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Discover蓄电池海洋替代燃料生命周期评估综述：方法论、多维度评估与脱碳路径
摘要
在国际海事组织（IMO）和欧盟主导的全球气候目标及严格航运脱碳政策的推动下，绿色替代燃料已成为实现航运净零排放的关键路径。生命周期评估（LCA）对于量化船舶燃料的环境表现，以及支持燃料选择、政策制定和工业部署至关重要。然而，现有研究在系统边界设定、排放因子选择和方法论框架方面仍存在分歧，导致报告的燃料性能存在显著差异，并限制了其大规模应用。本综述总结了船舶替代燃料生命周期评估的最新进展。它概述了主流选项的理化性质、能量转换效率、推进配置和部署现状，包括液化天然气（LNG）、甲醇、氨、氢气、生物燃料和电池动力。随后，它概述了以《国际海事组织2024年燃料生命周期评估指南》和“从油井到航行”（WtW）核算框架为代表的标准化船舶燃料生命周期评估（LCA）框架。在此基础上，它比较了这些燃料在环境、经济、技术和社会方面的表现，并讨论了主要的评估方法争议及尚存的挑战。最后，它确定了未来的研究重点，包括方法标准化、综合多维度评估以及不确定性分析。这些研究结果可为选择航运脱碳路径和进一步推进船舶燃料生命周期评估提供参考。
1. 简介
气候变化是目前全球面临的最紧迫的环境挑战之一。根据《2025年全球气候状况报告》，2024年二氧化碳、甲烷和一氧化二氮等主要温室气体的大气浓度均达到了过去80万年来的最高水平，且海洋热含量继续创下历史新高[1]。巴黎协定确立的“远低于2°C并努力实现1.5°C”的控温目标，正迫使全球各行各业加速脱碳[2].
国际航运凭借其低成本和高容量的优势，承载了全球商品交易量80%以上，是全球供应链的支柱[3]。同时，航运业是温室气体和空气污染物排放的重要来源：根据第四次国际海事组织温室气体研究，2018年全球航运业温室气体排放量约为10.76亿吨，占全球人为排放总量的2.89%，且呈持续上升趋势[4]。船舶排放的硫氧化物、氮氧化物和细颗粒物也会损害沿海空气质量和公众健康[5,6。因此，推动航运业深度脱碳对于应对气候变化和改善环境健康具有双重实际意义。
航运业脱碳需要技术、运营和市场措施的综合应用[7,8,9]。技术措施包括提高材料效率、优化船体和推进系统设计、采用替代燃料、安装节能装置以及废热回收[10,11,12,13]。然而，单一的能效措施通常减排潜力有限，且适用场景范围较窄，难以满足长期的深度脱碳需求。运营措施包括航速优化、船舶尺寸优化和岸电应用，其中航速和航线优化已得到广泛研究[14,15]；航速优化可减少约0-60%的二氧化碳排放量，船舶尺寸优化可减少约0-30%的排放量，两者均为低成本的短期脱碳方案[2]。市场化措施则通过碳税和排放交易等价格信号推动减排。在政策层面，由国际海事组织（IMO）和欧盟（EU）主导的航运脱碳政策持续收紧。2023年IMO温室气体策略设定了在2050年左右实现净零排放的目标[16,17,18]，监管要求正逐步从传统的船舶能效管理扩展到燃料的全生命周期排放核算[19]. 近年来，欧盟等区域监管体系不断加强对航运脱碳的约束，并推动船舶燃料向低生命周期温室气体强度的方向转型[20]，对替代燃料减排效益的准确量化提出了更高要求。在上述脱碳路径中，替代燃料被广泛视为实现航运深度脱碳及迈向2050年净零排放目标的重要技术路径。目前，全球在役船队的替代燃料运行能力仅占总吨位的约8%，而替代燃料船舶在新建订单中占比超过一半，表明产业正呈现明显的转型趋势[21]。然而，关于不同替代燃料路径的实际减排效益和生命周期经济性，目前仍未达成共识，这凸显了建立标准化定量评估框架的必要性。22]. Nevertheless, there is still no consensus on the actual emission reduction benefits and life cycle economics of different alternative fuel pathways, highlighting the need for a standardized quantitative assessment framework.
在此背景下，生命周期评估（LCA）已成为量化替代燃料减排效益和支持燃料选择决策的重要工具。LCA遵循国际标准ISO 14040和ISO 14044，通过目标与范围确定、清单分析、影响评估和解释这四个阶段，系统地量化产品从原材料获取到最终处置整个生命周期内的资源消耗和环境影响[23,24]。船舶燃料领域通常采用“从油井到航迹”（WtW）分析框架，该框架将燃料链分为上游的“从油井到油箱”（WtT）阶段和船上的“从油箱到航迹”（TtW）阶段，以燃料加注作为分界点；具体框架如图所示图1 [25,26,27].
]图1。海洋燃料的全年龄从油井到航行的生命周期框架。
关于海洋替代燃料生命周期评估（LCA）已开展了大量研究，但在核算边界设定、排放因子选择和系统边界扩展方面仍存在方法论分歧。在已发表的海洋替代燃料综述中，Wang等人[28]系统地回顾了方法论框架和案例研究，为该领域提供了重要参考。Jin等人[29]从氢能和氨燃料的角度回顾了可持续航运脱碳路径。Park等人[30]全面回顾了可再生能源技术在航运业的部署情况。然而，这些综述对于推进技术类型、能量转换效率、多维度可持续性以及船舶-航线场景适用性如何改变生命周期评估（LCA）结论的讨论仍显不足。Carvalho等人[31] 进一步指出，船舶燃料生命周期评估（LCA）在系统边界、功能单位和排放因子选择等关键方法论方面仍缺乏统一标准。在现有综述的基础上，本综述主要从三个方面阐述了燃料路径、推进技术、能量转换效率、船舶特性和运行条件之间的相互作用。首先，构建了一个整合环境、经济、技术和社会维度的多维综合评估框架，并为不同船型和运行条件下的燃料选择提供特定场景的指导。其次，以《IMO 2024燃料LCA指南》为参考，系统回顾了关键方法论争议，包括系统边界、功能单位、排放因子、副产品分配和核算范式，以及这些方法论选择如何影响报告的研究结果。第三，它分析了导致研究结果差异的方法论来源，并结合最新的监管框架和行业实践确定了未来的研究方向。本综述主要基于近期关于海洋替代燃料的同行评审生命周期评估（LCA）研究，并以国际海事组织（IMO）和欧盟（EU）的法规、技术指南及行业报告作为背景资料。当研究明确了系统边界、功能单位、燃料生产路径或船舶应用场景时，这些代表性研究将被优先考虑；其结果将根据燃料路径、推进系统以及船舶/航线背景进行解读。边界和功能单位的差异，以及输入数据是测量值还是模型值，都被视为直接数值比较和跨研究结论可靠性的局限因素。
2. 航运脱碳与替代燃料
2.1. 航运脱碳政策演进
国际海事组织（IMO）已逐步构建起涵盖船舶设计、运营管理及燃料供应全产业链的监管框架，政策约束正从“船舶能效管理”逐步向“全生命周期燃料管理”演进。
2011年，国际海事组织（IMO）通过了《能效法规》，将能效设计指数（EEDI）和船舶能效管理计划（SEEMP）纳入《国际防止船舶造成污染公约》（MARPOL）附则VI，并首次确立了船舶强制性能效要求；Ashry等人对VLCC的实地研究[32]验证了其减排效果。EEDI为新造船设定了单位运输工作的碳排放基准，并分阶段逐步收紧（第一阶段10%，第二阶段20%，第三阶段按船型差异化调整，最高达50%）[33]。SEEMP针对营运中的配对，通过能源效率营运指标（EEOI）监测并优化实际营运能效[34].
2018年，国际海事组织（IMO）发布了《国际海事组织关于减少船舶温室气体排放的初步策略》，首次为航运业设定了长期脱碳目标，自此替代燃料的推广与应用成为关键方向[4]。2021年，国际海事组织引入了现有船舶能效指数（EEXI）和碳强度指标（CII），并于2023年起实施，将能效管理从新建船舶扩展至所有营运船舶[35]. 2023年，国际海事组织（IMO）通过了《2023年国际海事组织船舶温室气体减排策略》。相较于2008年，该策略要求到2030年国际航运的温室气体排放量每年至少减少20%（力争达到30%），到2040年至少减少70%（力争达到80%），并计划在2050年左右实现净零排放[19].
2024年，国际海事组织（IMO）发布了《2024年船舶燃料生命周期温室气体强度指南》（MEPC.391(81)）。该指南界定了从原材料提取到船上使用的核算边界和方法，为评估船舶燃料的生命周期温室气体强度提供了共同基础[20]。全球和区域航运脱碳政策的演变如图2所示图2.
图2。全球IMO和欧盟航运脱碳政策演变时间线（示意图，非等比例）。
除了全球统一的规则外，欧盟还推出了具有区域约束力的政策，通过《船舶监测、报告和核查（MRV）条例》率先建立了一套针对停靠其港口的船舶的排放监测和报告系统[21]. 2023年，欧盟正式立法将航运纳入欧盟碳排放交易体系（EU ETS），并从2024年起分阶段实施，根据船舶排放量对停靠欧盟港口的船舶征收碳排放费。同年，FuelEU Maritime法规获得通过，要求逐年降低海运燃料的生命周期温室气体强度，该法规将于2025年正式实施[21].
海洋替代燃料的大规模应用是实现航运净零排放的关键途径之一。本综述根据碳源和能源将替代燃料路径分为四类：无碳捕集的化石燃料（灰色）、含碳捕集的化石燃料（蓝色）、基于可再生能源的电力（绿色）以及基于生物质的燃料（生物）。不同的替代燃料在生产路径、物理特性、储存和运输方式以及船舶推进配置方面存在显著差异；这些差异从根本上决定了燃料选择和生命周期评估结果[28]. 本节从燃料分类与生产、储运系统以及船舶推进三个方面，综述了主要船舶替代燃料的技术特性与应用现状。
2.2. 液化天然气（LNG）
根据碳源和生产方式，海运LNG可分为三类：化石LNG、生物LNG和e-LNG，其分类如图所示图3.
图3。海洋液化天然气燃料的分类与生产路径。
2.2.1. 化石基液化天然气
液化天然气（LNG）是一种以甲烷为主要成分的低温液化燃料（沸点为−162 °C）。目前，化石燃料制LNG是LNG供应的主要来源，其生产过程涵盖了开采、预处理、运输、液化以及储存和配送，其中液化阶段在天然气生产的总能耗中占比较高[28,36]。截至2023年底，全球共有1760艘替代燃料船舶在运营，其中1070艘为LNG动力船舶，全球273个港口配备了LNG加注设施[22].
2.2.2. 生物基LNG（Bio-LNG）
生物液化天然气（Bio-LNG）是一种基于生物源碳的可再生液化天然气路径。沼气经提纯升级为甲烷含量超过95%的生物甲烷，随后进行深冷液化；提纯过程可去除CO等杂质2和H2S。原料包括农业残余物、城市有机废弃物、污水污泥和垃圾填埋气[28]。由于其物理性质与化石液化天然气完全相同，生物液化天然气可直接利用现有的液化天然气储存、运输和加注基础设施。此外，由于原料为生物质废弃物，且CO2燃烧时释放的碳源自生物质生长过程中吸收的大气碳，当使用可持续生物质原料时，生物液化天然气具有显著的生命周期温室气体减排潜力。然而，生物液化天然气的规模化供应受限于可持续生物质资源的可用性、沼气产量的波动性，以及提纯和液化阶段的能耗与成本；目前全球产量远不能满足航运业的需求[28]，其应用主要局限于生物质资源丰富的地区。
2.2.3. 电制液化天然气
2.3. 甲醇
海运甲醇按生产方式可分为两类：工业甲醇和绿色甲醇（生物质甲醇、电制甲醇），其分类如图4所示.
图4。海洋甲醇燃料的分类与生产路径。
2.3.1. 工业甲醇
2.3.2. 生物甲醇
2.3.3. 电制甲醇
电制甲醇是通过使用可再生电力将水电解为氢气，然后与捕集的CO%%进行催化合成而制成的。Basciu等人[%%]对60米游艇甲醇转换方案的评估，以及Lindstad等人[%%]的研究均表明，与传统燃料相比，电制甲醇的全生命周期温室气体排放量可大幅降低。然而，大规模电制甲醇生产面临两大限制。电解、CO%%捕集和甲醇合成所需的能量投入和生产成本远高于化石燃料路径[2]。来自生物质或直接空气捕集（DAC）的绿色碳源同样稀缺且昂贵。46] and the study by Lindstad et al. [47] both show that the life cycle GHG emissions of e-methanol can be substantially reduced compared with conventional fuels. However, large-scale e-methanol production faces two constraints. Electrolysis, CO2 capture, and methanol synthesis require far higher energy input and production costs than fossil fuel pathways [41]. Green carbon sources from biomass or direct air capture (DAC) are also scarce and costly.
2.3.4. 甲醇的储存、运输及船舶应用
甲醇在常温常压下呈液态，与现有的燃料储存和运输基础设施具有良好的兼容性，可通过液体集装箱、罐车或化学品运输船进行运输。双燃料发动机是甲醇燃料的主流船舶推进配置；MAN（现为Everllence）B&W ME-LGIM甲醇双燃料发动机已实现商业应用，甲醇能源替代率高达95% [43]。Adami等人的统计数据 [45]显示，全球甲醇动力配对（包括2028年前在运营和已订购的）已达到230艘。甲醇燃烧几乎不产生SOx，其NOx排放量比柴油低约60%，颗粒物排放量比重油低约95%[46]。然而，应注意甲醇的毒性和腐蚀性：储罐和发动机燃料系统需要不锈钢或硅酸盐涂层保护，并且需要惰性燃料费保护和双层管道[45].
2.4. 氨
船舶用氨可按氢源分为三类：灰氨、蓝氨和绿氨，其分类如图5所示.
图5。海洋氨燃料的分类与生产原理。
2.4.1. 灰氨和棕氨（化石燃料制）
2.4.2. 蓝氨（含碳捕集与封存的化石燃料制）
2.4.3. 绿色氨/电子氨
2.4.4. 氨的储存、运输与海洋应用
氨的液化条件相对温和，体积能量密度约为11.7 MJ/L [48]。氨可通过液化气槽车、管道或氨船进行运输 [50]。氨具有高毒性和腐蚀性，对储存和运输材料有严格要求。需使用低温碳钢或复合罐体，并配备气体检测、通风和应急处理系统 [48,51].
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氨固体氧化物燃料电池（SOFC）的理论效率可达50%，但技术成熟度仅为TRL 3–4，短期内难以满足船舶推进需求[29].
氨燃烧面临三大技术挑战：
2.5. 氢气
根据生产方法，船舶氢气可分为三类：灰氢、蓝氢和绿氢，其分类如图所示图6.
图6。海洋氢燃料技术框架。来源：改编自参考文献[29].
2.5.1. 基于化石燃料的氢气（灰氢/蓝氢）
2.5.2. 绿氢/电氢
绿氢（电氢）是利用可再生电力通过电解水直接生产的，是实现船舶深度脱碳的关键路径之一。电解技术主要包括碱性电解水（AWE）和质子交换膜电解水（PEMWE）：AWE技术成熟且成本低，但对可再生电力的波动适应性较差；PEMWE响应速度快，电流密度高且氢气纯度高，但需要昂贵的铂/铱贵金属催化剂[29]。Evers等人[56]的内陆氢动力船舶研究表明，由风能驱动的PEMFC路径碳足迹相对较低。Lindstad等人[47]的跨场景综合分析进一步证实，在100%可再生电力条件下，电氢具有巨大的全生命周期温室气体减排潜力。然而，绿氢的大规模应用受限于多步转换的能量损失，其能量效率相对较低且生产成本高[41].
2.5.3. 氢气储存与运输
氢气的储存和运输是制约其海洋应用的关键技术瓶颈；目前主要的技术路线包括以下三种：
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压缩气态氢（CGH2）：将氢气压缩至350–700 bar并储存在复合气瓶中。在700 bar下，体积能量密度约为4.6–5.0 MJ/L，仅为液化天然气（LNG）的约四分之一，需要4.2倍于LNG的储罐体积[29].
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低温液氢（LH2）：氢气被冷却至−253 °C以液态储存，液化过程消耗约三分之一的氢气能量[54]。液氢的体积能量密度约为7.6–8.5 MJ/L，显著高于压缩氢气，但仍仅为液化天然气（LNG）的36–40%[29]。液氢储存和运输面临的主要挑战是蒸发损失：每日蒸发率约为储罐容量的0.15–1%，需要配备再液化或蒸发气回收系统[29,37]。Arabnejad等人的评估[57] 报告模拟了波罗的海滚装船案例的单航次最大燃料消耗量：430立方米3的液化氢2和84.09立方米3的先导MDO（低硫柴油），采用双燃料配置，而单燃料配置下为134.29立方米3的MDO。液化氢2仅体积约为该参考值的3.2倍；包含飞行员MDO后为514.09米3总计约为参考值的3.8倍（比例根据报告的体积计算得出）。这些模拟的燃料需求为油箱容量估算提供了依据；它们并非实际测量的已安装油箱体积，也不是适用于所有船舶类型或油箱设计的通用范围。
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液态有机氢载体（LOHC）：LOHC通过化学键在常温常压的有机化合物中储存氢气，与现有燃料基础设施兼容且安全性高，体积储氢密度约为47.1千克氢2/立方米3；然而，脱氢过程需要额外的能量输入，且系统重量较大 [29].
2.5.4. 氢内燃机
氢内燃机（HICE）的技术成熟度约为TRL 5–6，可基于现有发动机平台进行改装，但面临NOx生成、回火和氢脆等技术难题，且效率相对较低（15–34%）[29].
船舶氢内燃机设计包括仅以氢气运行的点火式发动机，以及使用少量柴油或生物柴油作为引燃燃料的压燃式双燃料发动机。纯氢燃烧不会释放燃料衍生的CO2，而引燃燃料会增加双燃料发动机的船舶端排放。高温火焰可能产生NOx。所综述文献中讨论的控制措施包括燃烧优化、水喷射和选择性催化还原[29].
2.6. 生物燃料
根据原料和工艺，船舶生物燃料可分为脂肪酸甲酯（FAME）、氢化植物油（HVO）、生物甲醇、生物液化天然气（bio-LNG）和水热液化（HTL）生物燃料，其分类如图7所示.
图7。海洋生物燃料的分类与应用特点。
2.6.1. 生物燃料的分类与生产
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脂肪酸甲酯（FAME）生物柴油：通过酯交换反应由植物油、废弃食用油或动物脂肪制成。FAME可与传统船用燃料混合使用，是目前最成熟的生物燃料路径。Stathatou等人[59]在一艘远洋干散货船上测试了由废弃食用油（UCO）FAME生物柴油和船用柴油（MGO）组成的B50混合燃料。他们报告称未出现操作问题，且二氧化硫（SO2）排放量比使用低硫MGO时降低了约50%。
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加氢植物油/加氢酯和脂肪酸（HVO/HEFA）：通过加氢脱氧工艺由植物油或废油制成。HVO结构呈石蜡状，不含硫和氧，具有高十六烷值和低芳烃含量，可100%直接替代柴油（直接替代燃料），无需改装发动机，且具有显著的温室气体减排潜力。使用废油的高水平减排路径尤为有效[60].
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生物甲醇：参见第2.3.2节其基于生物质的生产路径。
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生物液化天然气：通过净化和液化生物气生产。
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水热液化（HTL）生物燃料：通过高温高压将高水分有机废物（如污水污泥和藻类）直接转化为生物原油，随后进行精炼而制得；这是处理湿废物的有利途径。Masum等人[44]对11种生物燃料路径的比较研究表明，HTL路径具有巨大的温室气体减排潜力。
Kim等人[58]对韩国围网渔船的研究表明，由废弃食用油生产的生物燃料费具有显著的生命周期温室气体减排潜力。
2.6.2. 生物燃料的储存与运输
生物燃料的储存和运输特性因产品类型而异：
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生物液化天然气需在−162 °C下液化并储存，其储存和运输要求与化石燃料液化天然气完全相同；双层真空绝热储罐和燃料费管理系统是必不可少的；生物甲烷的储罐体积需求比MDO高出353% [60].
然而，需要注意的是，脂肪酸甲酯（FAME）具有高粘度和较差的低温流动性能，在储存和运输中面临挑战，需要采取相应的处理措施[60].
2.6.3. 生物燃料的船舶应用
生物燃料在船舶推进中的主要优势在于其“发动机兼容性”——大多数液体生物燃料（HVO、FAME混合物）可直接用于现有的船舶柴油发动机和锅炉，无需重大改装。Otsason等人[60]的对比评估表明，HVO和生物甲烷均具有减排潜力，其中生物甲烷的减排效果最为显著。
2.7. 电动与混合动力推进系统
船舶电气化和混合动力推进可分为电池电力、燃料电池和混合动力配置，其分类如图所示图8.
图8。船舶电气化与混合动力推进系统的分类及系统架构。
2.7.1. 电池电力推进
锂离子电池是目前船舶电池电力推进的主流电池技术，具有相对较高的质量能量密度（约150–250 Wh/kg）、长循环寿命（超过8000次循环）和高充放电效率（系统级约94%）等优势[30,61]。全电动船舶在运行阶段实现零尾气排放，适用于短途海运渡轮、港口拖船和内河航道船舶等固定航线场景[30]。Jeong等人[62]对全电动渡轮进行的生命周期评估（LCA）分析以及Kim等人[63] 零排放拖船都表明，电池电力方案具有显著的生命周期温室气体减排效益，而实际减排幅度高度依赖于充电电网的碳强度。
然而，船舶领域电池动力的推广面临诸多挑战。电池的体积能量密度远低于液体燃料（锂离子电池约为0.9–1.8 MJ/L，而柴油约为35.9 MJ/L），这使得大型远洋船舶所需的电池体积和重量变得不切实际[61]。电池系统成本依然高昂；船舶用锂电池组成本约为500–791美元/千瓦时[63,64]. 在对苏格兰27艘近海渡轮的生命周期成本分析中，Hwang等人[64] 发现纯电池渡轮的平准化能源总成本显著高于柴油渡轮。电池的购买和更换是主要原因：该模型假设电池寿命约为10年，在25年的船舶使用寿命内需更换两次。此外，高功率岸电充电设施不足、电池热失控安全风险，以及电池退役和处置对环境的影响，也是制约电池动力大规模应用的重要因素 [30,61].
2.7.2. 燃料电池推进
燃料电池不受卡诺循环效率的限制，其理论效率远高于内燃机。船舶燃料电池主要包括以下两类：
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质子交换膜燃料电池（PEMFC）：以纯氢为燃料，工作温度为80–100 °C，具有体积小、重量轻、启停快等特点，是目前最适合船舶推进的燃料电池类型 [37]。PEMFC的发电效率可达50–60% [29,36]，远高于内燃机 [63]. 全球运营的氢燃料船舶数量仍然较少（截至2026年不足10艘，另有约30艘在建），且大多数采用PEMFC技术。Hwang等人[的对比研究64] 进一步表明，纯氢燃料电池系统的总成本显著低于全电池系统，而结合氢燃料电池与电池辅助的混合配置是所有评估选项中最具成本效益的。Kim等人[63]在针对韩国拖船的生命周期成本模型中，假设PEMFC单位成本为1000美元/千瓦，使用寿命为31500小时；这些是模型输入参数，而非实测的船舶运行结果。
2.7.3. 储能系统与电池集成
在混合动力推进架构中，锂离子电池储能系统（ESS）与发电装置（柴油机、燃气机或燃料电池）协同工作，在“削峰”中发挥关键作用。在低负荷工况下，发动机为电池充电。在高负荷或操纵工况下，电池补充输出功率，从而优化发动机运行范围并降低燃料消耗和排放[61]。Kim等人对拖轮的优化研究[63]显示，全电池配置（All-ESS）具有显著的温室气体减排效果，但成本明显高于柴油；在燃料电池+储能（FC+ESS）混合配置中，优化储能容量配置（从2600 kWh降至910 kWh）可以在保持高减排效果的同时显著降低成本。太阳能光伏与电池的结合可进一步降低生命周期碳排放。Hwang等人的研究[64] 苏格兰轮渡的数据表明，甲板光伏（覆盖80%的可用面积）可以同时降低碳排放和燃料费。
2.7.4. 液化天然气-电池混合动力
液化天然气-电池混合动力结合了燃气发动机的低排放优势与电池储能系统的高效功率调节能力，既有利于港口排放控制，又能提高燃油经济性。Feng等人的研究[67] 加拿大不列颠哥伦比亚省一艘800吨级客货两用渡轮的研究表明，液化天然气（LNG）平行混合动力推进系统（PHEPS）通过对发动机/电池组件参数和能量管理策略进行两级优化，能够显著降低全生命周期（WtW）排放和燃料成本。它能有效解决纯LNG机械推进系统在低负荷工况下碳氢化合物（HC）和一氧化碳（CO）排放急剧增加的问题。Maloberti等人进行的对比研究[42] 一艘小型客船的数据显示，液化天然气混合动力系统可以降低燃料消耗，但只有当电池由可再生电力充电时，温室气体排放的减少才会实现。当电池由电网电力充电时，混合动力配置的全生命周期温室气体排放甚至可能恶化，因为岸电的碳排放也被计入其中。为此，该研究提出了一种考虑所有温室气体的温室气体强度指标（GII），以纠正传统碳强度指标（CII）在混合动力评估中的不足，后者仅考虑二氧化碳2，在混合动力评估中。
2.7.5. 电网碳强度的影响
电池动力船舶的全生命周期碳排放高度依赖于充电电力的来源。Kim等人[63]针对韩国电网的研究提供了定量分析：2021年韩国国家电网的排放因子约为660克二氧化碳2-当量/千瓦时，预计将降至83克二氧化碳2到2050年达到-eq/kWh，年均降幅约为6.92%。以当前韩国电网作为能源来源，纯电动配置的减排效益有限，且远未达到零排放；只有在电网完全脱碳（约2050年水平）后，才能真正实现近乎零的生命周期排放。Liu等人[68]对21种低碳燃料技术的平准化成本评估进一步表明，预计超过90%的国家将达到严格的绿色电网阈值（≤0.099 kg CO2/kWh) 到2050年，届时电解氢生产和电动船舶的经济竞争力将大大提高。
2.8. 燃料特性的综合比较
2.8.1. 物理性能参数对比
表1总结了各种海洋替代燃料和参考燃料（MGO）的主要物理性质参数。
2.8.2. 储能、运输与基础设施成熟度比较
表2从储存和运输条件、基础设施成熟度以及关键技术瓶颈等方面对燃料进行了比较。
表2。替代燃料的储存、运输及基础设施成熟度比较。
2.9. 章节小结
本节从燃料生产路径、储运系统和船舶推进配置三个维度，对六种船舶替代燃料（液化天然气、甲醇、氨、氢、生物燃料和电池动力）的技术特性和应用现状进行了综述。主要结论如下：
首先，在生产路径层面，三种碳源路径的减排潜力呈现出明显的层次差异。化石燃料路径的整体减排价值有限，仅能作为短期过渡方案。生物质路径在拥有可持续原料的前提下，可提供中期减排潜力。电力路径代表了长期深度脱碳的关键方向，但目前受限于技术经济性能和供应链支持。
其次，替代燃料的适用性取决于船载储存空间与安全性、推进系统的成熟度以及加油或充电的便利性，而非仅仅取决于生产路径[29,38,43,56,61]。它们的综合影响取决于船舶的续航能力和港口停靠模式；特定航线的具体影响将在第4.3.2节中进行探讨。.
第三，在综合比较维度上，不存在单一的最佳替代燃料解决方案。燃料选择很大程度上取决于配对类型、航线特征、燃料可用性以及区域政策环境。作为量化不同燃料路径生命周期影响并实现跨燃料一致比较的标准化框架，生命周期评估（LCA）将在后续章节中详细阐述。
3. 海事替代燃料生命周期评估的方法论框架
所述的技术差异第2节体现在海事燃料生命周期评估所使用的系统边界、背包数据和影响因子中。因此，需要一个一致的方法论框架来进行跨燃料比较[28]。本节介绍了船舶燃料生命周期评估（LCA）的方法论框架。首先，介绍了基于ISO 14040/14044的环境LCA框架，包括系统边界定义和温室气体核算。在此基础上，分别介绍了生命周期成本（LCC）和社会生命周期评估（S-LCA），并指出现有研究通常侧重于环境维度，而对经济和社会维度的关注不足。随后，介绍了环境-经济-社会三维一体的综合生命周期可持续性评估（LCSA）框架。最后，回顾了支持该评估的软件工具和数据库。整体框架如图所示图9.
图9。海洋燃料LCA方法论的总体框架。
3.1. 环境维度：生命周期评价（LCA）的方法论基础
3.1.1. LCA方法论框架与分类
船舶燃料生命周期评价遵循国际标准ISO 14040和ISO 14044建立的四阶段框架：目标与范围定义、生命周期清单分析（LCI）、生命周期影响评价（LCIA）和解释[23,24]。Wang等人[28]对船舶替代燃料生命周期评价研究的系统综述以及Park等人[30] 指出，在应用于船舶燃料评估时，这一通用框架需要根据燃料供应链和船舶推进系统的特点进行调整。目标和范围定义需要明确船舶类型、航线和运行条件。背包分析需要涵盖上游燃料生产和船上燃烧的完整物质流，并处理燃料转换过程中的多步能量消耗 [41,47]。影响评估需要同时考虑温室气体和常规污染物 [37,55]。解释需要借助敏感性分析来识别关键参数[26,39]。这四个阶段并非严格的先后顺序，而是迭代且相互关联的[23,24].
3.1.2. 系统边界界定与扩展
海洋燃料生命周期评价（LCA）的系统边界采用“从油井到航行”（WtW）通用框架，涵盖上游的“从油井到油箱”（WtT）和船上的“从油箱到航行”（TtW）阶段；典型的WtW系统边界界定如图图1所示，该相关框架已在多项经典研究中被广泛采用[25,26,27]。两者的总和构成了燃料的WtW温室气体强度（GHGI）：
其中两个术语分别对应上游燃料供应链和车载燃烧阶段的温室气体强度。在基本WtW边界之上，系统边界划分的深度是影响结果的关键变量，这一点已由Wang等人[28]的综述以及Jang等人[39]的液化天然气实证研究所证实。狭义的WtW边界仅考虑燃料链本身的排放；而扩展边界则可进一步纳入三种类型的环节：
Oh等人[69]关于《燃料欧洲海事规则》下船载碳捕集系统的研究进一步表明，碳捕集环节是否纳入系统边界会显著改变各推进方案的核算结果，凸显了边界设定的重要性。船舶燃料生命周期评估（LCA）的系统边界分级划分如图图10所示.
图10。海洋燃料生命周期评估的三级系统边界。
3.1.3. 功能单位选择
功能单位是量化评估结果的基准，也是不同燃料方案之间可比性的基础[28]。船舶燃料生命周期评估中常用的功能单位分为三类：
以单船或船队的全生命周期（例如25-30年的运营期）为单位的全生命周期基准，适用于评估船舶整体方案，但数据需求大且不确定性高 [37,63]。功能单位和系统边界的选择相互耦合，构成了研究结论可比性差的重要方法论根源 [28]. 表3展示了代表性研究中功能单位和系统边界设置的比较。
表3。代表性研究中的功能单位与系统边界对比。
表3总结了所引用研究中报告的功能单位和系统边界。IMO燃料-LCA指标g CO2-eq/MJ提供了能量输入参考[20]。以每kWh表示的数值可转换为每MJ基准（g CO2-eq/kWh ÷ 3.6 = g CO2-eq/MJ) 当两个分母代表相同的能量输入时；每千瓦时交付功率的数值还需要考虑推进效率。运输功强度需要单位运输功的能量消耗，而船舶全寿命周期总量，例如Kim等人[报告的拖船数据63]，需要相应的全生命周期能源消耗或运输工作。因此，本综述主要从共享船舶或航线、参考燃料和评估边界的对比中提取数值燃料差异。通过对各项研究的综合分析，阐明了在既定运行条件下，生产路径、电力供应和推进配置如何影响气候影响的方向和程度。
3.2. 环境维度：背包分析与影响评估模型
3.2.1. 背包分析与温室气体强度核算模型
多性向产品共生产系统中的排放分配是背包分析阶段的主要争议点[23,24]。当燃料生产与其他产品共同生产时（例如，煤制甲醇共产化学品、生物柴油共产甘油、制氢共产蒸汽），上游排放需要分配给各共产品；主流方法包括基于物理关系的质量分配和能量分配，以及通过扩展边界来抵消共产品的系统扩展法。选择不同的分配方法会导致燃料的WtT排放结果出现显著差异；例如，副产甘油的生物柴油大多采用质量分配法，而副产蒸汽的制氢大多采用系统扩展法来抵消排放，这是导致海洋燃料排放因子研究结论不一致的重要原因之一[23,31].
基于背包分析，海运燃料温室气体强度的核算遵循排放质量乘以全球变暖潜势的线性求和逻辑。对于包含三种温室气体的背包，即二氧化碳（CO）、甲烷（CH）和一氧化二氮（NO），二氧化碳当量（COe) 排放量可按如下方式计算：e) emissions can be calculated as follows:24222