一、發展氫動力船舶的技術經濟可行性

（一）氫和氨燃料

制氫技術分為化石能源制氫、工業副產制氫、電解水制氫等。化石能源制氫盡管將過渡到可再生能源電解水制氫，但在一定時間內仍占重要地位。利用可再生能源實現低成本、高效率制氫是未來大規模制氫的發展方向，也是各國氫能領域支持的重點方面。現階段綠氫成本依然偏高（約為 32.2 元 /kg），其中可再生能源電力、電解槽的成本占比達到 90%，因此控制綠氫成本關鍵在于降低可再生能源電價與電解槽成本。未來通過降低可再生能源發電成本、提升電解槽技術水平、以規模化應用促進成本下降，我國綠氫成本有望在 2030 年、2040 年、2050 年分別降至 14.7 元 /kg、10 元 /kg、8 元 /kg，這就為氫動力船舶的規模化應用逐步提供了經濟可行性。

氨燃料是另一種具有應用前景的零碳燃料，還可作為儲氫載體，其能量密度較高、生產成本低、易于儲存和運輸、產業基礎完善，在船舶應用方面具有優勢。我國合成氨技術和產業成熟，目前主要利用化石能源制氨，制造成本較低（約 4000 元 /t）。《中國能源體系碳中和路線圖》預測，在 " 雙碳 " 目標背景下，我國氨產量將由 2020 年的 5.4 × 107 t 增加至 2060 年的 8 × 107 t，且 2060 年有 2/3 的氨燃料應用于航運行業，至少滿足水運行業 40% 的能源需求。可再生能源電解水制氫再合成氨的成本較高，因而降低可再生能源制氫的成本是控制綠氨生產成本的關鍵，預計 2020 — 2060 年我國可再生能源電解水制氫再合成氨的成本將下降 70% 以上。

（二）氫燃料電池

2010 年以來，氫燃料電池成本降低了約 60%。根據《中國氫能源及燃料電池產業白皮書（2019 版）》提出的目標，燃料電池系統的成本將從 2019 年的 8000 元 /kW 下降到 2025 年的 4000 元 /kW、2035 年的 800 元 /kW、2050 年的 300 元 /kW；假定船舶燃料電池系統的功率為 500 kW，則 2050 年單船燃料電池系統成本可控制在 15 萬元左右。

隨著我國氫能產業的蓬勃發展，國產燃料電池的電堆功率、最低啟動溫度、壽命等指標均得以大幅改善，自主化程度也在不斷提升。燃料電池電堆成本約占燃料電池系統成本的 65%，電堆成本仍有下降空間，中長期的降幅可達 85%。我國企業積極布局雙極板、膜電極、空氣壓縮機、氫氣循環泵等燃料電池關鍵零部件研制，如上海捷氫科技股份有限公司生產的燃料電池電堆，58 個核心一級零部件全部實現國產化，采用新型貴金屬涂層的金屬雙極板和優化結構進一步提升了燃料電池效率并降低了制造成本。2020 年，燃料電池電堆的成本出現了明顯下降勢頭（3000~4000 元 /kW），甚至部分產品報價下降至 2000 元 /kW。盡管如此，氫燃料電池電堆及系統的可靠性、耐久性是商業化應用的關鍵，仍待持續優化提升。

（三）氫內燃機

現有氫內燃機的有效熱效率為 35%~45%，而 PEMFC 系統的效率為 50%~60%；雖然氫內燃機的效率偏低，但功率可以達到高值（目前可達到兆瓦級），已用于拖船和渡船。在成本方面，氫內燃機明顯低于 PEMFC 系統，以 100 kW 發電裝置為例，基于當前技術的氫內燃機成本僅為 PEMFC 系統的 50%。可以預判，隨著船舶儲氫技術的發展、氫能基礎設施的完善，氫內燃機在船舶上可取得廣泛應用。

（四）基礎設施

在我國，現有加氫技術與基礎設施以車輛應用為主，而船舶應用基本空白；主流的加氫站規模為 500 kg/d、1000 kg/d，對應的建設成本分別為 1200~1500 萬元、2000~2500 萬元（不考慮土地成本），其中設備、土建成本占比超過 70%。氫氣壓縮機、儲氫罐（分為高壓儲氫罐和液氫儲罐）、加氫機是加氫站的核心裝備。在氫氣壓縮機方面，隔膜式壓縮機、液驅式壓縮機已實現國產化，未來有望逐步占據國內市場，而離子式壓縮機需進一步研制。加氫站儲氫裝置已具備一定的自主化基礎，如中集安瑞科控股有限公司生產的 45 MPa 大容積無縫鋼制儲氫氣瓶已實現出口，300 m3 大型液氫儲罐完成了方案設計和小批量生產。35 MPa 規格的加氫機基本實現國產，但加氫槍、流量計、閥件等核心零部件依賴進口；國內企業已掌握 70 MPa 加氫技術，但相關應用落后于國外。

在氫動力船舶發展初期，宜借助氫動力汽車的良好發展勢頭，積累基礎設施相關技術；逐步開展船舶領域的氫能應用，以技術改進與裝備更新的方式匹配氫動力船舶的專有應用需求。

（五）船舶總擁有成本

船舶總擁有成本（TCO）包括建造成本、運營成本：前者分為主動力系統成本、輔助動力成本、燃料儲罐成本、船身及其他零部件成本等，后者涵蓋燃料成本、維修成本、箱位損失、人員工資、保修費等。由于氫動力船舶仍處于研制與小規模應用階段，相關的 TCO 分析依然不夠充分。針對 15 000 TEU 氨氫動力集裝箱船開展的 TCO 分析表明，假定配備 1 臺 51 MW 氨發動機作為主動力，2 臺 4 MW、2 臺 2 MW 氫燃料電池系統作為輔助動力，則 TCO 約是同等條件下傳統燃料船舶的 2 倍；燃料成本是影響氨氫動力船舶經濟性能的重要參數。

二、氫動力船舶產業鏈關鍵環節分析

（一）高效低碳的氫氣制取技術

當前，氫氣主要利用化石能源來獲得，約占世界氫氣生產量的 95%，生產過程排放 CO2；利用可再生能源獲得的電能來進行電網規模級別的電解水制氫，生產過程屬于零碳排放，但所占比例僅約 4%~5%。碳捕集、利用與封存（CCUS）技術可應用于傳統的化石能源制氫過程以降低碳排放量，但考慮現有技術和基礎設施的成熟度，預計 2030 年前基于 CCUS 技術的化石能源制氫難有明顯突破。因此，基于可再生能源的電解水制氫是未來氫氣制取的發展趨勢。

電解水制氫分為堿水電解、PEM 水電解、固體氧化物水電解。堿水電解、PEM 水電解被認為是當前可實際應用的技術：前者在我國已經工業化，國產設備的生產率達到 1000 Nm3/h；后者正處于從研發走向工業化的前期階段。近年來，我國電解水制氫設備的裝機容量顯著提升，2020 年裝機容量為 18 MW，約占世界增量的 1/4。在 " 雙碳 " 目標背景下，隨著技術提升和配套制造業的完善，2030 年、2060 年我國電解水制氫設備裝機容量將分別達到 25 GW、750 GW，分別占世界總量的 15%、40%。

（二）大規模低成本的氫氣運輸技術

可實現規模化運輸氫氣的方式主要有高壓氣氫長管拖車、低溫液氫槽車、氫氣管道。高壓氣氫長管拖車方式技術成熟，適用于運輸距離較近、輸送量較低、氫氣日用量為噸級的用戶，與當前的氫能產業發展規模相適應。國內長管拖車氫氣瓶的工作壓力多為 20 MPa，TT11-2140-H2-20-I 型集裝箱束箱每次可充裝氫氣約 347 kg。高壓氣氫長管拖車適用于 200 km 以內的運輸， 200 km 距離的運輸成本約為 7.72 ~8.82 元 /kg。

低溫液氫槽車的運氫能力強（是高壓氣氫長管拖車的 10 倍以上），在 200 km 以上距離的運輸成本僅為高壓氣氫長管拖車的 1/5~1/8，但氫氣液化能耗較高，如 20 MPa 高壓氣氫的壓縮成本約為 2 元 /kg，而大型氫氣液化裝置的液化成本約為 12.5 元 /kg。此外，氫氣液化裝備的初始投資成本不容忽視。在解決相關成本和效率問題后，液氫罐車在中遠距離的輸氫領域將有良好的應用前景。近期，液氫海運船受到廣泛關注，有可能成為新興的液氫運輸方式，如日本 "Suiso Frotier" 液氫運輸船。

基于氣態氫的管道運輸分為兩類：純氫的管道運輸、天然氣摻氫的管道運輸。管道運輸適用于大規模、長距離的氫氣運輸，但前期投資較大。當氫氣儲運設施尚不完善時，將氫氣摻入天然氣中并利用天然氣管道進行運輸，是一種兼顧技術與成本的大規模運氫方式（當摻氫天然氣的含氫量約為 15% 時，僅需對原有管道進行適當改造即可），主要涉及天然氣運輸管道與氫氣的相容性、氫氣泄漏與檢測、終端氫氣分離等。隨著氫能產業規模的擴大、應用需求的增加，具有運輸規模優勢的管道輸氫將成為優選方式。

（三）船舶大容量儲氫技術

儲氫技術發展呈現出 " 低儲氫密度—高儲氫密度 " 的趨勢。高密度儲氫技術仍不成熟，技術路線仍在進行多方案探索，包括超高壓氣態儲氫、液化儲氫、金屬氫化物儲氫、液態有機物儲氫等。

高壓儲氫是當前船舶適用的方式，儲氫瓶有 35 MPa、70 MPa 兩種規格，對應的體積儲氫密度分別為 25 g/L、41 g/L。國外的 70 MPa 高壓儲氫技術基本成熟并實現商業化，如豐田 Mirai 氫燃料電池汽車即采用 70 MPa 儲氫瓶。我國的 35 MPa 高壓儲氫瓶技術標準成熟，國產氫燃料電池汽車較多采用；正在研發 70 MPa 高壓氣瓶，已接近商業應用階段。因此，我國氫動力船舶，如 " 綠色珠江號 " 內河貨船先期采用了 35 MPa 高壓氣瓶儲氫方式，待技術條件成熟后再轉向更高規格。

液氫的密度為 70.8 g/L，在儲存密度上較高壓儲氫有明顯優勢；隨著氫能產業的快速發展，低溫液態儲氫將逐步擴大民用范圍，有望成為未來的主流儲氫方式。考慮到現有高壓儲氫技術的儲存密度較低，無法滿足未來船舶續航力的要求，船舶儲氫將朝著能量密度更高的方向發展，如 "Topeka" 滾裝船、"AQUA" 概念游艇計劃采用低溫液態儲氫方式。金屬氫化物儲氫方式具有儲氫體積密度大、壓力低、安全性高等優點，在潛艇上具有良好應用前景，推廣應用過程需著力解決成本、吸脫氫溫度、反應速率等問題。

理論上氨的儲氫密度約為 17.6%，液氨的體積儲氫密度是液氫的 1.5 倍，加之氨的液化、儲存、運輸技術成熟，使得以氨為載體的儲氫方式成為極具潛力的大容量儲氫解決方案。氨的裂化分解是以氨為載體的儲氫系統需要解決的關鍵技術問題，開發低壓、低溫、高活性、低成本的催化劑是后續研究重點。甲醇具有較高的儲氫密度且自身含氫量達 12.5%，可作為綠氫的載體來實現高效儲存和運輸，當距離大于 200 km 時較直接運氫具有經濟優勢。考慮到甲醇制氫會產生 CO，需配備氫氣純化裝置以避免 PEMFC 催化劑中毒。

（四）船舶大功率燃料電池技術

船用燃料電池技術表現為 " 小功率—大功率 " 的發展趨勢。燃料電池主要分為以 PEMFC 為代表的低溫燃料電池，以熔融碳酸鹽（MCFC）和固體氧化物（SOFC）為代表的高溫燃料電池：前者技術成熟，正在進行產業化、規模化發展，力求實現價格更低、壽命更長、功率更高；后者因其功率高、效率高、氫氣純度要求低等技術優勢，更適合船舶應用，也是未來大型船舶的發展方向。

船舶功率需求與船型、操作工況相關，不同船型的需求功率如表 1 所示。PEMFC 系統可作為小型船舶的主動力或大型船舶的輔助動力。在現有的氫動力船舶示范項目中，PEMFC 系統輸出功率基本為百千瓦級。為了拓寬氫動力船舶的適用場景，未來 PEMFC 系統的輸出功率應提高至兆瓦級，這是船舶燃料電池亟需攻克的關鍵技術。

（五）船舶氫內燃機技術

氫氣燃燒火焰傳播速度快、放熱集中，因而氫內燃機相對傳統內燃機具有更高的熱效率。普通內燃機熱效率約為 30%~40%，而德國企業研制的氫內燃機驗證機熱效率最高達到 42%，我國正在研發的氫內燃機熱效率有望達到 44%。也要注意到，氫內燃機雖然具有輸出功率高、熱效率高、節能環保的優點，但存在爆燃、早燃、回火等技術難題，也會產生 NO，因而提升動力系統性能、降低 NO 排放是后續氫內燃機研究亟待攻關的方面。

氫內燃機相比 PEMFC 系統具有輸出功率優勢，待攻克相關技術難題后，將在船舶領域獲得廣闊應用。2017 年，比利時海事集團推出了世界首制柴氫雙燃料客船，搭載的 Behydro 發動機輸出功率為 1000~2670 kW。目前我國的氫內燃機技術集中在汽車領域而尚未開展船舶應用研究，相較國際先進水平還存在較大差距。

（六）氫動力船舶標準及規范

在陸上領域，氫能及燃料電池技術標準基本成熟，我國發布的相關技術標準多達 91 項。然而氫動力船舶標準及規范尚不成熟，相關燃料電池系統以及儲氫、加氫系統主要沿用陸上標準。國際海事組織正在開展《使用氣體或其他低閃點燃料船舶國際安全規則》關于納入船舶應用燃料電池系統的技術要求編制工作，但并不包含燃料存儲、供應系統。氫動力船舶技術標準環節存在的問題在于：規范法規缺項、操作規范缺項、安全研究不足。例如，船用氫氣加注標準（包括液氫加注和金屬氫化物的船舶加氫技術）、70 MPa 儲氫瓶上船標準、船舶重整制氫標準等均處于缺失狀態。

面向氫動力船舶快速發展需求，相關船舶標準及規范需要盡快進行補充完善：① 船用燃料電池動力系統專項研究驗證，船舶功率需求較大，對燃料電池單體的一致性、電池管理系統、散熱等要求高于車用系統；② 氫燃料電池動力船舶設計方案風險評估分析與船用燃料電池及其處所安全防護專項研究驗證，高鹽霧腐蝕和潮濕的海上環境、船舶振動等因素可能降低系統的可靠性和耐久性；③ 船舶氫燃料加注方式、安全操作規程及監管方式研究，我國港口或錨地尚無船用氫燃料加注設施，相關技術與規范需深入研究；④ 船用儲氫系統、氫氣供給系統專項研究驗證，及時制定并持續完善氫燃料電池動力船舶的技術標準體系。

三、我國氫動力船舶的發展目標與建設路徑

（一）我國氫動力船舶的發展目標

應對 " 雙碳 " 發展目標，我國乃至全世界在航運業碳減排問題上都面臨著巨大壓力。發展氫動力船舶，全面牽引水路交通領域從氫能基礎設施到終端應用的建設，革新水路交通運輸裝備的用能構成，支持實現清潔能源轉型。圍繞交通強國、《中國制造 2025》等行動綱領，推動傳統船舶制造行業的轉型與升級，催生新型船舶設計與研究單位及產業鏈配套企業，引領船舶制造業高質量發展。實施大功率燃料電池、大容量儲氫、快速加氫、多能源協同控制、氫利用安全等核心關鍵技術攻關，制定氫動力船舶標準及規范，完善氫能配套設施，推動多類型氫動力船舶的示范應用。

至 2025 年為技術積累階段。借助燃料電池汽車技術進展，重點突破船用氫燃料電池等關鍵技術，制定氫動力船舶標準及規范；完成氫動力船舶裝備研發，在內河 / 湖泊等場景實現氫動力船舶示范應用。

2025 — 2030 年為完善產業階段。構建氫動力船舶設計、制造、調試、測試、功能驗證、性能評估體系，建立配套的氫氣 " 制儲運 " 基礎設施；擴大內河 / 湖泊等場景的氫動力船舶示范應用規模，完善水路交通相關基礎設施。

2030 — 2035 年為提升質量階段。降低燃料電池和氫氣成本，提高船用氫燃料電池系統壽命、轉化效率和船上儲氫量，研發高溫燃料電池和余熱利用技術；構建完備的水路交通載運裝備技術和產業體系，在近海場景實現氫動力船舶應用示范。

2035 — 2060 年為推廣應用階段。優化氫動力船舶的綜合性能，推廣本土商業化應用；與綠氨、碳中和 LNG / 甲醇等動力形式船舶協同，完成我國水路交通運輸裝備領域碳中和目標；在國際航線上開展氫動力船舶應用示范，提升我國氫動力船舶產業的國際競爭力。

（二）我國氫動力船舶的建設路徑

面向碳中和的氫動力船舶總體路線圖

LNG 船舶應用前景良好，將是近期船舶清潔用能的主要形式。蓄電池技術是現階段盡快實現內河及近海船舶零排放的解決方案，但能量密度有限，主要在短程、小型船舶上有應用空間，而在中短途運輸領域未有廣泛應用。氫燃料是實現船舶零排放的重點發展方向，近期將在內河及近海船上開展應用研究。在制氫方面，目前化石能源制氫是主要方式，未來占比將逐步下降，可在 CCUS 技術成熟后引入以進一步降低碳排放；可再生能源制氫是未來主要的制氫途徑。在儲氫方面，為滿足國際遠洋航行船舶的續航要求，需進一步發展包括液氫儲氫在內的高效儲氫技術，甲醇重整制氫、氨分解制氫等現場制氫技術。

氫的最佳應用載體是燃料電池，PEMFC 受限于功率等級較低以及氫氣純度要求高，將主要應用于內河及近海船舶，未來繼續發展高溫 PEMFC。高溫燃料電池（如 SOFC）可使用富氫液體燃料而不再依賴純氫，采用余熱利用技術可進一步提升系統效率，功率等級有望達到兆瓦級，在遠期是適用于遠洋船舶的技術路線。氫內燃機是另一種氫能動力系統，隨著船載儲氫技術發展表現出良好的應用前景，將在水路交通 " 雙碳 " 目標實現過程中發揮重要作用。

氫動力船舶發展路徑與氫燃料電池、氫內燃機、儲氫等技術以及氫能基礎設施緊密相關，按照先內河 / 內湖、再近海、最后遠洋的路線分步實施（見表 2）：湖泊區域的游船 / 渡船等，可采用氫燃料電池動力系統；內河干線小型船舶（8000 t 以下）可采用氫燃料電池動力系統，內河干線大型船舶（8000 t 以上）可采用基于氫、氨、甲醇等燃料的內燃機系統；近海、遠洋船舶可采用混合動力系統。

四、推動我國氫動力船舶發展的建議

（一）明晰應用場景

針對氫燃料電池動力系統的發展現狀及未來演變趨勢，借鑒先發國家的氫動力船舶運營經驗，結合我國氫能戰略規劃與產業布局，明晰適應國情的氫動力船舶應用場景。可按照先內河 / 湖泊、再近海、最后遠洋的發展次序，制定產業規劃，梯次推進技術攻關、裝備研制、應用示范、基礎設施建設。

（二）突破關鍵技術

發揮宏觀戰略的引導作用，兼顧自主創新與對外合作，系統發揮企業、科研院所、高校的差異化優勢，以企業為主體實施氫動力船舶裝備創新。著力突破氫動力船舶研發、示范、推廣面臨的關鍵核心技術，如高效低碳的氫氣制取技術、船舶大容量儲氫技術、大功率燃料電池技術等；促進水路交通載運工具氫能應用水平盡快達到國際先進，為更大規模的氫動力船舶應用示范筑牢基礎。

（三）完善配套設施

建議在國家層面開展交通領域能源需求演變態勢論證，統籌 " 水陸空 " 交通的氫能綜合應用格局，研究提出燃料供應體系、基礎設施建設等專項規劃。鼓勵各地區結合自有能源與技術優勢，發展低成本、少污染、高可靠的制氫項目并開展應用示范，以試驗試用積累工程化經驗，為后續的大規模氫能基礎設施建設提供依托。

（四）創新運營體系

針對氫動力船舶產業化應用存在的前期投資大、回報周期長的客觀實際，積極配套政策、資金等資源支持，鼓勵各類企業依托自身優勢提前布局氫動力船舶市場，以示范運營支持新型運營模式探索；同步支持傳統船舶下游環節積極開拓針對氫動力載運裝備的檢測、維修、培訓等業務。以產業鏈協同模式探索建立我國氫動力船舶創新運營體系。

（來源:中國工程院院刊）