“天然气+氢能”全产业链融合发展现状及趋势

梁严，周淑慧，吴璇，杨义，魏嘉，魏传博

1.中国石油天然气股份有限公司规划总院；2.中国石油天然气股份有限公司石油化工研究院；3.中国石油天然气股份有限公司天然气销售分公司

0 引言

2022年10月，党的二十大报告明确提出加快规划建设新型能源体系，新型能源体系最主要的特征是绿色低碳、安全高效及多能互补，主要表现在3 个方面：一是能源生产及消费方式实现绿色低碳化转型，主体能源逐渐由化石能源向新能源转变，天然气在化石能源中碳排放水平低，氢能在新能源中是理想零碳能源，两者在建设新型能源体系中发挥着不可替代的作用；二是能源产业供应链韧性与安全水平增强，天然气与氢能均具备灵活易储特征，可通过跨区域运输调配、长周期大规模储存及短周期灵活供应等方式确保能源系统安全稳定；三是多品种能源耦合实现能源系统互济互保，天然气与氢能在新型电力系统建设进程中发挥灵活调峰功能，可相互转化、协同储运及耦合利用［1-2］。

在中国构建新型能源体系大背景下，统筹煤炭退出、能源供应安全及二氧化碳减排将成为能源行业发展的主旋律，天然气与氢能具备供应灵活、清洁低碳的特征，均有望成为主体能源。一方面随着风光可再生能源跨越式发展，对能源系统灵活调配、季节性保供及尖峰保供的要求逐渐提升，天然气与氢能将共同发挥易储存、易调配功能，保障能源系统的安全稳定；另一方面天然气与氢能融合发展有利于发挥天然气基础设施和消费端优势，以及氢能能源枢纽、零碳和高效优势，对于中国天然气和氢能产业的高质量发展具有重要意义。然而，当前天然气与氢能融合发展仍面临一系列挑战：一是融合发展方向不明确，如天然气制氢应用场景不明确，需根据天然气资源条件、基础设施条件、氢能需求情况等因地制宜布局；二是融合支持政策不到位，管理机构职责不明确，技术标准体系不完善，缺乏补贴政策等；三是融合示范项目较少，对于小型化天然气制氢、天然气管道掺氢、燃气轮机掺氢等尚未实现规模化商业应用。笔者从上游制备、中游储运及下游利用全产业链角度剖析天然气与氢能融合发展现状并展望未来，力求深入探索天然气与氢能在新时代综合能源体系中的关键性作用，驱动建筑、电力、交通及工业等部门实现碳达峰、碳中和。

1 天然气与氢能行业发展趋势

天然气在新型能源体系中发挥“基础性、灵活性、融合性”功能：一是随着散煤清零治理、北方清洁取暖及煤电有序退出等政策持续推动，2040年前天然气将持续发挥“清洁低碳”特性，作为煤炭退出后基础能源的供应补充；二是随着风光新能源在电力系统中占比不断提升，天然气将发挥“易储灵活”特性，解决新能源不确定性、波动性带来的供电安全和消纳问题；三是天然气与热力、电力、氢能系统可实现深度融合，实现一次能源与二次能源互保互供，保障能源系统的安全稳定运行。2035年前天然气市场仍将处于稳定增长期，峰值将达6 500×108m3，2035—2045年天然气将处于稳定平台期，2045年后天然气消费将平缓下降，至2060年仍有4 300×108m3的发展空间［3-4］。

氢能具有来源丰富、绿色零碳、应用广泛等特征，是中国新型能源体系中的重要组成部分，是用能终端实现低碳化转型的重要载体，具备大规模、长周期储能优势，可依托基础设施实现全国跨地域、跨季节优化配置。在城市燃气领域，氢能可与天然气混燃或替代天然气，降低终端用能碳排放量；在电力工业领域，氢能可作为能源载体实现“电-氢-电”灵活转化，助力新能源稳定消纳；在化工生产领域，氢能与二氧化碳结合可实现制甲烷、甲醇等，可助力二氧化碳消纳。根据中国氢能源及燃料电池产业创新战略联盟预测，到2030年中国氢能在终端能源消费体系中占比5%，消费量将达0.35×108t，到2050年氢能占比10%，消费量将达0.60×108t［5］。

现阶段中国正逐步构建制氢、储氢、运氢、加氢及用氢等氢能工业体系，可依托中国完善的天然气产供储销体系优势，解决制约氢能产业规模化发展的资源供应及基础设施等关键问题。氢能制备方面，与可再生电解水制氢相比，天然气制氢现阶段仍具备经济优势，通过在交通加注站点、化工产业园区及高端城燃用户周边布局小规模橇装式天然气制氢项目解决氢源供应不足问题；氢能储运方面，在终端加氢站尚未普及、产业尚未成规模情景下，单纯建设氢能储运设施成本优势不明显，可依托现有天然气管网混掺运输氢气，实现低成本、规模化、连续性氢能供应；氢能利用方面，天然气用户与氢能用户具备可替代性，可依托终端天然气加注站设施、居民燃气管网等基础条件培育氢能市场［6-8］。

2 “天然气+氢能”融合发展模式

《氢能产业中长期发展规划（2021—2035年）》明确提出从制备、储运及利用等全产业链角度统筹规划布局氢能产业发展，需与天然气全产业链规划布局协同发展，在上游领域，天然气制氢与可再生制氢耦合保障氢能安全稳定供应，确保能源系统平稳运行；在中游领域，天然气管道掺氢运输、天然气管道改造输氢及气氢管道协同布局等助力氢能大规模低成本储运；在终端领域，天然气与氢能在城市燃气、交通、发电、工业及化工等场景实现耦合利用，打造互补互济、低碳经济的新型能源体系［9］。天然气与氢能产业融合发展模式见图1。

图1 天然气与氢能全产业链融合示意

2.1 上游制备领域

基于氢源制备方式及碳排放量不同，将氢能分为灰氢、蓝氢和绿氢三类，其中：灰氢是指化石燃料（包括煤炭、天然气等）为原料制氢及工业副产制氢，其碳排放量较高、工艺相对成熟、制氢成本较低，占据中国氢能供应主体地位；蓝氢是指利用“灰氢+碳捕集、利用与封存技术（CCUS）”降低制氢过程碳排放量所产生的氢气；绿氢是指通过风电及光伏等可再生能源电解水制备的氢气，可实现净零排放，但制氢成本较高。从中国制氢结构来看，化石能源重整制氢配置CCUS 技术可作为中国氢能转型的重要过渡，工业副产制氢可作为氢源就近供应的重要补充，随着技术的不断发展和成本的逐渐降低，可再生能源电解水制氢将逐步成为市场供氢主体，天然气制氢将通过灵活制备方式作为氢源的重要补充。不同制氢方式分类详见图2。

图2 不同制氢方式分类

天然气在传统化石能源中氢原子质量比重最大（高达约25%），以天然气为原料制氢具有碳排放量低、水消耗量小、氢制取率高等优点，是化石能源制氢中的理想路径［10］。通过对比不同制氢方式经济性，化石能源制氢成本主要受煤炭、天然气等原料价格波动影响，制氢成本7.8～19.5 元/kg，考虑CCUS 技术后，制氢成本大幅上升；可再生电解水制氢成本相对较高，达13.5～35.9 元/kg，随着可再生度电成本持续下降、电解槽规模化发展，其将逐步具备与化石能源制氢竞争的能力［11-12］。

传统天然气制氢方式主要包括天然气水蒸汽转化制氢、天然气部分氧化制氢、天然气自热转化制氢等3 种方式，此外还有二氧化碳和甲醇转化制氢和直接裂解制氢技术仍处于实验室小试和中试试验阶段。从氢气/一氧化碳产出比看，天然气水蒸气转化制氢转化率最高，天然气部分氧化制氢及天然气自热转化制氢采用内供热方式提高能源利用效率，氢气/一氧化碳产出比相对低。由此可以展望，未来天然气制氢技术应用模式主要分为3类：一是资源产地天然气制氢，二氧化碳就近碳补集碳封存，此外与新能源电解水制氢互为补充，依托干线输氢管道实现区域调配；二是LNG 接收站就近天然气重整制氢，实现液化、运输以及冷能利用协同发展；三是终端消费用户就近制氢，依托城市燃气基础设施实现小型化、模块化、智能化发展。

表1 不同制氢方式经济性对比

天然气与氢能在能源相互转化、互保互济方面具备独特优势，两者在上游制备领域融合有助于增强中国能源体系的低碳性、灵活性及协调性：一方面从能源供应端实现零碳能源对化石能源的替代，在保障能源供应安全基础上实现能源结构绿色低碳化转型；另一方面绿电制氢技术在风光出力大发时期可增加可再生电力消纳能力，天然气制氢技术可弥补风光低出力时期氢源供应缺口，实现终端利用氢能稳定供应。通过打造“气氢电”耦合供能系统可保障能源系统的供能可靠性。

2.2 中游储运领域

2022年，国家发展和改革委员会、国家能源局联合印发的《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》提出构建高密度、轻量化、低成本、多元化的氢能储运体系，逐步开展掺氢天然气管道、纯氢管道等试点示范［13］。中国天然气产供储销体系建设已初具成效，全面建成四大进口战略通道，“全国一张网”骨架基本形成，储气调峰设施加快建设，天然气管道总里程达11×104km，天然气储气能力达192×108m3［13］。氢能发展初期可依托天然气“全国一张网”实现大规模、低成本、远距离运输：一是三北地区新能源弃风弃光电解水制取的氢气就近混输至西气东输、陕京管道及中俄东线等干线管道系统，直达终端消费用户；二是改造现有天然气管道实现快速、低成本氢能管道运输，降低氢能运输初始投资及简化前期路由优选工作；三是天然气掺氢是天然气资源的有效补充，降低天然气对外依存度，提升冬季采暖期天然气资源保障能力；四是运输至终端的混氢天然气可利用膜分离、变压吸附、电化学分离等技术实现氢气分离，实现纯氢利用。

2.2.1 天然气管道掺氢

天然气管道掺氢比例取决于输送管道及配套基础设施的耐氢脆性能，与管道材质特性、管道运输压力、气质温度湿度、管道服役时间等因素密切相关。根据欧洲CGA-5.6HydrogenPipelineSystem的相关要求，若管道钢级低于X52（包含X52），则天然气管道可用于输送氢气体积占比小于10%的混氢天然气；当氢气体积占比不小于10%时，依据ASME B31.12-2014HydrogenPipingandPipelines，需综合考虑钢级、输送压力、管材磷含量、管道韧性等条件，确定用于掺氢输送的天然气管道是否能够适应［15-16］。对于干线长输管道，大多采用高压力、高钢级管材，其中X70、X80 钢级管道分别可掺混氢气的体积比例达3%、2%；对于中压—低压城市燃气管网，其运行压力一般低于4 MPa，钢管材质通常为低强度钢（API 5LA、API 5LB、X42 和X46）和非金属材质聚乙烯等，城市燃气管道掺氢比例低于20%时，氢脆风险相对较低［17］。

现阶段中国天然气管道掺氢相关法规、技术标准仍不完善，GB/T 37124—2018《进入天然气长输管道的气体质量要求》中明确氢气的摩尔分数不超过3%，但仅限于天然气质量要求，天然气管道掺氢输送的标准规范仍处于空白。美国、加拿大及西欧等国家均开展多个天然气管网掺氢示范项目，主要研究对象为城市燃气输配管网对掺氢比例适应性影响，研究结果显示掺氢比例低于20%时，基本不会对城市燃气管网产生明显影响，且终端设备匹配适应性较好。国内城市燃气管网掺氢处于起步期，城燃管道掺氢仍处于前期研究及相关试验工作，国内首个城市燃气管网掺氢工程——辽宁省朝阳市燕山湖掺氢示范项目，采用可再生电解水制氢工艺方法（产能1 000 m3/h），后续经过压缩、加储、掺混等环节参与城市燃气管网，预计试验结束后将出台国内首个天然气掺氢标准。

2.2.2 天然气管道改造输氢

改造现有天然气管道作为纯氢输送管道是推动氢能网络建设的主要措施：一方面，可依托已有天然气管道路由减少氢能管道建设前期工作，并降低征地费用、总体投资等建设成本；另一方面，与天然气管道相比，纯氢管道的设计管径较小、设计压力较低，现有天然气管道能够满足纯氢管道改造要求。德国天然气管道运营公司计划在2025年将现有46 km 天然气管道改造为纯氢运输管道，并逐步打造全国性氢能储运基础设施。

2.3 下游利用领域

2.3.1 城市用能

城市用能主要包括建筑采暖、热水供应及食品烹饪：一方面可采用小微型天然气制氢与质子交换膜燃料电池技术，通过天然气重整制备氢气，并经过质子交换膜燃料电池发电系统生产电力、热能及清洁水；另一方面可通过氢气与天然气混燃冷热电分布式能源供应技术，利用现有天然气基础设施、终端用能场景等实现灵活及连续的冷热电能源应用模式。

小微型天然气制氢与质子交换膜燃料电池通常由天然气重整制氢单元、氢燃料电池单元、热水储存单元、备用热源机等4 部分组成，主要应用于具备氢、电、热等用能需求的公共设施或建筑。其可在室温工况下工作，反应温度适合副产60～80 ℃的热水；燃料处理系统技术要求高，氢气纯度需达到99.999%，一氧化碳含量需低于0.01‰；整体利用效率较高，综合能源利用效率能达到90%，其中发电效率达到40%［18-19］。

日本政府通过采用设备补贴（补贴金额为初始投资的1/3～1/2）、税收减免（投资税可返还30%）、气价优惠（家用热电联产系统气价低于常规气价）、电力并网（准许分布式热电联产系统项目并网）等政策促进固定式家用燃料电池在终端领域快速推广应用，截至2022年底，已有超过40×104户家庭使用该系统［20］。中国正推进“氢能进万家”示范运行，国内首个氢能燃料电池综合能源利用项目于2023年2月在江苏省无锡市正式运行，该项目采用日本松下5 kW 纯氢能燃料电池产品，可为周边工厂、居民等用户供电供热供冷，实现氢燃料电池全新场景和模式应用。

2.3.2 交通运输

交通运输行业是应对气候变化、推动低碳发展的重要领域，其中推动重卡及船舶运输工具低碳燃料代替高碳燃料是实现交通运输碳达峰、碳中和的关键举措。天然气加注站与氢能加注站具有高度相似性，氢能燃料加注可大部分继续使用现有CNG/LNG 加注站等基础设施，并保留部分天然气、氢气等共用加注工艺流程。按氢气供应方式，加氢站可分为站外供氢加氢站和站内制氢加氢站；按氢气储存方式，加氢站可分为高压氢气加氢站和液氢加氢站；按加氢装置划分，加氢站可分为固定式加氢站和移动式加氢站，其中移动式加氢站又可分为橇装式加氢站和加氢车两类。国内城市燃气公司既有大量的天然气加气站，又有现存的管道资源条件，在场地条件允许的前提下，将加气站改建为加氢站，可利用管道天然气小规模制氢、并为燃料电池汽车加氢［21-22］。随着小型化天然气制氢设备成本下降，氢燃料电池车达到一定规模后，天然气加注站内制氢具有较好经济性空间和较大发展潜力。

2.3.3 电力调峰

随着新型电力系统中电源主体地位的更迭，受风光发电资源波动性、随机性以及发电设备弱支撑性、低抗扰性影响，电力系统将迎来高效消纳（不同时空尺度的功率平衡能力）、安全运行（电网安全及抗冲击能力）和机制体制（应对市场变革及不确定性能力）三大挑战。对于秒、时及天等短时电力供需平衡问题，电化学、飞轮储能具有毫秒级响应、精确控制充放功率的能力，其容量等级达1×105kW·h，效率高达80%～90%，度电成本0.5 元/（kW·h），是实现电力系统日内“顶峰”和“填谷”的主要调节方式；对于月度及季节性电量供需平衡问题，灵活煤电、调峰气电及季节性储能等长周期调节技术将成为电力系统平稳运行关键举措，与短时储能相比，氢储能等季节性储能具有容量等级高、持续时间长及度电成本低等优势，其容量等级高达0.1×105～1×108kW·h，存储周期可实现跨季节，度电成本低至0.1 元/（kW·h）［23-24］。此外，氢储能与气电调峰在新型电力系统中具备调峰时间尺度长、跨能源品种转化、跨区域储存运输等特征，可在风光气储氢新能源大基地中合理配置调峰气电规模及新能源电解水制氢规模，气电调峰是新能源的支撑调峰电源，确保风光新能源稳定消纳；可再生电解水制氢是新能源的关键调节措施，一方面可削减风光新能源尖峰出力，另一方面可实现燃气轮机机组掺氢混燃［25］。

表2 不同储能方式典型参数对比

2.3.4 发电掺氢

受天然气资源及价格影响，气电装机规模增长较为缓慢，根据电力规划设计总院统计数据，截至2022年底，中国天然气发电装机总规模达11 485×104kW，占电源装机总量的4.5%，气电发电量2 694×108kW·h，占发电总量的3.12%，气电用气量640×108m3，占天然气消费总量的17.5%。天然气发电相对电化学储能可满足电力系统长周期调节需求，在未来以新能源为主体的新型电力系统中同时具备日调峰与季节调峰两种功能，在天然气中混掺氢气进一步推动燃机发电向更低碳化发展。目前国内已有燃气轮机掺氢项目运行，国家电投荆门绿动SGT-800 燃机30%掺氢燃烧改造项目是中国在重型燃机商业机组上实现高比例掺氢的示范。西门子能源在舟山绿色石化基地SGT5-2 000E 燃气轮机进行混合气燃烧调试，在中国实现了E 级燃气轮机20%掺氢混燃。GE 旗下E/B 级燃机已具备100%燃氢能力，其功率较大、较高效的HA 级燃机掺氢能力已达50%，与煤电相比可将碳排放量降低69%。随着燃气轮机掺氢比例提升，压气机的安全运行性裕度降低，燃气轮机的发电效率提升，对燃烧设备、工艺等都有不同的要求，实际掺氢比例需要现有燃气发电厂根据实际情况进行适当性调整［25］。

2.3.4 化工原料

化工产品需求将随社会经济发展而稳步提升，国家积极引导化工工艺由由高碳工艺向低碳工艺转变，天然气化工企业可开发布局风光可再生制氢技术，推动天然气在合成氨、尿素、甲醇、乙烯及乙炔等化工产品生产过程中耦合绿氢技术，通过二氧化碳加绿氢制甲醇技术、氮气加绿氢制合成氨技术等逐步替代纯天然气化工技术，将解决可再生制氢就地消纳不足问题，助力天然气化工行业深度脱碳。

天然气制乙炔工艺是世界上已实现工业化的清洁乙炔制备技术，该工艺副产气中含大量氢气，一方面可通过增设燃料电池联产系统将副产氢回收作为氢源，将氢能转化为电力节约炼厂用电成本；另一方面可增设氢氧联合循环系统将副产氢回收作为燃料，将氢能转化为热能，保障炼厂供热需求。

4 结论及建议

碳达峰、碳中和要求下，未来新型能源系统将实现天然气、煤炭等传统化石能源与风能、太阳能、氢能等零碳能源深度融合，氢能和天然气在产业链上具有相似链系特征、类似储运特点和部分相同应用领域，通过推动“天然气+氢能”全产业链融合发展，可提高能源产业链韧性，保障能源供应安全。目前天然气与氢能融合发展仍处于起步期，存在缺乏政策指引细则、缺少示范项目支撑，以及技术攻关滞后等问题。通过研究，提出以下相关建议：

在政策支持方面，推动国家从顶层设计层面支持天然气与氢能融合发展，并制定天然气制氢、天然气掺氢运输、终端协同利用等领域管理细则：一是支持终端橇装式天然气制氢发展，解决氢源供应能力不足问题；二是加快制定天然气管道掺氢管理规定，明确管理机构职责、补贴政策、标准规范等相关内容；三是加快出台氢能在终端侧利用的实施意见，推动天然气与氢能协同利用发展。

在示范应用方面：国内油气企业可结合天然气资源供应、城市燃气管网、车辆加注设施及氢能客户等一体化优势，开展天然气加注站内制氢示范；加快天然气管道掺氢实验研究和试验示范，建立不同管材、不同压力等条件下天然气管道掺氢基础数据库，合理确定天然气管道掺氢比例设定；加快推动天然气与氢能协同利用，包括城市燃气掺氢、天然气发电掺氢、工业燃料掺氢及天然气化工耦合绿氢等，推动终端用能低碳化、清洁化发展。

在技术攻关方面：加快研发小型化、橇装式、高效率的天然气制氢设备；加快天然气与氢能共输共用材料及设备的研发，为新建储运设施开展混氢、纯氢运输奠定技术基础，积极开展燃气锅炉适应性改造、燃气轮机掺氢、氢能分布式等技术研发，随着技术攻关和实验示范落地，逐步建立天然气与氢能全产业融合标准体系，引导产业健康、有序发展。