天然气掺氢拓宽深度脱碳路

天然气掺氢混合，不但能够拓展氢能应用场景，还可改善终端设备的燃烧性能，减少二氧化碳、氮氧化物等排放，绿色低碳特性让其越来越受热捧。

“推进零煤城市建设。2030年前开展天然气掺混氢气等低碳技术在燃气发电和供热中的试点。”日前印发的《崇明世界级生态岛碳中和示范区建设实施方案（2022年版）》提出上述重点任务，上海崇明成为首个明确天然气掺氢时间点的地区，引发业内关注。

天然气掺氢混合，不但能够拓展氢能应用场景，还可改善终端设备的燃烧性能，减少二氧化碳、氮氧化物等排放，绿色低碳特性让其越来越受热捧。据中国工程院院士彭苏萍团队预测，若按掺氢比例10%-20%、“制储输用”全生命周期成本（30元/千克）计算，全产业链产值将达800亿-1800亿元/年。面对广阔的市场前景，如何抢抓发展机遇？

为减碳提供新思路

在众多氢能相关技术中，天然气掺氢的走红不是偶然。

“二者融合发展是实现深度脱碳的重要选择。”在近日举行的第十八届中国分布式能源国际论坛上，中国石油集团发展计划部副总经济师朱兴珊表示，把氢掺入天然气，相当于增加了供应量，在缓解后者供应压力的同时，带动碳排放强度大大下降。当前氢能储运仍是“卡脖子”环节，掺混有利于氢的低成本储运和规模化利用。“天然气和氢能在运、输、用等产业链环节，本就具有相似特点，可在发电、建筑工业等应用场景中找到大量融合机会。”

北京市燃气热力工程设计院道石研究院总工程师王洪建进一步给出印证：以掺氢比例10%-20%计算，等热值碳减排量在3.5%-7.6%；充分利用已有燃气管网基础设施，大规模、长距离输氢成本每百公里为0.3-0.8元/千克。“国际上从2000年开始相关研究，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%。在我国，随着氢能中长期规划明确提出，开展掺氢天然气管道等试点示范，研究工作和论证示范加速展开。”

除了区域层面，部分企业也先行先试。记者从国家电投获悉，该集团所属荆门绿动能源有限公司在运燃机，于2022年9月底成功实现30%掺氢燃烧改造和运行。这是我国首次在重型燃机商业机组上实施高比例掺氢燃烧改造试验和科研攻关，也是全球范围内首个在天然气联合循环、热电联供商业机组中进行高比例掺氢燃烧的示范项目。仅荆门一台54兆瓦燃机，在掺氢30%的情况下，每年即可减少二氧化碳排放1.8万吨以上。

产业尚处起步阶段

价值备受公认，但想真正将天然气掺氢用起来，目前还有较长的路要走。厦门大学中国能源政策研究院教授张博坦言，部分省份虽已发布地方规划，将其作为氢能储运及终端应用的突破口，但国家层面尚未出台发展规划，产业整体尚处于起步阶段。

“这是一个复杂的系统工程，既要考虑技术可行性，还受安全性、经济性制约。在大规模推广应用之前，一些关键问题必须解决。”张博表示，以安全为例，相较天然气主要成分甲烷，氢的爆炸极限范围更大，更易发生泄漏自燃，掺混后爆炸等风险相应扩大，对天然气长输管道、城市燃气管网及终端用能设备，均提出了更高要求。研究掺氢天然气泄漏扩散规律及安全风险管控，是需要重点关注的问题。

朱兴珊也称，现阶段成熟项目不多，加上缺乏规划和标准体系，带来安全隐患不明晰等问题。“比如，在役管道对不同掺氢比例的适应性、如何提高储运和终端设备的掺氢比例，研究得还不够、不深。没有经过大量研究和实验，管道运营商往往不敢做。根据不同掺氢比例，终端用能设备在设计、制造、运行、维护、检测等方面，标准规范也是缺乏的。”

此外，还有经济性问题。天然气管道掺氢输送，可在短期内以相对少的投入，实现氢能长距离、大规模运输。然而，同样体积氢气的热值只有天然气的1/3，若要保证天然气掺氢后在终端提供相同热值，氢价理论上也应是气价的1/3。“按照现行天然气门站价格计算，得出的氢气价格，远低于现阶段制氢成本。换句话说，从全产业链视角来看，天然气掺氢项目的商业化应用目前并不具备经济可行性。”张博称。

亟待加强顶层设计

在多位业内人士看来，加强顶层设计和战略研究是当务之急。“天然气掺氢发展，关系到整个氢能产业高质量发展、天然气工业转型，应深入剖析其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、商业模式创新等方面。同时，完善天然气掺氢产业的管理模式，建立相关激励机制。”张博表示。

具体如何推进？张博举例，需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，可延续天然气行业管理模式，明确天然气掺氢各环节的监管部门及责任义务。在当前天然气管网监管框架的基础上，完善掺氢工程建设的监管审批流程，梳理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。

王洪建认为，从未来空间看，以天然气为燃料作为重点趋势，可借助燃气管网实现氢的储运，进而达到多元化燃料供应，从氢到氢能和天然气并行。“现阶段通过评估，在终端和管道掺氢10%-20%的比例，技术完全可行，部分改造后甚至可提升到20%-30%。但是，更高的掺氢比例还需验证分析，尚缺乏系统的评估方法和数据库。包括管材性能劣化规律、完整性管理与风险评价、泄漏监测等环节，均需要进一步研究完善。”

“先充分利用已有基础设施，再考虑新建掺氢应用，新建大型燃机应该优先选用掺氢。”朱兴珊建议，由国家层面组织开展天然气掺氢重大示范工程，选取不同应用场景，包括管道掺氢、掺氢燃机等，因地制宜开展示范，积累经验、探索路径。