氢能作为一种可显著减少CO2排放的可持续能源途径而日益受到重视，其应用不仅限于燃料电池汽车领域，在建筑、工业等行业也有很好的应用潜力。天然气行业势必会受到一定的冲击，同时也伴随着新的发展机遇。
国际上氢能研究主要基于两点：气体能源的可储存和终端使用的无碳、环保特性。前者可借助既有天然气系统的基础设施，实现大容量、长时间的储存，改善可再生能源电力的供应稳定性，即基于氢能的电转气技术；在不同国家氢能的利用有不同的侧重领域，如德国优先在高能耗的工业工艺中用氢来置换天然气，交通领域中燃料电池汽车主要用于公共交通，小型汽车则以电动为主。在日本，氢燃料电池乘用车则成为技术应用的主要领域。
国内氢能技术的研究基本由燃料电池汽车主导，更多关注于构建新型、绿色的出行方式。包括燃料电池汽车的技术集成和加氢体系的建设。对于氢能可能对自身业务的影响，城燃公司尚缺乏足够客观、清醒的认识。
众所周知，欧洲燃气行业在过去20年中经历了垄断经营的瓦解和在环保与政策扶持下的新能源快速发展的双重冲击，并因此而逐步走向衰落。下图是德国2000年~2016年间新建建筑采暖用能的结构变化，天然气采暖的占比由2000年的76.7%下降到2016年的46.3%。
德国2000年~2016年新建建筑中的采暖用能结构变化 ▼
下图给出了同期德国新能源发电的变化，2000年新能源发电的贡献不到10%，2016年已超过30%。同一时段内，天然气的消费量呈现基本不变、缓慢下降的态势。
德国天然气消费与新能源发电的变化2000年~ 2016年 ▼
可以说，采暖市场中天然气份额的下降，一方面是新能源发电技术的快速扩张和终端用户侧热泵技术的进步，另一方面是燃气公司长期垄断造成的经营惰性，以及对新能源技术不甚重视的轻慢态度。
如今国内氢能的发展热度与态势，较之欧洲当年的新能源发电技术有过之而无不及。回顾国内20多年天然气的快速增长过程，传统的城燃公司业务，过去从未、未来也不会直接受益于国家的鼓励与扶持产业政策。相反地，各种新能源技术包括氢能，均已列入不少城市乃至省、国家级的发展规划，享受着资金、政策的双重宠溺。
为避免重蹈欧洲燃气行业公司的覆辙，结合国内天然气与氢能技术与装备、政策现状，从“拥抱氢能”的角度，建议城燃公司可开展以下两项工作。
夭然气管网掺氢
气体能源在能量储存方面有很大的优势。电池、压缩空气等储能方式可以维持几小时至几天内的电力平衡，但难以大规模储能、平衡几周甚至几个月的电力供需。气体能源可实现长时间能量储存，用于平衡电网高峰和低谷，对可再生能源发电的实施有着十分重要的意义。
氢能的电转气技术（P2G）将电能转化为化学能，通过电解水产生氢气，氢气可以直接使用、通过高压储罐储存或注入到现有天然气管网中，也可进一步反应制取甲烷。电转氢的效率为75%-85%，而电转甲烷效率为45%~60%。将氢气转化为甲烷效率不高，且工艺复杂，需要提供CO2或CO作为原料，但其优势在于可以大量注入天然气管网中。若将氢气直接注入天然气管网中，虽然允许的掺混比例并不高，但能大幅降低成本，消纳多余电力，改善气网和电网的性能。我国首个电解制氢掺入天然气管道的项目——国家电投天燃气管道掺氢示范项目近日已进入试验阶段。
前已述及，氢气易导致金属材料产生氢脆，因此应重新对天然气管网疲劳寿命及安全进行评定，且管道裂缝、凹痕和疲劳等危害的评判标准也应有所改变。针对氢气的强渗透作用，管道试压和吹扫等要求也需相应修订。此外，氢气的密度和扩散能力与天然气相比有较大差别，不同的掺氢位置、时间间隔和流量配比会对管网水力和下游浓度变化造成很大影响，需通过水力模型预测并进行现场测试，探究合适的掺氢工艺机制。工业和发电领域燃烧设备造价昂贵，且燃气组分变化时，易出现燃烧问题，导致设备故障或损坏。民用燃烧器数量多、分布广，当管网中燃气组分发生变化时，易出现离焰、回火、黄焰和不完全燃烧等问题，需首先对用户设备在各种掺氢比例下的性能进行基于互换性的研究，确定允许的掺混比例，必要时对设备进行调试或更换。
城燃公司可以此为契机，积极开展天然气管网掺氢相关科研工作，占据市场，并借此机会加强用户侧设备服务，提升用户体验，减少燃气用户流失。更重要的是，一旦这一技术路线的可行性得以验证，就能利用其既有管道的储能优势，确立在氢能时代的行业地位。
天然气制氢工艺集成——加氢站的布局
2030年前，可再生能源发电制氢难以实现规模化和商业化；到2050年，传统制氢方式才有可能被替 代旳。2015年以来，我国每年制氢总量在2400万t左右，其中天然气制氢仅占15%远低于全球平均水平，并且考虑到逐年上升的氢能需求，天然气制氢市场有着非常好的发展前景。
加氢站等氢能基础设施对氢能汽车的发展至关重要。2018年全球加氢站新增48座，共建成369座， 其中日本100座、德国71座、美国71座叫氢能协会目标在2025年建成3000座加氢站网。截至2018年12月，我国共有加氢站24座，中国汽车工程学会在《节能与新能源汽车技术路线图》中提出，到2020年、2025年、2030年，加氢站数量将分别超过100座、300座和1000座。
国内许多城燃公司既有大量的天然气加气站，又有垄断的管道资源条件，在场地条件允许的前提下，将加气站改建为加氢站，可利用管道天然气生产车用氢、并为燃料电池汽车加氢。
下图给出了电价0.4元/kWh~0.9元/kWh、气价2.5元/m?-4.5元/nr情况下，单位质量氢的生产成本。计算基于某气体公司的成套设备性能，其中未考虑场地等建设费用与人工成本，但是与目前国家补贴下的氢成本40元/kg相比，还存在可观的利润空间。
天然气制氢的成本 ▼
燃气公司应大力发展天然气制氢业务，并与CCS技术结合，实现从灰氢到蓝氢的转变，同时依托制氢厂建设加氢站，加快布局，抢占市场先机，并且可利用已建成的加气站，实施加气站、加氢站联建模式，降低成本，扩大服务范围。
结论
（1）由可再生电力或核电生产绿氢是氢能发展的最终目标，但成本降低和技术进步尚需较长时间， 与CCS技术结合由化石燃料制得的蓝氢是由灰氢过渡到绿氢的必经之路，其中天然气重整的效率最高、成本最低。
（2）氢气输送方式包括压缩氢气槽车、液化氢气罐车、氢气管网、天然气管网掺氢等方式。其中，天然气管网掺氢方式可大幅降低运输成本，促进氢能利用，但管道腐蚀、输送安全、终端设备燃烧稳定性等问题限制了发展，有待于针对性的研究、突破。
（3）氢气应用领域主要包括交通、建筑供热、工业和发电，目前国内研究集中于交通领域。氢能的应用主要受限于燃料电池技术的发展和终端技术的成本下降。
（4）P2G技术可发挥氢气在储能方面的优势，天然气管网掺氢是氢气作为燃料利用效率最高的方式，城燃公司可抓住这一契机，开展管网安全、燃烧稳定性等相关项目研究，占据市场。
（5）可再生能源发电制氢在短时间内难以实现规模化和商业化，我国天然气制氢占比远低于全球平均水平。加氢站等氢能基础设施对氢能汽车的发展至关重要。燃气公司可因地制宜发展天然气制氢业务，并与CCS技术结合，依托既有的管网优势加快布局，实施加气站、加氢站联建模式，降低成本，抢占市场先机，扩大服务范围。
