天然氣管網摻氫因為綜合效益強，正在一些發達國家示范應用。天然氣管網摻氫在我國雖處于起步階段，但已取得積極進展，有必要梳理目前面臨的問題和挑戰，采取針對性的破解措施推進示范應用。

一、天然氣管網摻氫具有重大的綜合效益

天然氣管網摻氫在能源安全保供、消納綠電、降碳減污、節約成本等方面，具有明顯的效益或者優勢。

天然氣管網摻氫可緩解我國天然氣供需缺口。相關部門的數據顯示，我國進口管道氣和海上LNG氣源逐年遞增，2024年進口量突破了1.32億噸，天然氣進口量增長9.9%，天然氣對外依存度接近40.9%。根據國家能源局測算，預計2040年前，我國天然氣年供需缺口將維持在2000億立方米左右。我國西部地區風光資源豐富，風光發電制備綠氫潛力巨大，按照歐洲2×40GW項目計劃的分析，如利用現有天然氣管道輸送摻氫天然氣，其輸送效率要比電網輸電高10倍以上，可以降低天然氣的對外依存度，有效緩解能源安全保供壓力。

天然氣管網摻氫能消納西部風光發電基地的部分綠電。截至2024年底，我國長輸天然氣管道總里程約12萬公里。以我國天然氣消費量計算，如摻氫比例為10%（體積比），每年能輸送350多萬噸氫氣。如對西部風光發電基地沿線的天然氣管道（如陜京天然氣管道）開展摻氫改造，改造后可以外輸約58萬噸氫氣，消納近290億千瓦時綠電，可部分解決西部風光發電基地棄風棄光的問題。

天然氣管網摻氫具有一定的降碳減污效益。據國際可再生能源署測算，摻混20%的綠氫比單純使用天然氣不僅能降低約7%的溫室氣體排放，還能有效減輕氮氧化物、硫氧化物、PM2.5等大氣污染物的減排壓力，有力促進一些地區氫化工發展。

天然氣管網摻氫的運行成本遠低于其他輸氫方式。國內小規模的天然氣管網摻氫試驗表明，天然氣管網摻氫能充分利用既有天然氣管道，具有減少投資和施工時間、節省輸氫成本等諸多優勢。據相關機構測算，利用現有管網遠距離輸送摻氫天然氣（10%—20%體積比），較純氫管道建設成本降低60%—80%。如充分利用我國天然氣管道“一張網”的優勢，大規模、長距離輸氫成本每百公里為0.3元/千克—0.8元/千克，遠低于長管拖車和液氫罐車的輸氫成本，更加適應現階段氫能發展布局的需要。

正因為具有上述效益或者優勢，推進天然氣管網摻氫工程在我國具有明顯的綜合效益或者優勢，意義重大。

二、天然氣管網摻氫技術正在一些發達國家示范應用

國際上從2000年起開展天然氣管網摻氫相關研究，全球共有40多個示范項目，每年約2900噸氫氣摻入天然氣管網，摻氫比例最高達20%。日本Takasago工廠在大型燃氣輪機中使用的天然氣摻氫體積分數達到30%。從天然氣管網摻氫實際項目的運行情況來看，在一定摻氫比例范圍內技術上可行。

一些發達國家正在大力發展氫能經濟，嘗試利用天然氣基礎設施輸送氫氣。英國前保守黨政府做出了一項戰略性政策決定，支持將高達20%的氫氣混合到英國的天然氣分配系統中，旨在取代天然氣鍋爐進而降低碳排放。美國摻氫目標為15%，美國公用事業公司Dominion   Energy已開始將不超過5%比例的氫氣混合到猶他州三角洲市的天然氣管網中，為猶他州1800名客戶供應天然氣。但是，美國國家可再生能源實驗室（NREL）的研究報告基于技術復雜性、安全風險及經濟可行性的高度場景依賴性，提出應當對摻氫項目“逐例評估”。

三、我國天然氣管網摻氫雖處于起步階段但已取得積極進展

我國氫氣輸送系統建設較為滯后，規模總體較小，現有氫氣輸送管道總里程僅約400公里，且以純氫管道項目為主。2019年以來，國內在天然氣管網摻氫項目上取得了突破性進展，帶動部分省市將天然氣管網摻氫項目列入產業規劃。目前，吉林省白城市、四川省成都市、內蒙古自治區烏海市、安徽省六安市等地的氫能規劃中均提及天然氣管網摻氫內容，發揮氫能對于能源保供和能源減碳排的作用。

在技術方面，我國研發已取得一些重大突破。2019年，我國在遼寧省朝陽市首次投產運行天然氣管網摻氫示范項目，民用燃氣具與工業鍋爐在運行周期內均使用正常。2021年，國家管網集團在陜煤線開展了摻氫可行性論證，這是國內首次對主干線進行摻氫可行性論證。2022年，國家電投集團在湖北荊門市成功實現在運燃機30%摻氫燃燒改造和運行。我國已具備相對完善的天然氣管道體系，大部分能承受10%—20%的摻氫壓力。2023年，中石油將寧夏寧東天然氣管道的摻氫比例提升至24%。經過100多天的測試運行，這條397公里長的管線整體運行安全穩定。此次突破驗證了現有天然氣管道大規模輸氫的可行性，為后續“西氫東送”等跨區域氫氣傳輸提供了技術支撐。2024年10月，浙能集團成功完成城鎮天然氣30%摻氫試驗。

在政策方面，我國引導和規范文件不斷出臺?！丁笆奈濉蹦茉搭I域科技創新規劃》《關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見》《氫能產業發展中長期規劃（2021—2035年）》等文件，要求開展摻氫天然氣管道及輸送關鍵設備安全可靠性、經濟性、適應性和完整性評價，探索輸氣管道摻氫輸送等高效輸氫方式，開展摻氫天然氣管道試點示范。2024年8月，住房和城鄉建設部就國家標準《氫能輸配設備通用技術要求》公開征求意見，其中允許摻氫比例不超過20%。這些規劃、意見和標準規范，為天然氣管網摻氫的應用創造了有利條件。

四、我國開展天然氣管網摻氫示范面臨一些問題和挑戰

我國如果開展天然氣管網摻氫示范，將面臨一些問題和挑戰，需一一予以破解。

一是缺少國家層面的天然氣管網摻氫指導意見或示范方案。截至目前，英國、美國、比利時、德國、西班牙等國家紛紛啟動了天然氣管網摻氫規劃。由于天然氣管網摻氫在我國處于起步階段，目前尚未出臺國家層面的指導意見或示范方案，不利于氫能儲運及終端應用領域的突破，不利于我國西部地區風光發電的充分消納和綠氫的外輸。

二是天然氣管網摻氫技術和標準亟待完善。其一，在技術方面，由于實踐經驗積累不足，天然氣管網摻氫后可能存在摻混不均勻、材料難相容等風險，會對現有天然氣管道輸送系統和終端用氣單位產生不同程度的影響。不同的摻氫比易引起后端用氣設備的運行狀態不穩定，增加氫氣的聚集濃度，導致輸送系統的氫腐蝕風險增加。對于燃氣輪機，當燃料中的摻氫比例較高，燃料反應性會發生變化，造成火焰向上移動、燃燒時間過盈等問題，增加氮氧化物的排放，并可能導致燃燒室超溫過熱。其二，在標準化方面，當前天然氣管網摻氫工作處于起步階段，摻氫比例上限缺乏統一規范。截至目前，全球尚未出臺統一的摻氫天然氣管道輸送系統專用標準，各國天然氣氣體質量規范中可允許的最大摻氫比例也各不相同。我國現行的國家標準《天然氣》（GB17820-2018）未涉及氫氣混合。此外，在不同摻氫比例下終端用能設備的設計、制造、運行、維護、檢測等方面也缺乏標準規范，制約了天然氣管網摻氫技術的推廣應用。

三是天然氣按體積計價不利于摻氫推進。其一，從等體積銷售看，天然氣按體積比10%摻氫，混合氣與天然氣的實際成本基本相當。按成本構成計算，天然氣按1.8元/標準立方米計，若綠電成本不超過0.30元/千瓦時—0.50元/千瓦時，則電解水制氫的理論成本為16.5元/千克—30.0元/千克，那么混合氣的成本為1.77元/標準立方米—1.89元/標準立方米。若按等體積等價銷售，天然氣和混合氣的單價均為1.80元/標準立方米，則要求氫氣價格不高于20.16元/千克，對應綠電成本為0.37元/千瓦時。目前，光伏和陸上風電制氫只要利用網電，都難以滿足該成本條件，意即綠氫成本只要高于20.16元/千克，按目前的體積計量計價就會虧本。其二，從等熱值等價銷售看，天然氣按1.8元/標準立方米計，氫氣熱值則是天然氣熱值的30%（低熱值）—32%（高熱值），那么，等熱值需要混合氣（含氫體積比10%）的體積為1.0741標準立方米，相當于混合氣的單價為1.67元/標準立方米，這就要求氫氣價格不超過6.25元/千克，對應綠電成本不高于0.11元/千瓦時。目前，僅水電和離網光伏、離網陸上風電制氫滿足該成本條件，即綠氫成本只要高于6.25元/千克，按熱值計量計價就會虧本。

四是需進一步降低成本以增強投資和運行優勢。其一，在投資方面，氫摻混后爆炸風險加大，需在評估的基礎上，對天然氣長輸管道、城市燃氣管網及終端用能設備進行系統性安全改造。以包頭—臨河輸氣管道項目為例，該項目干線管道全長約235公里，管徑457毫米，設計壓力6.3兆帕，設計摻氫比例不高于10%，摻氫的安全改造費用約需3億元；根據國標《氫氣站設計規范》要求，在廚房等可能產生氫氣泄漏的房間內應設置氫氣探測器及風機、聯鎖開關，也有一些投入。其二，在運行成本方面，根據濟源—洛陽輸氫管道項目的測算，在滿負荷和20%運行負荷下，考慮項目折舊與維護費用在內，輸氫成本每百公里分別為1.43元/千克和6.5元/千克，雖然都比長管拖車、液氫罐車、純氫管道輸氫成本低，但該輸送成本仍然偏高，需通過降低摻氫天然氣的分離提純成本、增強下游用戶用氫的連續性和穩定性等方法來降本增效。

五、我國開展天然氣管網摻氫示范的政策建議

建議我國在西部地區風光發電基地附近開展天然氣管網摻氫示范工程，并針對上述問題和挑戰出臺針對性的破解措施。

一是在技術經濟比選基礎上制定天然氣管網摻氫指導意見或試點推廣方案，引導合理投資。對一些線路的現有天然氣管道系統開展摻氫改造需要較大投資，為防止盲目改造，當務之急是加強頂層設計和專項指導。建議國家基于新能源大基地、工業園區發展及不同應用場景，通過與長管拖車、純氫管道、液氫槽罐車、固體儲氫運輸、有機液體儲氫運輸等方式開展技術經濟比選，選取一些線路因地制宜地開展天然氣管網摻氫示范，以積累經驗、探索路徑。可優先利用現有天然氣管網開展示范，再考慮適當新建天然氣管網摻氫應用工程。在此基礎上，建議國家能源局等部門組織開展天然氣管網摻氫的技術路線與重點任務、商業模式創新研究，針對特定線路制定天然氣管網摻氫改造和新建摻氫天然氣管道試點推廣方案或者規劃。為了促進消納，可建立“綠氫配額”制度，要求城市燃氣企業采購不低于5%的綠氫。

二是加快完善標準體系。借鑒國外實踐經驗，立足我國國情，制定針對管道長途輸運摻氫天然氣的相關標準、氫氣輸送管道標準、摻氫天然氣輸送管道標準及終端用戶設備在設計、制造、運行、維護、檢測等方面的標準，以促進和規范摻氫天然氣技術的發展和應用。

三是改革計量、計價方式和激勵政策。以能量計價具有優質優價、規范市場行為、推動天然氣快速發展等優點，比體積計量更加科學、公平、合理，故被世界大多數國家采用。2022年，中共中央、國務院印發《關于加快建設全國統一大市場的意見》，要求穩妥推進天然氣市場化改革，加快建立統一的天然氣能量計量計價體系。目前，我國天然氣能量計量剛剛起步，應抓住這個時機，規定摻氫天然氣按能量計量。在計價方面，居民用摻氫天然氣可采用按用能量階梯式氣價方式。相應地，相關補貼政策也隨之調整為按用能量進行補貼。為培育天然氣管網摻氫應用端市場，可在大幅降低制氫成本的基礎上，采取獎勵補貼、金融支持等方式鼓勵氫能社區、工業園區、發電企業建設和發展，實施摻氫天然氣增值稅即征即退政策，推進氫能消納和能源終端應用減碳。

四是創新管理模式，加強安全驗證評估。建議創新建立天然氣管網摻氫行業的管理模式，明確天然氣管網摻氫各環節的監管部門和責任。在混氫站的設計、摻氫天然氣比例影響、摻氫天然氣與輸送管道材料相容性等方面，既加深規律研究，也逐例評估，尤其是對不同摻氫比例的天然氣管道和配氣管網開展氫脆及其防治評估，提升管材安全性能；評估燃氣設備、分輸站對于不同摻氫比例的適應性風險；開展管道的完整性管理與安全風險預警。

五是將摻氫產生的碳減排量納入CCER。CCER備案項目的共同特點在于減少碳排放量。從理論上說，藍氫、綠氫和未來新的低碳或零碳制氫項目都符合CCER備案項目減排條件。可研究完善相關政策措施、標準和方法學，探索氫能碳減排市場化交易機制，開展碳足跡認證，將天然氣管網摻氫減碳量納入CCER交易體系，從一定程度上補償投資和運行成本。

（常紀文系國務院發展研究中心資源與環境政策研究所副所長、研究員，張建紅系中國國際工程咨詢有限公司正高級工程師，李靜系中國國際工程咨詢有限公司高級工程師）