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编者按：
氢能正成为我国能源产业发展中的重要部分，但因我国管道输氢技术体系不成熟等原因，尚未能形成大规模氢能应用场景。天然气掺氢就是通过在天然气中掺入一定比例的氢气，再通过天然气管网输送至终端用户，随后或者直接利用、或者提氢后分别单独使用。如果能实现天然气掺氢，将节省巨额管道建设费用并实现大规模输送，实质性推动我国氢能产业快速发展。
今年年初陆续出台《“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）》，其中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。但目前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。
近日，上海市崇明区人民政府印发《崇明世界级生态岛碳中和示范区建设实施方案（2022年版）》，其中重点任务部分提到推进零煤城市建设，积极推动电力、氢能、天然气、先进生物液体燃料等清洁能源在交通运输领域应用，
2030
年前开展天然气掺混氢气等低碳技术在燃气发电和供热中的试点。
天然气管道掺氢输送是一个复杂的系统工程，
发展天然气掺氢产业既要考虑掺氢比例、管材及终端设备的适应性等技术可行性问题，还要考虑安全性、经济性问题。
如要达成以掺氢天然气的形式开展氢能储运与利用，须首先系统解决以上关键问题。
正文：
上海崇明明确2030年前开展天然气掺混氢气试点
，是首个明确试点时间点的地区。业内人士预计，到
2030
年掺氢产业产值将达
800
亿元
-1800
亿元
/
年。
11月
22
日，上海市崇明区发布关于印发《崇明世界级生态岛碳中和示范区建设实施方案（
2022
年版）》（以下简称《方案》）的通知。
在氢能方面，《方案》指出2030年前开展天然气掺混氢气等低碳技术在燃气发电和供热中的试点，积极推动电力、氢能、天然气、先进生物液体燃料等清洁能源在交通运输领域应用。
对于长途货运车辆鼓励使用氢燃料、液化天然气（LNG）等清洁能源，逐步提升清洁能源比例，
2035
年前开展清洁能源中重型货车应用示范，
2035
年后逐步推广清洁能源中重型货车商业应用。
天然气掺氢技术是将氢气以一定体积比例掺入天然气中，形成掺氢天然气，通过现有天然气管道进行输送，可直接替代天然气使用的一种能源技术。大量研究结果表明，天然气掺氢混合气体的燃烧能够改善终端设备的燃烧性能，减少氮氧化物污染和二氧化碳排放。
天然气掺氢一直是国内外氢气输运和规模化利用的重要研究方向，目前国内研究正处于加速阶段。国家电投“朝阳可再生能源掺氢示范项目”是国内天然气掺氢技术的首次尝试，截至目前，示范现场的掺氢比例已达
10
％（体积分数），并安全稳定运行超过
1
年。
政策方面，《“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）》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。
我国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。部分省市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。
业内人士测算，若按掺氢比（体积比）10%-20%测算，预计
2030
年有
270
万
-630
万吨氢气掺入天然气管网；按照“制储输用”全生命周期成本（
30
元
/
千克）计算，全产业链产值将达
800
亿元
-1800
亿元
/
年。
天然气掺氢应用场景打开，上游制氢企业或将显著受益。由于我国纯氢运输成本高，新兴氢能应用场景规模小等特点限制了氢气应用规模的进一步扩大。而天然气掺氢具备投资成本低，终端客户多等优点，未来在相关技术解决以后将成为氢能大规模应用场景之一。
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
200 km
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11万
km
，“全国一张网”已基本建成，
2025
年总里程将达到
16.3
万
km
，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。
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。
1. 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。
2. 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。
3. 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。
4. 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。
文章来源：天然气与法律
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