitgehend an die Ziele des Pariser Klimaabkommens angepasst, sodass die THG-Emissionen nun bis 2050 auf netto null reduziert werden sollen. Eine zusätzliche Herausforderung stellen die langen Investitionszyklen dar. Schiffe sind langlebige Investitionsgüter mit einer Lebensdauer von etwa 25 bis 30 Jahren. Das bedeutet, dass Schiffe, die heute neu gebaut werden, so konstruiert sein müssen, dass sie die zukünftigen Anforderungen zur Emissionsminderung bis 2050 erfüllen. Um das Ziel der Klimaneutralität bis 2050 zu erreichen, ist es daher zum einen unerlässlich, auch bei der bestehenden Flotte alle möglichen baulichen und betrieblichen Effizienzmaßnahmen auszuschöpfen, um den Treibstoffbedarf zu reduzieren. Zum anderen müssen auf internationaler Ebene rechtzeitig geeignete Regelungen für eine nachhaltigere Schifffahrt initiiert und zügig umgesetzt werden. Da Deutschland über eine große Handelsflotte sowie eine starke maritime Industrie verfügt und rund zwei Drittel der deutschen Ex- und Importe über den Seeweg abgewickelt werden, ist das Thema von hoher nationaler Relevanz. Vor diesem Hintergrund hat der Ausschuss für Bildung, Forschung und Technikfolgenabschätzung das Büro für Technikfolgen-Abschätzung beim Deutschen Bundestag mit einem Projekt zum Thema „Nachhaltige und sichere Konzepte für eine klimaverträgliche Schifffahrt“ beauftragt. Ziel, Fokus und Aufbau des Berichts Ziel des vorliegenden Berichts ist es, Innovationen sowohl im Bereich alternativer Kraftstoffe als auch im Schiffbau aus einer ganzheitlichen Perspektive zu beleuchten und ihre Eignung für die Etablierung einer klimaverträglichen und sicheren Seeschifffahrt zu bewerten. Neben Emissionseinsparungen und Kostenaspekten werden auch infrastrukturelle, rechtliche und sicherheitsrelevante Fragen betrachtet. Im Mittelpunkt steht die Frage, wie ein möglichst klimafreundlicher Schiffsbetrieb gewährleistet werden kann, da hier die größten Einsparpotenziale liegen. Nicht thematisiert wird hingegen die Klimaverträglichkeit beim Bau und bei der Entsorgung von Schiffen, da hier ganz andere Rahmenbedingungen und Voraussetzungen gelten. Die unterschiedlichen Anforderungen in der Seeschifffahrt werden hinsichtlich der Eignung erneuerbarer Kraftstoffe und energiesparender Technologien möglichst differenziert berücksichtigt. In der Seeschifffahrt ist grundsätzlich zwischen Fracht- und Passagierschiffen zu unterscheiden. Bei den Frachtschiffen sind Containerschiffe, Massengutfrachter und Tanker, bei den Passagierschiffen Kreuzfahrtschiffe und RoRo-Passagierfähren2 (RoPax- Fähren) die Hauptverursacher von Emissionen. Die verschiedenen Schiffstypen unterscheiden sich nicht nur in konstruktiver Hinsicht (Rumpfform, Art der Ladung, Antrieb), sondern auch in ihrem Einsatzprofil (Durchschnittsgeschwindigkeiten, Routenlängen etc.) und den Sicherheitsanforderungen, sodass sich unterschiedliche Dekarbonisierungsoptionen ergeben. Die europäische Binnenschifffahrt, die nur einen Bruchteil der Emissionen der Seeschifffahrt verursacht, wird wegen ihrer großen Bedeutung für Deutschland ebenfalls berücksichtigt. Nicht Gegenstand des Berichts sind Fischereifahrzeuge, Militärschiffe, Yachten und andere kleine Boote. Die Hauptkapitel des vorliegenden Berichts widmen sich den maritimen Kraftstoffen der Zukunft (Kapitel 2), den technischen Voraussetzungen für den Einsatz erneuerbarer Kraftstoffe (Kapitel 3), möglichen Effizienzmaßnahmen in Schiffbau und Schiffsbetrieb (Kapitel 4), dem internationalen Regulierungsrahmen (Kapitel 5) sowie den Handlungsoptionen zur Dekarbonisierung der Schifffahrt (Kapitel 6): – In Kapitel 2 wird ein Überblick über das gesamte Spektrum erneuerbarer Kraftstoffe gegeben, das grundsätzlich zwei Gruppen umfasst: Erstens E-Fuels, die aus Elektrolysewasserstoff auf der Basis von erneuerbarem Strom und Kohlendioxid oder Stickstoff hergestellt werden, und zweitens B-Fuels (auch als Biofuels oder Biokraftstoffe bezeichnet), die aus Biomasse hergestellt werden. Für kurze Transportwege gibt es außerdem die Möglichkeit, batteriebetriebene Antriebe zu nutzen. Die Potenziale, Realisierungsbedingungen und Anwendungsrisiken der verschiedenen Kraftstoffe werden beleuchtet, wobei Herstellung, Verfügbarkeit und Wirtschaftlichkeit, Emissionen sowie Sicherheit im Vordergrund stehen. – Kapitel 3 befasst sich mit den technischen Voraussetzungen für den Einsatz erneuerbarer Kraftstoffe. Behandelt wird die die Anpassung der bestehenden Infrastruktur für Transport, Lagerung und Bunkerung der Kraftstoffe, die Anforderungen an Betankungssysteme und Energiekonverter sowie die Möglichkeiten der Abgasnachbehandlung. Aufgrund der langen Lebensdauer von Schiffen und ihrer Infrastruktur sowie der hohen Dringlichkeit von Emissionsminderungen wird außerdem als wichtiger Aspekt berücksichtigt, ob bestehende Technologien für fossile Kraftstoffe für den Einsatz erneuerbarer Kraftstoffe umgerüstet werden können. Darüber hinaus wird untersucht, inwieweit Infrastrukturen oder Technologien für unterschiedliche erneuerbare Kraftstoffe genutzt werden können, da unklar ist, welche Kraftstoffe sich am Markt durchsetzen werden. – Durch das Design von Schiffsneubauten (Anpassung der Schiffsform und -größe, geänderte Bugwölbungen, spezielle Rumpfbeschichtungen etc.), innovative Materialien und alternative Antriebskonzepte (z. B. Windkraft) sowie operative Maßnahmen (z. B. Rumpfreinigung) lässt sich ebenfalls ein relevanter Beitrag zur THG-Einsparung des weltweiten Schiffverkehrs leisten. In Kapitel 4 werden vielversprechende Effizienzmaßnahmen in Schiffbau und Schiffsbetrieb vorgestellt und ihr perspektivischer Beitrag zu einer nachhaltigeren Schifffahrt eingeordnet. Angesichts der langen Lebensdauer von Schiffen werden neben Schiffsneubauten insbesondere Möglichkeiten zur Nachrüstung bestehender Schiffe betrachtet. Die Entwicklung und der Bau energieeffizienterer Schiffe sind ohne eine leistungsfähige Schiffbauindustrie nicht denkbar. Abschließend wird daher die nationale und europäische Innovationslandschaft skizziert, in die neben den Schiffbauunternehmen weitere Akteure wie die Zulieferindustrie oder Reeder eingebunden sind. – In Kapitel 5 wird der internationale Regulierungsrahmen dargestellt, der sich in den letzten Jahren sehr dynamisch entwickelt hat. Die zentrale Regulierungsbehörde für den Seeverkehr ist die IMO, eine Einrichtung der VN. Daneben spielt auch die EU – als Handelsmacht von globaler Bedeutung – eine wichtige Rolle bei der Regulierung der THG-Emissionen der internationalen Schifffahrt und kann in diesem Bereich als Vorreiterin angesehen werden. Neben den Regelungen der IMO und der EU, die sich fast ausschließlich auf die Seeschifffahrt beziehen, wird auch der regulatorische Rahmen für die Binnenschifffahrt skizziert. In einem Fazit werden die Defizite des bestehenden Regulierungsrahmens herausgearbeitet. 2 RoRo steht für Roll on Roll off und wird für die Bezeichnung von Transportschiffen verwendet, die bewegliche Güter (Pkw, Lkw, aber auch Züge) im RoRo-Verfahren transportieren. Bei RoPax-Fähren handelt es sich um RoRo-Schiffe, die auch Passagiere befördern. – In Kapitel 6 werden die Optionen zur Dekarbonisierung des Schiffsverkehrs aufgezeigt. Neben einer Beschreibung des Weiterentwicklungsbedarfs des internationalen Regelwerks werden die grundsätzlichen Vor- und Nachteile der verschiedenen Kraftstoffe zusammenfassend bewertet. Anschließend werden die für die verschiedenen Schiffstypen zur Verfügung stehenden Optionen sowohl für Kraftstoffe als auch für Effizienzmaßnahmen diskutiert. Das Kapitel schließt mit einer Diskussion der Handlungsmöglichkeiten für die deutsche Politik. Zusammenarbeit mit Gutachter/innen und Danksagung Zur fachlichen Fundierung des vorliegenden TA-Berichts wurde ein Gutachten vergeben: – Maritime Kraftstoffe und Schiffbaukonzepte der Zukunft. Prof. Dr. Olav Hohmeyer, Rolf Nagel, SCS Hohmeyer | Partner GmbH, Glücksburg; Stefan Schultz, Adele Lübcke, FSG Nobiskrug Design GmbH, Flensburg; Dr.-Ing. Stephan Wurst, Christian Norden, BALance Technology Consulting GmbH, Bremen; Prof. Dr.-Ing. Stefan Krüger, Technische Universität Hamburg, Hamburg Die Verantwortung für die Auswahl, Strukturierung und Interpretation der Gutachtenergebnisse liegt bei den Autor/innen des vorliegenden Berichts, Dr. Christoph Kehl, Dr. Christine Milchram, Friedrich Jasper und Dr. Reinhard Grünwald. An dieser Stelle sei den Gutachter/innen für die Bereitschaft zur Kooperation und Kommunikation herzlich gedankt. Ebenfalls gedankt sei Dr. Arnold Sauter für die Durchsicht und Kommentierung von Entwurfsversionen sowie Carmen Dienhardt und Brigitta-Ulrike Goelsdorf für die redaktionelle Bearbeitung des Manuskripts und die Erstellung des Layouts. 2 Maritime Kraftstoffe der Zukunft Aktuell werden in der maritimen Schifffahrt größtenteils Schweröl- und Destillatkraftstoffe, die aus Erdöl erzeugt werden, eingesetzt. Hierunter fallen insbesondere Schweröl (HFO), sehr schwefelarmes Schweröl (VLSFO) und Marinegasöl (MGO). Diese werden üblicherweise als konventionelle Kraftstoffe bezeichnet. In Abgrenzung davon werden alle übrigen Kraftstoffe, die derzeit schon eingesetzt werden oder sich noch in Entwicklung befinden, als alternativ bezeichnet. Dies umfasst einerseits die fossilen Flüssiggase Flüssigerdgas (LNG), Ethan sowie Flüssiggas (Liquified Petroleum Gas – LPG) und andererseits Kraftstoffe, die aus erneuerbaren Energien hergestellt werden (Hohmeyer et al. 2023, S. 38 ff.). Ein zentraler Baustein für eine klimaverträglichere maritime Schifffahrt ist der Umstieg von erdölbasierten auf erneuerbare Kraftstoffe. Bei erneuerbaren Kraftstoffen unterscheidet man grundsätzlich zwei Gruppen von Stoffen: E-Fuels, die aus Elektrolysewasserstoff und Kohlendioxid oder Stickstoff hergestellt werden, und B-Fuels (auch als Biofuels bzw. Biokraftstoffe bezeichnet), die aus Biomasse hergestellt werden (Brynolf et al. 2022; Hohmeyer et al. 2023). Zu den erneuerbaren Kraftstoffen zählen (Hohmeyer et al. 2023, S. VII): – Wasserstoff aus erneuerbaren Energien (grüner Wasserstoff); – Dieselkraftstoffe, entweder aus Wasserstoff und Kohlendioxid (E-Fischer-Tropsch-Diesel) oder aus Biomasse hergestellt werden, insbesondere B-FT-Diesel, hydriertes Pflanzenöl (HVO) und Fettsäuremethylester (FAME); – Methanol aus Wasserstoff und Kohlendioxid (E-Methanol) oder aus Biomasse (B-Methanol); – Methan, entweder aus Wasserstoff und Kohlendioxid (E-Methan, auch E-LSMG – Liquefied Synthetic Methane Gas) oder aus Biomasse (B-Methan, auch b-LMG – Liquefied Methane Gas); – Ammoniak auf Basis von Wasserstoff und Stickstoff (E-Ammoniak). Durch den Umstieg von konventionellen erdölbasierten auf alternative Kraftstoffe wird es in den nächsten Jahrzehnten zu einer verstärkten Diversifizierung bei Kraftstoffen und Schiffbaukonzepten kommen (Ramboll 2022, S. 19). Für kurze Strecken gibt es außerdem die Möglichkeit, batteriebetriebene Antriebe zu nutzen (Kapitel 2.2.6). Ziel dieses Kapitels ist die Identifikation von klimaverträglichen erneuerbaren Kraftstoffen sowie die Beurteilung von deren Potenzialen, Anwendungsrisiken und Realisierungsbedingungen. Voraussetzung für Klimaverträglichkeit ist, dass Kraftstoffe nicht aus fossilen Quellen, sondern aus erneuerbaren Energien hergestellt werden und alle verbleibenden Emissionen abgeschieden oder ausgeglichen werden (Aakko-Saksa et al. 2023; Ramboll 2022, S. 22). Die folgenden Bewertungen beruhen daher auf der Annahme erneuerbarer Herstellungspfade, wobei für E-Fuels die Herstellung von Wasserstoff durch Elektrolyse mit Strom aus erneuerbarer Energie (grüner Wasserstoff) vorausgesetzt wird. Wichtig ist zu beachten, dass diejenigen Produkte, die als alternative Kraftstoffe infrage kommen, teilweise heute schon industriell auch für Anwendungen außerhalb der Schifffahrt hergestellt werden. Dies erfolgt zumeist über fossile Herstellungspfade (grauer Wasserstoff). Zu einer Dekarbonisierung der Schifffahrt können diese Produkte nicht beitragen (Ramboll 2022, S. 22). Zunächst werden in Kapitel 2.1 die verschiedenen Herstellungspfade erneuerbarer Kraftstoffe erläutert, wobei zwischen E-Fuels und B-Fuels unterschieden wird. Im Anschluss folgen eine detaillierte Beschreibung und Bewertung der wichtigsten erneuerbaren Kraftstoffe anhand der Aspekte stoffliche Eigenschaften, Herstellung, Verfügbarkeit und Wirtschaftlichkeit, Emissionen sowie Sicherheit (Kapitel 2.2). In Kapitel 2.3 wird der aktuelle Stand der Nutzung unterschiedlicher Kraftstoffe in der Schifffahrt beleuchtet und ein Ausblick auf die mögliche zukünftige Bedeutung erneuerbarer Kraftstoffe gegeben. Abschließend werden im Fazit (Kapitel 2.4) die wichtigsten Erkenntnisse zusammengefasst und es wird eine Einschätzung vorgenommen, welche Kraftstoffe besonders vielversprechend für eine klimaverträgliche maritime Zukunft sind. 2.1 Herstellungspfade erneuerbarer Kraftstoffe In der Herstellung von erneuerbaren Schiffskraftstoffen werden grundsätzlich zwei Arten der Produktion unterschieden. Einerseits können Kraftstoffe synthetisch auf der Basis von Elektrolysewasserstoff und Kohlendioxid oder Stickstoff hergestellt werden. Da die Herstellung durch Elektrolyse aus Strom erfolgt, werden diese Kraftstoffe als Elektrokraftstoffe oder E-Fuels bezeichnet. Andererseits können die Kraftstoffe aus Biomasse hergestellt werden (B-Fuels, Biofuels oder Biokraftstoffe). Abbildung 2.1 zeigt eine Übersicht über die Herstellungspfade vom Rohstoff über die Produktionsprozesse zum Kraftstoff (Brynolf et al. 2022; Hohmeyer et al. 2023, S. VI). Die folgenden Teilkapitel gehen näher auf die Technologien zur Herstellung von E-Fuels und B-Fuels ein und beleuchten allgemeine Aspekte zu deren Verfügbarkeit. Abbildung 2.1 Herstellungspfade erneuerbarer Schiffskraftstoffe Eigene Darstellung 2.1.1 E-Fuels Bei E-Fuels handelt es sich um Kraftstoffe, die auf der Basis von Wasserstoff und Kohlendioxid oder Stickstoff hergestellt werden (Brynolf et al. 2022). Dazu zählen: – Wasserstoff – E-FT-Diesel – E-Methanol – E-Methan – E-Ammoniak Eine zentrale Grundlage für alle erneuerbaren E-Fuels ist grüner Wasserstoff, der durch Elektrolyse aus Wasser mit Strom aus erneuerbaren Energien hergestellt wird (Kasten 2.1). Wasserstoff kann verflüssigt direkt als Kraftstoff eingesetzt oder zu anderen E-Fuels weiterverarbeitet werden (Brynolf et al. 2022). Für die Herstellung von E- Methanol, E-Methan und E-FT-Diesel wird in unterschiedlichen Prozessen Synthesegas, ein kohlen- und wasserstoffhältiges Gasgemisch, eingesetzt. Durch Methanolsynthese kann so E-Methanol hergestellt werden, durch Methanisierung und anschließende Verflüssigung E-Methan und durch Fischer-Tropsch-Synthese E-FT-Diesel (Ramboll 2022, S. 61). Dadurch, dass Kohlendioxid eingesetzt wird, werden diese Kraftstoffe auch als kohlenstoffbasierte E- Fuels bezeichnet (Hohmeyer et al. 2023, S. IX). Das benötigte Kohlendioxid kann aus Verbrennungsprozessen (Carbon Capture – CC) oder direkt aus der Luft (Direct Air Capture – DAC) abgeschieden werden (Ramboll 2022, S. 40). Für die Herstellung von E-Ammoniak nach dem Haber-Bosch-Verfahren wird Synthesegas aus Wasserstoff und Stickstoff verwendet, wobei Stickstoff in Zerlegungsanlagen aus der Luft abgetrennt wird (Hohmeyer et al. 2023, S. IX; Ramboll 2022, S. 71) (Abbildung 2.1). Nachfolgend wird genauer auf die Herstellung von Wasserstoff durch Elektrolyse und die Gewinnung von Kohlendioxid durch DAC eingegangen. Kasten 2.1 Arten von Wasserstoff (Farben des Wasserstoffs) Wasserstoff bildet eine zentrale Grundlage für die Herstellung alternativer Schiffskraftstoffe und damit die Senkung der THG-Emission der maritimen Schifffahrt. Für die Bewertung der Klimawirkung ist wichtig, aus welchen Herstellungspfaden der Wasserstoff stammt. Je nach Herstellung haben sich Hauptkategorien anhand verschiedener Farben etabliert (Nationaler Wasserstoffrat 2022), wobei oft vereinfacht zwischen grünem, grauem und blauem Wasserstoff unterschieden wird (Ramboll 2022, S. 60 f.). – Grüner Wasserstoff wird durch Elektrolyse aus Wasser gewonnen, wobei der dafür benötigte Strom aus erneuerbaren Energien stammt. Um THG-Neutralität zu erreichen, ist der Einsatz von grünem Wasserstoff notwendig (Hirschl/Kern 2024; Nationaler Wasserstoffrat 2022). Die Europäische Kommission definiert darüber hinaus in der Delegierten Verordnung (EU) 2023/11843 Wasserstoff dann als erneuerbar, wenn dieser aus zusätzlichen errichteten Anlagen zur erneuerbaren Stromerzeugung stammt. – Gelber Wasserstoff wird ebenfalls durch Elektrolyse hergestellt, allerdings unter Verwendung des bestehenden Strommixes und nicht, wie bei grünem Wasserstoff, ausschließlich aus erneuerbaren Energien. – Roter Wasserstoff wird auf der Basis von Strom aus Kernenergie produziert. – Manchmal wird außerdem die Bezeichnung oranger Wasserstoff verwendet, wenn der für die Elektrolyse verwendete Strom aus Bioenergie hergestellt wurde (Ramboll 2022, S. 60; Scheuermann 2024). – Grauer Wasserstoff wird aus fossilen Energieträgern produziert, beispielsweise durch Dampfreformierung aus Erdgas, wobei das dabei entstehende Kohlendioxid emittiert wird. Dieser Wasserstoff ist daher zur Reduktion der THG-Emissionen nicht geeignet (DLR 2020). 2023 wurden allerdings mehr als 99 % des weltweit nachgefragten Wasserstoffs aus fossilen Energieträgern hergestellt (IEA 2024b, S. 59). – Blauer Wasserstoff wird aus fossilen Energieträgern gewonnen, wobei das dabei anfallende Kohlendioxid durch Carbon-Capture-Verfahren abgespalten wird. – Türkiser Wasserstoff wird ebenfalls aus fossilen Energieträgern produziert (Methanpyrolyse aus Erdgas). Dabei fällt fester Kohlenstoff an, der weiterverwendet oder eingelagert wird. 2.1.1.1 Elektrolysewasserstoff Da Wasserstoff auf der Erde fast ausschließlich in chemischen Verbindungen vorkommt, muss er durch entsprechende Verfahren aus diesen Verbindungen abgespalten werden. Die mengenmäßig mit Abstand bedeutsamste Wasserstoffverbindung ist Wasser. Das gebräuchlichste Verfahren für die Herstellung von grünem Wasserstoff ist die Elektrolyse, bei der Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff aufgespalten wird (IEA 2024b, S. 66 ff.; Ramboll 2022, S. 61) (Kasten 2.2). Kasten 2.2 Verfahren zur Herstellung von Elektrolysewasserstoff In der Elektrolyse wird Wasser durch den Einsatz von Strom aus erneuerbaren Energien in Wasserstoff und Sauerstoff aufgespalten. Typischerweise wird in einem Elektrolyseur durch zwei Elektroden (Anode und Kathode) elektrischer Gleichstrom durch Wasser geleitet, das mittels Zugabe etwa von Säuren oder Basen leitfähig gemacht wird (Elektrolyt). An den beiden Elektroden entstehen dadurch die Reaktionsprodukte Wasserstoff und Sauerstoff. Zwischen beiden Elektroden befindet sich eine gasundurchlässige Membran, die verhindert, dass sich Wasserstoff und Sauerstoff zu einem explosiven Gasgemisch vermengen (DLR 2020). Die folgenden Elektrolyseverfahren stehen aktuell am meisten im Fokus (IEA 2024b, S. 66 ff.; Ramboll 2022, S. 61): 3 Delegierte Verordnung (EU) 2023/1184 vom 10. Februar 2023 zur Ergänzung der Richtlinie (EU) 2018/2001 durch die Festlegung einer Unionsmethode mit detaillierten Vorschriften für die Erzeugung flüssiger oder gasförmiger erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr – Bei der alkalischen Elektrolyse (AEL) wird Kalilauge als Elektrolyt verwendet, die ständig in einem Elektrolytkreislauf zirkuliert. Zwischen Kathode und Anode sorgt ein poröses Diaphragma dafür, dass sich Wasserstoff und Sauerstoff nicht vermengen (DLR 2020). Die AEL ist ausgereift und kommerziell erhältlich, die erste Anlage wurde bereits 1927 in Norwegen in Betrieb genommen (DLR 2020). Weitere Vorteile sind eine gute Langzeitstabilität und der Einsatz von vergleichsweise günstigen Materialien.4 Für die Verwendung mit fluktuierenden Stromquellen (Wind, Sonne) ist allerdings der relativ träge Elektrolytkreislauf nachteilig, da es dadurch zu einer relativ langen Anlaufzeit kommt und es nicht möglich ist, schnell auf Laständerungen der Stromquelle zu reagieren (DLR 2020). – Bei der Polymerelektrolytmembranelektrolyse (PEM) übernimmt ein Festpolymer, das Protonen leitet, sowohl die Funktion des Elektrolyts als auch der gasundurchlässigen Membran.5 Auch die PEM-Elektrolyse ist im industriellen Maßstab verfügbar, allerdings eine deutlich jüngere Technologie als die alkalische Elektrolyse. Gegenüber der AEL hat die PEM-Elektrolyse den Vorteil, dass sie durch kürzere Anlaufzeiten besser auf fluktuierende Stromquellen reagieren kann und der Wasserstoff einen höheren Reinheitsgrad aufweist. Allerdings sind die Investitionskosten bei der PEM-Elektrolyse durch die Verwendung des seltenen Metalls Iridium höher (DLR 2020). – Bei der Hochtemperatur-Feststoffoxid-Elektrolyse (Solid Oxide Electrolyzer Cell- bzw. SOEC-Elektrolyse) wird ein keramischer ionenleitender Festkörper als Elektrolyt eingesetzt.6 Im Unterschied zu den anderen beiden Verfahren wird nicht flüssiges Wasser, sondern Wasserdampf gespalten. Das Verfahren ist vor allem für Standorte geeignet, bei denen Abwärme aus z. B. industrieller Produktion für die Erzeugung des Wasserdampfs genutzt werden kann (Ramboll 2022, S. 61). Im Vergleich zur AEL und PEM-Elektrolyse sind bei der SOEC-Elektrolyse höhere Wirkungsgrade (bis zu 90 %) möglich, allerdings ist das Verfahren noch deutlich weniger ausgereift (DLR 2020).7 – Bei der vergleichsweise neuen Anionenaustauschmembranelektrolyse (AEM) wird das Diaphragma der AEL durch eine polymere Anionenaustauschmembran ersetzt, die Hydroxidionen leitet. Statt Kalilauge kann destilliertes Wasser oder eine leicht alkalische Lösung verwendet werden (Vincent/Bessarabov 2018). Die AEM-Elektrolyse kombiniert die Vorteile der AEL- (Langzeitstabilität und günstige Materialien) mit denen der PEM-Elektrolyse (höherer Reinheitsgrad des Wasserstoffs und bessere Reaktion auf fluktuierende Stromquellen) (Fraunhofer 2023; Vincent/Bessarabov 2018). Die Anschaffungskosten werden als geringer eingeschätzt, jedoch ist der Energiebedarf höher als bei den anderen genannten Verfahren (Fraunhofer 2023). Die Herstellung von Wasserstoff mittels Elektrolyse ist ein sehr energieintensives Verfahren. Ausgehend von 100 % der zugeführten Energie werden beim AEL- und beim PEM-Verfahren ca. 70 % nutzbare Energie in Form von Wasserstoff erzeugt. Dieser Wirkungsgrad soll zukünftig auf 80 % gesteigert werden können. Die SOEC-Elektrolyse kann Wirkungsgrade von bis zu 90 % erreichen (DLR 2020).8 Auf dem Weg zu einer klimaverträglichen Schifffahrt spielt grüner Wasserstoff eine zentrale Rolle (Kasten 2.3) (Bundesregierung 2023; Nationaler Wasserstoffrat 2022). Das Angebot und die Nachfrage von Wasserstoff werden jährlich durch die IEA (IEA 2024b) im „Global Hydrogen Review“ analysiert. Diese Analysen geben auch Auskunft darüber, wie viele Mengen an Wasserstoff zur Erreichung der Klimaziele notwendig wären. Um in der Schifffahrt das Ziel der IMO zu erreichen, 2030 5 bis 10 % des jährlichen Energieverbrauchs durch (nahezu) emissionsfreie Technologien abzudecken, wären laut den Berechnungen der IEA 4 bis 9,3 Mio. t Wasserstoff pro Jahr notwendig (IEA 2024b, S. 46).9 Neben der Schifffahrt spielt Wasserstoff auch für die Dekarbonisierung vieler anderer Sektoren, z. B. die Luftfahrt und die Industrie eine große Rolle. Die globale Wasserstoffproduktion lag 2023 bei 97 Mio. t, die nahezu vollständig aus fossilen Energieträgern erfolgte. Weltweit wurden 2023 lediglich 0,7 Mio. t kohlenstoffarmer Wasserstoff10 produziert, für 2024 schätzte 4 https://www.tuev-nord.de/de/unternehmen/energie/wasserstoff/herstellung/elektrolyse-von-wasser/ (17.4.2025) 5 https://www.tuev-nord.de/de/unternehmen/energie/wasserstoff/herstellung/elektrolyse-von-wasser/ (17.4.2025) 6 https://www.uni-augsburg.de/de/forschung/einrichtungen/institute/amu/wasserstoff-forschung-h2-unia/h2lab/h2-er/elektrolyse/th-el/ (17.4.2025) 7 https://www.tuev-nord.de/de/unternehmen/energie/wasserstoff/herstellung/elektrolyse-von-wasser/ (17.4.2025) 8 https://www.tuev-nord.de/de/unternehmen/energie/wasserstoff/herstellung/elektrolyse-von-wasser/ (17.4.2025) 9 Diese Mengen wären nötig, wenn 5 bis 10 % des Energieverbrauchs durch wasserstoffbasierte Kraftstoffe abgedeckt würde. 10 Als kohlenstoffarm hergestellter Wasserstoff bezeichnet die IEA (2024b, S. 287) Wasserstoff aus Elektrolyse, Biomasse oder fossilen Rohstoffen mit CC-Anlagen (also grüner, gelber, roter, oranger und blauer Wasserstoff). die IEA eine Produktion von etwa 1 Mt. Die Sektoren mit der größten Nachfrage waren 2023 die Chemieindustrie, Raffinerien und die Stahlindustrie. Neben der aktuellen Nachfrage analysiert die IEA auch die Anzahl der zwischen Firmen abgeschlossenen Abkommen über die zukünftige Lieferung von Wasserstoff. Hier lag die Schifffahrt 2023 nach der Chemieindustrie und Raffinerien an dritter Stelle, was auf eine zunehmende Bedeutung von Wasserstoff für die Produktion von Schiffskraftstoffen schließen lässt (IEA 2024b, S. 16 ff.). Darüber hinaus geben installierte Elektrolysekapazitäten einen Aufschluss darüber, wie sich die strombasierte Herstellung von Wasserstoff entwickelt. Bis September 2024 waren weltweit etwa 1,6 GW an Elektrolyseleistung installiert (IEA 2024b, S. 66). Unter der Annahme, dass Elektrolyseure einen Wirkungsgrad von 70 % und eine Betriebsdauer von 4.000 Stunden pro Jahr haben, können mit 1,4 GW Leistung ca. 0,1 Mio. t Wasserstoff pro Jahr hergestellt werden (Wasserstoffkompass 2022). Auf Basis von angekündigten Projekten für die Wasserstoffproduktion erstellt die IEA auch eine Abschätzung der zukünftigen Verfügbarkeit (IEA 2024b, S. 60 ff.). 2030 könnten etwa 3,4 Mio. t kohlenstoffarmer Wasserstoff pro Jahr hergestellt werden, wenn alle Projekte mit finaler Investitionsentscheidung realisiert werden. Davon sind allerdings lediglich 55 % Elektrolyseprojekte (das entspricht 1,87 Mio. t und einer erwarteten Elektrolyseleistung von 20 GW11), 45 % der Herstellung erfolgt aus fossilen Energieträgern mit CO2-Abscheidung.12 Vergleicht man diese Schätzungen mit den geschätzten Bedarfen für die Schifffahrt wird sichtbar, dass diese Produktionsmengen 2030 nicht einmal ausreichend wären, um 5 bis 10 % des Energieverbrauchs durch (nahezu) emissionsfreie Technologien abzudecken. Das Wachstum der Wasserstoffproduktion war in den vergangenen Jahren groß und vor allem durch den Zuwachs an Elektrolysekapazitäten getrieben, wird für die Zukunft allerdings als unsicher eingeschätzt (IEA 2024b, S. 16). So hat sich die installierte Elektrolyseleistung zwar von 2022 auf 2023 verdoppelt, 2024 wurde allerdings nur ein kleiner Teil des erwarteten Zuwachses erreicht (IEA 2024b, S. 66). Viele Projekte weisen Verzögerungen der finalen Investitionsentscheidung auf oder wurden ganz eingestellt. Gründe sind unter anderem die Schwierigkeiten, verlässliche Abnehmer zu finden und den Absatz produzierten Wasserstoffs vertraglich abzusichern, die vergleichsweisen hohen Kosten von emissionsarm produziertem Wasserstoff im Vergleich zu herkömmlichen fossilen Herstellungspfaden sowie regulatorische Unsicherheiten (worunter auch Verzögerungen bei den Baugenehmigungen, inklusive Genehmigungen für Zugang zur Wasserversorgung13 und Stromnetzanschlüsse fallen). Außerdem traten operationelle Schwierigkeiten auf, die insbesondere mit dem Hochskalieren des Produktionsprozesses zu tun haben (IEA 2024b, S. 64). Elektrolysewasserstoff ist in der Produktion generell teurer als Wasserstoff aus fossilen Quellen (dazu und zum Folgenden Hohmeyer et al. 2023, S. 103 ff.; IEA 2024b, S. 77 ff.). Laut aktuellen Analysen der IEA im „Global Hydrogen Review“ 2024 lagen die Kosten von Elektrolysewasserstoff (bei Strom aus Windkraft und Photovoltaik) 2023 etwa zwischen 3,70 bis 11 Euro/kg bzw. etwa 90 bis 280 Euro/MWh14). Wasserstoff aus der Gasförderung kostete im gleichen Zeitraum etwa 0,70 bis 5,30 Euro/kg (20 bis 130 Euro/MWh). Diese Herstellungskosten setzen sich aus den Kosten für Strom, Wasser und die Elektrolyseure zusammen, wobei aktuell insbesondere die Investitionskosten für Elektrolyseure eine große Rolle spielen: Sie machten 2023 je nach Art des Elektrolyseurs ca. zwischen 1.800 und 2.300 Euro/kW aus. Für 2030 wird erwartet, dass die Kosten durch technologische Weiterentwicklung und Skalierung der Elektrolyseure sowie die Verwendung kostengünstiger Materialien um etwa 40 bis 55 % sinken. Die Kosten werden außerdem von den jährlichen Betriebsstunden beeinflusst: Mit einer höheren Anzahl der Volllaststunden sinken die anteiligen Investitionskosten der Elektrolyseure und der Strompreis wird zum wesentlichen Kostenfaktor. Wird die Wasserstoffproduktion dann an einem Standort mit besonders vorteilhaften Bedingungen für die Herstellung von erneuerbaren Energien durchgeführt (z. B. in Argentinien, Chile oder China), so könnten 2030 die Herstellungskosten auf unter 1,80 Euro/kg H2 bzw. etwa 46 Euro/MWh sinken (Abbildung 2.2). Für Europa wird erwartet, dass die Kosten bei über 3,70 Euro/kg H2 bzw. ca. 92 Euro/MWh liegen werden. In welchem Ausmaß diese erwarteten Kostensenkungen realisierbar sind, wird sich allerdings noch zeigen. So revidierte die Forschungsstelle für Energiewirtschaft jüngst ihre Kostenerwartungen auf Basis von Praxiserfahrungen und geht nun von über 7 Euro/kg H2 bzw. 175 Euro/MWh für 2040 aus. In bisherigen Berechnungen wurden laut dieser Studie insbesondere indirekte Investitionskosten (z. B. die Installation 11 Davon mehr als 50 % aus AEL, gefolgt von PEM; 2030 könnte auch AEM mehr als 10 % der Kapazität erreichen (IEA 2024b, S. 66 ff.). 12 Betrachtet man allerdings auch Projekte in früherem Entwicklungsstadium, könnten 2030 sogar 49 Mio. t pro Jahr erreicht werden, davon ca. 37 Mio. t aus Elektrolyse. 13 Dieser Punkt wird kritisch gesehen: Elektrolyse hat einen hohen Wasserbedarf und ca. die Hälfte aller bis 2030 erwarteten Elektrolyseprojekte liegen in Regionen, in denen Wasserknappheit zu erwarten ist oder bereits besteht (IEA 2024b, S. 92). 14 Bei einem Energiegehalt von 40 kWh/kg H2 (DLR 2020, S. 35) und einem Wechselkurs von 1,08 US-Dollar/Euro 2024 (EZB 2025). von Elektrolyseuren) oder auch Stromsystemkosten (z. B. Anschlüsse) als zu gering angenommen. Auch bisherige Erwartungen der IEA zu Kostensenkungen bei Elektrolyseuren konnten nicht eingehalten werden. Statt zu sinken, stiegen die Kosten zwischen 2018 und 2024 leicht an (Schaudwet 2025). Abbildung 2.2 Zukünftige Kosten der Wasserstoffproduktion Kostenberechnungen unter der Annahme von optimaler Auslegung der erneuerbaren Stromerzeugung, um die Erzeugungskosten von Wasserstoff zu minimieren. Stromerzeugung CapEx: 380 bis 1.300 US-Dollar/kW für Photovoltaik, 980 bis 3.260 US-Dollar/kW für Wind an Land, 1.770 bis 4.300 US-Dollar/kW für Offshorewind; exklusive Wasserkosten.; Abzinsungssatz = 9 %. Quelle: Analyse der IEA (2024b, S. 84); CC BY 4.0 basierend auf Analysen des Forschungszentrums Jülich mittels ETHOS Model Suite (https://www.fz-juelich.de/de/ice/ice-2/leistungen/model-services; 24.6.2025) Kasten 2.3 Zur Klimawirkung von Wasserstoff aus fossilen Quellen Grüner Wasserstoff ist eine zentrale Voraussetzung für eine klimaverträglichere Schifffahrt, ist allerdings kurz- und mittelfristig noch nicht in ausreichenden Mengen verfügbar. Die derzeitige Herstellung der Produkte, die als alternative Kraftstoffe verwendet werden könnten – z. B. Wasserstoff, Methanol oder Ammoniak – beruht fast ausschließlich auf fossilen Rohstoffen, mehrheitlich auf der Basis von grauem Wasserstoff. Würden diese Produkte als Kraftstoffe verwendet, würden THG-Emissionen in höherem Umfang als bei etablierten fossilen Schiffskraftstoffen entstehen (DNV GL 2019, S. 9; Ramboll 2022, S. 68). Gründe dafür sind die während der Erdgasförderung entstehenden Kohlendioxid- und Methanemissionen und Verluste in der Energieumwandlung, wenn zunächst aus fossilen Rohstoffen Wasserstoff produziert wird, aus dem dann synthetische Kraftstoffe hergestellt werden (Lindstad et al. 2021). Von manchen wird der Einsatz von blauem Wasserstoff – aus fossilen Rohstoffen mit Carbon-Capture- Verfahren – als Übergangslösung bis zur ausreichenden Verfügbarkeit von grünem Wasserstoff gesehen (EMSA 2023a, S. 17; Löschel et al. 2024, S. 173). Zur Erreichung der Klimaneutralität ist blauer Wasserstoff allerdings keine Lösung, da Carbon-Capture-Verfahren das anfallende Kohlendioxid nur teilweise abscheiden können, durch die Gasförderung weiterhin Methanemissionen entstehen und der Einsatz von blauem Wasserstoff die Abhängigkeit von fossilen Rohstoffen verlängert (EMSA 2023a, S. 17; Tomos et al. 2024; Ueckerdt et al. 2021). 2.1.1.2 Direct Air Capture Neben Wasserstoff wird für die Herstellung der kohlenstoffbasierten E-Fuels (E-Methanol, E-Methan, E-FT- Diesel) auch Kohlendioxid benötigt. Kohlendioxid kann aus Punktquellen (z. B. aus Biomasse oder industriellen Verbrennungsprozessen) oder mittels DAC direkt aus der Umgebungsluft abgeschieden werden. Für die Klimaverträglichkeit kohlenstoffhaltiger E-Fuels ist DAC von großer Bedeutung, da das Kohlendioxid der Atmosphäre entzogen wird. Dadurch entstehen während der Herstellung Negativemissionen, die bei Verbrennung der Kraftstoffe an Bord wieder freigesetzt werden (Hohmeyer et al. 2023, S. 109). Die Abscheidung von Kohlendioxid aus industriellen Prozessen führt aufgrund unvollständiger Abscheideraten lediglich zu geringen Emissionsreduktionen der Kraftstoffe (Tomos et al. 2024). Auch wird erwartet, dass die Verfügbarkeit von Kohlendioxid aus Punktquellen durch die fortschreitende Dekarbonisierung aller Sektoren langfristig abnehmen wird (Comer et al. 2022). Um den jährlichen Energiebedarf der Schifffahrt mit erneuerbaren kohlenstoffbasierten Kraftstoffen decken zu können, ist die Gewinnung von Kohlendioxid etwa in einer Größenordnung von 600 Mio. t pro Jahr erforderlich. Um Kohlendioxid mittels DAC direkt aus der Atmosphäre abzuscheiden, wird Luft durch große Ventilatoren zu einem Sorptionsmedium geleitet, welches das darin enthaltene Kohlendioxid bindet. Durch anschließende Erhitzung kann es wieder ausgetrieben und aufgefangen werden (Helmholtz-Klima-Initiative 2023). DAC-Verfahren befinden sich noch in einem relativ frühen Entwicklungsstadium. Die zwei Verfahren Solid- und Liquid-DAC haben international einen so fortgeschrittenen Entwicklungsstand erreicht, dass sie in Pilotprojekten und ersten kommerziellen Anlagen zum Einsatz kommen (Kasten 2.4). Weitere Verfahren, wie beispielsweise das elektrochemische oder membranbasierte DAC, befinden sich noch im Entwicklungsstand von Laborversuchen oder Prototypen (Bouaboula et al. 2024; IEA 2022). In Deutschland hinkt die Entwicklung nach Einschätzung von Hohmeyer et al. (2023, S. XVII) dem internationalen Stand hinterher. Laut aktuellen Analysen der IEA (2024a) wurden bis Anfang 2024 weltweit 27 DAC-Anlagen errichtet oder in Auftrag gegeben, die insgesamt 10.000 t CO2 pro Jahr abscheiden. Bei einem Großteil handelt es sich um kleine Test- und Demonstrationsprojekte. Nur drei Anlagen waren bis dahin auf mehr als 1.000 t CO2 pro Jahr ausgelegt (IEA 2024a). 2024 wurde in Island die weltweit größte DAC-Anlage mit einer Kapazität von bis zu 36.000 t CO2 pro Jahr in Betrieb genommen. Das abgeschiedene Kohlendioxid wird direkt vor Ort gespeichert. Die Energie für den Betrieb der Anlage wird aus Geothermie erzeugt (Hartbrich 2024). Berücksichtigt man die dabei anfallenden CO2- Emissionen, können mit dieser Anlage netto ca. bis zu 32.000 t CO2 abgeschieden werden (Climeworks 2023). In den kommenden Jahren wird weiteres Wachstum erwartet. Laut IEA (2024a) befinden sich 2024 mindestens 130 DAC-Anlagen mit jeweils mehr als 1.000 t Abscheidekapazität in Planung, wobei die meisten Anlagen in den USA, Norwegen, Island, Kenia und den Vereinigten Arabischen Emiraten errichtet werden sollen. 15 davon sind bereits in Bau, für die übrigen Anlagen gibt es allerdings noch keine Finanzierung und bei einigen wurde noch kein Standort festgelegt. Werden alle 130 Projekte realisiert, ist mit einer gesamten Kapazität von ca. 61 Mio. t CO2 pro Jahr zu rechnen (IEA 2024a). Damit könnten beispielsweise etwa 20 bis 40 Mio. t Methanol hergestellt werden, wenn man von einem Bedarf von 1,5 bis 3 t CO2 für 1 t Methanol ausgeht (Ramboll 2022, S. 80). Durch die relativ geringe CO2-Konzentration in der Atmosphäre ist DAC ein sehr energie- und kostenintensives Verfahren zur CO2-Gewinnung. Im Vergleich dazu erfordert die CO2-Abscheidung aus Punktquellen, wo die Konzentration höher ist als in der Atmosphäre, weniger Energie (National Academies 2019). Der Energieverbrauch und die Kosten, die sich maßgeblich aus den Investitionskosten der Anlagen sowie den Energiekosten zusammensetzen, werden daher als die Hauptschwierigkeiten bei der Umsetzung von DAC angesehen (Bouaboula et al. 2024). Schätzungen für Kosten und Energieverbrauch sind aufgrund des frühen Entwicklungsstandes mit Unsicherheiten verbunden. Für die ausgereiftesten DAC-Verfahren schätzt die IEA (IEA 2022) einen Energieaufwand von ca. 1.400 bis 2.500 kWh/t abgeschiedenes CO2. Eine aktuelle Literaturauswertung ergibt sogar einen Energieverbrauch von 2.800 bis 3.600 kWh/t (Bouaboula et al. 2024). Der Großteil davon – ca. 80 bis 90 % – fällt für Wärme an, die für die Erhitzung der Sorptionsmedien zur CO2-Abtrennung erforderlich ist (Bouaboula et al. 2024). Für eine in den USA gelegene Referenzanlage wurden die Kosten für 2020 von der IEA (IEA 2022) auf 125 bis 335 US-Dollar/t CO2 geschätzt. Andere Quellen gehen von einer Kostenspanne von 250 bis 600 US- Dollar/t CO2 aus (Ozkan et al. 2022). Die erwarteten Kosten hängen unter anderem von der eingesetzten Technologie (Solid- oder Liquid-DAC), den Energiepreisen und auch davon ab, ob das Kohlendioxid gespeichert oder weiterverwendet wird (IEA 2022; Ozkan et al. 2022). Ab einem Preis von ca. 160 US-Dollar/t CO2 könnte DAC laut den Berechnungen der (IEA 2022) wirtschaftlich sein. Zum Vergleich: Der Preis lag im europäischen Emissionshandel Ende Juli 2025 bei ca. 73 Euro/t CO2 und schwankt seit Anfang 2023 zwischen 54 und 110 Euro/t CO2 (Intercontinental Exchange 2025). Kasten 2.4 Verfahren zur CO2-Gewinnung durch Direct Air Capture In Direct-Air-Capture-Verfahren wird Luft durch große Ventilatoren gesaugt und das sich darin befindende Kohlendioxid durch Sorbens oder Sorptionsmedien herausgefiltert (Helmholtz-Klima-Initiative 2023). Durch die Erhitzung der Sorptionsmedien wird im nächsten Prozessschritt das darin enthaltene Kohlendioxid wieder abgespalten. Dieses kann dann einer weiteren Verwendung oder Speicherung zugeführt werden. Das Sorptionsmedium wird im weiteren Abscheidungsprozess wiederverwendet (Sodiq et al. 2023). Je nach Art des Sorptionsmediums und der Temperatur unterscheidet man zwischen Solid- und Liquid-DAC (IEA 2022; Sodiq et al. 2023): – Das Solid-DAC-Verfahren nutzt feste Sorptionsmedien, um Kohlendioxid aus der Atmosphäre zu binden. Danach wird durch Erhitzung der Medien auf 80 bis 120 °C das Kohlendioxid wieder freigesetzt. Solid- DAC hat eine modulare Bauweise und kann in relativ kleinen containerbasierten Lösungen mit einem Ertrag von ca. 50 t CO2 pro Jahr und Modul eingesetzt werden (IN4climate.RR 2022). Dabei werden mehrere Module parallel eingesetzt, von denen einige Kohlendioxid aufnehmen und dieses in anderen wieder aus dem Sorptionsmedium abgespalten wird (IEA 2022). Gleichzeitig zur CO2-Abscheidung wird Wasser aus Luft gewonnen (während bei Liquid-DAC-Verfahren Wasser verbraucht wird). – Im Liquid-DAC-Verfahren wird die Umgebungsluft durch einen Abscheideapparat geleitet, in welchem Flüssigkeiten wie Hydroxidlösungen das Kohlendioxid binden. Die anschließende Erhitzung der Lösung auf 300 bis 900 °C setzt das Kohlendioxid wieder frei. Diese Anlagen können in großem Maßstab von 0,5 bis 1 Mio. t CO2 pro Jahr betrieben werden. Allerdings verbraucht der Prozess Wasser und die hohen Temperaturen, die im Prozess notwendig sind, führen bei den seit 2024 bestehenden Anlagen dazu, dass die Wärmeenergie aus Erdgas erzeugt wird; das dabei entstehende Kohlendioxid wird allerdings im Prozess abgeschieden. Eine Elektrifizierung ist zwar grundsätzlich möglich, wird in den seit 2024 bestehenden Anlagen aber noch nicht eingesetzt (IEA 2024a; IN4climate.RR 2022). 2.1.2 B-Fuels Bei B-Fuels (oder Biokraftstoffen) handelt es sich um Kraftstoffe, die auf der Basis von Biomasse hergestellt werden. Dazu zählen: – Biodiesel: B-FT-Diesel FAME HVO – B-Methanol – B-Methan Je nach verwendetem Rohstoff wird zwischen konventionellen und fortschrittlichen B-Fuels unterschieden (EMSA 2023d, S. 19). Konventionelle B-Fuels werden auch als Biokraftstoffe der ersten Generation bezeichnet und werden aus Nahrungs- und Futterpflanzen wie Palm-, Soja- oder Rapsöl hergestellt. Fortschrittliche B-Fuels oder B-Fuels der zweiten Generation werden aus Abfall- und Reststoffen hergestellt, die nicht für die Nahrungsoder Futtermittelproduktion bestimmt sind sowie nicht eigens zum Zweck der B-Fuels angebaut wurden.15 2.1.2.1 Biomassebasierte Produktionsprozesse Die für die Schifffahrt relevanten B-Fuels können durch unterschiedliche Produktionsprozesse hergestellt werden (EMSA 2023d, S. 19 ff.): – Durch die Umesterung – eine chemische Umwandlung von Fetten und Ölen – kann FAME hergestellt werden, wobei die häufigsten verwendeten Rohstoffe Pflanzenöle (z. B. Raps-, Palm- oder Sojaöl), Altspeiseöle und tierische Fette sind. Auch Algenlipide können als Rohstoff verwendet werden. Die Umesterung von 15 Zusätzlich werden auch noch B-Fuels der dritten Generation (z. B. aus Mikroalgen) und vierten Generation (auf Basis gentechnisch veränderter Mikroorganismen) unterschieden, die sich allerdings noch in einem viel früheren Entwicklungsstand befinden; Kraftstoffe der ersten und zweiten Generation werden kommerziell hergestellt (Cavelius et al. 2023). Fetten und Ölen ist ein etablierter Produktionsprozess, während sich die algenbasierte Herstellung noch in einem frühen Entwicklungsstadium befindet (EMSA 2023d, S. 30). – Durch Hydrierung wird HVO produziert, wobei durch den Einsatz von Wasserstoff in Anwesenheit eines Katalysators gesättigte Kohlenwasserstoffe erzeugt werden, die anschließend durch Isomerisierung und Cracken weiterverarbeitet werden. Dieser Produktionsprozess ist dem Raffinieren von fossilen Kraftstoffen sehr ähnlich, weshalb HVO den fossilen Dieselkraftstoffen ähnlicher ist als FAME. Als Rohstoffe kommen wie bei der Umesterung flüssige Biomasse (Pflanzen-, Altspeiseöle bzw. Fette oder Algenlipide) zum Einsatz. Während es sich bei der Herstellung durch Hydrierung um ausgereifte Produktionsprozesse handelt, befindet sich die Produktion aus Algenlipiden noch in Entwicklung (EMSA 2023d, S. 30). – Ein weiterer Produktionspfad ist die anaerobe Gärung, in der die Rohstoffe von Bakterien umgewandelt werden, um Biogas herzustellen, das hauptsächlich aus Methan und Kohlendioxid besteht. Nach Reinigung und Abtrennung des Kohlendioxids wird das Biogas weiter zu B-Methan und B-Methanol verarbeitet. Für diesen Prozess kann flüssige Biomasse (Pflanzenöle, aber auch landwirtschaftliche Abfallprodukte, Klärschlamm und andere organische Abfälle oder auch Algen) verwendet werden. – Schließlich können einige B-Fuels auch durch Biomassevergasung hergestellt werden. Durch Vergasung wird Biomasse bei hohen Temperaturen und hohem Druck in seine Grundbestandteile Wasserstoff, Kohlenmon- und -dioxid zerlegt. Das so erzeugte Synthesegas kann anschließend zu B-Methan, B-Methanol oder B-FT-Diesel weiterverarbeitet werden. Dieses Produktionsverfahren hat den Vorteil, dass beinahe alle Arten von Biomasse verwendet werden können. Die thermische Vergasung ist dabei vor allem für trockene, lignocellulosehaltige16 Biomasse geeignet und die Vergasung in überkritischem Wasser ist für flüssige Biomasse geeignet. Die Biomassevergasung hat einen geringeren technologischen Reifegrad, allerdings einen höheren Wirkungsgrad als die anaerobe Gärung. 2.1.2.2 Verfügbarkeit Insgesamt wurden 2023 etwa 150 Mio. t Öl-Äq. an B-Fuels hergestellt, davon etwa 111 Mio. t flüssige und 41 Mio. t gasförmige Kraftstoffe. Der Straßenverkehr macht den größten Anteil an der verbrauchten Menge flüssiger B-Fuels aus. In der Schifffahrt wurden 2023 etwa 0,7 Mio. t Öl-Äq. verbraucht, was etwa 0,3 % des Energieverbrauchs der weltweiten Schifffahrt entspricht. Biogase werden primär für die Strom- und Wärmeversorgung verbraucht (Abbildung 2.3). Für die Nutzung im Transportsektor muss Biogas weiterverarbeitet und unter Druck komprimiert oder verflüssigt werden (DNV 2025a, S. 7 f). Der Großteil der weltweiten Produktion an B-Fuels sind Kraftstoffe erster Generation, die aus Anbaubiomasse (Nahrungs- und Futterpflanzen) hergestellt werden (DNV 2025a, S. 8; EMSA 2023d, S. 38). 2023 wurden beispielsweise 75 % der globalen Produktionsmengen von den für die Schifffahrt relevanten Biodieseln aus Pflanzenölen hergestellt (IEA 2024c, S. 142).17 Hierbei handelt es sich hauptsächlich um Raps-, Soja- und Palmöl, deren Produktion für den Zweck der Verarbeitung zu B-Fuels in Konkurrenz mit der Nahrungs- und Futtermittelproduktion steht. Der Anbau von Biomasse für die Kraftstoffproduktion führt häufig zu Landnutzungsänderungen, etwa wenn Wälder gerodet und das Land als Anbaufläche für Biomasse genutzt wird (EMSA 2023d, S. 43; Zhou 2020).18 Diese Landnutzungsänderungen haben einen maßgeblichen Einfluss auf die Klimawirkung von B- Fuels (für Details dazu Kapitel 2.2). Ob bzw. wieviel Biomasse für die Herstellung von B-Fuels für den Transportsektor unter Berücksichtigung von Nachhaltigkeitskriterien zur Verfügung gestellt werden kann wird daher in Fachkreisen kritisch diskutiert (DNV 2025a, S. 13 f.). 16 Lignocellulose ist das Strukturmaterial von holzigen Pflanzen und z. B. in Holz oder Stroh enthalten. 17 In der EU, wo weltweit die größten Mengen an Biodiesel hergestellt und verbraucht werden, ist der Anteil an Anbaubiomasse ähnlich. Die verbleibenden etwa 25 % Produktionsmengen aus Abfall- und Reststoffen werden dort hauptsächlich aus Altspeiseölen hergestellt (JRC 2023, S. 28). 18 Es wird zwischen direkten und indirekten Landnutzungsänderungen unterschieden: Bei direkten Landnutzungsänderungen handelt es sich um unmittelbare Umnutzungen natürlicher Flächen (z. B. Wald) infolge des Anbaus von Biomasse. Bei indirekten Landnutzungsänderungen wird der zusätzliche Flächenbedarf für den Anbau von Biomasse, die für die Produktion von B-Fuels benötigt wird, an anderer Stelle kompensiert (z. B. indem Wälder in landwirtschaftliche Produktionsflächen umgewandelt werden) (Van Stappen et al. 2011). Abbildung 2.3 Verbrauch von B-Fuels in unterschiedlichen Sektoren 2023 Quelle: nach DNV (2025a, S. 9) basierend auf IEA Aufgrund dieser Problematik soll durch die bestehenden Regulierungen – etwa die Richtlinie (EU) 2023/241319 (Erneuerbare-Energien-Richtlinie) – vermehrt die Nutzung von Biomasse aus Abfall- und Reststoffen gefördert werden (siehe dazu ausführlicher EMSA 2023d, S. 44 ff.). Für die Schifffahrt betrifft das konkret die FuelEU- Maritime-Verordnung (Kapitel 5.2.1), in der für Biokraftstoffe, die nicht den Nachhaltigkeitskriterien der Erneuerbaren-Energien-Richtlinie entsprechen oder die aus Nahrungs- und Futtermittelpflanzen hergestellt werden, die gleichen Emissionsfaktoren wie fossile Kraftstoffe gelten.20 Die begrenzte Verfügbarkeit von Biomasse für die Produktion fortschrittlicher B-Fuels wird allerdings von vielen Quellen als Hemmnis für einen verbreiteten Einsatz angesehen (Cavelius et al. 2023; JRC 2023; Sonnleitner/ Bacovsky 2024). Wie Anbaubiomasse ist auch die Verfügbarkeit von Abfall- und Reststoffen grundsätzlich begrenzt und wird voraussichtlich nicht ausreichend sein, um den weltweiten Bedarf an fortschrittlichen B-Fuels bzw. B- Fuels zweiter Generation zu decken. Die IEA hat beispielsweise Abschätzungen für das zukünftige Angebot und die Nachfrage nach Altölen21 erstellt und kommt zu dem Ergebnis, dass dass das weltweit verfügbare Angebot schon 2030 zu 80 % ausgeschöpft sein wird (IEA 2024c, S. 142). Die Nachfrage aus der Schifffahrt wird dabei in Konkurrenz mit anderen Sektoren stehen (EMSA 2023d, S. 50). Aus diesen Gründen kommen Hohmeyer et al. (2023, S. XIV) zu der Einschätzung, dass B-Fuels in der Übergangsphase bis zum Hochlauf der E-Fuel- Produktion für den Einsatz in der bestehenden Schiffsflotte relevant sind, mittel- und langfristig aber nur eine geringe Rolle spielen werden. 2.2 Beschreibung und Bewertung der erneuerbaren Kraftstoffe Im folgenden Teilkapitel werden die einzelnen erneuerbaren Kraftstoffe beschrieben und nach umweltbezogenen, technischen, wirtschaftlichen und sicherheitsrelevanten Kriterien bewertet, um geeignete Kraftstoffe für eine klimaverträgliche Schifffahrt zu identifizieren. Um zu einer klimaverträglichen Schifffahrt beizutragen und gleichzeitig mit den aktuell meistverwendeten fossilen Kraftstoffen wettbewerbsfähig zu sein, sollten erneuerbare Kraftstoffe idealerweise eine Reihe von Voraussetzungen erfüllen (Gray et al. 2021). So sollten die erstens Kraftstoffe über den gesamten Lebenszyklus hinweg möglichst geringe THG-Emissionen verursachen. Für die Bewertung der Klimawirkung sind dabei einerseits die Herstellungspfade der Kraftstoffe und andererseits die Energieumwandlung an Bord relevant. Daher werden in 19 Richtlinie (EU) 2023/2413 vom 18. Oktober 2023 zur Änderung der Richtlinie (EU) 2018/2001, der Verordnung (EU) 2018/1999 und der Richtlinie 98/70/EG im Hinblick auf die Förderung von Energie aus erneuerbaren Quellen und zur Aufhebung der Richtlinie (EU) 2015/652 des Rates 20 Die IMO hat noch keine Regelungen getroffen, welche die Nutzung von B-Fuels aus Anbaubiomasse ausschließen oder unattraktiv machen, wird dafür aber sowohl von der Schifffahrtsbranche als auch Umweltschutz- und Nichtregierungsorganisationen kritisiert (Maier 2025; T&E 2025a). 21 Altöle (z. B. Altspeiseöle, tierische Abfälle oder Ausfluss von Palmölmühlen) gehören zu den wichtigsten Rohstoffen für die Herstellung von Biodieseln zweiter Generation. Bewertungen üblicherweise Emissionen berücksichtigt, die in der Prozesskette von der Energieerzeugung über die Kraftstoffherstellung bis hin zur Bebunkerung der Schiffe anfallen (Well to Tank), sowie Emissionen, die bei der Energieumwandlung an Bord (Tank to Wake) entstehen. Bei fossilen Kraftstoffen ist der Großteil der Klimawirkung auf Emissionen zurückzuführen, die während der Energieumwandlung bzw. Verbrennung an Bord entstehen (Tank to Wake) (Lindstad et al. 2021). Bei erneuerbaren Kraftstoffen ist die Klimawirkung allerdings maßgeblich von der Herstellung abhängig (Gray et al. 2021; Ueckerdt et al. 2021). Daher ist für umfassende Bewertungen der Klimawirkung und Vergleiche zwischen den Kraftstoffen wichtig, dass der ganze Lebenszyklus (Well to Wake) herangezogen wird (Hohmeyer et al. 2023, S. 123) (Abbildung 2.4). Abbildung 2.4 Die Konzepte Well to Wake, Well to Tank und Tank to Wake Eigene Darstellung Aus einer technisch-ökonomischen Perspektive sind zudem Kraftstoffe mit ähnlichen Eigenschaften wie konventionelle Kraftstoffe vorteilhaft, also flüssige Kraftstoffe mit hohem Energiegehalt und hoher Energiedichte, die in großen Mengen zu relativ geringen Energiekosten produziert werden können (Hohmeyer et al. 2023, S. VII). Eine möglichst hohe Energiedichte ist von Vorteil, um das Ladevolumen zu minimieren und damit den Betrieb von Langstrecken zu ermöglichen. Außerdem ist die Kompatibilität mit bestehenden Schiffsmotoren bzw. die Möglichkeit der Umrüstung vorteilhaft, um auch die Bestandsflotte mit erneuerbaren Kraftstoffen betreiben zu können. Die Eignung für bestehende Transport-, Lager- und Bunkerinfrastrukturen sowie die weltweite Verfügbarkeit von Bunkerstandorten werden ebenfalls eine wichtige Rolle dabei spielen, welche erneuerbaren Kraftstoffe sich am Markt durchsetzen werden. Weitere wichtige Kriterien sind geringe Luftschadstoffemissionen (vor allem Schwefeloxide, Stickoxide und Feinstaub) sowie die Einhaltung von Sicherheitsanforderungen, um Mensch und Umwelt bei Produktion, Transport, Lagerung, Bebunkerung und Betrieb der Schiffe nicht zu gefährden. Nachfolgend werden erneuerbare Schiffskraftstoffe in Bezug auf diese Voraussetzungen beschrieben und vergleichend bewertet. Für jeden Kraftstoff werden dabei technologische Aspekte, Verfügbarkeit und Wirtschaftlichkeit, Emissionen sowie sicherheitsrelevante Aspekte diskutiert: – Als erstes wird jeweils auf die stofflichen Eigenschaften sowie die mögliche Nutzung der Stoffe als Schiffskraftstoffe eingegangen. In Bezug auf die Nutzung wird beschrieben, inwieweit die Kraftstoffe bereits in der Schifffahrt zum Einsatz kommen und welche technischen Voraussetzungen (Infrastruktur für Transport und Bebunkerung, Tanksysteme, Energiekonverter an Bord sowie Abgasnachbehandlung) geschaffen werden müssten, um sie in der Schifffahrt einzusetzen.22 – Für jeden Kraftstoff werden die möglichen Herstellungsverfahren (strombasiert und biogen) beschrieben. Ebenso wird darauf eingegangen, inwieweit diese Kraftstoffe am Markt verfügbar sind und wie hoch die voraussichtlichen Kosten – im Vergleich der erneuerbaren Kraftstoffe untereinander und im Vergleich zu fossilen Kraftstoffen – liegen werden. Diese Kosten sind Bereitstellungskosten für den Einsatz an Bord, die sich aus Produktions- und Transportkosten zusammensetzen, und werden zum besseren Vergleich zwischen 22 In Kapitel 2 wird dabei speziell auf die Voraussetzungen für die einzelnen Kraftstoffe eingegangen. Detailliertere und vertiefende technische Hintergrundinformationen zu diesen Nutzungsvoraussetzungen finden sich in Kapitel 3. Kapitel 2 enthält zur einfacheren Navigation Verweise auf die entsprechenden Teilkapitel in Kapitel 3. den Kraftstoffen in Euro/MWh angegeben. Die Kosten können mit den Marktpreisen für fossile Schiffskraftstoffe verglichen werden, um eine grobe Einschätzung der Wettbewerbsfähigkeit erneuerbarer Kraftstoffe treffen zu können (Hohmeyer et al. 2023, S. 135).23 – Die Kraftstoffe werden in Bezug auf ihre Emissionen von Treibhausgasen und Luftschadstoffen bewertet. Relevante Treibhausgase sind neben Kohlendioxid (CO2) insbesondere Methan (CH4) und Lachgas (N2O) (Hohmeyer et al. 2023, S. 115 ff.). Die Berücksichtigung von Methan und Lachgas ist deshalb relevant, da beide Gase sehr hohes Treibhauspotenzial aufweisen (IPCC 2021, S. 1017). Detaillierte Rahmenbedingungen der THG-Emissionsabschätzungen sind in Kasten 2.5 beschrieben. Relevante Luftschadstoffe, die bei der Verbrennung von Schiffskraftstoffen entstehen, sind insbesondere Schwefeloxide (SOx), Stickoxide (NOx) und Feinstaub (Particulate Matter – PM) (Hohmeyer et al. 2023, S. 116 ff.; Ramboll 2022, S. 39 f.).24 – Für jeden Kraftstoff werden zudem sicherheitsrelevante Aspekte dargestellt, die durch die stofflichen Eigenschaften der Kraftstoffe bestimmt sind. Hier werden mögliche Gefahren von unbeabsichtigten Ereignissen (z. B. Kraftstoffaustritt bei Unfällen) für Menschen und für die Umwelt beschrieben. Kasten 2.5 Methodik der THG-Emissionsabschätzung Lebenszyklusperspektive: Bei der Bewertung der Klimawirkung von Kraftstoffen werden Emissionen über den ganzen Lebenszyklus (Well to Wake) berücksichtigt. Angabe von Treibhausgasen in CO2-Äquivalenten (CO2-Äq.): Um die Klimawirkung verschiedener Treibhausgase besser vergleichen zu können, werden THG-Emissionen in CO2-Äq. angegeben. Dabei werden alle Treibhausgase mittels eines individuellen Charakterisierungsfaktors in die Menge CO2 umgerechnet, welche über einen gewissen Zeitraum die gleiche Erwärmung verursacht.25 Bei diesem Zeitraum werden üblicherweise 100 Jahre zugrunde gelegt und als GWP100 (Global Warming Potential – GWP/Erderwärmungspotenzial) bezeichnet (UBA 2022c). Angabe von Reduktionspotenzial im Vergleich zu fossilen Kraftstoffen: Zum besseren Vergleich mit dem Status quo und den Klimazielen werden die Emissionen erneuerbarer Kraftstoffe im Vergleich zu konventionellen, fossilen Kraftstoffen angegeben. Dabei handelt es sich um HFO, VLSFO und MGO, deren THG-Emissionen ungefähr zwischen 650 und 700 g CO2-Äq./kWh Antriebsenergie liegen (Kanchiralla et al. 2022; Lindstad et al. 2021). In der nachfolgenden Bewertung der Kraftstoffe wird die prozentuale Veränderung der Emissionen im Vergleich zu den konventionellen, fossilen Kraftstoffen abgeschätzt. Bei diesem Vergleich ist wichtig, dass die geringere Energiedichte und damit der höhere Verbrauch von erneuerbaren Kraftstoffen sowie Unterschiede in der Effizienz der Energiekonverter berücksichtigt werden. Dies ist möglich, indem die Emissionen beispielsweise pro kWh Antriebsenergie angegeben werden oder die Emissionen einer bestimmten Schiffsflotte modelliert werden (Kanchiralla et al. 2022; Roux et al. 2024). Studien, die dies nicht berücksichtigen, wurden nicht in die Analyse einbezogen. Angabe von Spannbreiten des Reduktionspotenzials: Die Höhe von THG- und Luftschadstoffemissionen von Kraftstoffen ist von unterschiedlichen Rahmenbedingungen bei der Herstellung und Nutzung der Kraftstoffe abhängig (beispielsweise von der Emissionsintensität der Stromerzeugung für die Elektrolyse bei E-Fuels oder von der Berücksichtigung von Landnutzungsänderungen bei B-Fuels (Kapitel 2.1), aber auch von der Art des Schiffs und der Antriebssysteme). Lebenszyklusanalysen berücksichtigen diese Rahmenbedingungen und je nachdem können die Ergebnisse verschiedener Studien unterschiedlich ausfallen (Roux et al. 2024). Eindeutige Aussagen und absolute Zahlen, wie viel Gramm CO2-Äq bei erneuerbaren Kraftstoffen in Zukunft zu erwarten sind, sind daher nicht möglich. Es werden daher Spannen angegeben, innerhalb derer die Emissionen erneuerbarer Kraftstoffe je nach Rahmenbedingungen liegen werden. 23 Zu beachten ist allerdings, dass die Kraftstoffkosten nur ein Faktor in der Preisgestaltung von Kraftstoffen sind; die zukünftigen Marktpreise erneuerbarer Kraftstoffe könnten also über den Kosten liegen. 24 In der Umwelt führen Schwefeloxide zur Versauerung und Stickoxide zur Nährstoffanreicherung, was beides negative Auswirkungen auf die maritime Biodiversität hat. Schiffsabgase verschlechtern darüber hinaus die Luftqualität in küstennahen Regionen und Hafenstädten und insbesondere Feinstaubemissionen verursachen gesundheitliche Schäden wie Atemwegs- oder Krebserkrankungen (UBA 2022b). 25 Die Charakterisierungsfaktoren für Methan und Lachgas betragen 30 bzw. 273. Das bedeutet, Methan hat ein Treibhauspotenzial das 30-mal höher liegt als das von Kohlendioxid, das Treibhauspotenzial von Lachgas ist 273-mal höher (IPCC 2021, S. 1017). 2.2.1 Wasserstoff 2.2.1.1 Stoffliche Eigenschaften und Nutzung als Schiffskraftstoff Wasserstoff (H2) ist ein farbloses, geruchloses und hochentzündliches Gas, das für die Nutzung als Schiffskraftstoff tiefkalt verflüssigt, gasförmig komprimiert (bei kleineren Tankvolumen in Drucktanks) oder chemisch gebunden (z. B. in Ammoniak) werden kann (DNV GL 2019; Hohmeyer et al. 2023, S. 61). Wasserstoff kann direkt als Schiffskraftstoff eingesetzt werden, ist aber auch eine zentrale Grundlage für die Produktion aller anderen E- Fuels. Die Verwendung von Wasserstoff als Kraftstoff für die maritime Schifffahrt wird erst seit Kurzem vorangetrieben und bleibt bisher auf wenige Projekte beschränkt. Viele Technologien für den Einsatz an Bord sind noch in der Entwicklungs- und Testphase (EMSA 2023b; Hohmeyer et al. 2023, S. 93 f.). Wasserstoff kann in Brennstoffzellen, Verbrennungsmotoren oder Gasturbinen genutzt werden, wobei die Energieumwandlung durch Brennstoffzellen am effizientesten und dadurch mit dem geringsten Kraftstoffverbrauch verbunden ist. Brennstoffzellen sind darüber hinaus weiter ausgereift als Verbrennungsmotoren für Wasserstoff (Balcombe et al. 2019; Hohmeyer et al. 2023, S. 93; Ramboll 2022, S. 67). Für den Schiffsantrieb wurden wasserstoffbetriebene Brennstoffzellen bis 2024 auf kurzen Strecken und vor allem auf Fähren eingesetzt (Mærsk Mc-Kinney Møller Center 2024a).26 Neben der Antriebsenergie kann Wasserstoff in Brennstoffzellen auch für die Bordstromversorgung eingesetzt werden, was aktuell beispielsweise auf mehreren Kreuzfahrtschiffen erfolgt. Zwischen 2023 und 2024 wurden zwei Luxuskreuzfahrtschiffe ausgeliefert, deren Brennstoffzellensysteme mit 4 MW Leistung den gesamten Hotelbetrieb mit Energie versorgen können; angetrieben werden diese Schiffe mit LNG-Verbrennungsmotoren (Bahtić 2024b). 27 Bis 2028 sollen zwei weitere Schiffe ausgeliefert werden, wobei bei diesen Schiffen die Antriebsmotoren mit Diesel, LNG/Methan oder Methanol betrieben werden können (Schiff&Hafen 2023). Verbrennungsmotoren für Wasserstoff sind in einem Leistungsbereich von bis zu 2,6 MW verfügbar, der für kleinere Küstenboote, Binnen- und Behördenschiffe geeignet ist (ABC-Engines 2022; Hohmeyer et al. 2023, S. 93). Beispielsweise sollen in Hamburg 2025 Schlepper mit wasserstoffbereiten Dual-Fuel-Motoren in Betrieb gehen (anBord 2024). Motoren für größere Schiffe befinden sich noch in einer früheren Entwicklungsphase, es wird aber erwartet, dass 2025 bis 2027 die ersten Motorenmodelle die Marktreife erlangen (ClassNK 2023; Hohmeyer et al. 2023, S. 93; Ramboll 2022, S. 67). Eine der größten Herausforderungen für den Einsatz von Wasserstoff ist – neben der mangelnden Verfügbarkeit von grünem Wasserstoff – die Entwicklung der Infrastruktur für den Transport und die Lagerung in Tanks an Bord und an Land (EMSA 2023b). Im Vergleich zu fossilen und auch anderen erneuerbaren Kraftstoffen hat Wasserstoff eine wesentlich geringere volumenbezogene Energiedichte, was einen hohen Speicherplatzbedarf zur Folge hat (EMSA 2023b). So hat die gleiche Energiemenge flüssigen Wasserstoffs z. B. 4,5-mal mehr Volumen als (erneuerbarer) Diesel bei gleicher Energiemenge und einen bis zu achtmal höheren Raumbedarf, wenn auch Anforderungen an die Tankkonstruktion in Betracht gezogen werden. Bei komprimiertem (gasförmigem) Wasserstoff ist der Raumbedarf je nach Druck bis zu 30-mal höher (Zerta et al. 2019). Auch die tiefkalte Lagerung – flüssiger Wasserstoff verursacht verglichen mit anderen Flüssiggasen den höchsten Kühlungsaufwand – machen die dauerhafte Lagerung schwieriger als bei anderen Kraftstoffen (Hohmeyer et al. 2023, S. 79). Insbesondere bei komprimiertem Wasserstoff kann der hohe Druck dazu führen, dass Wasserstoffmoleküle durch das Tankmaterial diffundieren, wodurch es zu Versprödung, Bruch und Gasaustritt kommen kann (Ramboll 2022, S. 64). Für den Transport und die Lagerung von Wasserstoff auf Schiffen sind mittlerweile vakuumisolierte Drucktanks marktreif (Kapitel 3.2.3).28 Tanksysteme für größere Volumen wie z. B. Kugeltanks mit bis zu 40.000 m3 befinden sich in Entwicklung (Østvold 2024; The Maritime Executive 2023b). Alternativ zur direkten Verwendung von Wasserstoff an Bord und den damit verbundenen Herausforderungen können auch Trägermaterialien wie Methan, Methanol oder Ammoniak gebunkert werden, deren stoffliche Eigenschaften die Lagerung einfacher machen. Aus diesen kann dann der für die Brennstoffzellen benötigte Wasserstoff abgespalten werden (Kapitel 3.3.3). 26 Eine solche Fähre ist beispielsweise in Norwegen im Einsatz (Riviera News 2023), zwei weitere sollen 2026 ausgeliefert werden (Habibic 2024b). Darüber hinaus gibt es auch Bestrebungen, bis 2029 ein erstes Containerschiff mit flüssigem Wasserstoff anzutreiben (Energy Observer 2024). 27 https://www.meyerwerft.de/de/schiffe/silver_nova.jsp (17.4.2025) 28 Ein Beispiel dafür ist der erste Wasserstofftanker „Suiso Frontier“, der zum Transport von flüssigem Wasserstoff von Hastings (Australien) nach Kobe (Japan) im Rahmen der Partnerschaft zum Aufbau einer Wasserstoff-Lieferkette zwischen Australien und Japan gebaut wurde (HySTRA o. J.). Bei -253 °C können 1.250 m3 Wasserstoff transportiert werden (HESC o. J.). 2.2.1.2 Herstellung, Verfügbarkeit und Wirtschaftlichkeit Die etablierteste Technologie zur Herstellung von grünem Wasserstoff ist die Elektrolyse, bei der Wasser durch den Einsatz von (erneuerbarem) Strom in Wasserstoff und Sauerstoff umgewandelt wird. Da Wasserstoff eine so zentrale Grundlage für alle E-Fuels darstellt, sind Details zur Herstellung und Verfügbarkeit in Kapitel 2.1.1 beschrieben. Die Bereitstellungskosten für flüssigen Wasserstoff werden mit ca. 70 bis 140 Euro/MWh etwas höher als für Ammoniak, aber niedriger als für alle anderen E-Fuels eingeschätzt (Hohmeyer et al. 2023, S. 135; Lindstad et al. 2021). Sie setzen im Wesentlichen aus den Kapital- und Energiekosten für Elektrolysewasserstoff sowie den Kosten für die Verflüssigung und den Transport zu den Bunkerstandorten zusammen. Einen wesentlichen Einfluss auf die Gesamtkosten haben dabei die Investitionskosten für Elektrolyseure sowie die Kosten für Strom aus erneuerbaren Energien (Kapitel 2.1.1). 2.2.1.3 Emissionen Während Wasserstoff als maritimer Schiffskraftstoff aus technischer Perspektive mit zahlreichen Herausforderungen verbunden ist, bietet er deutliche Emissionsvorteile. Durch die Verwendung von grünem Wasserstoff könnten die THG-Emissionen über den gesamten Lebenszyklus und im Vergleich zu den fossilen Kraftstoffen wie VLSFO oder MGO ca. 75 bis 100 % reduziert werden (Gilbert et al. 2018; Kanchiralla et al. 2024; Lindstad et al. 2021; Tomos et al. 2024). Der Großteil der (relativ geringen) THG-Emissionen entsteht Well to Tank in der Herstellung von Wasserstoff. Da diese sehr energieintensiv ist, werden die THG-Emissionen von Elektrolysewasserstoff maßgeblich von der für die Elektrolyse eingesetzten Stromerzeugung bestimmt (EMSA 2023b). Bei Strom aus erneuerbaren Energien fallen THG-Emissionen vor allem bei der Produktion, dem Transport und der Entsorgung von Windkraft- und Photovoltaikanlagen an (Kanchiralla et al. 2024).29 Kanchiralla et al. (2024) nehmen beispielsweise an, dass der Wasserstoff in Dänemark mit Elektrolyse und Strom aus Windenergie hergestellt wird, und setzen dafür einen Emissionsfaktor von 9 g CO2-Äq/kWh an. Andere Studien gehen von bis zu 25 g CO2-Äq/kWh aus (Gilbert et al. 2018; Tomos et al. 2024). Lindstad et al. (2021) wiederum beziehen die THG-Emissionen aus der Stromerzeugung nicht in die Analyse ein, mit der Begründung, dass diese zum einen komplex zu berechnen und vom Ort der Stromerzeugung sowie der eingesetzten Technologie abhängig sind und zum anderen in einer zukünftigen Welt, in der ausschließlich erneuerbare Energien zur Wasserstoffproduktion genutzt werden, diese Emissionen für den Vergleich der erneuerbaren Kraftstoffe untereinander keinen wesentlichen Unterschied machen. An Bord von Schiffen (Tank to Wake) entsteht bei der Umwandlung von Wasserstoff in Brennstoffzellen lediglich Wasser als Reaktionsprodukt (Balcombe et al. 2019; DNV GL 2019). In Verbrennungsmotoren entstehen darüber hinaus geringe THG-Emissionen, wenn in Dual-Fuel-Motoren Zündkraftstoff eingesetzt wird (Ramboll 2022, S. 68). In der Regel handelt es sich dabei um eine kleine Menge flüssigen Dieselkraftstoffs, die zur Zündung benötigt wird (EMSA 2023b). Neben den THG-Emissionen können durch den Einsatz von Wasserstoff auch die Luftschadstoffemissionen fast vollständig reduziert werden. Bei der Umwandlung in Brennstoffzellen entstehen keine Schwefeloxid-, Stickoxidoder Feinstaubemissionen (DNV GL 2019). In Verbrennungsmotoren entstehen durch die hohen Temperaturen Stickoxidemissionen sowie Feinstaub, wenn Zündkraftstoff zum Einsatz kommt, allerdings sind diese signifikant geringer als bei fossilen Schiffskraftstoffen (Brynolf et al. 2022; Hohmeyer et al. 2023, S. 61). Stickoxid- und Feinstaubemissionen können durch Abgasnachbehandlung weiter reduziert werden (Kapitel 3.4). 2.2.1.4 Sicherheit Wasserstoff ist nicht giftig und nicht korrosiv und weist gasförmig zunächst keine gesundheits- oder umweltgefährdenden Eigenschaften auf. Hohe Sicherheitsrisiken an Bord ergeben sich aber durch die leichte Entflammbarkeit (Alekseev et al. 2023; Hohmeyer et al. 2023, S. 61). Wasserstoff ist schon bei einer sehr geringen Konzentration in der Luft entzündlich und brennt mit hoher Geschwindigkeit sowie nahezu unsichtbarer Flamme. Obwohl sich Wasserstoff an der freien Luft schnell verflüchtigt, besteht bei Austritt in (teil)geschlossenen Räumen das Risiko von Explosionen (EMSA 2023b). Außerdem besteht (beim Umgang mit flüssigem Wasserstoff) durch die tiefkalten Temperaturen die Gefahr von Kälteverbrennungen (Alekseev et al. 2023; Hohmeyer et al. 2023, S. 61). 29 Für Strom aus Onshorewindkraft in Deutschland gibt das Umweltbundesamt beispielsweise einen Emissionsfaktor von 17,72 g CO2- Äq./kWh an (Lauf et al. 2023). Lecks sowie Zündquellen müssen daher vermieden werden, was mit hohen Anforderungen an die verwendeten Materialien verbunden ist, da durch den hohen Druck und die tiefkalten Temperaturen, die für die Lagerung und den Transport in Tanks notwendig sind, Materialversprödung und dadurch Risse oder Brüche begünstigt werden (EMSA 2023b). 2.2.2 Erneuerbare Dieselkraftstoffe Bei erneuerbaren Dieselkraftstoffen handelt es sich um Stoffgemische aus Kohlenwasserstoffen, die als E- und B-Fuels produziert werden können. Für die Schifffahrt sind insbesondere Fischer-Tropsch-Diesel (E- und B-FT- Diesel) sowie die beiden B-Fuels HVO und FAME relevant (DNV 2025a, S. 4; Hohmeyer et al. 2023, S. 57). 2.2.2.1 Stoffliche Eigenschaften und Nutzung als Schiffskraftstoff FT-Diesel ist ein farb- und geruchloser Kraftstoff, der nicht in Wasser löslich und in seinen stofflichen Eigenschaften fossilen Diesel- bzw. Destillatkraftstoffen (auch als Marine-Gasöl bezeichnet) sehr ähnlich ist. FT-Diesel ist nach dem Herstellungsprozess der Fischer-Tropsch-Synthese benannt und kann sowohl als E-Fuel als auch als B-Fuel produziert werden (Ramboll 2022, S. 32). HVO ist ebenso farb- und nahezu geruchslos, nicht in Wasser löslich und wird aus Biomasse durch Hydrierung hergestellt. FAME ist ein hell- bis dunkelgelber, nicht wasserlöslicher Biodiesel, dessen Farbe und Geruch von den zur Herstellung verwendeten Rohstoffen30 abhängt. Erneuerbare Diesel weisen sehr ähnliche Eigenschaften wie fossile Diesel- bzw. Destillatkraftstoffe auf und können daher als Drop-in-Fuels31 verwendet werden. E-FT-Diesel wird allerdings aufgrund mangelnder Produktionskapazitäten noch nicht breit eingesetzt; HVO und FAME finden vor allem als Beimischung zu fossilen Kraftstoffen Anwendung32 (DNV 2025a, S. 9; Ramboll 2022, S. 34). Die häufigsten Beimischungsanteile liegen zwischen 20 und 30 %, und die Kraftstoffe werden je nach Anteil dann beispielsweise als B20 oder B30 bezeichnet. Allerdings werden seit 2022 auch 100-prozentige Biokraftstoffe genutzt, beispielsweise in einigen Kreuzfahrtschiffen (Maier 2025). Für FT-Diesel und HVO gilt, dass sie in den etablierten Verbrennungsmotoren für fossile Dieselkraftstoffe verwendet werden können.33 Wo noch keine Zertifizierung vorliegt, kann diese erfolgen, ohne dass technische Anpassungen der Anlagen erforderlich sind. Allerdings ist die Energiedichte etwas geringer als bei fossilem Diesel, wodurch der volumenbezogene Kraftstoffverbrauch und das erforderliche Tankvolumen etwas höher liegen (Hohmeyer et al. 2023, S. 95). Durch die ähnlichen Eigenschaften zu fossilem Diesel können für FT-Diesel und HVO auch die gleiche Transport-, Lager- und Bunkerinfrastruktur sowie dieselben Tanksysteme an Bord verwendet werden (DNV 2025a, S. 20; EMSA 2023d, S. 21) Für FAME gelten aufgrund spezieller Kraftstoffeigenschaften einige Besonderheiten sowohl für die Antriebssysteme als auch die Infrastruktur. In Verbrennungsmotoren kann laut Hohmeyer et al. (2023, S. 95) problemlos bis 7 % FAME eingesetzt werden. Für Schiffe sind auch Kraftstoffe mit höheren FAME-Anteilen von z. B. 10 % oder 20 % (Uniper 2022), aber auch 30 % verfügbar (von Wirén 2021) und 2024 wurde die relevante ISO-Norm34, welche die Anteile von FAME-Kraftstoffen reguliert, insofern angepasst, als dass nun auch 100%ige FAME- Kraftstoffe zugelassen sind. Allerdings sind Langzeitauswirkungen auf Antriebe und Tanksysteme aufgrund mangelnder Erfahrungswerte noch nicht bekannt (Ramboll 2022, S. 39). Für das Bunkern von FAME gilt, dass für Kraftstoffe mit bis zu 25 % FAME-Anteil Bunkerschiffe verwendet werden können, die als Öltanker klassifiziert sind.35 Für höhere Anteile müssen Chemikalientanker verwendet werden (DNV 2025a, S. 9). 30 Die häufigsten Rohstoffe sind dabei Raps-, Soja- und Palmöl sowie auch tierische Fette mit den spezifischeren Produktbezeichnungen RME (Rapsmethylester), SME (Sojamethylester), PME (Palmölmethylester) und FME (Fettmethylester) (Hohmeyer et al. 2023, S. 59). 31 Drop-in-Fuels sind Kraftstoffe, die äquivalente Eigenschaften wie fossile Kraftstoffe aufweisen und daher mit diesen austauschbar sind (van Dyk et al. 2019, S. 1). Sie werden neben den fossilen Kraftstoffen gebunkert und erfordern nur marginale Anpassungen in Form separater Tanks, die auch zum Nachweis des Verbrauchs von fossilen und erneuerbaren Kraftstoffen während einer Reise dienen (Hohmeyer et al. 2023, S. 290). 32 Werden erneuerbare Kraftstoffe den fossilen Kraftstoffen beigemischt, unterscheiden sich die Kraftstoffeigenschaften, Emissionen sowie Gesundheits- und Umweltgefahren je nach konkretem Produkt und Beimischungsanteil (DNV 2025a, S. 17). Die hier angegebenen Eigenschaften gelten für pure Kraftstoffe. 33 Bei FT-Diesel müssen gegebenenfalls Zusatzstoffe beigemischt werden, welche die Schmiereigenschaften verbessern (Hohmeyer et al. 2023, S. 58). 34 ISO 8217:2024; bis 2024 waren 7 % FAME zugelassen. 35 Aus diesem Grund ist B24 ein sehr verbreiteter Kraftstoff (DNV 2025a, S. 9). Auch an die Lagerung stellen die Eigenschaften von FAME besondere Anforderungen (dazu und zum Folgenden Hohmeyer et al. 2023, S. 59 ff.). FAME neigt zu Oxidation, Alterung und aufgrund seiner hygroskopischen Eigenschaften und des hohen möglichen Wasseranteils zu mikrobiologischen Verunreinigungen, die Verstopfungen auslösen können. Zudem kann die durch den Wasseranteil bedingte Bildung von Säuren im Kraftstoff zu Korrosion im Kraftstoffsystem führen. Daher muss der Wasseranteil im Kraftstoff überwacht und reduziert werden. Die Alterung kann nicht verhindert werden, wodurch die Lagerungsdauer an Bord begrenzt ist. Sie kann bei günstigen Bedingungen auch mehr als 6 Monate betragen, jedoch treten Alterungserscheinungen bereits nach 3 Monaten auf (DNV 2025a, S. 22). Außerdem wirkt FAME als Lösungsmittel für fossile Kraftstoffe und kann daher zuvor gebildete Ablagerungen im Kraftstoffsystem lösen, die wiederum Filter und andere Komponenten verstopfen können. Tanks müssen daher gereinigt und getrocknet werden, bevor FAME gebunkert werden kann (DNV 2025a, S. 22). 2.2.2.2 Herstellung, Verfügbarkeit und Wirtschaftlichkeit FT-Diesel wird mit der Fischer-Tropsch-Synthese aus Synthesegas, einem kohlen- und wasserstoffhaltigen Gasgemisch, hergestellt. Wie bei Methan kann das Synthesegas dabei sowohl strombasiert (aus mit erneuerbarem Strom erzeugtem Elektrolysewasserstoff und Kohlendioxid; E-FT-Diesel) als auch biogen (durch die Vergasung von Biomasse; B-FT-Diesel) hergestellt werden (Hohmeyer et al. 2023, S. 57). In der Fischer-Tropsch-Synthese wird aus dem Synthesegas eine Mischung aus langkettigen Kohlenwasserstoffen hergestellt, die dann durch Cracken in kürzere Kohlenwasserstoffe umgewandelt und anschließend raffiniert werden. Die hohe Anzahl an Produktionsschritten führt zu einem im Vergleich mit anderen erneuerbaren Kraftstoffen relativ niedrigen Wirkungsgrad in der Herstellung von 36 % bei E-FT-Diesel und 51 % bei B-FT-Diesel (Ramboll 2022, S. 35). Die Fischer- Tropsch-Synthese ist ein ausgereifter Produktionsprozess, das gesamte Produktionsverfahren wird allerdings aufgrund des geringeren Reifegrads des Synthesegas-Herstellungsverfahrens noch auf dem Niveau von Test- und Demonstrationsanlagen eingeschätzt (EMSA 2023d, S. 30; Schemme 2020, S. 32). Derzeit wird FT-Diesel vor allem als Gas-to-Liquid-Diesel vermarktet, wobei die Herstellung aus Synthesegas erfolgt, das aus fossilem Erdgas gewonnen wird (Hohmeyer et al. 2023, S. 58).36 Für E-FT-Diesel aus erneuerbaren Energien bestehen noch keine signifikanten Produktionskapazitäten (Ramboll 2022, S. 34) und für eine Skalierung ist die Ausweitung und Kostensenkung der Herstellung von grünem Wasserstoff, der Gewinnung von Kohlendioxid aus der Umgebungsluft durch DAC sowie eine Ausweitung der Synthesekapazitäten zur Kraftstoffproduktion notwendig (EMSA 2024a, S. 36). Aus Kostenperspektive wird E-FT-Diesel als das teuerste E-Fuel eingeschätzt (DNV 2024a, S. 65; Hohmeyer et al. 2023, S. 135; Lindstad et al. 2021). Nach den Berechnungen von Hohmeyer et al. (2023, S. 135) sind Kosten in Höhe von ca. 150 Euro/MWh zu erwarten. Bei anderen Einschätzungen werden Kosten von ca. 120 bis 270 Euro/MWh erwartet (Lindstad et al. 2021). Der Hauptgrund für die relativ hohen Kosten ist der große Energieaufwand für das Herstellungsverfahren; die Energiekosten machen mehr als 70 % der gesamten Kraftstoffkosten aus.37 Demgegenüber stehen allerdings insbesondere im Vergleich zu den Flüssiggasen (Wasserstoff, E- Methan und E-Ammoniak) niedrige Transportkosten, da keine Konvertierung für den Transport über längere Distanzen notwendig ist, bestehende Tankschiffe genutzt werden können und durch die hohe Energiedichte von E-Diesel auch weniger Tankvolumen als bei Flüssiggasen erforderlich ist (Hohmeyer et al. 2023, S. 114). Die Kosten für B-FT-Diesel werden auf etwa 60 bis 150 Euro/MWh geschätzt (EMSA 2023d, S. 144). HVO wird aus Biomasse durch die katalytische Reaktion mit Wasserstoff (Hydrierung) gewonnen und FAME wird durch Umesterung von Fetten und Ölen mit Methanol hergestellt (Kapitel 2.1.2.1). FAME und HVO machen den überwiegenden Anteil der am Markt verfügbaren Biodiesel aus und werden meist als Beimischungen zu fossilen Kraftstoffen eingesetzt (DNV 2025a, S. 9; EMSA 2023d, S. 20). In Rotterdam und Singapur, den beiden größten Bunkerstandorten, wurden 2023 etwa 1,3 Mio. t B-Fuels gebunkert, was etwa 50 % der weltweiten Bunkermenge an B-Fuels entspricht38 (DNV 2025a, S. 9). Die Marktpreise für die beiden meistgelieferten Kraftstoffe mit einem B-Fuel-Anteil von 24 bzw. 30 % (B24 und B30) schwankten von 2023 bis 2025 zwischen ca. 55 und 36 https://www.shell.com/what-we-do/oil-and-natural-gas/gas-to-liquids.html (17.4.2025) 37 Hohmeyer et al. (2023, S. 133) gehen bei den Kostenberechnungen von 40 Euro/MWh für erneuerbare Energie aus, Lindstad et al. (2021) berechnen Szenarien für 20 und 60 US-Dollar/MWh. Zum Vergleich: 2023 lagen die durchschnittlichen globalen Kosten von Solarstrom bei 44 US-Dollar/MWh, für Onshorewind bei 33 US-Dollar/MWh und für Offshorewind bei 75 US-Dollar/MWh (IRENA 2024). 38 Zum Vergleich: Der weltweite Kraftstoffverbrauch in der Schifffahrt lag 2023 bei 211 Mio. t (IMO 2024b). 70 Euro/MWh.39 Im gleichen Zeitraum lagen die Preise für 100%igen FAME-Kraftstoff am Standort Amsterdam- Rotterdam-Antwerpen (ARA) zwischen ca. 80 und 120 Euro/MWh40 (DNV 2025a, S. 10 f.). 100 %-iges HVO lag im April 2024 bei ca. 130 Euro/MWh41 (Al-Khalisy 2024). Damit liegen auch diese Kraftstoffe deutlich über den Preisen für die konventionellen fossilen Kraftstoffe. Berechnungen der EMSA (2023d, S. 70) zufolge könnten allerdings die Kosten von FAME und HVO ab 2030 geringer als von VLSFO liegen, sofern die CO2-Kosten aus dem EU-Emissionshandel (EU Emissions Trading System – EU-ETS) in die Berechnung mit einbezogen werden. 2.2.2.3 Emissionen Auch erneuerbare Dieselkraftstoffe ermöglichen eine signifikante Reduktion der THG-Emissionen im Vergleich zu fossilen Kraftstoffen. Bei E-FT-Diesel beträgt das erwartete Einsparpotenzial über den ganzen Lebenszyklus je nach Studie zwischen ca. 80 und 99 % (Aakko-Saksa et al. 2023; EMSA 2024a, S. 26; Lindstad et al. 2021). Die Höhe der Einsparpotenziale gegenüber fossilen Kraftstoffen hängen hauptsächlich von den THG-Emissionen ab, die bei der Erzeugung des erneuerbaren Stroms entstehen, welcher zur Herstellung von Elektrolysewasserstoff verwendet wird (Well-to-Tank-Emissionen).42 Werden beispielsweise die gesamten Lebenszyklusemissionen aus Windenergie in die Berechnung einbezogen, kann das Reduktionspotenzial je nach konkretem Emissionsfaktor43 bei lediglich 80 % liegen (Aakko-Saksa et al. 2023). Wird erneuerbarer Strom als emissionsfrei angenommen, können die Lebenszyklusemissionen bis zu 99 % reduziert werden (EMSA 2024a, S. 26; Lindstad et al. 2021). Bei den Biodieseln B-FT-Diesel, HVO und FAME variieren die THG-Emissionen sehr stark: Einsparungen bis zu 100 % sind möglich, es können allerdings auch THG-Emissionen in vergleichbarer Höhe wie bei fossilen Kraftstoffen anfallen (Zhou 2020). Bei Biodieseln wird während des Wachstums der Biomasse Kohlenstoff gebunden, weswegen die Well-to-Tank-CO2-Emissionen oft als negativ (bzw. über den ganzen Lebenszyklus als THG-neutral) angenommen werden (EMSA 2023d, S. 40).44 Unter dieser Annahme wäre beispielsweise mit FAME eine THG-Reduktion von 98 % gegenüber fossilen Kraftstoffen möglich (DNV 2025a, S. 28). Allerdings wird diese Annahme stark kritisiert, da je nach Art der Biomasse und den damit verbundenen Produktionspraktiken und potenziellen Landnutzungsänderungen CO2-Emissionen in signifikanter Höhe anfallen. Insbesondere Änderungen in der Landnutzung, beispielsweise wenn Wald gerodet und als Fläche zum Anbau von Biomasse genutzt wird, haben einen negativen Einfluss auf die THG-Bilanz der Kraftstoffe und lokale Ökosysteme (EMSA 2023d, S. 40 ff.; Zhou 2020). Dies ist insbesondere für Biodiesel erster Generation, der aus Anbaubiomasse hergestellt werden, relevant. So verursachen HVO und FAME aus Soja- oder Palmöl Lebenszyklusemissionen in vergleichbarer Höhe wie fossile Kraftstoffe, da THG-Emissionen aus Landnutzungsänderungen die Negativemissionen aus dem Anbau der Biomasse aufwiegen (Zhou 2020). Mit Biodieseln zweiter Generation aus Abfall- und Reststoffen können die THG-Emissionen (über den ganzen Lebenszyklus) signifikant reduziert werden. Dies betrifft beispielsweise B-FT-Diesel aus Zellulose mit fast 100%iger Reduktion der Lebenszyklusemissionen oder HVO und FAME aus Altspeiseölen mit einer Reduktion der THG-Emissionen zwischen ungefähr 60 und 90 % (DNV 2025a, S. 28; EMSA 2023d, S. 41 f.; Zhou 2020). In der Herstellung von HVO wird außerdem Wasserstoff verwendet, wodurch die Well-to-Tank-Emissionen auch von dessen Herstellungen abhängig sind. Hier gelten die gleichen Bedingungen wie für E-Fuels (EMSA 2023d, S. 41) Durch den Einsatz von erneuerbaren Dieselkraftstoffen können neben den THG-Emissionen auch Luftschadstoffe (insbesondere Schwefeloxid- und Feinstaubemissionen) im Vergleich zu fossilen Dieselkraftstoffen reduziert werden (EMSA 2024a, S. 29; Zhou 2020). FT-Diesel und HVO sind schwefelfrei, daher entstehen keine Schwefeloxidemissionen. Feinstaubemissionen können in einem Umfang von ca. 15 bis 25 % bei FT-Diesel und ca. 30 % bei HVO reduziert werden. Mit FAME können Schwefeloxidemissionen ebenfalls fast vollständig und Feinstau- 39 Die Preise von B30 lagen zwischen 710 und 880 US-Dollar/t VLSFO-Äq., B24 zwischen 690 und 1.000 US-Dollar/t VLSFO-Äq. Umrechnungen auf Basis des Heizwerts von VLSFO von 11,58 MWh/t und eines durchschnittlichen Wechselkurses von 1,08 US- Dollar/Euro 2024 (EZB 2025). 40 1.000 bis 1.520 US-Dollar/VSLFO-Äq; Angaben zu Umrechnung siehe vorhergehende Fußnote. 41 1.765,54 US-Dollar/t HVO; Heizwert von 12,3 MWh/t, Wechselkurs siehe vorhergehende Fußnoten. 42 Während bei der Herstellung von Dieselkraftstoffen aus erneuerbaren Energien die THG-Emissionen (Well to Tank) im Vergleich zu fossilen Kraftstoffen maßgeblich gesenkt werden können, entstehen bei der Verbrennung der Kraftstoffe an Bord (Tank to Wake) je nach Kohlenstoffgehalt und Verbrennungsmotor CO2-Emissionen in ähnlicher Höhe wie bei fossilen Dieselkraftstoffen (EMSA 2023d). 43 Emissionen von erneuerbarer Stromerzeugung können je nach Ort und verwendeten Technologien unterschiedlich sein (dazu auch Kapitel 2.2.1.3). 44 B-Fuels werden oft als Beimischungen zu fossilen Kraftstoffen eingesetzt. Die Reduktionspotenziale sind für 100%ige B-Fuels angegeben, bei Beimischungen steigen die THG-Emissionen proportional zur Beimischungsrate (siehe dazu EMSA 2023d, S. 46). bemissionen etwa um 75 % verringert werden. Stickoxidemissionen treten bei allen erneuerbaren Dieselkraftstoffen auf; sie können gleich hoch oder sogar höher als bei fossilen Dieselkraftstoffen liegen, wobei was neben dem Kraftstoff maßgeblich vom Motor, Verbrennungsprozess und Motorlast abhängt. Stickoxid- und Feinstaubemissionen können durch Abgasnachbehandlung reduziert werden (Kapitel 3.4). 2.2.2.4 Sicherheit FT-Diesel und HVO können aus einer Sicherheitsperspektive an Bord wie fossiler Diesel behandelt werden. Die entsprechenden Sicherheitssysteme sind daher etabliert (Hohmeyer et al. 2023, S. 127). Eine wesentliche Gesundheitsgefahr für Menschen besteht beim Verschlucken oder Eindringen von Kraftstoff in die Atemwege. Sowohl FT-Diesel als auch HVO sind leichter biologisch abbaubar als fossile Dieselkraftstoffe und werden daher nicht als umweltgefährdend eingestuft (Hohmeyer et al. 2023, S. 58). Allerdings sind Leckagen schädlich für die Meeresumwelt und können für Fische und Vögel tödlich sein (EMSA 2023d, S. 79). FAME besitzt im Gegensatz zu allen anderen Kraftstoffen keine Gefahreneinstufung und ist damit weder entzündlich noch gesundheits- oder umweltgefährdend. Werden Beimischungen verwendet, gehen von ihnen die gleichen Gesundheits- und Umweltgefahren wie von fossilen Dieselkraftstoffen aus (Hohmeyer et al. 2023, S. 60). 2.2.3 E- und B-Methanol 2.2.3.1 Stoffliche Eigenschaften und Nutzung als Schiffskraftstoff Methanol (CH3OH) ist eine klare, leicht entzündliche, leicht flüchtige Flüssigkeit mit guten Lösungseigenschaften und zählt zur Gruppe der Alkohole (Svanberg et al. 2018). Methanol wird derzeit vor allem als Grundstoff in der chemischen Industrie eingesetzt, beispielsweise für die Produktion von Formaldehyd und in der Herstellung von Farben, Kunststoffen oder Baumaterialien (S&P Global 2023). Als Schiffskraftstoff kommt Methanol bereits seit 2015 auf der Fähre Stena Germanica, die zwischen Göteborg und Kiel verkehrt, zum Einsatz, und die Umrüstung weiterer Fähren wurde angekündigt (Stena Line 2025; The Maritime Executive 2023c). Im Register aller weltweit im Bau befindlichen Schiffe macht Methanol den höchsten Anteil unter den erneuerbaren Kraftstoffen aus (Kapitel 2.3). Im September 2024 waren bereits mehr als 290 methanolbetriebene Schiffe verzeichnet (IEA 2024b, S. 47). Bis Anfang 2023 wurde es vor allem auf Tankern eingesetzt, in den letzten Jahren wurden insbesondere Containerschiffe für den Betrieb mit Methanol in Betrieb genommen und geordert (Wissner et al. 2023). Vor allem die dänische Ree