传统化石能源不断被消耗及其所带来的环境问题日趋严重，可再生能源的清洁能源替代作用日益突显。氢能具备零排放优势，被全球多国视为“未来能源”，但储运问题一直是氢能普及发展的瓶颈。

氢能运输方式主要有气态储运（长管拖车、管道）、液氢储运、有机液体储运等，其中管道运输是最具发展潜力的一种方式，输送价格较低，对运输距离适应性广。

而天然气掺氢，顾名思义就是利用现有的天然气管网掺入一定比例的氢气进行输送，输送至终端分离或直接燃烧，既可降低氢气运输成本，又能提高天然气管道经济性，减少开发新的输配基础设施的投资。直接燃烧可改善燃烧特性，减少温室气体排放，是促进氢能产业规模推广的重要途径之一。

▲氢气天然气混输管道（来源：Greentech Media）

天然气管道掺氢、纯氢输送一直是国内外氢气输运和规模化利用的重要研究方向。欧美等发达国家天然气市场起步较早，对天然气的应用已有多年探索。

以2007年在荷兰实施的Sustainable Ameland项目为例，以太阳能电解水制氢为氢源，分别测试了掺氢比例从5%、10%、15%和20%对低压PVC和HDPE天然气管道和居民灶具、热水器的影响。经过4年的实际运行证明，掺氢对各项使用均能满足规范要求，掺氢后能使燃烧产生的碳氧化物和氮氧化物的排放量大幅降低，环保效益明显。

我国天然气掺氢仍处于初步研究阶段，去年国电投在张家口进行的天然气掺氢示范项目正式启动，产氢能力约为1000吨/年，该项目最终将应用于张家口市的商用用户、民用用户和HCNG汽车，未来预计每年可向张家口市区输送氢气400余万立方米，每年减少150余万立方米天然气用量及3000余吨碳排放量。

掺氢天然气作为低碳燃料，有着许多应用场景和潜在市场，通过天然气管网可覆盖广泛的终端用户。一方面，掺氢天然气可作为燃料供家用燃气具、天然气汽车直接使用；另一方面，掺氢天然气分离后，氢气可以提供给加氢站、燃料电池发电设施。

天然气开发利用是我国推进能源生产和消费革命的重要路径之一。数据显示，2020年我国天然气消费达到3200亿立方米，已成为天然气第三大消费国。

▲中国历年天然气消耗量

我国天然气除了依赖进口之外，还存在区域性供需错配和消费季节性特征。天然气消费在冬夏季存在明显的峰谷差，比如北京市天然气冬夏季需求峰谷差就已高达 10：1。供需缺口（消费-产量）在冬季趋于上升趋势，一旦管道输送出现问题就可能造成“气荒” 。常规的调峰保供措施不足以弥补冬季的需求缺口，需进行季节性调峰来保障稳定供气。

▲2016-2021年1-7月我国天然气表观消费量统计（@全拓数据）

地域性供需不匹配等问题可通过天然气管道的合理、有效分布予以解决。通过天然气掺氢可减少对天然气的消耗，保证国内能源供应，维护能源安全，同时碳排放的减少有利于实现“双碳”的远景目标。

西气东输管线目前是世界上最长的管道工程，运营总里程超过1.5万公里，每年输送天然气约1200亿立方米。因此，我国使用天然气管道输送掺氢天然气具有较强的可行性。

如在西气东输管线按5%比例掺入氢气，仅西气东输管道每年可输送60亿立方米氢气，若所需氢气全部通过光伏+电解水制氢的方式获得，则所需要的光伏装机规模将达到17600MW，1000Nm3/h电解槽需求规模近3520台，预计带动光伏产值达到617亿元，电解槽产值将达352亿元。

随着能源绿色转型发展，绿电+绿氢+天然气掺氢，或将成为可再生能源利用的新方案，也势必将会推动氢能产业链的加速发展。

根据我国规划，到2030年，当加氢站数量达到1000座，燃料电池车辆保有量达到100万辆以上的时候，氢气的需求量将会大幅增加。届时，天然气管道输氢优势可通过规模化显现出来，其经济性也会有相对提升。

当前，掺氢天然气管道输送主要包括掺氢环节、输送环节和用户环节。而将氢气掺入天然气管道中输送，首先需要确定合适的掺氢比，而受多个因素制约，掺氢比目前尚无统一确定标准。欧洲方面如德国、法国等国规定天然气管网的掺氢比例在2%-6%不等，有部分国家相关项目已成功向在运营的天然气管网中掺入20%氢气。

▲各国对天然气掺氢比例上限的要求

掺氢天然气技术为氢气运输提供了新的思路，同时适用于区域性、点对点的中低压掺输，这也为传统油气公司参与氢能产业、打造新的效益增长点提供了宝贵的战略机遇。

目前，国内天然气掺氢示范项目还处于初步阶段，既要考虑技术可行性，还受安全性和经济性等制约，有待解决和验证之后大规模应用。天然气掺氢所蕴藏的“绿电+绿氢”万亿级市场，将成为能源领域的新风口。

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