一、前言

近年来我国天然气管网基本建成，实现了天然气干线管道的互联互通；若在天然气中掺入一定比例的氢气以组成掺氢天然气，通过天然气管网将掺氢天然气输送至终端用户，随后或者直接利用、或者提氢后分别单独使用，将大幅提升氢能的时空调配规模与效率，实质性推动我国氢能产业快速发展。也要注意到，天然气掺氢产业发展尚处于技术研发与应用示范的起步阶段，技术体系的成熟度、掺氢天然气的使用效能及潜在影响均具有相当的不确定性。

为此，本文基于天然气掺氢产业链构成，探讨天然气掺氢产业对我国能源行业高质量发展的价值，梳理天然气掺氢产业的国际进展、国内现状、关键问题，进而提出培育天然气掺氢产业的发展建议，以期为相关领域高质量发展研究提供基础参考。

二、天然气掺氢产业链范畴

《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》（2021年）要求统筹推进氢能“储输用”全链条发展。天然气掺氢产业作为氢能“储输”的重要依托，需要从上游制氢到下游掺氢天然气终端利用等全产业链各环节的技术支撑。

制氢技术路线主要有化石燃料重整制氢（如煤制氢、天然气制氢）、工业副产氢（如焦炉煤气副产氢、氯碱工业副产氢）、清洁能源电解水制氢、其他制氢新技术（如太阳能光解水制氢、生物质制氢）。我国是世界最大的制氢国，制氢产量约为3.3×107t/a；煤制氢作为我国现阶段的主要方案，技术成熟度高且成本相对低，但碳排放量大、环境污染问题不容忽视。未来随着风能、太阳能等新能源发电成本的降低，“可再生能源+电解水制氢”将降低碳排放强度，成为大规模制氢的优选方案。

天然气掺氢产业链的中游环节包括混氢、掺氢天然气储运，按照应用场景可分为向天然气长输管道、城市燃气管网掺混一定比例氢气来分别实现天然气掺氢输送。天然气、氢气均为清洁能源气体，天然气储运基础设施、关键设备对氢气均有一定的适应性；但天然气与氢气在能量密度、爆炸极限、扩散系数等特性方面又有明显差别，使得天然气掺氢输送对管材的适应性有特定要求，也会对压缩机、调压器、储气库、储罐、阀门等关键设备性能产生潜在影响。已有研究表明，利用天然气管网输送低掺氢比天然气，原有管网的适应性较好；输送高掺氢比天然气，则需要更新（或改造）原有管材及设备，升级安全防控与应急技术体系。

天然气掺氢产业链的下游环节主要是终端多元应用生态。居民用户、商业用户、工业用户等终端用户，既可直接使用掺氢天然气，也可将掺氢天然气进行提氢分离后再分别使用。例如，建筑领域可将掺氢天然气应用于燃气灶、燃气热水器、燃气壁挂炉、小型锅炉等；工业领域可将掺氢天然气应用于工业锅炉、燃气轮机、燃气内燃机、工业窑炉、工业燃烧器等。掺氢天然气在交通领域也有良好的应用前景，如使用掺氢天然气燃料可有效提高天然气发动机的热效率并降低污染物排放。

三、发展天然气掺氢产业的重要价值

（一）突破氢能产业规模化发展瓶颈

当前，氢能储运成本约占到“制储输用”全产业链总成本的30%~40%，在我国氢能储运基础设施发展薄弱的条件下，氢能产业发展遭遇“卡脖子”环节。按照氢能输送状态的不同，运输方式分为气态、液态、固态3类；气氢输送以长管拖车、纯氢管道输送、天然气管道掺氢输送为主，液氢输送以液氢罐车、专用液氢驳船、液氢管道为主。一般认为，长管拖车在运输距离小于200km时具有成本优势；液氢远距离输送优势明显，但在现有技术条件下液化系统能耗高且初始投资大。

相较而言，纯氢管道输送、天然气管道掺氢输送都能够实现氢能的远距离、大规模、低能耗运输，但我国的纯氢管道规划与建设刚刚起步，形成大规模输氢能力必然需要较长的周期。我国天然气管网总里程约为1.1×105km，“全国一张网”已基本建成，2025年总里程将达到1.63×105km，这就为发展天然气掺氢产业提供了坚实的基础条件。可以认为，以掺氢天然气的形式开展氢能储运与利用，将是快速突破氢能产业规模化发展瓶颈的主要方式。

（二）解决可再生能源消纳问题

我国西部地区风能、太阳能资源丰富，而区域经济发展不均衡使得西部地区难以实现可再生能源的就地消纳；可再生能源发电面临间歇性、波动性、随机性、调峰难等问题，导致弃风、弃光现象严重。因此，利用可再生能源制储氢，将促进可再生能源的时空高效调配，提高可再生能源的消纳利用水平。我国可再生能源发电装机规模超过1×109kW（2021年），叠加未来继续增长的装机量，为绿氢供给创造了极大空间。随着可再生能源制氢技术的完善提升以及综合成本的降低，积极发展天然气掺氢产业能够规模化利用可再生能源制取的绿氢，有效解决可再生能源的就地消纳问题；这又将引导风能、太阳能等资源的全面开发，从而进一步提高可再生能源在能源生产结构中的渗透率。

（三）通过“氢进万家”来缓解天然气供应压力

2021年，我国能源消费总量为5.24×109tce，其中天然气表观消费量为3.726×1011m3（同比增长12.7%）；结合天然气产量（2.076×1011m3，同比增长7.8%）来看，我国天然气供需存在明显缺口。在碳达峰、碳中和目标下，天然气作为清洁低碳的终端能源类型，能够与可再生能源发展形成良性互补的供能格局；2030年，我国天然气年消费量将达到5.5×1011~6×1011m3，年产量在2.5×1011m3左右，供应压力进一步加大。掺氢天然气能够利用氢气替代一部分天然气消费，若按掺氢比（体积比）10%~20%测算，同等热值下，预计每年可替代1×1010~2×1010m3，将在一定程度上缓解天然气的供应紧张问题。掺氢天然气的多元化终端应用，将促进氢能生产与终端用能双向协同，在参与保障天然气供应安全的同时，实现“氢进万家”。

（四）实现终端用能领域深度减碳

掺氢天然气作为清洁低碳燃料，通过建成的天然气管网输送至工业、建筑、交通等难脱碳领域的终端用能设备，将降低终端用能的碳排放水平。荷兰2007年开展的天然气掺氢示范项目表明，天然气掺氢后能使燃烧产生的碳氧化物、氮氧化物排放量大幅降低。在建筑领域，利用掺氢天然气供暖是实现建筑领域能源消费低碳转型最有潜力的发展方向。在交通领域，掺氢天然气可提高天然气内燃机的热效率并减少排气损失，降低车辆尾气中的甲烷排放量。基于现有技术，将低于一定比例的氢气掺入天然气管网，无需改造升级现有的天然气管网设施，因此发展天然气掺氢产业在有效提高天然气管网整体调峰能力的同时，支持实现终端用能的深度脱碳。

（五）带动氢能全产业链科技创新

发展天然气掺氢产业需要可再生能源制氢、储氢、混氢、输氢、提氢、用氢等全产业链技术的综合发展。与领域先行国家相比，我国天然气掺氢产业起步较晚，掺氢天然气全产业链示范项目稀少，缺乏全面的技术体系和成熟的工程实践。着眼经济社会的实际需求，发展天然气管道掺氢技术，必将带动从能源生产端到消费端在内的全产业链科技创新，进而提升我国能源领域高端装备制造技术水平，催生能源产业转型升级新动力。如前所述，若按掺氢比（体积比）10%~20%测算，预计2030年有2.7×106~6.3×106t氢气掺入天然气管网；按照“制储输用”全生命周期成本（30元/kg）计算，全产业链产值将达800~1800亿元/年。

四、天然气掺氢产业发展态势

（一）国际天然气掺氢产业现状

天然气管网掺氢输送技术理念在1972年即已提出。随着可再生能源发电装机容量的快速增长、燃料电池技术的迭代升级，相关产业的发展受到更多关注。欧盟、德国、法国、美国等发达国家和地区均发布了氢能战略，认为天然气管道掺氢输送、将天然气基础设施改造为氢能基础设施是打破氢能运输瓶颈、促进氢能经济发展的重要举措（见表1）。在标准层面，国际上氢气长输管道技术已经成熟，对应的设计标准规范研究较为全面，如美国ASMEB31.12—2019、欧洲CGAG-5.6—2005、亚洲AIGA033/06—2006等。天然气管道输送技术形成了较为完善的标准体系，如美国ASMEB31.8—2018、ASCEALA—2001、加拿大CSAZ662—2011等。然而，天然气管道掺氢输送专用的技术标准体系有待研究制定。

全国氢能标准化技术委员会、全国燃料电池及液流电池标准化技术委员会牵头开展了氢能领域标准制定与修订工作。我国已发布的氢能相关国家标准有90余项，但涉及天然气掺氢技术的仅有《车用压缩氢气天然气混合燃气》（GB/T34537—2017）1项。此外，《煤制合成天然气》（GB/T33445—2016）规定了煤制合成天然气一类气中氢气含量（摩尔分数）不超过3.5%，二类气中氢气含量不超过5%；《进入天然气长输管道的气体质量要求》（GB/T37124—2018）规定了天然气中氢气含量（摩尔分数）不超过3%。

我国天然气掺氢示范项目起步较晚，目前初步建成的有2个：辽宁省朝阳市天然气掺氢示范项目，氢源为电解水制氢，掺氢比例为10%，实现了制氢、储运、掺混、利用全链条验证；山西省晋城市天然气掺氢示范项目，氢源为煤制氢。其他在建或规划的示范性项目有12个。

五、发展天然气掺氢产业面临的关键问题

天然气管道掺氢输送是一个复杂的系统工程，既要考虑技术可行性，还受安全性、经济性的制约。虽然包括我国在内的诸多国家都在积极开展天然气管道掺氢输送的示范应用，但在大规模推广应用之前需要系统解决以下关键问题。

（一）掺氢比例问题

天然气掺氢后将对天然气管网基础设施及终端用能设备产生影响。掺氢天然气中氢气含量不同，对产业链不同环节、不同设备产生的影响也存在差异。各国对掺氢比例上限的规定不尽相同；而在我国，不同氢气含量对输气、用气设施设备产生的影响尚不明确，示范项目也未形成统一标准。大力发展天然气掺氢产业，需要率先论证并明确适合我国发展实际的掺氢比例。应综合考虑管材、设备、工艺的适应性，确定氢气含量阈值，确保天然气掺氢输送的安全性，平衡相应的技术经济可行性。

（二）管材及终端设备的适应性问题

当前，投入运营的天然气管道是以输送天然气为基础进行设计的，以天然气为原料的工业用户工艺流程是基于天然气设计的，商业、居民用户的终端用能设备多以天然气为燃料。而在天然气掺氢后，必然在一定程度上改变管道内原有天然气的气质条件；管道本体、焊缝、压缩机、流量计、调压器、阀门等均暴露在高压富氢环境中，发生氢脆、氢腐蚀等氢损伤的风险有所加大，将对天然气管道的运行工况、设备性能、安全维护带来较大改变。对于终端用户，燃气器具、燃气轮机、锅炉、工业窑炉等燃烧设备因各自燃烧性能的不同而对掺氢天然气的适应程度不尽相同，需要考虑掺氢后的燃气互换性以及掺氢对燃烧特性的影响，适时开展掺氢天然气与管材及终端设备的适应性分析。

（三）安全性问题

相比于天然气的主要成分甲烷，氢气的爆炸极限范围更大，高压情况下的渗漏速率更快，更易发生泄漏自燃现象，相应地掺氢天然气泄漏后的爆炸风险也将有所扩大。对于终端用户，天然气掺氢后将降低气体的热值、华白数等参数，加快火焰燃烧速度，导致终端设备热负荷下降，增大使用过程的回火风险。因此，天然气掺氢后既会在一定程度上增加天然气长输管道和城市燃气管网运营的安全风险，也对终端用能的安全性提出了更高要求；研究掺氢天然气泄漏扩散规律及安全风险管控，是发展天然气掺氢产业需重点关注的问题。

（四）经济性问题

天然气管道掺氢输送可在短期内以相对少的资金投入来实现氢能长距离、大规模、网络化运输，有利于高效地将氢能产地与消费地连接起来。也要注意到，同样体积氢气的热值只有天然气的1/3，假定天然气掺氢后能够在终端提供相同热值，则氢气价格理论上应是天然气价格的1/3；按照天然气门站价格1.8元/m3计算，氢气价格应为6~7元/kg，而这个价格远低于现阶段的制氢成本。从天然气掺氢全产业链发展的视角看，目前天然气掺氢项目的商业化应用并不具有经济可行性。因此，需要挖掘天然气掺氢的多元化应用场景，设计适合国情的天然气掺氢产业生态圈与商业模式，从而促进制氢企业、管网企业、终端用户等相关主体共同推动天然气掺氢产业的稳健发展。