武汉的一辆氢动力公交车。中国政府将氢能列为“战略性新兴产业”。图片来源：Sun Xinming / Alamy

　　氢气密度低、易燃易爆的特性导致其成本中的近一半是储运成本，若要进行商业开发，就需要改进运输技术。

　　今年4月，中石油在宁夏开发了一条397公里长的新管道试点项目。经过六个月的测试，这条旨在输送混氢天然气的管道预计将于今年年底投入运营。其所使用的新技术和材料最大限度地减少了氢气的损失，并将氢气占比上限从20%以下提高到24%。

　　许多国内媒体报道了这种混氢天然气管道对氢气输送产生性影响的潜力，并称其有可能带动中国天然气管网的广泛升级。这些媒体表示，提高绿色氢气运输的成本效益可能是推动广泛采用绿色氢气、大幅减少碳排放以及帮助中国在2060年前实现碳中和目标的关键举措。不过，广泛利用混合天然气管道输送绿色氢气的道路仍面临障碍。混合气中氢气的成本和这些管道的复杂性是一个关键问题。最近的研究也让人怀疑，与天然气相比，混合氢气能在多大程度上真正减少二氧化碳排放。

　　众所周知，与其他大规模应用的能源相比，氢气燃烧起来更清洁，能量密度也更高，能够在各个领域成为化石燃料的潜在清洁替代品，其中就包括运输、能源储存，还有减排难度高的工业例如钢铁行业等。2021年，全球氢气消费量达到9400万吨，其中中国所占份额最大——达到了30% ，即2800万吨。

　　2022年，中国公布了到2035年的氢能产业发展蓝图。这份重要文件强调了氢气作为“战略新兴产业”的地位及其在低碳转型中的关键作用，并且制定了雄心勃勃的目标。中国的目标是到2025年，燃料电池汽车保有量达到约5万辆，可再生能源制氢量达到10-20万吨/年。该规划估计，实现这些目标每年将减少100-200万吨二氧化碳排放。

　　在广东云浮，一辆燃料电池货车上安装了氢气罐。中国的目标是到2025年燃料电池汽车保有量达到5万。图片来源：Alamy

　　作为化石燃料的清洁替代品，氢气有“蓝色”和“绿色”两种生产方式。“蓝”氢生产需要使用化石燃料，并利用碳捕捉与储存（carbon capture and storage，简称CCS）技术处理排放。而“绿”氢则是利用可再生能源，通过电解将水分解为氢气和氧气。随着可再生能源和电解槽成本不断降低，再加上CCS成本高昂，中国越来越将绿氢视为更便宜、更可持续的选择。因此，国家氢能规划将其摆在了比蓝氢更为显著的位置上。

　　中国西部省份拥有更丰富、更便宜的可再生能源，但氢气需求有很大一部分集中在更发达的东部省份。然而，由于氢气质轻且易燃，所以长途运输不仅成本高，而且也很复杂，从而阻碍了其商业化。

　　中国的纯氢输送管道建设仍处于早期阶段。目前专项输氢管道总里程仅有400公里，其中有300公里仍处于在建或测试阶段。相比之下，美国的总里程达到了大约2600公里，欧洲则达到了约2000公里。

　　将氢气与天然气混合并通过天然气管道输送主要有两个优势。中、欧研究机构的研究表明，相比卡车运输等其他运输方式，混氢天然气管道运输是一种更具成本效益的大规模、长距离氢能源运输方式。考虑到中国绿色氢气生产中心（西部地区）和主要经济中心之间（东部地区）的地区错位，这一方式是适合中国国情的。其次，可以利用中国现有的庞大管网。2021年，其天然气管网总里程超过11.6万公里，位居世界第三，预计2025年将达到16.3万公里。因此，混氢天然气管道运输具有显著降低绿色氢气运输成本、促进其广泛使用的潜力。

　　2021 年 6 月，工人在河北唐山附近安装天然气管道的新管段。图片来源：Yang Shiyao / Alamy

　　升级现有天然气管网，以适应氢气的大规模跨省运输，也可以加强中国的能源安全。根据官方媒体的分析，中国对外天然气依存度近年来显著提高，2022年达到了约40%。混氢天然气管道输送可以缓解中国的天然气供应紧张，促进能源自给自足。

　　一大挑战就是氢气分子小，能够穿透固体金属。这种被称为“氢脆”的现象会损坏管道，增加爆炸风险。管道内压力越高（输送大量气体时），混氢比例越高，氢脆的可能性就越大。解决这一问题需要在管道建设时使用专门的材料。

　　中石油在宁夏的这个试点项目采用的是一条能够输送更高混氢比例天然气的新建管道。在全国范围内复制此类项目需要更深入的研究以及考虑管道压力和施工等方面的因素，并且用合适的材料升级现有管道也将产生额外的成本。国外能源专家对混氢的风险持谨慎态度。例如，美国国家可再生能源实验室（National Renewable Energy Laboratory，简称NREL）在这个问题上持保守态度，称对氢脆的了解有限，并主张对混氢项目进行个案评估。进行全面的调查和评估是确保现有管道基础设施输氢的适应性和安全性的关键。

　　其次，利用天然气管道进行混氢天然气输运仍然是一项新兴技术，因此缺乏对此类管道的标准化规定。各国对混氢比例的上限也有不同的规定。根据国际能源署2019年的数据，出于安全考虑，许多国家将混氢比例限制在6%以下。值得注意的是，尽管中国有90多个与氢气生产有关的国家标准，但却没有一个对天然气的混氢上限做出具体规定。随着天然气掺氢技术在世界范围内的发展和逐步采用，迫切需要制定相应的标准来促进和规范其安全应用。

　　成本可能是限制混氢天然气市场吸引力的一个因素。虽然从质量角度而言，氢气是能量密度最高的燃料气体之一，但由于其密度低，导致其单位体积的能量含量较低。氢气的热值是相同体积天然气的三分之一。因此，当与天然气混合时，所得混合物每立方米的能量可能低于纯天然气，这是推高（混氢）天然气价格的一个关键因素，因为天然气销售通常是按体积计量的。

　　混氢天然气下游潜在应用的不确定性是影响其成本的另一个因素。混合气体既可以提氢分离后利用，也可以直接利用。在燃料电池汽车等需要高纯度氢气的应用场景中，提氢分离至关重要，但它会带来额外的成本，会影响这些本已昂贵的汽车的竞争力。同时，在许多工业过程中可以直接使用混氢天然气。这需要开发能够适应不同混氢比的富氢燃烧设备、工业锅炉和燃气轮机。

　　关于中石油混氢技术取得的突破，一个更根本的问题是，它真的能为减排做出贡献吗？围绕混氢天然气潜在排放效益的争论远未解决。总部位于加州的非营利研究机构电力研究所（Electric Power Research Institute）记录了一些氢气混合试点项目的排放效益。例如，在各种测试中，与燃烧纯天然气相比，燃烧25%混氢比的天然气只能减少约10%的二氧化碳排放。在纽约一家燃气发电站进行的另一项测试表明，使用混氢比为35%的天然气时，碳排放量减少了14%。这并不理想。

　　国际可再生能源机构（International Renewable Energy Agency，简称IRENA）等组织警告说，不要对天然气管网输送混氢天然气的减排成效持乐观态度。IRENA说，虽然在不进行大规模基础设施改造的情况下，将高达20%的氢气（按体积计）混入天然气管网在物理上是可行的，但20%混氢比的天然气实际减排仅为7%，并伴随着能源成本的大幅增加。事实上，将绿氢整合到天然气管网中可能导致每吨二氧化碳的减排成本达到500美元以上。根据国际能源署的数据，这一数字是发电和水泥等工业过程碳捕获成本的五倍。

　　虽然存在诸多挑战，但绿氢在中国实现“双碳”目标的道路上仍然能够发挥可观作用，人们对新的混氢试点项目的关注和热情也愈发高涨。这些项目的成功与否取决于几个需要中国决策者仔细考虑的因素。其中包括：对新型管道材料进行广泛研究；适应现有管道特性的混合比例；制定管道安全标准化法规；评估市场吸引力；最重要的是，评估实际的减排潜力。

　　只要合理地将政策和激励措施相结合，中国就有可能复制其在太阳能和风能方面的成功，成为全球绿氢领域的领导者。为了实现这一目标，能源研究人员和政策制定者必须继续解决氢气混合方面的挑战和问题。

　　作者：ChrisZou，研究中国气候转型政策的研究员，现居华盛顿。毕业于约翰·霍普金斯大学，获得国际经济学硕士学位，曾在战略与国际研究中心(CSIS)，Rhodium Group实习和工作，并为《SAIS中国评论》和《外交官》撰写关于中国能源投资和气候外交的文章。

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