氢能作为一种清洁、高效、应用场景丰富的能源载体，是连接传统化石能源和可再生能源的桥梁，成为当前能源产业发展的重要领域。氢能的发展可以有效改善能源结构，减少传统化石能源的消耗，促进能源结构的转型升级，有效减少碳排放和环境污染，实现“碳达峰”和“碳中和”的目标。建立低碳、安全、高效的现代能源体系是实施能源安全战略、促进能源革命的重要依托，对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、辐射广的特点。目前，我国氢能产业链上下游分布空间严重不均衡，大规模集中制氢和长距离输氢将是氢能产业发展的重要环节；在制氢成本持续下降的前景下，氢能储运效率已成为制约氢能产业化发展的瓶颈环节。适用于大规模氢能运输的技术规范主要包括集装管束运输、管道运输、液氢槽车运输等。其中，管道运输具有运量大、距离长、能耗低、成本低等优点，也是一种相对经济低碳的方式。目前，全球氢气管道总里程超过4600km，发达国家氢气长输管道建设和输氢技术较为完善。我国纯氢管道建设进展缓慢(总里程约100km），管道输氢技术体系仍在发展和完善中，不能满足大规模氢能应用的实际需求；纯氢管道初始投资大，施工周期长，短期内难以产生与氢能发展需求相匹配的运输规模。

值得指出的是，近年来我国天然气管网基本建成，完成了天然气干线管道的互联互通；如果在天然气中加入一定比例的氢气形成掺氢天然气，掺氢天然气将根据天然气管网运输给终端用户，然后直接使用或提氢后单独使用，将大大提高氢能的时空调配规模和效率，实质性促进我国氢能产业的快速发展。还需要注意的是，天然气掺氢产业的发展还处于技术研发和应用示范的初级阶段，技术体系的成熟度、掺氢天然气的使用效率和潜在影响都非常不确定。因此，本文基于天然气掺氢产业链的组成，探讨了天然气掺氢产业对我国能源产业高质量发展的价值，梳理了天然气掺氢产业的国际进展、国内现状和关键问题，提出了培育天然气掺氢产业的发展建议，为相关领域的高质量发展提供基本参考。

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）规定，要全面推进氢能"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。

制氢技术路线主要包括化石燃料重整制氢(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、其他新制氢技术(如太阳能光解水制氢、生物质制氢等)。中国是世界上最大的制氢国，制氢产量约为3300万t/a；煤制氢作为我国现阶段的主要方案，技术成熟度高，成本相对较低，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，"可再生资源+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。

天然气掺氢产业链中游环节包括混氢、掺氢天然气储运。根据应用场景，可分为天然气长输管道、城市燃气管网中掺混一定比例的氢气分别实现天然气掺氢输送。天然气和氢气是清洁能源气体。天然气储运基础设施和关键设备对氢气有一定的适应性；然而，天然气和氢气在能量密度、爆炸极限和扩散系数方面存在明显差异，使得天然气掺氢输送对管道适应性有特定要求，也对压缩机、调压器、储气库、储罐、阀门等关键设备的性能产生了潜在的影响。研究表明，利用天然气管网输送低掺氢比天然气，原有管网适应性好；输送高掺氢比天然气，需要更新（或改造）原有管材及设备，升级安全防控和应急技术体系。

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不仅可以直接使用掺氢天然气，还可以将掺氢天然气进行提氢分离后再分别使用。例如，在建筑领域，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；在工业领域，掺氢天然气可应用于工业锅炉、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很好的应用前景。例如，掺氢天然气燃料的应用可以有效提高天然气发动机的热效率，并减少污染物的排放。

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

目前氢能储运成本约占"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情况下，氢能产业的发展遭受了"卡脖子"环节。根据氢能输送情况的不同，运输方式分为气态、液态、固态三类；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，长管拖车运输距离小于200km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。

相对而言，纯氢管道输送、天然气管道的掺氢输送都可以实现氢能的远距离、大规模、低能耗运输，但我国纯氢管道规划与建设刚刚起步，形成大规模输氢能力必须需要一个漫长的周期。我国天然气管网总里程约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，这为天然气掺氢行业的发展带来了坚实的基础条件。可以认为，以掺氢天然气的形式开展氢能储运与利用将是迅速突破氢能产业规模化瓶颈的主要途径。

(二)解决可再生能源消纳问题

中国西部地区风力、太阳能资源丰富，区域经济发展不平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10亿kW（2021年），加上未来装机量的持续增长，为绿氢供给提供了巨大的空间。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就地消纳问题；这将引导风能、太阳能等资源的全面开发，进一步提高可再生能源在能源生产结构中的渗透率。

（三）根据"氢进万家"缓解天然气供应压力

2021年，我国能源消费总量为52.4亿tce，天然气表观消费量为3726亿m3（同比增加12.7%）；结合天然气产量（2076亿m3，同比增加7.8%)来看，中国天然气供需存在明显缺口。在碳达峰、碳中和的目标下，天然气作为清洁低碳的终端能源类型，可以与可再生能源的发展产生良好的互补供能格局；2030年，中国天然气年消费量将达到5500亿~6000亿m3，年产量在2500亿m3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 100 亿 ~200 亿 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）完成终端用能领域深度脱碳

掺氢天然气作为清洁低碳燃料，根据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，天然气掺氢后燃烧产生的碳氧化物、氮氧化物的排放量大大降低。在建筑领域，使用掺氢天然气供暖是实现建筑领域能源消费低碳转型最具潜力的发展方向。在交通领域，掺氢天然气可以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）推动氢能全产业链科技创新

天然气掺氢产业的发展必须可再生能源制氢、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缺，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要，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的技术水平，催生能源产业转型升级的新动力。如前所述，如果按掺氢比(体积比)10%~20%测算，预估2030年有270万~630万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，全产业链产值将达到800~1800亿元/年。

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了更多的关注。欧盟、德国、法国、美国等发达国家和地区都发布了氢能战略，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措施（见表1）。在标准方面，氢气长输管道技术在国际上已经成熟，相应的设计标准规范研究相对全面，如美国ASME B31.12—2019、欧洲CGAG-5.6—2005、亚洲AIGA 033/06-2006等。天然气管道输送技术构成了比较完善的标准体系，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技术标准体系仍需研究制定。

在示范项目方面，许多中国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的建设，测试了不同比例掺氢天然气对管网基础设施和终端设备的影响；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项目与15家天然气企业合作，对天然气管道掺氢的潜在影响进行了研究，认为天然气管道中掺氢20%不会显著增加爆炸等安全隐患。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年平均掺氢比例达到12%。2014年，法国GRHYD项目探索将风电制氢按不高于20%的比例注入天然气管网供居民使用，根据加气站为天然气动力客车提供掺氢比为6%~20%掺氢天然气。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，目前掺氢比已提高到10%。2019年，英国公司将20%的氢气注入园区天然气管网，研究掺氢天然气对居民用户的影响。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%的比例掺入到天然气管网并供用户使用。美国HyBlend项目针对天然气管道掺氢输送的技术瓶颈环节，在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。

（二）我国天然气掺氢产业现状

目前，中国是世界上最大的制氢国，可再生能源装机量保持领先，未来可再生能源制氢发展前景广阔；基本建立了互联互通的天然气主干网，初步掌握了氢能"制储输用"产业链的主要技术和生产工艺，天然气掺氢产业发展的基础条件良好。

《"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，对掺氢天然气管道及输送关键设备的安全可靠性、经济性、适应性和完整性进行了评价，探索了输气管道掺氢输送等高效输氢方式，对掺氢天然气管道进行了试点示范，逐步构建了低成本、多元化的氢能储运体系。然而，天然气掺氢产业仍处于起步阶段，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点（见表2）。

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。

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，即要考虑技术可行性，还受安全性、经济性的制约。虽然包括中国在内的许多中国都在大力开展天然气管道掺氢输送的示范应用，但在大规模应用推广之前，需要系统地解决以下关键问题。

(一)掺氢比例问题

天然气掺氢后，会影响天然气管网的基础设施及终端用能设备。掺氢天然气中的氢气含量不同，对产业链不同环节、不同设备的影响也存在差异。不同国家对掺氢比例的上限有不同的规定；但在我国，不同氢气含量对输气、用气设施设备产生的影响尚不明确，示范项目也没有统一的标准。要大力发展天然气掺氢产业，需要率先讨论和明确适合我国实际发展的掺氢比例。充分考虑管材、设备和工艺的适应性，确定氢气含量阈值，保证天然气掺氢输送的安全，平衡相应的技术经济可行性。

（二）管材和终端设备的适应性问题

目前，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

与天然气的主要成分甲烷相比，氢气的爆炸极限范围更大，在高压下渗漏速率更快，更容易发生泄漏和自燃现象，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，天然气掺氢将降低气体的热值、华白数等参数，加快火焰燃烧速率，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以在短时间内以相对较少的资金投入实现氢能的长距离、大规模、网络化运输，有利于氢能产地与消费地的有效连接。还需要注意的是，相同体积氢气的热值仅为天然气的1/3。假设天然气掺氢后能给终端提供相同的热值，理论上氢气价格应为天然气价格的1/3；根据天然气门站的价格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动天然气掺氢产业的稳健发展。

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。