国际海事组织（IMO）2020年硫排放新规即将实施，在第28届德国汉堡国际海事展览会期间，有人提出安装废气脱硫装置是当前满足限硫令要求的重要选择之一，然而，也有人担忧安装废气脱硫装置或成为形式主义，确保合规运营可能难以实现。那么，当前主要的应对措施有哪些？各自拥有什么样的优点和劣势？各大船东、船企应如何进行选择？

——编者

随着航运业的不断发展，以大功率柴油机为主推进动力的船舶数量不断增长，基于经济性考虑，这些船舶基本使用的是廉价重质残渣油，排出的废气中含有大量的氮氧化物、硫氧化物、有害颗粒物等污染物，污染全球的大气环境。据2014年国际海事组织（IMO）的统计数据显示，因船舶废气造成的污染占整个大气污染的5%～10%，这一数据在部分港口城市甚至会高达40%。其中，硫氧化物年排放量占全球排放总量的13%。由此可见，船舶废气是大气污染的主要来源之一，严重危害人类的健康。

船舶废气带来的大气环境污染引起了社会的高度关注，IMO出台了应对规范。在硫氧化物排放控制方面，2016年10月26日在伦敦召开的海上环境保护委员会第70届会议（MEPC70），通过了2020年1月1号开始在全球海域实行船舶燃油硫含量不超过0.5%的决议。当时许多船东一致建议，0.5%的全球硫限制法规应推迟到2025年生效，因为如果自2020年开始实施0.5%的全球硫限制，航运市场可能无法获得足够的低硫燃料，延迟5年将让更多的炼油厂有充足的准备时间，以提供足够的低硫燃油。然而，IMO及其下属的MEPC最终在2017年7月3日的MEPC71再次确认，2020年1月1日全球海域0.5%燃油含量标准实施日期不变，控制排放区仍然执行0.1%的燃油硫含量标准，按时生效执行。

早在2015年12月4日，我国交通运输部就下发了《珠三角、长三角、环渤海（京津冀）水域船舶排放控制区实施方案》，提出在珠三角、长三角、环渤海(京津冀)水域设立船舶排放控制区，并确定自2016年1月1日起到2019年1月1日，逐步实现船舶进入排放控制区使用硫含量不高于0.5%的燃油的目标。

应对减排三大招

严格的排放法规政策，必将给石油和航运市场带来深远影响。面对这一严格法规，航运公司必须选择合适的技术手段，在降低硫氧化物排放的同时，尽可能减少对航运的影响。IMO向船东提出了应对硫排放限制的建议：一是船舶进入排放控制区内与排放控制区外应分别更换成燃油含量0.1%～0.5%的低硫油；二是使用液化天然气（LNG）等替代燃料；三是加装船舶废气脱硫装置。

限硫日期临近，虽然3种应对措施均已得到验证，可以满足要求，但是航运市场经过持续多年的低迷，航运公司为平衡预算，仍在3种限硫措施上面临艰难的选择，船东、炼油厂、燃油供应商等互相观望气氛浓重。然而，2020年近在咫尺，3种应对措施具有怎样的优劣势，目前船东都持什么态度呢？

使用低硫油：高成本是否划算？

使用低硫油可从源头上直接解决尾气排放硫污染物问题，不会一次性增加太高的船舶改造成本，船员也不用培训。然而，目前低硫油价格昂贵、运行费用高，燃油切换可能导致主机停车，加之低硫油资源仍具有较大的不确定性，因此，是否使用低硫油替代现有柴油主要看其是否有充足的供应以及是否符合品质要求。

就低硫油的来源而言，目前有3种生产供应方式。一是使用低硫原油经过蒸馏工艺产生的渣油，硫含量可以满足IMO提出的 0.5%的低硫燃料标准，这种低硫油的市场价格同目前常用的180380 cSt重油价格相差不大，但是这种低硫燃油的产量非常小，远不能满足全球航运市场的燃料需求。二是使用低硫轻质燃油同高硫重质燃油进行混兑、调和，要满足0.5%硫含量的要求，并且也要保证燃油闪点、稳定性等特性，其中轻质燃油混兑比例需超过50%。按照这样的混兑比例，美国Stratas Advisors预测到2020年，混兑低硫油价格相对高硫重油价格将高出28%以上。三是使用脱硫设备对高硫油进行脱硫，这种生产方式需要安装新的脱硫设备，由于改造周期长，前期设备改造费用投入大，市场上尚没有这种产品需求。

使用LNG等替代燃料：只是长远目标？

LNG燃料作为一种清洁燃料可有效减少氮氧化物、硫氧化物以及有害颗粒物的排放，但LNG设施改造费用高，全球港口LNG加注设施普遍不完善。此外，由于LNG是易燃易爆危险气体，在船上的储存和供给存在一定风险；LNG储存罐也会占据空间，减少船舶运载能力；需对有关船员进行专业的培训，以便其正常使用设备。

加装废气脱硫装置：是否治标又治本？

加装船舶废气脱硫装置不用对发动机及供油系统进行改造，可以继续使用廉价重油，从而运行费用较低。该种方式的缺点是初次改造投资较高，机舱（或甲板）需要一定的安装空间。

IMO全球硫排放限制法规的实施带来船舶初期投资、运营成本增加是必然的。中国船级社（CCS）比较了几大典型船型的不同设计方案，据其数据分析显示，在初期投资成本方面，LNG等替代燃料方案约为废气脱硫装置方案的2.5倍，是使用低硫油方案的4.5倍左右；在运营成本方面，低硫油方案是废气脱硫装置方案1.3倍左右，是LNG等替代燃料方案的3倍左右。此外，LNG等替代燃料方案投资回收周期在2～3年，废气脱硫装置方案回收周期大约为2年。