近年来，我国天然气基础设施建设成果丰硕，“全国一张网”建设加快推进，互联互通显著改善，储气调峰能力进一步增强，生产、供应、储存、销售体系日益完善。一个公平、竞争、开放的天然气市场生态系统初步形成。天然气行业拥有成熟的基础设施和消费群体且力量巨大，如果与蓬勃发展的氢能行业的融合创新，可以在中国探索出适合未来碳达峰和碳中和场景能源系统新模式。
在能源转型过程中，天然气和氢气在不同阶段有着不同的作用和定位。两者融合发展，有利于撬动天然气的基础设施和消费优势及氢能的能源枢纽、零碳、高效优势，对我国天然气和氢能产业高质量发展，降低能源转型社会成本，推进深度脱碳，构建清洁低碳、安全高效的能源体系具有重要意义。
国内外氢能产业欣欣向荣，天然气制氢迎来发展机遇期
全球氢能产业规模发展迅速，中国已成为最大制氢国，但仍处于产业初期。当前全球氢能产量约1亿吨，但随着全球低碳转型进程的加快，氢能将得到迅速发展。根据国际主要能源机构的预测，到2050年，氢能产量将达到5亿~8亿吨区间，有望从目前1%左右全球能源占比上升到2050年12%以上的占比（见图1）。中国“双碳”目标提出后，减排承诺力度在全球范围内最大，面临着挑战难度大和时间窗口期短的双重压力，对我国以煤炭主体的能源结构提出了巨大挑战。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）》，以实现“双碳”目标为总体方向，明确了氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，也是战略性新兴产业和未来产业的重点发展方向。2023 年我国氢气年产量预计达到4000 万吨 ，是世界最大制氢国。但总体看 ，氢能产业仍处于发展初期，发展路径还需进一步探索。
中国将从煤制氢为主转向各工艺全面开花，天然气制氢迎来利好。目前，国际上主流制氢技术路线包括热化学制氢、电解水制氢等（见图2）。其中在热化学制氢方法中，包括化石能源制氢和化工原料制氢，前者占主导地位，包括煤气化制氢和天然气重整制氢。电解水制氢低污染且可持续，但成本过高。国外主要的制氢方式是天然气制氢，但我国制氢方式还无法与国际接轨，煤制氢是目前中国氢气供应的主要来源，主要原因是中国化石能源储量具有“富煤少气”特点，同时国产天然气含硫量高，制氢预处理工艺复杂，天然气制氢路线经济性较差。但是，“双碳”背景下，在“减煤稳油增气与新能源融合发展”成为新格局，制氢工艺和制氢方式在未来几年都会有显著提升和变化，技术工艺成熟且低碳的天然气制氢必将迎来发展新阶段，另外天然气制氢也确保能源系统平稳运行和保障氢能安全稳定供应的必要条件。
天然气制氢是中国制氢体系发展进程前中期的主要制氢方式（见表1）。2040年之前，天然气+CCUS碳捕捉技术、工业副产氢、电解水制氢等方式将有较快发展，以弥补控制碳排放导致的煤制氢产量的下降。中远期看，随着下游交通、工业以及建筑等应用领域用氢量大幅增长，电解水制氢、生物制氢等新兴技术将以降本增效为主要目的得到迅速发展。统计数据显示，2023年中国天然气制氢产能为1090 万吨/年，产量为800多万吨，相应天然气消耗量约为400万吨。预计2050年，中国天然气制氢产量将上升至1500万吨，相应天然气消耗量上升至700万吨。
产业特征多环节高度相似，产业融合扩大至全产业布局
商品特征相似，产业链多环节可互相转化。天然气的主要成分甲烷(CH4)是含氢量最高的烃类，同时天然气和氢气都属于清洁、高效、环保的气态能源，运输、储存和使用过程不仅具有类似性，一些场景下还能混输混用，相互转化，互为补充。
天然气与氢能融合发展模式由制备领域扩大至储运及利用等全产业链场景（见图3）。天然气与氢能的融合发展，除了体现在上游制备领域，在储运及利用其他产业链环节亦可统筹规划布局。在中游领域，通过天然气管道掺氢运输、天然气管道改造输氢及气氢管道协同布局等可助力氢能大规模低成本储运。在终端领域，天然气与氢能在城市燃气、交通、发电、工业及化工等场景实现耦合利用，打造互补互济、低碳经济的新型能源体系。
管道运输及下游应用领域氢能与天然气融合发展现状。管道运输方面，根据氢气纯度可分为天然气掺氢管道和纯氢管道，前者是指在氢能发展初期，利用已有天然气管道，将氢气加压后输入与天然气混合输送的方式；后者则是指专门用于纯氢气运输的管道，铺设难度大，投资成本较高，是氢能管网建设的终极目标形态。根据金联创氢能数据库统计，截至2023年，中国氢能运输项目管道数量为30条，总里程约2239千米（含公布的规划和已建成项目，不包含规划未公布里程的项目），其中纯氢管道14条，管道长度约927千米；天然气掺氢管道14条，管道长度约1312千米。下游应用方面，目前掺氢天然气直接燃烧的应用场景可分为民用和工业用，其中民用主要针对家用燃烧器具，例如燃气灶具、燃气热水器等；工业主要用于工厂内大型锅炉燃烧和发电厂内大型燃气轮机燃烧。但是，目前掺氢天然气直接燃烧在民用和工业领域的应用均较少，只有小规模定点示范，主要受限于掺氢燃烧器具不成熟、缺乏相应法律法规和标准规范以及较高的氢气成本等因素。中国城市燃气协会的《报告》对“十四五”期间的终端应用目标做出展望：终端用户实现民用掺氢天然气区域性示范应用，总用户数超过1万户。此外开展1~2处工业锅炉、大型采暖锅炉、燃气轮机等大型设备示范应用。
结论及建议
第一，加大顶层设计支持力度。国家从顶层设计层面支持天然气与氢能融合发展，并制定天然气制氢、天然气掺氢运输、终端协同利用等领域管理细则，明确管理机构职责、补贴政策、标准规范等。
第二，推进示范项目进展。以政府引导、企业主导、多方参与、利益共享为原则，加强天然气掺氢示范项目的研究与布局，推动天然气掺氢产业规模化发展。
第三，建立多层次的金融支持体系。拓宽氢能建设的融资渠道，坚持战略升维与政策创新，在国际竞争中抢占制胜高地。
第四，加快研发环节国产化进程，扩大全球影响力。加大融合关键环节技术的研发和装备国产化，在我国建设一批具有全球影响力的示范项目。
第五，强化技术公关能力。加快研发小型化、橇装式、高效率的天然气制氢设备；加快天然气与氢能共输共用材料及设备的研发，为新建储运设施开展混氢、纯氢运输奠定技术基础，积极开展燃气锅炉适应性改造、燃气轮机掺氢、氢能分布式等技术研发，随着技术攻关和实验示范落地，逐步建立天然气与氢能全产业融合标准体系，引导产业健康、有序发展。