一、 前言
氢能作为清洁、高效、应用场景多元的能量载体，是连接传统化石能源与可再生能源的桥梁，成为当前能源产业发展的重要领域。发展氢能，可以有效优化能源结构，降低传统化石能源的消费量，促进能源结构转型升级；将有效减少碳排放并降低环境污染，支持实现碳达峰、碳中和目标。以氢能为要素之一，构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系，是落实能源安全新战略、推进能源革命的重要依托，对于新时期能源转型发展具有重要意义。
氢能产业分为上游制氢、中游储运、下游应用，涉及制氢、储氢、运氢、加氢、用氢等环节，具有链条长、关联度强、辐射广等特点 [1]。目前，我国氢能产业链的上游、下游分布存在严重的空间不均衡情况，因而大规模集中制氢、长距离输氢将是氢能产业发展的关键环节；在制氢成本持续走低的前景下，氢能的储运效率成为制约氢能产业规模化发展的瓶颈环节。适用于大规模氢能运输的技术方案主要有集装管束运输、管道运输、液氢槽车运输等 [2]，其中管道运输具有运量大、距离长、能耗少、成本低等优势 [3]，也是相对经济且低碳的方式。目前，世界氢气管道总里程超过4600 km，发达国家的氢气长输管道建设及输氢技术较为成熟 [2~4]。在我国，纯氢管道建设进展缓慢（总里程约为100 km），管道输氢技术体系仍在发展完善过程中 [3,4]，不能满足大规模氢能应用的实际需求；纯氢管道的初始投资大、建设周期长，很难在短期内形成与氢能发展需求相匹配的输运规模。
值得指出的是，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 [5]；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。
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
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1.1×105 km，“全国一张网”已基本建成，2025年总里程将达到1.63×105 km [16]，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1×109 kW（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5.24×109 tce，其中天然气表观消费量为3.726×1011 m3（同比增长12.7%）；结合天然气产量（2.076×1011 m3，同比增长7.8%） [17]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5.5×1011~6×1011 m3，年产量在2.5×1011 m3左右，供应压力进一步加大 [5,18]。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1×1010~2×1010 m3，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 [10]。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2.7×106~6.3×106 t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） [19~25]。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ASME B31.12—2019、欧洲CGAG-5.6—2005、亚洲AIGA 033/06—2006 [9,26]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ASME B31.8—2018、ASCEALA—2001、加拿大CSA Z662—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。
表1 主要国家和地区发展天然气掺氢产业的相关规划
| 时间 | 国家或地区 | 规划名称 | 规划内容 |
|---|---|---|---|
| 2020年7月 | 欧盟 | 欧盟氢能战略 | 为天然气管网再利用项目提供资金支持，关键行动包括：2030年后重新利用现有的泛欧天然气基础设施，为大规模跨境运输氢气提供必要支撑；更新气体质量标准，确保天然气掺氢工程在不同成员国之间的顺利连通 |
| 2020年6月 | 德国 | 国家氢能战略 | 在扩建、增建纯氢管网的同时，评估现有天然气基础设施存储、运输氢气或改造成纯氢管道的可行性，提高氢能应用潜力 |
| 2020年9月 | 法国 | 发展无碳氢能国家战略 | 从2030年起，将20%氢气掺混至天然气管网并与天然气混合输送，促进天然气行业脱碳 |
| 2020年10月 | 俄罗斯 | 俄罗斯氢能发展路线图 | 在2024年前建立氢能全产业链，利用天然气等制取氢气，通过天然气管网掺氢或将现有天然气管道改造成氢气管道的方式进行氢能出口 |
| 2020年12月 | 美国 | 氢能项目规划 | 在未来的氢能研究、开发、示范总体战略框架中，将天然气掺氢输送作为中长期技术开发选项 |
| 2020年12月 | 加拿大 | 加拿大氢能战略 | 提出氢能2050战略愿景：建设氢能基础设施并促进终端应用，成为全球主要氢能供应国；氢气产量达到2×107 t/a，超过50%的氢气通过现有的天然气管网或者新建的纯氢管道进行输送 |
| 2021年8月 | 英国 | 英国氢能战略 | 重视氢能基础设施建设对氢经济的推动作用，2022年完成20%氢气掺混到天然气管道的价值评估，2023年开展社区供热试点；2025年以后集成氢气管网与天然气管网，2035年以后建立区域性或国家级氢能管网，推进天然气管网向氢能管网转换 |
在示范项目层面，诸多国家开展了天然气掺氢可行性研究、天然气管道掺氢输送示范工程建设，测试了不同比例的掺氢天然气对管网基础设施、终端设备的影响 [27,28]；已开展的天然气掺氢示范项目的掺氢比多在5%~30%，氢源以可再生能源制氢为主。2004年，欧盟NaturalHy项目联合15家天然气企业开展了天然气管道掺氢的潜在影响研究，认为天然气管道中掺入20%的氢气不会显著增加爆炸等安全风险 [9,28]。2008年，荷兰开展了风电制氢掺入天然气管网VG2项目研究以明确掺氢比上限，2010年的平均掺氢比例达到12% [9,27,28]。2014年，法国GRHYD项目探索将风电制氢以不高于20%的比例注入天然气管网供居民使用，通过加气站为天然气动力客车提供掺氢比为6%~20%的掺氢天然气 [9,27]。2019年，意大利国家天然气管网公司开展了5%氢气掺入天然气管网试验，目前掺氢比已提高至10% [9,28]。2019年，英国公司将20%氢气注入园区天然气管网以研究掺氢天然气对居民用户的影响 [27,28]。2020年，澳大利亚启动了天然气掺氢示范项目，将基于可再生能源的电解水制氢以10%比例掺入到天然气管网并供用户使用 [21,27]。美国HyBlend项目针对天然气管道掺氢输送的技术瓶颈环节，开展长期使用条件下天然气管材和操作对氢气的相容性评估 [29]。
（二） 我国天然气掺氢产业现状
目前，我国已是世界最大的制氢国，可再生能源装机量保持领先，未来可再生能源制氢的发展潜力巨大；基本建成了互联互通的天然气主干网，初步掌握了氢能“制储输用”全产业链的主要技术与生产工艺，发展天然气掺氢产业的基础条件良好。
《“十四五”能源领域科技创新规划》《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》密集发布，要求开展掺氢天然气管道及输送关键设备安全可靠性、经济性、适应性和完整性评价，探索输气管道掺氢输送等高效输氢方式，开展掺氢天然气管道试点示范，逐步构建低成本、多元化的氢能储运体系。然而，天然气掺氢产业尚处于起步阶段，尚未出台国家层面的发展规划。部分省份发布了地方氢能产业规划，将天然气掺氢技术作为氢能储运及终端应用领域的突破口（见表2）。
表2 部分省份的天然气掺氢产业规划情况
| 时间 | 地区 | 规划名称 | 规划内容 |
|---|---|---|---|
| 2020年1月 | 天津市 | 天津市氢能产业发展行动方案（2020—2022年） | 探索掺氢天然气在工业、商业、民用等领域的应用 |
| 2020年9月 | 四川省 | 四川省氢能产业发展规划（2021—2025年） | 开展高压、大容量管道运输氢技术及安全性研究，天然气管道材料与氢气相容性研究，掺氢天然气安全性研究 |
| 2021年7月 | 河北省 | 河北省氢能产业发展“十四五”规划 | 2022年进行氢气在天然气管道混输的试点示范，2025年扩大氢能在天然气管道混输领域的推广应用 |
| 2021年8月 | 北京市 | 北京市氢能产业发展实施方案（2021—2025年） | 在氢能储运领域重点突破掺氢管道输送技术 |
| 2021年12月 | 广东省 | 深圳市氢能产业发展规划（2021—2025年） | 开展天然气管道掺氢标准制定，探索管道掺氢输配技术和配套制氢技术研发及装备生产，小范围试点天然气管道掺氢等管道输氢项目，探索城市天然气管道掺氢技术 |
| 2022年2月 | 内蒙古自治区 | 内蒙古自治区“十四五”氢能发展规划 | 探索推进天然气管网掺氢规划建设，在通辽、乌兰察布、鄂尔多斯、乌海等地区开展掺氢燃气管道输送示范，开展天然气管道掺氢技术、中长距离管道输氢技术的研究与应用 |
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/T 34537—2017）1项。此外，《煤制合成天然气》（GB/T 33445—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/T 37124—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 [30]，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 [12,30]，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 [28]。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。
六、 培育天然气掺氢产业的建议
（一） 加强天然气掺氢产业的顶层设计和战略研究
天然气掺氢产业发展关系到氢能产业高质量发展、天然气工业转型发展，应加强天然气掺氢产业的顶层设计和宏观研究，深入剖析天然气掺氢产业发展的技术路线与重点任务，覆盖基础研究、装备研发、技术实证、应用研究、规范标准、性能测试、商业模式创新、教育推广等方面。完善天然气掺氢产业管理模式，建立掺氢天然气推广的激励机制，合理加大对天然气掺氢全产业链的财政、金融支持力度。
（二） 构建天然气掺氢产业安全监管、技术与运营管理标准体系
高标准开展天然气掺氢产业的安全与应急管理体系建设，探索建立基于信息技术、数字技术的天然气掺氢产业安全监管平台；加强管理部门之间的沟通协作，可延续天然气行业的管理模式，明确天然气掺氢产业各环节的监管部门及其责任义务。在当前天然气管网监管框架的基础上，完善天然气掺氢工程建设的监管审批流程。梳理天然气掺氢产业标准化工作重点，保持掺氢天然气与氢能、天然气、城镇燃气标准的协调发展；加快天然气掺氢产业的国家、行业标准体系建设，推动天然气掺氢产业的规范有序发展，支持管理部门开展监管工作。
（三） 加强天然气掺氢“政产学研用”合作
建议针对天然气管道掺氢输送、掺氢天然气终端利用，面向2030年、2060年研发与应用重大需求，设立国家级科技发展支持项目；加强国家级、地方性研发计划对天然气掺氢基础设施、技术和装备的国产化支持力度。遴选行业骨干企业、优势高校与科研院所，联合组建国家级天然气掺氢综合试验平台、工程技术中心，集中力量来共同开展天然气掺氢产业关键材料、技术、工艺、设备的科技攻关。支持高校、科研院所高质量开展氢能、天然气、综合能源等的学科建设与人才培养，鼓励天然气掺氢领域国际合作与技术交流，形成国际化的产业创新机制和模式。
（四） 组建天然气掺氢产业创新联盟
把握未来10年天然气掺氢产业发展的重要机遇期，建议以政府引导、企业主导、多方参与、利益共享为原则，协调产业链相关企业积极投入并破除行业壁垒，建设“制氢 ‒ 混氢 ‒ 储运 ‒ 提氢 ‒ 用氢”一体化的产业链；探索形成掺氢天然气多元化应用场景和商业模式，培育健康可持续的天然气掺氢产业生态圈，共同拓展天然气掺氢产业发展新格局。鼓励油气企业、管网公司、城镇燃气企业加大投入，牵头组建天然气掺氢产业创新联盟，吸引产业链企业、科研院所、高校、行业协会等相关利益主体广泛参与；建设跨行业沟通共享平台与合作机制，保障天然气掺氢产业规模化发展。
利益冲突声明
本文作者在此声明彼此之间不存在任何利益冲突或财务冲突。
Received date: March 10, 2022; Revised date: April 24, 2022
Corresponding author: Zhang Bo is a professor from the School of Management, China University of Mining and Technology-Beijing. His major research field is energy strategy and policy. E-mail:zhangbo@cumtb.edu.cn
Funding project: Chinese Academy of Engineering project “Strategic Research on the Development of Hydrogen Energy and Fuel Cells” (2019-ZD-03); National Key Research and Development Program (2017YFB0601900); National Natural Science Foundation of China project (72088101)