“天然氣+氫能”全產(chǎn)業(yè)鏈融合發(fā)展現(xiàn)狀及趨勢(shì)

梁嚴(yán)，周淑慧，吳璇，楊義，魏嘉，魏傳博

1.中國(guó)石油天然氣股份有限公司規(guī)劃總院；2.中國(guó)石油天然氣股份有限公司石油化工研究院；3.中國(guó)石油天然氣股份有限公司天然氣銷售分公司

0 引言

2022年10月，黨的二十大報(bào)告明確提出加快規(guī)劃建設(shè)新型能源體系，新型能源體系最主要的特征是綠色低碳、安全高效及多能互補(bǔ)，主要表現(xiàn)在3 個(gè)方面：一是能源生產(chǎn)及消費(fèi)方式實(shí)現(xiàn)綠色低碳化轉(zhuǎn)型，主體能源逐漸由化石能源向新能源轉(zhuǎn)變，天然氣在化石能源中碳排放水平低，氫能在新能源中是理想零碳能源，兩者在建設(shè)新型能源體系中發(fā)揮著不可替代的作用；二是能源產(chǎn)業(yè)供應(yīng)鏈韌性與安全水平增強(qiáng)，天然氣與氫能均具備靈活易儲(chǔ)特征，可通過(guò)跨區(qū)域運(yùn)輸調(diào)配、長(zhǎng)周期大規(guī)模儲(chǔ)存及短周期靈活供應(yīng)等方式確保能源系統(tǒng)安全穩(wěn)定；三是多品種能源耦合實(shí)現(xiàn)能源系統(tǒng)互濟(jì)互保，天然氣與氫能在新型電力系統(tǒng)建設(shè)進(jìn)程中發(fā)揮靈活調(diào)峰功能，可相互轉(zhuǎn)化、協(xié)同儲(chǔ)運(yùn)及耦合利用［1-2］。

在中國(guó)構(gòu)建新型能源體系大背景下，統(tǒng)籌煤炭退出、能源供應(yīng)安全及二氧化碳減排將成為能源行業(yè)發(fā)展的主旋律，天然氣與氫能具備供應(yīng)靈活、清潔低碳的特征，均有望成為主體能源。一方面隨著風(fēng)光可再生能源跨越式發(fā)展，對(duì)能源系統(tǒng)靈活調(diào)配、季節(jié)性保供及尖峰保供的要求逐漸提升，天然氣與氫能將共同發(fā)揮易儲(chǔ)存、易調(diào)配功能，保障能源系統(tǒng)的安全穩(wěn)定；另一方面天然氣與氫能融合發(fā)展有利于發(fā)揮天然氣基礎(chǔ)設(shè)施和消費(fèi)端優(yōu)勢(shì)，以及氫能能源樞紐、零碳和高效優(yōu)勢(shì)，對(duì)于中國(guó)天然氣和氫能產(chǎn)業(yè)的高質(zhì)量發(fā)展具有重要意義。然而，當(dāng)前天然氣與氫能融合發(fā)展仍面臨一系列挑戰(zhàn)：一是融合發(fā)展方向不明確，如天然氣制氫應(yīng)用場(chǎng)景不明確，需根據(jù)天然氣資源條件、基礎(chǔ)設(shè)施條件、氫能需求情況等因地制宜布局；二是融合支持政策不到位，管理機(jī)構(gòu)職責(zé)不明確，技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)體系不完善，缺乏補(bǔ)貼政策等；三是融合示范項(xiàng)目較少，對(duì)于小型化天然氣制氫、天然氣管道摻氫、燃?xì)廨啓C(jī)摻氫等尚未實(shí)現(xiàn)規(guī)模化商業(yè)應(yīng)用。筆者從上游制備、中游儲(chǔ)運(yùn)及下游利用全產(chǎn)業(yè)鏈角度剖析天然氣與氫能融合發(fā)展現(xiàn)狀并展望未來(lái)，力求深入探索天然氣與氫能在新時(shí)代綜合能源體系中的關(guān)鍵性作用，驅(qū)動(dòng)建筑、電力、交通及工業(yè)等部門實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰、碳中和。

1 天然氣與氫能行業(yè)發(fā)展趨勢(shì)

天然氣在新型能源體系中發(fā)揮“基礎(chǔ)性、靈活性、融合性”功能：一是隨著散煤清零治理、北方清潔取暖及煤電有序退出等政策持續(xù)推動(dòng)，2040年前天然氣將持續(xù)發(fā)揮“清潔低碳”特性，作為煤炭退出后基礎(chǔ)能源的供應(yīng)補(bǔ)充；二是隨著風(fēng)光新能源在電力系統(tǒng)中占比不斷提升，天然氣將發(fā)揮“易儲(chǔ)靈活”特性，解決新能源不確定性、波動(dòng)性帶來(lái)的供電安全和消納問(wèn)題；三是天然氣與熱力、電力、氫能系統(tǒng)可實(shí)現(xiàn)深度融合，實(shí)現(xiàn)一次能源與二次能源互?；スＵ夏茉聪到y(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。2035年前天然氣市場(chǎng)仍將處于穩(wěn)定增長(zhǎng)期，峰值將達(dá)6 500×108m3，2035—2045年天然氣將處于穩(wěn)定平臺(tái)期，2045年后天然氣消費(fèi)將平緩下降，至2060年仍有4 300×108m3的發(fā)展空間［3-4］。

氫能具有來(lái)源豐富、綠色零碳、應(yīng)用廣泛等特征，是中國(guó)新型能源體系中的重要組成部分，是用能終端實(shí)現(xiàn)低碳化轉(zhuǎn)型的重要載體，具備大規(guī)模、長(zhǎng)周期儲(chǔ)能優(yōu)勢(shì)，可依托基礎(chǔ)設(shè)施實(shí)現(xiàn)全國(guó)跨地域、跨季節(jié)優(yōu)化配置。在城市燃?xì)忸I(lǐng)域，氫能可與天然氣混燃或替代天然氣，降低終端用能碳排放量；在電力工業(yè)領(lǐng)域，氫能可作為能源載體實(shí)現(xiàn)“電-氫-電”靈活轉(zhuǎn)化，助力新能源穩(wěn)定消納；在化工生產(chǎn)領(lǐng)域，氫能與二氧化碳結(jié)合可實(shí)現(xiàn)制甲烷、甲醇等，可助力二氧化碳消納。根據(jù)中國(guó)氫能源及燃料電池產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新戰(zhàn)略聯(lián)盟預(yù)測(cè)，到2030年中國(guó)氫能在終端能源消費(fèi)體系中占比5%，消費(fèi)量將達(dá)0.35×108t，到2050年氫能占比10%，消費(fèi)量將達(dá)0.60×108t［5］。

現(xiàn)階段中國(guó)正逐步構(gòu)建制氫、儲(chǔ)氫、運(yùn)氫、加氫及用氫等氫能工業(yè)體系，可依托中國(guó)完善的天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系優(yōu)勢(shì)，解決制約氫能產(chǎn)業(yè)規(guī)?；l(fā)展的資源供應(yīng)及基礎(chǔ)設(shè)施等關(guān)鍵問(wèn)題。氫能制備方面，與可再生電解水制氫相比，天然氣制氫現(xiàn)階段仍具備經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢(shì)，通過(guò)在交通加注站點(diǎn)、化工產(chǎn)業(yè)園區(qū)及高端城燃用戶周邊布局小規(guī)模橇裝式天然氣制氫項(xiàng)目解決氫源供應(yīng)不足問(wèn)題；氫能儲(chǔ)運(yùn)方面，在終端加氫站尚未普及、產(chǎn)業(yè)尚未成規(guī)模情景下，單純建設(shè)氫能儲(chǔ)運(yùn)設(shè)施成本優(yōu)勢(shì)不明顯，可依托現(xiàn)有天然氣管網(wǎng)混摻運(yùn)輸氫氣，實(shí)現(xiàn)低成本、規(guī)?；?、連續(xù)性氫能供應(yīng)；氫能利用方面，天然氣用戶與氫能用戶具備可替代性，可依托終端天然氣加注站設(shè)施、居民燃?xì)夤芫W(wǎng)等基礎(chǔ)條件培育氫能市場(chǎng)［6-8］。

2 “天然氣+氫能”融合發(fā)展模式

《氫能產(chǎn)業(yè)中長(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃（2021—2035年）》明確提出從制備、儲(chǔ)運(yùn)及利用等全產(chǎn)業(yè)鏈角度統(tǒng)籌規(guī)劃布局氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展，需與天然氣全產(chǎn)業(yè)鏈規(guī)劃布局協(xié)同發(fā)展，在上游領(lǐng)域，天然氣制氫與可再生制氫耦合保障氫能安全穩(wěn)定供應(yīng)，確保能源系統(tǒng)平穩(wěn)運(yùn)行；在中游領(lǐng)域，天然氣管道摻氫運(yùn)輸、天然氣管道改造輸氫及氣氫管道協(xié)同布局等助力氫能大規(guī)模低成本儲(chǔ)運(yùn)；在終端領(lǐng)域，天然氣與氫能在城市燃?xì)狻⒔煌?、發(fā)電、工業(yè)及化工等場(chǎng)景實(shí)現(xiàn)耦合利用，打造互補(bǔ)互濟(jì)、低碳經(jīng)濟(jì)的新型能源體系［9］。天然氣與氫能產(chǎn)業(yè)融合發(fā)展模式見(jiàn)圖1。

圖1 天然氣與氫能全產(chǎn)業(yè)鏈融合示意

2.1 上游制備領(lǐng)域

基于氫源制備方式及碳排放量不同，將氫能分為灰氫、藍(lán)氫和綠氫三類，其中：灰氫是指化石燃料（包括煤炭、天然氣等）為原料制氫及工業(yè)副產(chǎn)制氫，其碳排放量較高、工藝相對(duì)成熟、制氫成本較低，占據(jù)中國(guó)氫能供應(yīng)主體地位；藍(lán)氫是指利用“灰氫+碳捕集、利用與封存技術(shù)（CCUS）”降低制氫過(guò)程碳排放量所產(chǎn)生的氫氣；綠氫是指通過(guò)風(fēng)電及光伏等可再生能源電解水制備的氫氣，可實(shí)現(xiàn)凈零排放，但制氫成本較高。從中國(guó)制氫結(jié)構(gòu)來(lái)看，化石能源重整制氫配置CCUS 技術(shù)可作為中國(guó)氫能轉(zhuǎn)型的重要過(guò)渡，工業(yè)副產(chǎn)制氫可作為氫源就近供應(yīng)的重要補(bǔ)充，隨著技術(shù)的不斷發(fā)展和成本的逐漸降低，可再生能源電解水制氫將逐步成為市場(chǎng)供氫主體，天然氣制氫將通過(guò)靈活制備方式作為氫源的重要補(bǔ)充。不同制氫方式分類詳見(jiàn)圖2。

圖2 不同制氫方式分類

天然氣在傳統(tǒng)化石能源中氫原子質(zhì)量比重最大（高達(dá)約25%），以天然氣為原料制氫具有碳排放量低、水消耗量小、氫制取率高等優(yōu)點(diǎn)，是化石能源制氫中的理想路徑［10］。通過(guò)對(duì)比不同制氫方式經(jīng)濟(jì)性，化石能源制氫成本主要受煤炭、天然氣等原料價(jià)格波動(dòng)影響，制氫成本7.8～19.5 元/kg，考慮CCUS 技術(shù)后，制氫成本大幅上升；可再生電解水制氫成本相對(duì)較高，達(dá)13.5～35.9 元/kg，隨著可再生度電成本持續(xù)下降、電解槽規(guī)?；l(fā)展，其將逐步具備與化石能源制氫競(jìng)爭(zhēng)的能力［11-12］。

傳統(tǒng)天然氣制氫方式主要包括天然氣水蒸汽轉(zhuǎn)化制氫、天然氣部分氧化制氫、天然氣自熱轉(zhuǎn)化制氫等3 種方式，此外還有二氧化碳和甲醇轉(zhuǎn)化制氫和直接裂解制氫技術(shù)仍處于實(shí)驗(yàn)室小試和中試試驗(yàn)階段。從氫氣/一氧化碳產(chǎn)出比看，天然氣水蒸氣轉(zhuǎn)化制氫轉(zhuǎn)化率最高，天然氣部分氧化制氫及天然氣自熱轉(zhuǎn)化制氫采用內(nèi)供熱方式提高能源利用效率，氫氣/一氧化碳產(chǎn)出比相對(duì)低。由此可以展望，未來(lái)天然氣制氫技術(shù)應(yīng)用模式主要分為3類：一是資源產(chǎn)地天然氣制氫，二氧化碳就近碳補(bǔ)集碳封存，此外與新能源電解水制氫互為補(bǔ)充，依托干線輸氫管道實(shí)現(xiàn)區(qū)域調(diào)配；二是LNG 接收站就近天然氣重整制氫，實(shí)現(xiàn)液化、運(yùn)輸以及冷能利用協(xié)同發(fā)展；三是終端消費(fèi)用戶就近制氫，依托城市燃?xì)饣A(chǔ)設(shè)施實(shí)現(xiàn)小型化、模塊化、智能化發(fā)展。

表1 不同制氫方式經(jīng)濟(jì)性對(duì)比

天然氣與氫能在能源相互轉(zhuǎn)化、互?；?jì)方面具備獨(dú)特優(yōu)勢(shì)，兩者在上游制備領(lǐng)域融合有助于增強(qiáng)中國(guó)能源體系的低碳性、靈活性及協(xié)調(diào)性：一方面從能源供應(yīng)端實(shí)現(xiàn)零碳能源對(duì)化石能源的替代，在保障能源供應(yīng)安全基礎(chǔ)上實(shí)現(xiàn)能源結(jié)構(gòu)綠色低碳化轉(zhuǎn)型；另一方面綠電制氫技術(shù)在風(fēng)光出力大發(fā)時(shí)期可增加可再生電力消納能力，天然氣制氫技術(shù)可彌補(bǔ)風(fēng)光低出力時(shí)期氫源供應(yīng)缺口，實(shí)現(xiàn)終端利用氫能穩(wěn)定供應(yīng)。通過(guò)打造“氣氫電”耦合供能系統(tǒng)可保障能源系統(tǒng)的供能可靠性。

2.2 中游儲(chǔ)運(yùn)領(lǐng)域

2022年，國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)、國(guó)家能源局聯(lián)合印發(fā)的《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長(zhǎng)期規(guī)劃（2021—2035年）》提出構(gòu)建高密度、輕量化、低成本、多元化的氫能儲(chǔ)運(yùn)體系，逐步開(kāi)展摻氫天然氣管道、純氫管道等試點(diǎn)示范［13］。中國(guó)天然氣產(chǎn)供儲(chǔ)銷體系建設(shè)已初具成效，全面建成四大進(jìn)口戰(zhàn)略通道，“全國(guó)一張網(wǎng)”骨架基本形成，儲(chǔ)氣調(diào)峰設(shè)施加快建設(shè)，天然氣管道總里程達(dá)11×104km，天然氣儲(chǔ)氣能力達(dá)192×108m3［13］。氫能發(fā)展初期可依托天然氣“全國(guó)一張網(wǎng)”實(shí)現(xiàn)大規(guī)模、低成本、遠(yuǎn)距離運(yùn)輸：一是三北地區(qū)新能源棄風(fēng)棄光電解水制取的氫氣就近混輸至西氣東輸、陜京管道及中俄東線等干線管道系統(tǒng)，直達(dá)終端消費(fèi)用戶；二是改造現(xiàn)有天然氣管道實(shí)現(xiàn)快速、低成本氫能管道運(yùn)輸，降低氫能運(yùn)輸初始投資及簡(jiǎn)化前期路由優(yōu)選工作；三是天然氣摻氫是天然氣資源的有效補(bǔ)充，降低天然氣對(duì)外依存度，提升冬季采暖期天然氣資源保障能力；四是運(yùn)輸至終端的混氫天然氣可利用膜分離、變壓吸附、電化學(xué)分離等技術(shù)實(shí)現(xiàn)氫氣分離，實(shí)現(xiàn)純氫利用。

2.2.1 天然氣管道摻氫

天然氣管道摻氫比例取決于輸送管道及配套基礎(chǔ)設(shè)施的耐氫脆性能，與管道材質(zhì)特性、管道運(yùn)輸壓力、氣質(zhì)溫度濕度、管道服役時(shí)間等因素密切相關(guān)。根據(jù)歐洲CGA-5.6HydrogenPipelineSystem的相關(guān)要求，若管道鋼級(jí)低于X52（包含X52），則天然氣管道可用于輸送氫氣體積占比小于10%的混氫天然氣；當(dāng)氫氣體積占比不小于10%時(shí)，依據(jù)ASME B31.12-2014HydrogenPipingandPipelines，需綜合考慮鋼級(jí)、輸送壓力、管材磷含量、管道韌性等條件，確定用于摻氫輸送的天然氣管道是否能夠適應(yīng)［15-16］。對(duì)于干線長(zhǎng)輸管道，大多采用高壓力、高鋼級(jí)管材，其中X70、X80 鋼級(jí)管道分別可摻混氫氣的體積比例達(dá)3%、2%；對(duì)于中壓—低壓城市燃?xì)夤芫W(wǎng)，其運(yùn)行壓力一般低于4 MPa，鋼管材質(zhì)通常為低強(qiáng)度鋼（API 5LA、API 5LB、X42 和X46）和非金屬材質(zhì)聚乙烯等，城市燃?xì)夤艿罁綒浔壤陀?0%時(shí)，氫脆風(fēng)險(xiǎn)相對(duì)較低［17］。

現(xiàn)階段中國(guó)天然氣管道摻氫相關(guān)法規(guī)、技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)仍不完善，GB/T 37124—2018《進(jìn)入天然氣長(zhǎng)輸管道的氣體質(zhì)量要求》中明確氫氣的摩爾分?jǐn)?shù)不超過(guò)3%，但僅限于天然氣質(zhì)量要求，天然氣管道摻氫輸送的標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范仍處于空白。美國(guó)、加拿大及西歐等國(guó)家均開(kāi)展多個(gè)天然氣管網(wǎng)摻氫示范項(xiàng)目，主要研究對(duì)象為城市燃?xì)廨斉涔芫W(wǎng)對(duì)摻氫比例適應(yīng)性影響，研究結(jié)果顯示摻氫比例低于20%時(shí)，基本不會(huì)對(duì)城市燃?xì)夤芫W(wǎng)產(chǎn)生明顯影響，且終端設(shè)備匹配適應(yīng)性較好。國(guó)內(nèi)城市燃?xì)夤芫W(wǎng)摻氫處于起步期，城燃管道摻氫仍處于前期研究及相關(guān)試驗(yàn)工作，國(guó)內(nèi)首個(gè)城市燃?xì)夤芫W(wǎng)摻氫工程——遼寧省朝陽(yáng)市燕山湖摻氫示范項(xiàng)目，采用可再生電解水制氫工藝方法（產(chǎn)能1 000 m3/h），后續(xù)經(jīng)過(guò)壓縮、加儲(chǔ)、摻混等環(huán)節(jié)參與城市燃?xì)夤芫W(wǎng)，預(yù)計(jì)試驗(yàn)結(jié)束后將出臺(tái)國(guó)內(nèi)首個(gè)天然氣摻氫標(biāo)準(zhǔn)。

2.2.2 天然氣管道改造輸氫

改造現(xiàn)有天然氣管道作為純氫輸送管道是推動(dòng)氫能網(wǎng)絡(luò)建設(shè)的主要措施：一方面，可依托已有天然氣管道路由減少氫能管道建設(shè)前期工作，并降低征地費(fèi)用、總體投資等建設(shè)成本；另一方面，與天然氣管道相比，純氫管道的設(shè)計(jì)管徑較小、設(shè)計(jì)壓力較低，現(xiàn)有天然氣管道能夠滿足純氫管道改造要求。德國(guó)天然氣管道運(yùn)營(yíng)公司計(jì)劃在2025年將現(xiàn)有46 km 天然氣管道改造為純氫運(yùn)輸管道，并逐步打造全國(guó)性氫能儲(chǔ)運(yùn)基礎(chǔ)設(shè)施。

2.3 下游利用領(lǐng)域

2.3.1 城市用能

城市用能主要包括建筑采暖、熱水供應(yīng)及食品烹飪：一方面可采用小微型天然氣制氫與質(zhì)子交換膜燃料電池技術(shù)，通過(guò)天然氣重整制備氫氣，并經(jīng)過(guò)質(zhì)子交換膜燃料電池發(fā)電系統(tǒng)生產(chǎn)電力、熱能及清潔水；另一方面可通過(guò)氫氣與天然氣混燃冷熱電分布式能源供應(yīng)技術(shù)，利用現(xiàn)有天然氣基礎(chǔ)設(shè)施、終端用能場(chǎng)景等實(shí)現(xiàn)靈活及連續(xù)的冷熱電能源應(yīng)用模式。

小微型天然氣制氫與質(zhì)子交換膜燃料電池通常由天然氣重整制氫單元、氫燃料電池單元、熱水儲(chǔ)存單元、備用熱源機(jī)等4 部分組成，主要應(yīng)用于具備氫、電、熱等用能需求的公共設(shè)施或建筑。其可在室溫工況下工作，反應(yīng)溫度適合副產(chǎn)60～80 ℃的熱水；燃料處理系統(tǒng)技術(shù)要求高，氫氣純度需達(dá)到99.999%，一氧化碳含量需低于0.01‰；整體利用效率較高，綜合能源利用效率能達(dá)到90%，其中發(fā)電效率達(dá)到40%［18-19］。

日本政府通過(guò)采用設(shè)備補(bǔ)貼（補(bǔ)貼金額為初始投資的1/3～1/2）、稅收減免（投資稅可返還30%）、氣價(jià)優(yōu)惠（家用熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)氣價(jià)低于常規(guī)氣價(jià)）、電力并網(wǎng)（準(zhǔn)許分布式熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)項(xiàng)目并網(wǎng)）等政策促進(jìn)固定式家用燃料電池在終端領(lǐng)域快速推廣應(yīng)用，截至2022年底，已有超過(guò)40×104戶家庭使用該系統(tǒng)［20］。中國(guó)正推進(jìn)“氫能進(jìn)萬(wàn)家”示范運(yùn)行，國(guó)內(nèi)首個(gè)氫能燃料電池綜合能源利用項(xiàng)目于2023年2月在江蘇省無(wú)錫市正式運(yùn)行，該項(xiàng)目采用日本松下5 kW 純氫能燃料電池產(chǎn)品，可為周邊工廠、居民等用戶供電供熱供冷，實(shí)現(xiàn)氫燃料電池全新場(chǎng)景和模式應(yīng)用。

2.3.2 交通運(yùn)輸

交通運(yùn)輸行業(yè)是應(yīng)對(duì)氣候變化、推動(dòng)低碳發(fā)展的重要領(lǐng)域，其中推動(dòng)重卡及船舶運(yùn)輸工具低碳燃料代替高碳燃料是實(shí)現(xiàn)交通運(yùn)輸碳達(dá)峰、碳中和的關(guān)鍵舉措。天然氣加注站與氫能加注站具有高度相似性，氫能燃料加注可大部分繼續(xù)使用現(xiàn)有CNG/LNG 加注站等基礎(chǔ)設(shè)施，并保留部分天然氣、氫氣等共用加注工藝流程。按氫氣供應(yīng)方式，加氫站可分為站外供氫加氫站和站內(nèi)制氫加氫站；按氫氣儲(chǔ)存方式，加氫站可分為高壓氫氣加氫站和液氫加氫站；按加氫裝置劃分，加氫站可分為固定式加氫站和移動(dòng)式加氫站，其中移動(dòng)式加氫站又可分為橇裝式加氫站和加氫車兩類。國(guó)內(nèi)城市燃?xì)夤炯扔写罅康奶烊粴饧託庹?，又有現(xiàn)存的管道資源條件，在場(chǎng)地條件允許的前提下，將加氣站改建為加氫站，可利用管道天然氣小規(guī)模制氫、并為燃料電池汽車加氫［21-22］。隨著小型化天然氣制氫設(shè)備成本下降，氫燃料電池車達(dá)到一定規(guī)模后，天然氣加注站內(nèi)制氫具有較好經(jīng)濟(jì)性空間和較大發(fā)展?jié)摿Α?/p>

2.3.3 電力調(diào)峰

隨著新型電力系統(tǒng)中電源主體地位的更迭，受風(fēng)光發(fā)電資源波動(dòng)性、隨機(jī)性以及發(fā)電設(shè)備弱支撐性、低抗擾性影響，電力系統(tǒng)將迎來(lái)高效消納（不同時(shí)空尺度的功率平衡能力）、安全運(yùn)行（電網(wǎng)安全及抗沖擊能力）和機(jī)制體制（應(yīng)對(duì)市場(chǎng)變革及不確定性能力）三大挑戰(zhàn)。對(duì)于秒、時(shí)及天等短時(shí)電力供需平衡問(wèn)題，電化學(xué)、飛輪儲(chǔ)能具有毫秒級(jí)響應(yīng)、精確控制充放功率的能力，其容量等級(jí)達(dá)1×105kW·h，效率高達(dá)80%～90%，度電成本0.5 元/（kW·h），是實(shí)現(xiàn)電力系統(tǒng)日內(nèi)“頂峰”和“填谷”的主要調(diào)節(jié)方式；對(duì)于月度及季節(jié)性電量供需平衡問(wèn)題，靈活煤電、調(diào)峰氣電及季節(jié)性儲(chǔ)能等長(zhǎng)周期調(diào)節(jié)技術(shù)將成為電力系統(tǒng)平穩(wěn)運(yùn)行關(guān)鍵舉措，與短時(shí)儲(chǔ)能相比，氫儲(chǔ)能等季節(jié)性儲(chǔ)能具有容量等級(jí)高、持續(xù)時(shí)間長(zhǎng)及度電成本低等優(yōu)勢(shì)，其容量等級(jí)高達(dá)0.1×105～1×108kW·h，存儲(chǔ)周期可實(shí)現(xiàn)跨季節(jié)，度電成本低至0.1 元/（kW·h）［23-24］。此外，氫儲(chǔ)能與氣電調(diào)峰在新型電力系統(tǒng)中具備調(diào)峰時(shí)間尺度長(zhǎng)、跨能源品種轉(zhuǎn)化、跨區(qū)域儲(chǔ)存運(yùn)輸?shù)忍卣鳎稍陲L(fēng)光氣儲(chǔ)氫新能源大基地中合理配置調(diào)峰氣電規(guī)模及新能源電解水制氫規(guī)模，氣電調(diào)峰是新能源的支撐調(diào)峰電源，確保風(fēng)光新能源穩(wěn)定消納；可再生電解水制氫是新能源的關(guān)鍵調(diào)節(jié)措施，一方面可削減風(fēng)光新能源尖峰出力，另一方面可實(shí)現(xiàn)燃?xì)廨啓C(jī)機(jī)組摻氫混燃［25］。

表2 不同儲(chǔ)能方式典型參數(shù)對(duì)比

2.3.4 發(fā)電摻氫

受天然氣資源及價(jià)格影響，氣電裝機(jī)規(guī)模增長(zhǎng)較為緩慢，根據(jù)電力規(guī)劃設(shè)計(jì)總院統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，截至2022年底，中國(guó)天然氣發(fā)電裝機(jī)總規(guī)模達(dá)11 485×104kW，占電源裝機(jī)總量的4.5%，氣電發(fā)電量2 694×108kW·h，占發(fā)電總量的3.12%，氣電用氣量640×108m3，占天然氣消費(fèi)總量的17.5%。天然氣發(fā)電相對(duì)電化學(xué)儲(chǔ)能可滿足電力系統(tǒng)長(zhǎng)周期調(diào)節(jié)需求，在未來(lái)以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)中同時(shí)具備日調(diào)峰與季節(jié)調(diào)峰兩種功能，在天然氣中混摻氫氣進(jìn)一步推動(dòng)燃機(jī)發(fā)電向更低碳化發(fā)展。目前國(guó)內(nèi)已有燃?xì)廨啓C(jī)摻氫項(xiàng)目運(yùn)行，國(guó)家電投荊門綠動(dòng)SGT-800 燃機(jī)30%摻氫燃燒改造項(xiàng)目是中國(guó)在重型燃機(jī)商業(yè)機(jī)組上實(shí)現(xiàn)高比例摻氫的示范。西門子能源在舟山綠色石化基地SGT5-2 000E 燃?xì)廨啓C(jī)進(jìn)行混合氣燃燒調(diào)試，在中國(guó)實(shí)現(xiàn)了E 級(jí)燃?xì)廨啓C(jī)20%摻氫混燃。GE 旗下E/B 級(jí)燃機(jī)已具備100%燃?xì)淠芰?，其功率較大、較高效的HA 級(jí)燃機(jī)摻氫能力已達(dá)50%，與煤電相比可將碳排放量降低69%。隨著燃?xì)廨啓C(jī)摻氫比例提升，壓氣機(jī)的安全運(yùn)行性裕度降低，燃?xì)廨啓C(jī)的發(fā)電效率提升，對(duì)燃燒設(shè)備、工藝等都有不同的要求，實(shí)際摻氫比例需要現(xiàn)有燃?xì)獍l(fā)電廠根據(jù)實(shí)際情況進(jìn)行適當(dāng)性調(diào)整［25］。

2.3.4 化工原料

化工產(chǎn)品需求將隨社會(huì)經(jīng)濟(jì)發(fā)展而穩(wěn)步提升，國(guó)家積極引導(dǎo)化工工藝由由高碳工藝向低碳工藝轉(zhuǎn)變，天然氣化工企業(yè)可開(kāi)發(fā)布局風(fēng)光可再生制氫技術(shù)，推動(dòng)天然氣在合成氨、尿素、甲醇、乙烯及乙炔等化工產(chǎn)品生產(chǎn)過(guò)程中耦合綠氫技術(shù)，通過(guò)二氧化碳加綠氫制甲醇技術(shù)、氮?dú)饧泳G氫制合成氨技術(shù)等逐步替代純天然氣化工技術(shù)，將解決可再生制氫就地消納不足問(wèn)題，助力天然氣化工行業(yè)深度脫碳。

天然氣制乙炔工藝是世界上已實(shí)現(xiàn)工業(yè)化的清潔乙炔制備技術(shù)，該工藝副產(chǎn)氣中含大量氫氣，一方面可通過(guò)增設(shè)燃料電池聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)將副產(chǎn)氫回收作為氫源，將氫能轉(zhuǎn)化為電力節(jié)約煉廠用電成本；另一方面可增設(shè)氫氧聯(lián)合循環(huán)系統(tǒng)將副產(chǎn)氫回收作為燃料，將氫能轉(zhuǎn)化為熱能，保障煉廠供熱需求。

4 結(jié)論及建議

碳達(dá)峰、碳中和要求下，未來(lái)新型能源系統(tǒng)將實(shí)現(xiàn)天然氣、煤炭等傳統(tǒng)化石能源與風(fēng)能、太陽(yáng)能、氫能等零碳能源深度融合，氫能和天然氣在產(chǎn)業(yè)鏈上具有相似鏈系特征、類似儲(chǔ)運(yùn)特點(diǎn)和部分相同應(yīng)用領(lǐng)域，通過(guò)推動(dòng)“天然氣+氫能”全產(chǎn)業(yè)鏈融合發(fā)展，可提高能源產(chǎn)業(yè)鏈韌性，保障能源供應(yīng)安全。目前天然氣與氫能融合發(fā)展仍處于起步期，存在缺乏政策指引細(xì)則、缺少示范項(xiàng)目支撐，以及技術(shù)攻關(guān)滯后等問(wèn)題。通過(guò)研究，提出以下相關(guān)建議：

在政策支持方面，推動(dòng)國(guó)家從頂層設(shè)計(jì)層面支持天然氣與氫能融合發(fā)展，并制定天然氣制氫、天然氣摻氫運(yùn)輸、終端協(xié)同利用等領(lǐng)域管理細(xì)則：一是支持終端橇裝式天然氣制氫發(fā)展，解決氫源供應(yīng)能力不足問(wèn)題；二是加快制定天然氣管道摻氫管理規(guī)定，明確管理機(jī)構(gòu)職責(zé)、補(bǔ)貼政策、標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范等相關(guān)內(nèi)容；三是加快出臺(tái)氫能在終端側(cè)利用的實(shí)施意見(jiàn)，推動(dòng)天然氣與氫能協(xié)同利用發(fā)展。

在示范應(yīng)用方面：國(guó)內(nèi)油氣企業(yè)可結(jié)合天然氣資源供應(yīng)、城市燃?xì)夤芫W(wǎng)、車輛加注設(shè)施及氫能客戶等一體化優(yōu)勢(shì)，開(kāi)展天然氣加注站內(nèi)制氫示范；加快天然氣管道摻氫實(shí)驗(yàn)研究和試驗(yàn)示范，建立不同管材、不同壓力等條件下天然氣管道摻氫基礎(chǔ)數(shù)據(jù)庫(kù)，合理確定天然氣管道摻氫比例設(shè)定；加快推動(dòng)天然氣與氫能協(xié)同利用，包括城市燃?xì)鈸綒?、天然氣發(fā)電摻氫、工業(yè)燃料摻氫及天然氣化工耦合綠氫等，推動(dòng)終端用能低碳化、清潔化發(fā)展。

在技術(shù)攻關(guān)方面：加快研發(fā)小型化、橇裝式、高效率的天然氣制氫設(shè)備；加快天然氣與氫能共輸共用材料及設(shè)備的研發(fā)，為新建儲(chǔ)運(yùn)設(shè)施開(kāi)展混氫、純氫運(yùn)輸?shù)於夹g(shù)基礎(chǔ)，積極開(kāi)展燃?xì)忮仩t適應(yīng)性改造、燃?xì)廨啓C(jī)摻氫、氫能分布式等技術(shù)研發(fā)，隨著技術(shù)攻關(guān)和實(shí)驗(yàn)示范落地，逐步建立天然氣與氫能全產(chǎn)業(yè)融合標(biāo)準(zhǔn)體系，引導(dǎo)產(chǎn)業(yè)健康、有序發(fā)展。