现阶段，我国正加快建设以新能源或可再生能源为主、利用先进技术和系统来实现能源高效利用和可持续的新型能源体系[1]。氢能作为一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，是新型能源体系的重要组成部分[2-3]。充分利用天然气管网等基础设施，应用天然气掺氢技术可将可再生能源等制取的“绿氢”通过天然气管网输送到终端用户。天然气掺氢技术既能实现氢能的大规模储存，又能高效、低成本地输送氢气，实现“氢进万家”，是降低天然气利用过程碳排放强度以及保障燃气供应安全的有效途径。2022年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，明确氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，提出要统筹推进氢能基础设施建设，开展掺氢天然气管道、纯氢管道等试点示范，逐步构建高密度、轻量化、低成本、多元化的氢能储运体系[4]。
国内外学者已针对天然气掺氢技术开展了一系列科学研究，研究结果表明，现阶段经过技术评估后，掺氢体积分数（以下简称掺氢比）可达到10%[5]。截至2023年底，全球天然气管道掺氢示范项目超过50个[6]，各环节的技术已经日趋成熟。现有掺氢示范项目主要为了进行天然气掺氢各环节的技术可行性验证，均不具备经济性。针对天然气掺氢的经济性分析，仅有少量学者开展了研究。Liu等[7]以利用过剩的可再生能源制氢为背景，研究了我国天然气管道大规模掺氢输送及应用的经济性，发现设备费用在建设期占主导地位，运行期的主要成本为电费和运输费。Lee等[8]对比了天然气管道掺氢改造后输送氢气和新建纯氢管道输送氢气的成本，认为前者成本更低，且输送距离越长经济性越好。Zacepins等[9]分析了不同掺氢比下的经济性，指出掺氢天然气的成本随着氢气体积分数增加而增大。仲冰等[10]探讨了我国天然气掺氢发展的重要意义和面临的关键问题，认为在等发热量的情况下，应加大对天然气掺氢全产业链的补贴政策及金融支持。于子龙等[11]预计在2030年后，绿氢价格会大幅下降，在部分天然气门站价格较高的地区可以实现经济性。
目前对于天然气掺氢经济性的研究多针对其中某一环节，或在宏观的发展背景下进行经济性评价。天然气掺氢项目的经济性受到项目所在地、掺氢体积比、计量方式等多重因素的影响，亟需根据项目实际情况建立经济评价模型，对项目的经济性开展研究。本研究整理了国内外天然气掺氢技术示范项目的建设现状，构建了基于生命周期的天然气掺氢经济性计算模型，分析了天然气价格、氢气价格、掺氢比等因素对天然气掺氢项目经济性的影响规律。研究结果可为加快推动我国掺氢天然气产业的商业化发展提供理论支持。
天然气掺氢在国外已进入商业化导入阶段，德国、英国、澳大利亚等国已将天然气掺氢列入能源发展战略规划，以利用现有的天然气管网进行纯氢输送作为未来的发展目标[12]。现阶段，国际上已有40余个天然气掺氢项目投入运行，部分代表性项目见表1[13-14]。
2023年，多个国家开展了天然气管网掺氢的技术评估工作，为未来进行天然气管网大规模掺氢做好技术储备。美国Xcel能源公司对将氢气掺入该公司3500 km的天然气长输管网与58000 km的城市天然气管网的技术可行性开展了研究；欧盟修改了《欧盟天然气提案》，明确在确保天然气气质的前提下，将天然气输送系统中的最大掺氢比从2%提高到5%；韩国天然气公司评估了将氢气掺入韩国5000 km天然气长输管网的可行性，该公司的目标是到2026年实现20%的掺氢比；葡萄牙的REN公司宣布，该公司1375 km的高压天然气管网可以承受10%的掺氢比。整体来说，国际上天然气掺氢发展迅速，已进入大规模应用的准备阶段。
国内天然气掺氢整体处于示范运行阶段。2019年，国家电力投资集团公司在辽宁省朝阳市以“氢进万家”为目标开展了国内第一个天然气掺氢示范，进行了制氢、掺混及利用的小规模测试[15]。之后国内陆续建成10余项天然气掺氢示范项目。2023年起，国内天然气掺氢项目进入快速发展期。2023年3月，中国石油宣布在宁夏宁德的天然气管道（397 km）上实现了长距离输氢技术的突破，掺氢比达到了24%[16]。2024年3月，江苏泰州泰兴工业园区的天然气掺氢项目完成调试与试运行，掺氢比为10%。2024年5月，四川成都文澜智谷中试产业示范基地多元富能气绿色利用研究示范项目成功点火；同月，乌海低碳产业园完成天然气门站掺氢技改后正式投入运行。2024年6月，国家发展和改革委员会发布《天然气利用管理办法》，提出明确和优化天然气利用顺序，将终端天然气掺氢示范项目等高精尖天然气安全高效利用新业态列入第一类优先类中。国内代表性天然气掺氢示范项目见表2。
天然气掺氢按照掺混位置分类，可以分成两种场景：天然气长输管网掺氢与城市天然气管网掺氢。天然气长输管网掺氢项目主要由油气企业投资建设；城市天然气管网掺氢项目主要由城市燃气企业投资建设，两种场景下的应用对比如表3所列。研究结果表明，开展天然气长输管网掺氢的主要限制因素是高钢级管材高压下的适应性，城市燃气管网经过技术评估后认为，掺氢比为10%是安全可行的。天然气掺氢会率先在城市天然气管网中得到规模化的应用。
天然气掺氢技术涉及到制氢、混氢、输氢和掺氢天然气利用等方面[17-20]。天然气掺氢技术产业链如图1所示[21]。
结合未来的发展趋势，本研究选取的掺混位置为城市天然气门站，氢气将通过新建纯氢管道输送至掺混点。由于各地区的资源禀赋不同，制取氢气的成本差异较大，因此本研究简化了制氢过程的成本计算，将氢气购买价格作为输入参数。技术路线如图2所示。
天然气掺氢项目的建设投资包括纯氢管道系统（将氢气从制氢点输送至掺混点）、氢气压缩系统、天然气与氢气掺混系统以及掺氢适应性技术改造系统。本研究将通过输入技术参数进行设备选型，关键设备价格通过厂家调研获取，进而计算项目的各项建设投资。
在纯氢管道系统中，主要的技术参数为输氢流量、输氢距离和输送压力。根据输送压力确定管道的设计压力，一般选取1.6 MPa或4.0 MPa。根据输氢流量可确定管道设计流量，本研究选取的管道设计流量范围为20×104~0.5×108 m3/a。根据管道设计压力与设计流量，参考GB/T 9711—2023《石油天然气工业 管线输送系统用钢管》计算管径。在氢气压缩系统中，主要的技术参数为压缩机的进出口压力、输氢流量，将技术参数转化为压缩机功率进行氢气压缩机选型。在天然气与氢气掺混系统中，主要的技术参数为天然气与氢气的流量与压力、掺氢比，可根据掺氢的规模进行混气设备询价，本研究选取的掺氢天然气流量范围为0.1×108~2.5×108 m3/a，掺氢体积比为5%、10%、15%、20%。在掺氢适应性技术改造系统中，主要的技术参数为管网系统及终端用户的各项技术改造费用指标，由于各地天然气管网及终端设施情况差异较大，改造费用难以估算，因此将此部分建设费用折算至年运行成本中，系数选取1.1。
天然气掺氢系统的运行经济参数包括天然气耗量、天然气价格、氢气耗量、氢气价格、天然气掺氢销售价格、用电耗量、电价、用水耗量、水价、人员数量、人员工资及福利等。这些参数一般以市场价为基础，根据地区情况进行调整，以满足具体项目的要求。本模型测算的基本运行经济参数的选取参考国内某掺氢项目的可行性研究报告，如表4所列。天然气门站价格、氢气购买价格、电价、水价需要根据项目所在地确定。
本研究构建了基于天然气掺氢项目技术路线的经济投入−产出生命周期评价模型。将建设投资转化为技术参数，通过技术参数测算项目投资成本。根据调研结果获取项目运行的经济参数，通过经济参数计算运行成本。通过输入技术参数与运行经济参数，对天然气掺氢项目的经济性进行测算。图3为模型构成图。
本研究以国内某掺氢项目为例进行测算。氢气为外部购入，建设5 km的纯氢管道输送至天然气门站，设定掺氢比为10%，掺氢后流量为0.5×108 m3/a。项目的详细参数见表5。
将参数输入模型进行计算，在体积计量下，项目总投资为1728万元，其中建设投资1678万元。项目年成本费用主要来源于天然气采购费用与氢气采购费用，合计占总成本的98.44%，运行费用占比较小。项目年成本费用构成如图4所示。体积计量下，本项目具备经济性，投资回收期（税后）为13.36年，内部收益率为5.24%（税后）。能量计量下，当氢气采购价下降至0.49元/m3时，项目才具备经济性，此时项目投资回收期（税后）为19.52年，内部收益率为1.73%（税后）。
根据模型测算该场景下成本构成因素变化幅度（0%、±5%、±10%、±15%、±20%）对项目收益率的影响。研究结果表明，体积计量下，天然气购买价格与氢气购买价格对项目收益率的影响最敏感，敏感性分析见图5。天然气购价、掺氢比为正相关因素，氢气购价、用电成本、用水成本、人工成本为负相关因素。各相关因素对收益率影响力从大到小的排序为：天然气购价>氢气购价>掺氢比>用水成本>用电成本>人工成本。体积计量下，天然气购价上升5%，项目收益率提高12.76个百分点；氢气购买价格下降5%，项目收益率提高2.23个百分点。
能量计量下，天然气购买价格对项目收益率的影响最敏感，敏感性分析见图6。天然气购价、掺氢比为正相关因素。氢气购价、用电成本、用水成本、人工成本为负相关因素。各相关因素对收益率影响力从大到小排序为：天然气购价>人工成本＞氢气购价>掺氢比>用水成本>用电成本。天然气购价上涨5%，项目收益率可提高1.06个百分点。
1） 国内外已建成多项天然气掺氢项目，整体来说，国外已进入商业化导入阶段，国内正在加速开展示范验证，但目前国内外的项目均未研究项目的经济性。城市天然气管网掺氢将会率先得到快速发展，但天然气掺氢项目缺少经济性分析方法，天然气掺氢产业尚未形成明确的商业模式。
2） 天然气掺氢项目的经济性测算基于天然气掺氢系统的技术路线设置计算边界及范围，将基础数据转换为技术参数计算建设投资，通过调研设置运行经济参数计算运行成本，构建了经济投入−产出生命周期模型，通过输入项目各项参数测算天然气掺氢项目的经济性。
3） 国内天然气掺氢项目测算结果表明，项目成本主要来源于天然气采购费用与氢气采购费用，运行费用占比不足2%。项目经济性主要受计量方式与天然气购买价格的影响。体积计量下，天然气掺氢现阶段已具备一定的经济性；能量计量下，氢气价格远低于天然气价格时项目或可具备经济性。
2024, Vol. 53 Issue (6): 62-67 2024, Vol. 53 Issue (6): 62-67