“天然氣+氫能”全產業鏈融合發展現狀及趨勢

梁嚴，周淑慧，吳璇，楊義，魏嘉，魏傳博

1.中國石油天然氣股份有限公司規劃總院；2.中國石油天然氣股份有限公司石油化工研究院；3.中國石油天然氣股份有限公司天然氣銷售分公司

0 引言

2022年10月，黨的二十大報告明確提出加快規劃建設新型能源體系，新型能源體系最主要的特征是綠色低碳、安全高效及多能互補，主要表現在3 個方面：一是能源生產及消費方式實現綠色低碳化轉型，主體能源逐漸由化石能源向新能源轉變，天然氣在化石能源中碳排放水平低，氫能在新能源中是理想零碳能源，兩者在建設新型能源體系中發揮著不可替代的作用；二是能源產業供應鏈韌性與安全水平增強，天然氣與氫能均具備靈活易儲特征，可通過跨區域運輸調配、長周期大規模儲存及短周期靈活供應等方式確保能源系統安全穩定；三是多品種能源耦合實現能源系統互濟互保，天然氣與氫能在新型電力系統建設進程中發揮靈活調峰功能，可相互轉化、協同儲運及耦合利用［1-2］。

在中國構建新型能源體系大背景下，統籌煤炭退出、能源供應安全及二氧化碳減排將成為能源行業發展的主旋律，天然氣與氫能具備供應靈活、清潔低碳的特征，均有望成為主體能源。一方面隨著風光可再生能源跨越式發展，對能源系統靈活調配、季節性保供及尖峰保供的要求逐漸提升，天然氣與氫能將共同發揮易儲存、易調配功能，保障能源系統的安全穩定；另一方面天然氣與氫能融合發展有利于發揮天然氣基礎設施和消費端優勢，以及氫能能源樞紐、零碳和高效優勢，對于中國天然氣和氫能產業的高質量發展具有重要意義。然而，當前天然氣與氫能融合發展仍面臨一系列挑戰：一是融合發展方向不明確，如天然氣制氫應用場景不明確，需根據天然氣資源條件、基礎設施條件、氫能需求情況等因地制宜布局；二是融合支持政策不到位，管理機構職責不明確，技術標準體系不完善，缺乏補貼政策等；三是融合示范項目較少，對于小型化天然氣制氫、天然氣管道摻氫、燃氣輪機摻氫等尚未實現規?；虡I應用。筆者從上游制備、中游儲運及下游利用全產業鏈角度剖析天然氣與氫能融合發展現狀并展望未來，力求深入探索天然氣與氫能在新時代綜合能源體系中的關鍵性作用，驅動建筑、電力、交通及工業等部門實現碳達峰、碳中和。

1 天然氣與氫能行業發展趨勢

天然氣在新型能源體系中發揮“基礎性、靈活性、融合性”功能：一是隨著散煤清零治理、北方清潔取暖及煤電有序退出等政策持續推動，2040年前天然氣將持續發揮“清潔低碳”特性，作為煤炭退出后基礎能源的供應補充；二是隨著風光新能源在電力系統中占比不斷提升，天然氣將發揮“易儲靈活”特性，解決新能源不確定性、波動性帶來的供電安全和消納問題；三是天然氣與熱力、電力、氫能系統可實現深度融合，實現一次能源與二次能源互?；ス?，保障能源系統的安全穩定運行。2035年前天然氣市場仍將處于穩定增長期，峰值將達6 500×108m3，2035—2045年天然氣將處于穩定平臺期，2045年后天然氣消費將平緩下降，至2060年仍有4 300×108m3的發展空間［3-4］。

氫能具有來源豐富、綠色零碳、應用廣泛等特征，是中國新型能源體系中的重要組成部分，是用能終端實現低碳化轉型的重要載體，具備大規模、長周期儲能優勢，可依托基礎設施實現全國跨地域、跨季節優化配置。在城市燃氣領域，氫能可與天然氣混燃或替代天然氣，降低終端用能碳排放量；在電力工業領域，氫能可作為能源載體實現“電-氫-電”靈活轉化，助力新能源穩定消納；在化工生產領域，氫能與二氧化碳結合可實現制甲烷、甲醇等，可助力二氧化碳消納。根據中國氫能源及燃料電池產業創新戰略聯盟預測，到2030年中國氫能在終端能源消費體系中占比5%，消費量將達0.35×108t，到2050年氫能占比10%，消費量將達0.60×108t［5］。

現階段中國正逐步構建制氫、儲氫、運氫、加氫及用氫等氫能工業體系，可依托中國完善的天然氣產供儲銷體系優勢，解決制約氫能產業規?；l展的資源供應及基礎設施等關鍵問題。氫能制備方面，與可再生電解水制氫相比，天然氣制氫現階段仍具備經濟優勢，通過在交通加注站點、化工產業園區及高端城燃用戶周邊布局小規模橇裝式天然氣制氫項目解決氫源供應不足問題；氫能儲運方面，在終端加氫站尚未普及、產業尚未成規模情景下，單純建設氫能儲運設施成本優勢不明顯，可依托現有天然氣管網混摻運輸氫氣，實現低成本、規?；?、連續性氫能供應；氫能利用方面，天然氣用戶與氫能用戶具備可替代性，可依托終端天然氣加注站設施、居民燃氣管網等基礎條件培育氫能市場［6-8］。

2 “天然氣+氫能”融合發展模式

《氫能產業中長期發展規劃（2021—2035年）》明確提出從制備、儲運及利用等全產業鏈角度統籌規劃布局氫能產業發展，需與天然氣全產業鏈規劃布局協同發展，在上游領域，天然氣制氫與可再生制氫耦合保障氫能安全穩定供應，確保能源系統平穩運行；在中游領域，天然氣管道摻氫運輸、天然氣管道改造輸氫及氣氫管道協同布局等助力氫能大規模低成本儲運；在終端領域，天然氣與氫能在城市燃氣、交通、發電、工業及化工等場景實現耦合利用，打造互補互濟、低碳經濟的新型能源體系［9］。天然氣與氫能產業融合發展模式見圖1。

圖1 天然氣與氫能全產業鏈融合示意

2.1 上游制備領域

基于氫源制備方式及碳排放量不同，將氫能分為灰氫、藍氫和綠氫三類，其中：灰氫是指化石燃料（包括煤炭、天然氣等）為原料制氫及工業副產制氫，其碳排放量較高、工藝相對成熟、制氫成本較低，占據中國氫能供應主體地位；藍氫是指利用“灰氫+碳捕集、利用與封存技術（CCUS）”降低制氫過程碳排放量所產生的氫氣；綠氫是指通過風電及光伏等可再生能源電解水制備的氫氣，可實現凈零排放，但制氫成本較高。從中國制氫結構來看，化石能源重整制氫配置CCUS 技術可作為中國氫能轉型的重要過渡，工業副產制氫可作為氫源就近供應的重要補充，隨著技術的不斷發展和成本的逐漸降低，可再生能源電解水制氫將逐步成為市場供氫主體，天然氣制氫將通過靈活制備方式作為氫源的重要補充。不同制氫方式分類詳見圖2。

圖2 不同制氫方式分類

天然氣在傳統化石能源中氫原子質量比重最大（高達約25%），以天然氣為原料制氫具有碳排放量低、水消耗量小、氫制取率高等優點，是化石能源制氫中的理想路徑［10］。通過對比不同制氫方式經濟性，化石能源制氫成本主要受煤炭、天然氣等原料價格波動影響，制氫成本7.8～19.5 元/kg，考慮CCUS 技術后，制氫成本大幅上升；可再生電解水制氫成本相對較高，達13.5～35.9 元/kg，隨著可再生度電成本持續下降、電解槽規?；l展，其將逐步具備與化石能源制氫競爭的能力［11-12］。

傳統天然氣制氫方式主要包括天然氣水蒸汽轉化制氫、天然氣部分氧化制氫、天然氣自熱轉化制氫等3 種方式，此外還有二氧化碳和甲醇轉化制氫和直接裂解制氫技術仍處于實驗室小試和中試試驗階段。從氫氣/一氧化碳產出比看，天然氣水蒸氣轉化制氫轉化率最高，天然氣部分氧化制氫及天然氣自熱轉化制氫采用內供熱方式提高能源利用效率，氫氣/一氧化碳產出比相對低。由此可以展望，未來天然氣制氫技術應用模式主要分為3類：一是資源產地天然氣制氫，二氧化碳就近碳補集碳封存，此外與新能源電解水制氫互為補充，依托干線輸氫管道實現區域調配；二是LNG 接收站就近天然氣重整制氫，實現液化、運輸以及冷能利用協同發展；三是終端消費用戶就近制氫，依托城市燃氣基礎設施實現小型化、模塊化、智能化發展。

表1 不同制氫方式經濟性對比

天然氣與氫能在能源相互轉化、互?；矫婢邆洫毺貎瀯?，兩者在上游制備領域融合有助于增強中國能源體系的低碳性、靈活性及協調性：一方面從能源供應端實現零碳能源對化石能源的替代，在保障能源供應安全基礎上實現能源結構綠色低碳化轉型；另一方面綠電制氫技術在風光出力大發時期可增加可再生電力消納能力，天然氣制氫技術可彌補風光低出力時期氫源供應缺口，實現終端利用氫能穩定供應。通過打造“氣氫電”耦合供能系統可保障能源系統的供能可靠性。

2.2 中游儲運領域

2022年，國家發展和改革委員會、國家能源局聯合印發的《氫能產業發展中長期規劃（2021—2035年）》提出構建高密度、輕量化、低成本、多元化的氫能儲運體系，逐步開展摻氫天然氣管道、純氫管道等試點示范［13］。中國天然氣產供儲銷體系建設已初具成效，全面建成四大進口戰略通道，“全國一張網”骨架基本形成，儲氣調峰設施加快建設，天然氣管道總里程達11×104km，天然氣儲氣能力達192×108m3［13］。氫能發展初期可依托天然氣“全國一張網”實現大規模、低成本、遠距離運輸：一是三北地區新能源棄風棄光電解水制取的氫氣就近混輸至西氣東輸、陜京管道及中俄東線等干線管道系統，直達終端消費用戶；二是改造現有天然氣管道實現快速、低成本氫能管道運輸，降低氫能運輸初始投資及簡化前期路由優選工作；三是天然氣摻氫是天然氣資源的有效補充，降低天然氣對外依存度，提升冬季采暖期天然氣資源保障能力；四是運輸至終端的混氫天然氣可利用膜分離、變壓吸附、電化學分離等技術實現氫氣分離，實現純氫利用。

2.2.1 天然氣管道摻氫

天然氣管道摻氫比例取決于輸送管道及配套基礎設施的耐氫脆性能，與管道材質特性、管道運輸壓力、氣質溫度濕度、管道服役時間等因素密切相關。根據歐洲CGA-5.6HydrogenPipelineSystem的相關要求，若管道鋼級低于X52（包含X52），則天然氣管道可用于輸送氫氣體積占比小于10%的混氫天然氣；當氫氣體積占比不小于10%時，依據ASME B31.12-2014HydrogenPipingandPipelines，需綜合考慮鋼級、輸送壓力、管材磷含量、管道韌性等條件，確定用于摻氫輸送的天然氣管道是否能夠適應［15-16］。對于干線長輸管道，大多采用高壓力、高鋼級管材，其中X70、X80 鋼級管道分別可摻混氫氣的體積比例達3%、2%；對于中壓—低壓城市燃氣管網，其運行壓力一般低于4 MPa，鋼管材質通常為低強度鋼（API 5LA、API 5LB、X42 和X46）和非金屬材質聚乙烯等，城市燃氣管道摻氫比例低于20%時，氫脆風險相對較低［17］。

現階段中國天然氣管道摻氫相關法規、技術標準仍不完善，GB/T 37124—2018《進入天然氣長輸管道的氣體質量要求》中明確氫氣的摩爾分數不超過3%，但僅限于天然氣質量要求，天然氣管道摻氫輸送的標準規范仍處于空白。美國、加拿大及西歐等國家均開展多個天然氣管網摻氫示范項目，主要研究對象為城市燃氣輸配管網對摻氫比例適應性影響，研究結果顯示摻氫比例低于20%時，基本不會對城市燃氣管網產生明顯影響，且終端設備匹配適應性較好。國內城市燃氣管網摻氫處于起步期，城燃管道摻氫仍處于前期研究及相關試驗工作，國內首個城市燃氣管網摻氫工程——遼寧省朝陽市燕山湖摻氫示范項目，采用可再生電解水制氫工藝方法（產能1 000 m3/h），后續經過壓縮、加儲、摻混等環節參與城市燃氣管網，預計試驗結束后將出臺國內首個天然氣摻氫標準。

2.2.2 天然氣管道改造輸氫

改造現有天然氣管道作為純氫輸送管道是推動氫能網絡建設的主要措施：一方面，可依托已有天然氣管道路由減少氫能管道建設前期工作，并降低征地費用、總體投資等建設成本；另一方面，與天然氣管道相比，純氫管道的設計管徑較小、設計壓力較低，現有天然氣管道能夠滿足純氫管道改造要求。德國天然氣管道運營公司計劃在2025年將現有46 km 天然氣管道改造為純氫運輸管道，并逐步打造全國性氫能儲運基礎設施。

2.3 下游利用領域

2.3.1 城市用能

城市用能主要包括建筑采暖、熱水供應及食品烹飪：一方面可采用小微型天然氣制氫與質子交換膜燃料電池技術，通過天然氣重整制備氫氣，并經過質子交換膜燃料電池發電系統生產電力、熱能及清潔水；另一方面可通過氫氣與天然氣混燃冷熱電分布式能源供應技術，利用現有天然氣基礎設施、終端用能場景等實現靈活及連續的冷熱電能源應用模式。

小微型天然氣制氫與質子交換膜燃料電池通常由天然氣重整制氫單元、氫燃料電池單元、熱水儲存單元、備用熱源機等4 部分組成，主要應用于具備氫、電、熱等用能需求的公共設施或建筑。其可在室溫工況下工作，反應溫度適合副產60～80 ℃的熱水；燃料處理系統技術要求高，氫氣純度需達到99.999%，一氧化碳含量需低于0.01‰；整體利用效率較高，綜合能源利用效率能達到90%，其中發電效率達到40%［18-19］。

日本政府通過采用設備補貼（補貼金額為初始投資的1/3～1/2）、稅收減免（投資稅可返還30%）、氣價優惠（家用熱電聯產系統氣價低于常規氣價）、電力并網（準許分布式熱電聯產系統項目并網）等政策促進固定式家用燃料電池在終端領域快速推廣應用，截至2022年底，已有超過40×104戶家庭使用該系統［20］。中國正推進“氫能進萬家”示范運行，國內首個氫能燃料電池綜合能源利用項目于2023年2月在江蘇省無錫市正式運行，該項目采用日本松下5 kW 純氫能燃料電池產品，可為周邊工廠、居民等用戶供電供熱供冷，實現氫燃料電池全新場景和模式應用。

2.3.2 交通運輸

交通運輸行業是應對氣候變化、推動低碳發展的重要領域，其中推動重卡及船舶運輸工具低碳燃料代替高碳燃料是實現交通運輸碳達峰、碳中和的關鍵舉措。天然氣加注站與氫能加注站具有高度相似性，氫能燃料加注可大部分繼續使用現有CNG/LNG 加注站等基礎設施，并保留部分天然氣、氫氣等共用加注工藝流程。按氫氣供應方式，加氫站可分為站外供氫加氫站和站內制氫加氫站；按氫氣儲存方式，加氫站可分為高壓氫氣加氫站和液氫加氫站；按加氫裝置劃分，加氫站可分為固定式加氫站和移動式加氫站，其中移動式加氫站又可分為橇裝式加氫站和加氫車兩類。國內城市燃氣公司既有大量的天然氣加氣站，又有現存的管道資源條件，在場地條件允許的前提下，將加氣站改建為加氫站，可利用管道天然氣小規模制氫、并為燃料電池汽車加氫［21-22］。隨著小型化天然氣制氫設備成本下降，氫燃料電池車達到一定規模后，天然氣加注站內制氫具有較好經濟性空間和較大發展潛力。

2.3.3 電力調峰

隨著新型電力系統中電源主體地位的更迭，受風光發電資源波動性、隨機性以及發電設備弱支撐性、低抗擾性影響，電力系統將迎來高效消納（不同時空尺度的功率平衡能力）、安全運行（電網安全及抗沖擊能力）和機制體制（應對市場變革及不確定性能力）三大挑戰。對于秒、時及天等短時電力供需平衡問題，電化學、飛輪儲能具有毫秒級響應、精確控制充放功率的能力，其容量等級達1×105kW·h，效率高達80%～90%，度電成本0.5 元/（kW·h），是實現電力系統日內“頂峰”和“填谷”的主要調節方式；對于月度及季節性電量供需平衡問題，靈活煤電、調峰氣電及季節性儲能等長周期調節技術將成為電力系統平穩運行關鍵舉措，與短時儲能相比，氫儲能等季節性儲能具有容量等級高、持續時間長及度電成本低等優勢，其容量等級高達0.1×105～1×108kW·h，存儲周期可實現跨季節，度電成本低至0.1 元/（kW·h）［23-24］。此外，氫儲能與氣電調峰在新型電力系統中具備調峰時間尺度長、跨能源品種轉化、跨區域儲存運輸等特征，可在風光氣儲氫新能源大基地中合理配置調峰氣電規模及新能源電解水制氫規模，氣電調峰是新能源的支撐調峰電源，確保風光新能源穩定消納；可再生電解水制氫是新能源的關鍵調節措施，一方面可削減風光新能源尖峰出力，另一方面可實現燃氣輪機機組摻氫混燃［25］。

表2 不同儲能方式典型參數對比

2.3.4 發電摻氫

受天然氣資源及價格影響，氣電裝機規模增長較為緩慢，根據電力規劃設計總院統計數據，截至2022年底，中國天然氣發電裝機總規模達11 485×104kW，占電源裝機總量的4.5%，氣電發電量2 694×108kW·h，占發電總量的3.12%，氣電用氣量640×108m3，占天然氣消費總量的17.5%。天然氣發電相對電化學儲能可滿足電力系統長周期調節需求，在未來以新能源為主體的新型電力系統中同時具備日調峰與季節調峰兩種功能，在天然氣中混摻氫氣進一步推動燃機發電向更低碳化發展。目前國內已有燃氣輪機摻氫項目運行，國家電投荊門綠動SGT-800 燃機30%摻氫燃燒改造項目是中國在重型燃機商業機組上實現高比例摻氫的示范。西門子能源在舟山綠色石化基地SGT5-2 000E 燃氣輪機進行混合氣燃燒調試，在中國實現了E 級燃氣輪機20%摻氫混燃。GE 旗下E/B 級燃機已具備100%燃氫能力，其功率較大、較高效的HA 級燃機摻氫能力已達50%，與煤電相比可將碳排放量降低69%。隨著燃氣輪機摻氫比例提升，壓氣機的安全運行性裕度降低，燃氣輪機的發電效率提升，對燃燒設備、工藝等都有不同的要求，實際摻氫比例需要現有燃氣發電廠根據實際情況進行適當性調整［25］。

2.3.4 化工原料

化工產品需求將隨社會經濟發展而穩步提升，國家積極引導化工工藝由由高碳工藝向低碳工藝轉變，天然氣化工企業可開發布局風光可再生制氫技術，推動天然氣在合成氨、尿素、甲醇、乙烯及乙炔等化工產品生產過程中耦合綠氫技術，通過二氧化碳加綠氫制甲醇技術、氮氣加綠氫制合成氨技術等逐步替代純天然氣化工技術，將解決可再生制氫就地消納不足問題，助力天然氣化工行業深度脫碳。

天然氣制乙炔工藝是世界上已實現工業化的清潔乙炔制備技術，該工藝副產氣中含大量氫氣，一方面可通過增設燃料電池聯產系統將副產氫回收作為氫源，將氫能轉化為電力節約煉廠用電成本；另一方面可增設氫氧聯合循環系統將副產氫回收作為燃料，將氫能轉化為熱能，保障煉廠供熱需求。

4 結論及建議

碳達峰、碳中和要求下，未來新型能源系統將實現天然氣、煤炭等傳統化石能源與風能、太陽能、氫能等零碳能源深度融合，氫能和天然氣在產業鏈上具有相似鏈系特征、類似儲運特點和部分相同應用領域，通過推動“天然氣+氫能”全產業鏈融合發展，可提高能源產業鏈韌性，保障能源供應安全。目前天然氣與氫能融合發展仍處于起步期，存在缺乏政策指引細則、缺少示范項目支撐，以及技術攻關滯后等問題。通過研究，提出以下相關建議：

在政策支持方面，推動國家從頂層設計層面支持天然氣與氫能融合發展，并制定天然氣制氫、天然氣摻氫運輸、終端協同利用等領域管理細則：一是支持終端橇裝式天然氣制氫發展，解決氫源供應能力不足問題；二是加快制定天然氣管道摻氫管理規定，明確管理機構職責、補貼政策、標準規范等相關內容；三是加快出臺氫能在終端側利用的實施意見，推動天然氣與氫能協同利用發展。

在示范應用方面：國內油氣企業可結合天然氣資源供應、城市燃氣管網、車輛加注設施及氫能客戶等一體化優勢，開展天然氣加注站內制氫示范；加快天然氣管道摻氫實驗研究和試驗示范，建立不同管材、不同壓力等條件下天然氣管道摻氫基礎數據庫，合理確定天然氣管道摻氫比例設定；加快推動天然氣與氫能協同利用，包括城市燃氣摻氫、天然氣發電摻氫、工業燃料摻氫及天然氣化工耦合綠氫等，推動終端用能低碳化、清潔化發展。

在技術攻關方面：加快研發小型化、橇裝式、高效率的天然氣制氫設備；加快天然氣與氫能共輸共用材料及設備的研發，為新建儲運設施開展混氫、純氫運輸奠定技術基礎，積極開展燃氣鍋爐適應性改造、燃氣輪機摻氫、氫能分布式等技術研發，隨著技術攻關和實驗示范落地，逐步建立天然氣與氫能全產業融合標準體系，引導產業健康、有序發展。