基于经济性分析的散货船脱碳路径研究

汪颖异 杜 亮 金 强

（中国船舶及海洋工程设计研究院 上海 200011）

0 引言

从2023 年1 月1 日开始，营运碳强度（carbon intensity indicator,CII）和现有船舶技术能效（energy efficiency existing ship index,EEXI）正式生效[1]。5 000 总吨以上的船舶将需要每年度评估CII，预计采用年度能效比（annual efficiency ratio,AER）作为指标。每艘船所达到的CII 值将与按温室气体减排目标指定的CII 规定值进行比较，按照其达标情况，船舶将会被给予A 到E 的评级，评级为D 和E的船舶将需要实施能效改进措施。欧洲碳边界调整机制（碳关税）将于2023 年10 月1 日正式生效，涵盖钢铁、水泥、电力、化肥和铝这5 个行业[2]。航运业纳入欧盟碳交易体系的立法方案已在2023 年2 月初步确立，将逐年提高行业需清缴的碳排放量，从2024 年的40%逐年提高到2026 年的100%，涉及欧洲航线的航运公司在2025 年9 月30 日前需要真正缴纳航运碳税[3]。因此，替代燃料动力船愈发受到船东欢迎。2022 年新船订单中，替代燃料动力船占44.5%[4]，远高于2021 年的27.6%。

航运业巨头（如马士基、达飞等公司）已率先制定了未来的脱碳规划。现阶段马士基专注于甲醇在船上的应用，2022 年订造的集装箱船全部可用甲醇动力，且其在绿色甲醇供应链方面也已经布局，目前已与Reintegrate、European Energy、Ørsted 等7家公司签订绿色甲醇供应协议。达飞创立了1 个能源基金，从2022 年开始，计划5 年内投资15 亿美元，用于研发生物燃油、生物甲烷、电化甲烷、碳中和甲醇及其他替代燃料，其近2 年订造的船也以液化天然气（liquified natural gas,LNG）动力和甲醇动力为主。LNG 和甲醇是目前市场上相对成熟的替代燃料，但在三大主力船型中主要应用于集装箱船和油船，在低附加值的散货船上应用较少。

船东对替代燃料的选择考虑多种因素，如燃料供应链、存储环境、能量密度、燃料价格、船舶初投资、营运成本，以及主机、燃料供应系统等船上设备的成熟度等情况。本文将从替代燃料船舶的经济性角度着眼，采用总拥有成本分析法[5]，通过比较，极低硫燃料油（very low sulfur fuel oil,VLSFO）、生物柴油、LNG、绿色甲醇、绿氨等5种相对热门的燃料应用于散货船的经济性，判断替代燃料对散货船船东的吸引力。

1 现阶段散货船脱碳方式

节能减排方式主要有2 种，分别为型线优化、水动力节能、加装气泡减阻等传统方式，以及使用LNG、生物燃料、甲醇、氢、氨等低碳/零碳燃料的方式[6]。LNG 是目前最成熟的船舶替代燃料，在散货船上也有一定应用，即便其是三大主力船型中最晚也是最少使用LNG 燃料的船型。据IHS 公司的数据统计[7]，截至2023 年4 月，全球共有63 艘LNG 动力散货船，船型集中于纽卡斯尔型和好望角型这类大型散货船中，其中27 艘待交付。全球主要船东的LNG 动力散货船订单情况如表1 所示。

表1 全球主要船东LNG 动力散货船订单情况

为了不使燃料舱的增加对货舱产生影响，有船东选择将LNG 燃料舱布置在甲板上。H-Line 公司已交付的18 万载重吨HL Green 号LNG 动力散货船（图1）便将2 个1 600 m3的LNG 燃料罐布置于船尾甲板[8]。此种布置方式不仅缩小了生活区，给船员生活带来不便，并且存在一定的安全隐患。运营散货船的轮机管理员需参加培训且具备液化气管理培训证书，这也增加了船东的运营成本。此外，LNG 动力系统、供气系统等与燃料相关设备的应用，均会导致船舶建造成本增加。上述因素都会影响到散货船船东应用LNG 的积极性。

目前，常石造船、扬子江集团等已获得甲醇动力散货船的订单[9]，主要集中于卡姆萨尔型中型散货船。从燃料储存角度看，甲醇比LNG 更适用于船舶，但受限于绿色甲醇供应链薄弱和较低的能量密度，甲醇动力目前来看可能难以广泛使用。

2 碳捕获系统在散货船上的适用性分析

预计应用于航运的零碳燃料（如绿氢/绿氨）、碳中和燃料（如绿色甲醇）目前供应链还不成熟，成本较高。中长期内，低硫油、LNG 等燃料仍然会大规模应用于航运，碳捕获系统可在脱碳上发挥重大作用。

二氧化碳的分离和捕获可分为燃烧前和燃烧后[10]。燃烧前捕获利用重整将气体分成氢气和二氧化碳，该工艺可将含碳燃料转化成氢气用于氢燃料电池中；燃烧后捕获是捕获并存储废气中的二氧化碳。用液态胺吸收二氧化碳的后端捕获系统包含捕获装置、液化装置和储罐，如 图2 所示[10]。

图2 二氧化碳捕获系统

船端安装二氧化碳捕获系统需要考虑二氧化碳储罐的存储空间（目前放置在甲板上的居多）、额外能耗、储罐布置对船体强度的影响以及二氧化碳上岸用途等因素。马士基零碳航运中心对应用低硫油和甲醇的20.5 万载重吨散货船安装碳捕获系统的情况进行了研究[11]，安装捕获率为50%的捕获系统需2 个1 200 m3的储罐，储罐布置在上层建筑两侧，总布置图如图3 所示[11]。该散货船航行于澳大利亚—日本航线。二氧化碳捕获系统成本占船舶建造成本的41%，船端二氧化碳降低43%，但也造成了16%的额外能耗，还损失了1 500 t 的载货量。若捕获率高达90%，则难以布置在甲板上，因布置后将会损失1 个货舱，这对船东来说难以接受。捕获的二氧化碳如何处理，也是船东安装碳捕获系统所必须考虑的问题之一。二氧化碳可埋藏于地底，也可对外售卖。售卖或许可为船东获得额外收益，但船端捕获的二氧化碳成本较高，难以出售，且相关的物流环节也较繁复，二氧化碳去向这一环节较难打通。不过，对于拥有燃料供应链的大船东来说，将二氧化碳作为甲醇的原料，仍不失为一种较好的选择。

图3 安装碳捕获系统的20.5 万载重吨散货船总布置

对于散货船这类对货舱容积及成本增加较敏感的船型，较难大规模采用在船上布置二氧化碳捕获系统的脱碳方式。

3 替代燃料应用在散货船上的经济性比较

本文以20.5 万载重吨的纽卡斯尔型散货船为例，分析比较应用低硫油+碳税、生物柴油+碳税（对于不同原料种类及加工工艺对应不同的温室气体减排值，这里假设原料为葵花油，减排52%[12]）、LNG+碳税、灰甲醇+碳税、绿甲醇、绿氨这6 种情况的经济性，以此为指标得出散货船的碳减排方式。

3.1 基础参数及假定

该20.5 万载重吨散货船的典型航线为澳大利亚纽卡斯尔港—日本大阪港，航行距离4 153 n mile，其船型参数如表2 所示。

表2 20.5 万载重吨散货船船型参数

假设正常航行平均航速为13.5 kn，单航次航行耗时35.8 d，其中包含进出港、港内等待、港内装卸货和正常航行这4 个阶段的耗时，如表3 所示。

表3 单航次航行耗时

低硫油主机型号为G70ME-C9.5，在13.5 kn 营运航速下的主机功率为11 035 kW，根据MAN 关于该机型的报告，可以得到在100%和75%工况下燃油消耗率分别为167 g/（kW·h）和163 g/（kW·h）。生物柴油特性与化石柴油类似，可直接应用G70ME-C9.5 主机。LNG 双燃料主机型号为G70MEC9.5-GI，在100%和75%工况下燃油消耗率分别为141 g/（kW·h）和135 g/（kW·h）[13]，甲醇和氨主机的燃油消耗率根据其最低热值换算。

低硫油、甲烷、甲醇和氨的低位热值及相应主机在75%和100%工况下的燃油消耗率如表4 所示。查询IHS 中关于该船的参数，该船的辅机功率为920 kW。

表4 6 种燃料的低位热值及相应主机的燃油消耗率

燃料费是不同燃料动力方案经济性对比最为重要的影响因素。可查询到2021 年7 月大阪港的低硫油加注价格为每吨445 美元[14]，暂未查询到该港口LNG 的加注价格。本文采用2023 年4 月24 日鹿特丹的LNG 加注价格，为每吨846 美元[15]。绿氨和绿甲醇目前尚未形成规模化，暂无市场价。

据毕马威预测，2030 年绿氨将具备商业化能力，生产的最低成本约为每吨475 美元[16]，从生产端到加注端会涉及燃料运输、分销以及过程中相关的基础设施。因此，假设绿氨加注价格为生产成本的2 倍，即950 美元/t。

据国际可再生能源机构（international renewable energy agency,IRENA）预测，2050 年绿甲醇将具备商业化能力，生产成本为每吨250～ 630 美元[17]，这里假设为每吨630 美元；同样，假设绿甲醇加注价格为生产成本的2 倍，即每吨1 260 美元。

生物柴油作为船用燃料目前仅为试点，并无加注价格。据研报分析，2021 年中国生物柴油每吨均价为8 740 元[18]，本文假设该价格为加注价。

Methanex 公司公布了2023 年6 月份中国灰甲醇的合同价为每吨330 美元[19]，假设该价格为加注价。本文同时考虑了应用常规燃料交碳税的情况，并据路透社预测，2025 年欧洲碳税为每吨102.24 欧元[20]。文中应用的燃料费用和碳税如表5 所示。

表5 文中应用的燃料费和碳税 美元

3.2 20.5万载重吨散货船建造和运营成本

据IHS 公司官网查询，常规燃油动力的20.5万载重吨散货船造价为7 300 万美元。由于生物柴油的黏度比化石柴油大，且高浓度的生物柴油可能会导致系统部件的腐蚀[21]，因此需根据生物柴油的混合比例对船舶进行适当改造，本文假设应用其他燃料的船舶造价与应用常规燃油的船舶一致。

由于LNG 需在-163 ℃超低温储存，围护系统往往采用成本较高的薄膜型、B 型或C 型舱，其动力系统成本也较高，故整船船价高于其他动力的散货船，本文假设溢价20%。甲醇可常温常压储存，对燃料舱的要求比LNG 和氨低很多，其动力系统的成本低于LNG 和氨，本文假设溢价15%。氨需在-33 ℃条件下储存，通常采用C 型舱，假设其溢价在LNG 动力和甲醇动力之间，为17%。各动力的散货船船价如表6 所示。

表6 各类动力20.5 万载重吨散货船船价

运营成本通常包括燃油费、港口费、船员工资、管理费、主机/辅机维修保养费、保险费和碳税，其中船员人均年薪假定为3 万美元，管理费取船员 资的25%；主机和辅机的保养周期假设为1 000 h、大修周期为25 000 h；保养费取主机/辅机初投资的1%，大修费用取初投资的30%；保险费假设为船舶造价的1%。

6 种动力船的成本预估如图4 所示。

绿甲醇和绿氨动力船的年营运成本非常高，在该碳税下，采用绿甲醇或绿氨没有优势。尽管灰甲醇价格低于低硫油，但由于甲醇体积能量密度低且采用灰甲醇仍有碳排，灰甲醇动力船的年营运成本仍高于常规燃料油动力船。

3.3 不同燃料方案经济性评估

6 种动力船的油耗及碳排放量数据如下页表7所示。从二氧化碳的排放量来看，常规燃料方案无疑排放量最大。LNG 的二氧化碳减排为25%左右，生物柴油的二氧化碳排放比传统燃油低了52%，因此LNG 和生物柴油属于脱碳的过渡燃料。采用灰甲醇船端减排仅11%左右，考虑碳税后，其成本仍高于常规燃料油，故几乎没有优势。真正实现碳中和或者零碳，还是需采用绿甲醇或者绿氨作为动力。

表7 6 种动力船的油耗及碳排放量情况

未来对于碳排放量较高的船舶，碳税是调节能源结构的手段之一。在2025 年碳税102.24 欧元/t情况下，采用常规燃料油从成本角度仍有最大优势，其增加的货物成本仅为1.3 美元/t；若采用绿甲醇，则增加的货物成本为7.6 美元/t；采用绿氨，则增加4.6 美元/t。如若采用绿甲醇和绿氨的方式，碳税需分别增加到692 美元/t 和439 美元/t，与常规燃料油相比才有竞争力。

由于甲醇和氨较低的体积能量密度，其所占燃油舱的体积是常规燃油的2～ 3 倍，故会导致舱损。此外，尽管绿甲醇和绿氨可认为接近于无二氧化碳排放，但即使考虑碳税后，传统燃油动力船的营运成本仍远低于甲醇/氨动力船，这是由于目前LNG 加注价格较高，即使采用LNG 比传统燃油更节能，LNG 动力船的营运成本仍高于传统燃油动力船，且LNG 仍有碳排，考虑碳税后将导致其成本进一步增加。生物柴油由于生物质收集困难、成本较高，最终导致营运成本高于常规燃料和LNG。对于散货船来说，仅从经济性角度考虑（碳排因素已通过经济手段进行了主动补偿），采用常规燃料油似乎更为合适。

4 结语

燃料的减排能力、燃料价格、燃料储存条件、船端技术成熟度以及船端经济性等是替代燃料应用于船舶的主要考虑因素，这些因素对于散货船的影响如图5 所示。

图5 各燃料对散货船影响雷达图

对于散货船这类低附加值船型来说，单航次的燃料消耗并不大，“常规燃料油+碳税”的方式或许更加适用。安装碳捕获系统也可实现脱碳，但即使捕获50%的二氧化碳，也将额外造成16%的能耗，且二氧化碳储罐的布置可能会造成舱损，而且捕获而得的二氧化碳如何处理也将是一大难题。

对散货船而言，或将不得不考虑传统的节能方式而非采用替代燃料或加装碳捕获系统，若面临极为严格的脱碳要求，则采用交碳税的方式获得航行许可。不过，如若长此以往，散货船的CII 评级将必定落入E 级。尽管目前还未对不遵守CII 规定的船舶出台正式制裁规定，但考虑到极端情况下，未来可能不允许该类船舶航行，届时，散货船将不得不考虑采用清洁燃料。