一、发展氢动力船舶的技术经济可行性

　　(一)氢和氨燃料

　　制氢技术分为化石能源制氢、工业副产制氢、电解水制氢等。化石能源制氢尽管将过渡到可再生能源电解水制氢，但在一定时间内仍占重要地位。利用可再生能源实现低成本、高效率制氢是未来大规模制氢的发展方向，也是各国氢能领域支持的重点方面。现阶段绿氢成本依然偏高(约为 32.2 元 /kg)，其中可再生能源电力、电解槽的成本占比达到 90%，因此控制绿氢成本关键在于降低可再生能源电价与电解槽成本。未来通过降低可再生能源发电成本、提升电解槽技术水平、以规模化应用促进成本下降，我国绿氢成本有望在 2030 年、2040 年、2050 年分别降至 14.7 元 /kg、10 元 /kg、8 元 /kg，这就为氢动力船舶的规模化应用逐步提供了经济可行性。

　　氨燃料是另一种具有应用前景的零碳燃料，还可作为储氢载体，其能量密度较高、生产成本低、易于储存和运输、产业基础完善，在船舶应用方面具有优势。我国合成氨技术和产业成熟，目前主要利用化石能源制氨，制造成本较低(约 4000 元 /t)。《中国能源体系碳中和路线图》预测，在 " 双碳 " 目标背景下，我国氨产量将由 2020 年的 5.4 × 107 t 增加至 2060 年的 8 × 107 t，且 2060 年有 2/3 的氨燃料应用于航运行业，至少满足水运行业 40% 的能源需求。可再生能源电解水制氢再合成氨的成本较高，因而降低可再生能源制氢的成本是控制绿氨生产成本的关键，预计 2020 — 2060 年我国可再生能源电解水制氢再合成氨的成本将下降 70% 以上。

　　(二)氢燃料电池

　　2010 年以来，氢燃料电池成本降低了约 60%。根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书(2019 版)》提出的目标，燃料电池系统的成本将从 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;假定船舶燃料电池系统的功率为 500 kW，则 2050 年单船燃料电池系统成本可控制在 15 万元左右。

　　随着我国氢能产业的蓬勃发展，国产燃料电池的电堆功率、最低启动温度、寿命等指标均得以大幅改善，自主化程度也在不断提升。燃料电池电堆成本约占燃料电池系统成本的 65%，电堆成本仍有下降空间，中长期的降幅可达 85%。我国企业积极布局双极板、膜电极、空气压缩机、氢气循环泵等燃料电池关键零部件研制，如上海捷氢科技股份有限公司生产的燃料电池电堆，58 个核心一级零部件全部实现国产化，采用新型贵金属涂层的金属双极板和优化结构进一步提升了燃料电池效率并降低了制造成本。2020 年，燃料电池电堆的成本出现了明显下降势头(3000~4000 元 /kW)，甚至部分产品报价下降至 2000 元 /kW。尽管如此，氢燃料电池电堆及系统的可靠性、耐久性是商业化应用的关键，仍待持续优化提升。

　　(三)氢内燃机

　　现有氢内燃机的有效热效率为 35%~45%，而 PEMFC 系统的效率为 50%~60%;虽然氢内燃机的效率偏低，但功率可以达到高值(目前可达到兆瓦级)，已用于拖船和渡船。在成本方面，氢内燃机明显低于 PEMFC 系统，以 100 kW 发电装置为例，基于当前技术的氢内燃机成本仅为 PEMFC 系统的 50%。可以预判，随着船舶储氢技术的发展、氢能基础设施的完善，氢内燃机在船舶上可取得广泛应用。

　　(四)基础设施

　　在我国，现有加氢技术与基础设施以车辆应用为主，而船舶应用基本空白;主流的加氢站规模为 500 kg/d、1000 kg/d，对应的建设成本分别为 1200~1500 万元、2000~2500 万元(不考虑土地成本)，其中设备、土建成本占比超过 70%。氢气压缩机、储氢罐(分为高压储氢罐和液氢储罐)、加氢机是加氢站的核心装备。在氢气压缩机方面，隔膜式压缩机、液驱式压缩机已实现国产化，未来有望逐步占据国内市场，而离子式压缩机需进一步研制。加氢站储氢装置已具备一定的自主化基础，如中集安瑞科控股有限公司生产的 45 MPa 大容积无缝钢制储氢气瓶已实现出口，300 m3 大型液氢储罐完成了方案设计和小批量生产。35 MPa 规格的加氢机基本实现国产，但加氢枪、流量计、阀件等核心零部件依赖进口;国内企业已掌握 70 MPa 加氢技术，但相关应用落后于国外。

　　在氢动力船舶发展初期，宜借助氢动力汽车的良好发展势头，积累基础设施相关技术;逐步开展船舶领域的氢能应用，以技术改进与装备更新的方式匹配氢动力船舶的专有应用需求。

　　(五)船舶总拥有成本

　　船舶总拥有成本(TCO)包括建造成本、运营成本：前者分为主动力系统成本、辅助动力成本、燃料储罐成本、船身及其他零部件成本等，后者涵盖燃料成本、维修成本、箱位损失、人员工资、保修费等。由于氢动力船舶仍处于研制与小规模应用阶段，相关的 TCO 分析依然不够充分。针对 15 000 TEU 氨氢动力集装箱船开展的 TCO 分析表明，假定配备 1 台 51 MW 氨发动机作为主动力，2 台 4 MW、2 台 2 MW 氢燃料电池系统作为辅助动力，则 TCO 约是同等条件下传统燃料船舶的 2 倍;燃料成本是影响氨氢动力船舶经济性能的重要参数。

　　二、氢动力船舶产业链关键环节分析

　　(一)高效低碳的氢气制取技术

　　当前，氢气主要利用化石能源来获得，约占世界氢气生产量的 95%，生产过程排放 CO2;利用可再生能源获得的电能来进行电网规模级别的电解水制氢，生产过程属于零碳排放，但所占比例仅约 4%~5%。碳捕集、利用与封存(CCUS)技术可应用于传统的化石能源制氢过程以降低碳排放量，但考虑现有技术和基础设施的成熟度，预计 2030 年前基于 CCUS 技术的化石能源制氢难有明显突破。因此，基于可再生能源的电解水制氢是未来氢气制取的发展趋势。

　　电解水制氢分为碱水电解、PEM 水电解、固体氧化物水电解。碱水电解、PEM 水电解被认为是当前可实际应用的技术：前者在我国已经工业化，国产设备的生产率达到 1000 Nm3/h;后者正处于从研发走向工业化的前期阶段。近年来，我国电解水制氢设备的装机容量显著提升，2020 年装机容量为 18 MW，约占世界增量的 1/4。在 " 双碳 " 目标背景下，随着技术提升和配套制造业的完善，2030 年、2060 年我国电解水制氢设备装机容量将分别达到 25 GW、750 GW，分别占世界总量的 15%、40%。

　　(二)大规模低成本的氢气运输技术

　　可实现规模化运输氢气的方式主要有高压气氢长管拖车、低温液氢槽车、氢气管道。高压气氢长管拖车方式技术成熟，适用于运输距离较近、输送量较低、氢气日用量为吨级的用户，与当前的氢能产业发展规模相适应。国内长管拖车氢气瓶的工作压力多为 20 MPa，TT11-2140-H2-20-I 型集装箱束箱每次可充装氢气约 347 kg。高压气氢长管拖车适用于 200 km 以内的运输， 200 km 距离的运输成本约为 7.72 ~8.82 元 /kg。

　　低温液氢槽车的运氢能力强(是高压气氢长管拖车的 10 倍以上)，在 200 km 以上距离的运输成本仅为高压气氢长管拖车的 1/5~1/8，但氢气液化能耗较高，如 20 MPa 高压气氢的压缩成本约为 2 元 /kg，而大型氢气液化装置的液化成本约为 12.5 元 /kg。此外，氢气液化装备的初始投资成本不容忽视。在解决相关成本和效率问题后，液氢罐车在中远距离的输氢领域将有良好的应用前景。近期，液氢海运船受到广泛关注，有可能成为新兴的液氢运输方式，如日本 "Suiso Frotier" 液氢运输船。