核心观点

天然气管网掺氢正在一些发达国家示范应用，但在我国尚处于起步阶段，面临缺少国家层面的专项规划、技术和标准亟待完善、天然气按体积计价不利于掺氢推进、需进一步降低成本以增强投资与运行优势等问题和挑战，有必要通过示范为大规模应用提供决策依据。建议在技术经济比选基础上制定天然气管网掺氢指导意见或试点推广方案，引导合理投资；加快完善标准体系，改革计量、计价方式和激励政策；创新管理模式，加强安全验证评估；将天然气管网掺氢的碳减排量纳入碳交易市场，培育氢能应用端市场。

■常纪文 张建红 李静

天然气管网掺氢因为综合效益强，正在一些发达国家示范应用。天然气管网掺氢在我国虽处于起步阶段，但已取得积极进展，有必要梳理目前面临的问题和挑战，采取针对性的破解措施推进示范应用。

一、天然气管网掺氢具有重大的综合效益

天然气管网掺氢在能源安全保供、消纳绿电、降碳减污、节约成本等方面，具有明显的效益或者优势。

天然气管网掺氢可缓解我国天然气供需缺口。相关部门的数据显示，我国进口管道气和海上LNG气源逐年递增，2024年进口量突破了1.32亿吨，天然气进口量增长9.9%，天然气对外依存度接近40.9%。根据国家能源局测算，预计2040年前，我国天然气年供需缺口将维持在2000亿立方米左右。我国西部地区风光资源丰富，风光发电制备绿氢潜力巨大，按照欧洲2×40GW项目计划的分析，如利用现有天然气管道输送掺氢天然气，其输送效率要比电网输电高10倍以上，可以降低天然气的对外依存度，有效缓解能源安全保供压力。

天然气管网掺氢能消纳西部风光发电基地的部分绿电。截至2024年底，我国长输天然气管道总里程约12万公里。以我国天然气消费量计算，如掺氢比例为10%（体积比），每年能输送350多万吨氢气。如对西部风光发电基地沿线的天然气管道（如陕京天然气管道）开展掺氢改造，改造后可以外输约58万吨氢气，消纳近290亿千瓦时绿电，可部分解决西部风光发电基地弃风弃光的问题。

天然气管网掺氢具有一定的降碳减污效益。据国际可再生能源署测算，掺混20%的绿氢比单纯使用天然气不仅能降低约7%的温室气体排放，还能有效减轻氮氧化物、硫氧化物、PM2.5等大气污染物的减排压力，有力促进一些地区氢化工发展。

天然气管网掺氢的运行成本远低于其他输氢方式。国内小规模的天然气管网掺氢试验表明，天然气管网掺氢能充分利用既有天然气管道，具有减少投资和施工时间、节省输氢成本等诸多优势。据相关机构测算，利用现有管网远距离输送掺氢天然气（10%—20%体积比），较纯氢管道建设成本降低60%—80%。如充分利用我国天然气管道“一张网”的优势，大规模、长距离输氢成本每百公里为0.3元/千克—0.8元/千克，远低于长管拖车和液氢罐车的输氢成本，更加适应现阶段氢能发展布局的需要。

正因为具有上述效益或者优势，推进天然气管网掺氢工程在我国具有明显的综合效益或者优势，意义重大。

二、天然气管网掺氢技术正在一些发达国家示范应用

国际上从2000年起开展天然气管网掺氢相关研究，全球共有40多个示范项目，每年约2900吨氢气掺入天然气管网，掺氢比例最高达20%。日本Takasago工厂在大型燃气轮机中使用的天然气掺氢体积分数达到30%。从天然气管网掺氢实际项目的运行情况来看，在一定掺氢比例范围内技术上可行。

一些发达国家正在大力发展氢能经济，尝试利用天然气基础设施输送氢气。英国前保守党政府做出了一项战略性政策决定，支持将高达20%的氢气混合到英国的天然气分配系统中，旨在取代天然气锅炉进而降低碳排放。美国掺氢目标为15%，美国公用事业公司Dominion Energy已开始将不超过5%比例的氢气混合到犹他州三角洲市的天然气管网中，为犹他州1800名客户供应天然气。但是，美国国家可再生能源实验室（NREL）的研究报告基于技术复杂性、安全风险及经济可行性的高度场景依赖性，提出应当对掺氢项目“逐例评估”。

三、我国天然气管网掺氢虽处于起步阶段但已取得积极进展

我国氢气输送系统建设较为滞后，规模总体较小，现有氢气输送管道总里程仅约400公里，且以纯氢管道项目为主。2019年以来，国内在天然气管网掺氢项目上取得了突破性进展，带动部分省市将天然气管网掺氢项目列入产业规划。目前，吉林省白城市、四川省成都市、内蒙古自治区乌海市、安徽省六安市等地的氢能规划中均提及天然气管网掺氢内容，发挥氢能对于能源保供和能源减碳排的作用。

在技术方面，我国研发已取得一些重大突破。2019年，我国在辽宁省朝阳市首次投产运行天然气管网掺氢示范项目，民用燃气具与工业锅炉在运行周期内均使用正常。2021年，国家管网集团在陕煤线开展了掺氢可行性论证，这是国内首次对主干线进行掺氢可行性论证。2022年，国家电投集团在湖北荆门市成功实现在运燃机30%掺氢燃烧改造和运行。我国已具备相对完善的天然气管道体系，大部分能承受10%—20%的掺氢压力。2023年，中石油将宁夏宁东天然气管道的掺氢比例提升至24%。经过100多天的测试运行，这条397公里长的管线整体运行安全稳定。此次突破验证了现有天然气管道大规模输氢的可行性，为后续“西氢东送”等跨区域氢气传输提供了技术支撑。2024年10月，浙能集团成功完成城镇天然气30%掺氢试验。

在政策方面，我国引导和规范文件不断出台。《“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）》等文件，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。2024年8月，住房和城乡建设部就国家标准《氢能输配设备通用技术要求》公开征求意见，其中允许掺氢比例不超过20%。这些规划、意见和标准规范，为天然气管网掺氢的应用创造了有利条件。

四、我国开展天然气管网掺氢示范面临一些问题和挑战

我国如果开展天然气管网掺氢示范，将面临一些问题和挑战，需一一予以破解。

一是缺少国家层面的天然气管网掺氢指导意见或示范方案。截至目前，英国、美国、比利时、德国、西班牙等国家纷纷启动了天然气管网掺氢规划。由于天然气管网掺氢在我国处于起步阶段，目前尚未出台国家层面的指导意见或示范方案，不利于氢能储运及终端应用领域的突破，不利于我国西部地区风光发电的充分消纳和绿氢的外输。

三是天然气按体积计价不利于掺氢推进。其一，从等体积销售看，天然气按体积比10%掺氢，混合气与天然气的实际成本基本相当。按成本构成计算，天然气按1.8元/标准立方米计，若绿电成本不超过0.30元/千瓦时—0.50元/千瓦时，则电解水制氢的理论成本为16.5元/千克—30.0元/千克，那么混合气的成本为1.77元/标准立方米—1.89元/标准立方米。若按等体积等价销售，天然气和混合气的单价均为1.80元/标准立方米，则要求氢气价格不高于20.16元/千克，对应绿电成本为0.37元/千瓦时。目前，光伏和陆上风电制氢只要利用网电，都难以满足该成本条件，意即绿氢成本只要高于20.16元/千克，按目前的体积计量计价就会亏本。其二，从等热值等价销售看，天然气按1.8元/标准立方米计，氢气热值则是天然气热值的30%（低热值）—32%（高热值），那么，等热值需要混合气（含氢体积比10%）的体积为1.0741标准立方米，相当于混合气的单价为1.67元/标准立方米，这就要求氢气价格不超过6.25元/千克，对应绿电成本不高于0.11元/千瓦时。目前，仅水电和离网光伏、离网陆上风电制氢满足该成本条件，即绿氢成本只要高于6.25元/千克，按热值计量计价就会亏本。

四是需进一步降低成本以增强投资和运行优势。其一，在投资方面，氢掺混后爆炸风险加大，需在评估的基础上，对天然气长输管道、城市燃气管网及终端用能设备进行系统性安全改造。以包头—临河输气管道项目为例，该项目干线管道全长约235公里，管径457毫米，设计压力6.3兆帕，设计掺氢比例不高于10%，掺氢的安全改造费用约需3亿元；根据国标《氢气站设计规范》要求，在厨房等可能产生氢气泄漏的房间内应设置氢气探测器及风机、联锁开关，也有一些投入。其二，在运行成本方面，根据济源—洛阳输氢管道项目的测算，在满负荷和20%运行负荷下，考虑项目折旧与维护费用在内，输氢成本每百公里分别为1.43元/千克和6.5元/千克，虽然都比长管拖车、液氢罐车、纯氢管道输氢成本低，但该输送成本仍然偏高，需通过降低掺氢天然气的分离提纯成本、增强下游用户用氢的连续性和稳定性等方法来降本增效。

五、我国开展天然气管网掺氢示范的政策建议

建议我国在西部地区风光发电基地附近开展天然气管网掺氢示范工程，并针对上述问题和挑战出台针对性的破解措施。

一是在技术经济比选基础上制定天然气管网掺氢指导意见或试点推广方案，引导合理投资。对一些线路的现有天然气管道系统开展掺氢改造需要较大投资，为防止盲目改造，当务之急是加强顶层设计和专项指导。建议国家基于新能源大基地、工业园区发展及不同应用场景，通过与长管拖车、纯氢管道、液氢槽罐车、固体储氢运输、有机液体储氢运输等方式开展技术经济比选，选取一些线路因地制宜地开展天然气管网掺氢示范，以积累经验、探索路径。可优先利用现有天然气管网开展示范，再考虑适当新建天然气管网掺氢应用工程。在此基础上，建议国家能源局等部门组织开展天然气管网掺氢的技术路线与重点任务、商业模式创新研究，针对特定线路制定天然气管网掺氢改造和新建掺氢天然气管道试点推广方案或者规划。为了促进消纳，可建立“绿氢配额”制度，要求城市燃气企业采购不低于5%的绿氢。

二是加快完善标准体系。借鉴国外实践经验，立足我国国情，制定针对管道长途输运掺氢天然气的相关标准、氢气输送管道标准、掺氢天然气输送管道标准及终端用户设备在设计、制造、运行、维护、检测等方面的标准，以促进和规范掺氢天然气技术的发展和应用。

三是改革计量、计价方式和激励政策。以能量计价具有优质优价、规范市场行为、推动天然气快速发展等优点，比体积计量更加科学、公平、合理，故被世界大多数国家采用。2022年，中共中央、国务院印发《关于加快建设全国统一大市场的意见》，要求稳妥推进天然气市场化改革，加快建立统一的天然气能量计量计价体系。目前，我国天然气能量计量刚刚起步，应抓住这个时机，规定掺氢天然气按能量计量。在计价方面，居民用掺氢天然气可采用按用能量阶梯式气价方式。相应地，相关补贴政策也随之调整为按用能量进行补贴。为培育天然气管网掺氢应用端市场，可在大幅降低制氢成本的基础上，采取奖励补贴、金融支持等方式鼓励氢能社区、工业园区、发电企业建设和发展，实施掺氢天然气增值税即征即退政策，推进氢能消纳和能源终端应用减碳。

四是创新管理模式，加强安全验证评估。建议创新建立天然气管网掺氢行业的管理模式，明确天然气管网掺氢各环节的监管部门和责任。在混氢站的设计、掺氢天然气比例影响、掺氢天然气与输送管道材料相容性等方面，既加深规律研究，也逐例评估，尤其是对不同掺氢比例的天然气管道和配气管网开展氢脆及其防治评估，提升管材安全性能；评估燃气设备、分输站对于不同掺氢比例的适应性风险；开展管道的完整性管理与安全风险预警。

五是将掺氢产生的碳减排量纳入CCER。CCER备案项目的共同特点在于减少碳排放量。从理论上说，蓝氢、绿氢和未来新的低碳或零碳制氢项目都符合CCER备案项目减排条件。可研究完善相关政策措施、标准和方法学，探索氢能碳减排市场化交易机制，开展碳足迹认证，将天然气管网掺氢减碳量纳入CCER交易体系，从一定程度上补偿投资和运行成本。

（常纪文系国务院发展研究中心资源与环境政策研究所副所长、研究员，张建红系中国国际工程咨询有限公司正高级工程师，李静系中国国际工程咨询有限公司高级工程师）

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