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。

　　基于气态氢的管道运输分为两类：纯氢的管道运输、天然气掺氢的管道运输。管道运输适用于大规模、长距离的氢气运输，但前期投资较大。当氢气储运设施尚不完善时，将氢气掺入天然气中并利用天然气管道进行运输，是一种兼顾技术与成本的大规模运氢方式(当掺氢天然气的含氢量约为 15% 时，仅需对原有管道进行适当改造即可)，主要涉及天然气运输管道与氢气的相容性、氢气泄漏与检测、终端氢气分离等。随着氢能产业规模的扩大、应用需求的增加，具有运输规模优势的管道输氢将成为优选方式。

　　(三)船舶大容量储氢技术

　　储氢技术发展呈现出 " 低储氢密度—高储氢密度 " 的趋势。高密度储氢技术仍不成熟，技术路线仍在进行多方案探索，包括超高压气态储氢、液化储氢、金属氢化物储氢、液态有机物储氢等。

　　高压储氢是当前船舶适用的方式，储氢瓶有 35 MPa、70 MPa 两种规格，对应的体积储氢密度分别为 25 g/L、41 g/L。国外的 70 MPa 高压储氢技术基本成熟并实现商业化，如丰田 Mirai 氢燃料电池汽车即采用 70 MPa 储氢瓶。我国的 35 MPa 高压储氢瓶技术标准成熟，国产氢燃料电池汽车较多采用;正在研发 70 MPa 高压气瓶，已接近商业应用阶段。因此，我国氢动力船舶，如 " 绿色珠江号 " 内河货船先期采用了 35 MPa 高压气瓶储氢方式，待技术条件成熟后再转向更高规格。

　　液氢的密度为 70.8 g/L，在储存密度上较高压储氢有明显优势;随着氢能产业的快速发展，低温液态储氢将逐步扩大民用范围，有望成为未来的主流储氢方式。考虑到现有高压储氢技术的储存密度较低，无法满足未来船舶续航力的要求，船舶储氢将朝着能量密度更高的方向发展，如 "Topeka" 滚装船、"AQUA" 概念游艇计划采用低温液态储氢方式。金属氢化物储氢方式具有储氢体积密度大、压力低、安全性高等优点，在潜艇上具有良好应用前景，推广应用过程需着力解决成本、吸脱氢温度、反应速率等问题。

　　理论上氨的储氢密度约为 17.6%，液氨的体积储氢密度是液氢的 1.5 倍，加之氨的液化、储存、运输技术成熟，使得以氨为载体的储氢方式成为极具潜力的大容量储氢解决方案。氨的裂化分解是以氨为载体的储氢系统需要解决的关键技术问题，开发低压、低温、高活性、低成本的催化剂是后续研究重点。甲醇具有较高的储氢密度且自身含氢量达 12.5%，可作为绿氢的载体来实现高效储存和运输，当距离大于 200 km 时较直接运氢具有经济优势。考虑到甲醇制氢会产生 CO，需配备氢气纯化装置以避免 PEMFC 催化剂中毒。