城市燃气绿色转型发展现状与展望
王超辉1，赵青松2，单乔3，徐昊2，程建锋2，吕凯2，郝蕴华2，胡周海2
（1.北京市燃气集团有限责任公司第五分公司， 北京 100082； 2.北京市公用工程设计监理有限公司， 北京 100124； 3.北京北燃实业集团有限公司， 北京 100124)
摘要：分析城市燃气绿色转型发展现状。氢气全部替代天然气方式技术难度大，建造成本高，经济性不显著。氢气部分替代天然气标准体系不健全，缺少相关试验验证，短期内很难快速发展。绿色天然气替代常规天然气方式，即沼气提纯制绿色天然气、绿氢和CO2甲烷化制绿色天然气、生物质气化制绿色天然气，有一定的工艺技术优势和标准体系优势。绿色天然气部分替代常规天然气的方式是城镇燃气绿色发展比较可行的方式之一，绿色天然气是未来燃气终端用户实现“双碳”目标的最容易的发展路径。
关键词：城市燃气；绿色转型；绿色天然气
王超辉，赵青松，单乔，等. 城市燃气绿色转型发展现状与展望［J］. 煤气与热力，2025，45（10）：83-88.
1 概述
随着我国“双碳”目标提出，天然气在促进能源结构转型、实现碳达峰、碳中和目标进程中发挥着重要的作用。2023年，我国天然气生产量为2 324×108 m3，天然气消费量为3 945×108 m3，液化天然气（LNG）进口量（折算成天然气）达到984×108 m3，管道天然气进口量671×108 m3，天然气对外依存度为约41%。天然气在我国一次能源消费结构中的占比升至8.5%，全国长输天然气管道总里程12.4×104 km，2014—2023年天然气消费量年均增加210×108 m3，年均增速高达11.3%，天然气已成为支撑中国社会经济发展的重要能源[1]。在碳中和目标下，预计我国2035—2040年的天然气年消费量将达到峰值6 000×108～6 500×108 m3，2060年的年消费量约为3 500×108～5 300×108 m3，在一次能源消费结构中占比10%左右[2]。预测我国天然气的消费总量在2040年之前将仍然增长，天然气在我国的一次能源消费结构中的占比也在逐渐上升，在实现碳达峰后才缓慢下降。在2040年之前燃气行业如何实现绿色转型发展和降碳目标成为一个需要解决的难题。在2040年之后随着燃气消费量下降，将会有大批燃气管道和设备闲置，如何保障城市燃气行业总产值稳定和燃气设施正常安全运转也是一个需要解决的难题。
2 城市燃气绿色转型发展现状
氢能是一种清洁、灵活、零碳、来源广泛的高效能源，可大规模生产、储运和分销，氢能开发利用可以实现对可再生能源兜底消纳，实现交通、冶金、建筑、城市燃气等难减排领域的碳中和，对于促进我国各个行业的低碳能源转型具有重要意义。在2025年1月1日实施的《能源法》中，氢能已经被定义为能源，已经将氢能作为能源来管理。
氢和天然气有着相似性，二者在常温下均为气态，在储运、增压、加注等方面相似，均可以采用管道运输，都可以冷却为液态，采用储罐远距离运输。我国有些省市的氢能政策和法规也是参照天然气的政策和法规制订的。天然气生产企业、输配企业和城市燃气企业在发展氢能有先天优势。国内各大天然气生产企业、输配企业和城市燃气企业已经在氢能促进城市燃气绿色转型、降碳减排方面做了有益的尝试，主要试验研究和示范方向如下。
2.1 氢气全部替代城市燃气方式
采用氢气全部替代城市燃气方式，建设与运营氢气长输管道和氢气公用管道替代城市燃气管道。氢气管道可以连接氢气的生产端和消费端，以管道形式实现氢气的集气、输配和分销。在氢气制取、输送和应用端均有相应的技术应用。中国石化规划了国内首条“西氢东送”氢气长输管道，起点位于内蒙古自治区乌兰察布市，终点位于北京市的燕山石化，管道全长逾400 km，是我国首条跨省（自治区、直辖市）、大规模、长距离的纯氢输送管道[3]。中国石油起自玉门油田首条中长距离输氢管道建成，正式对外输氢，该工程是甘肃省第1条中长距离输氢管道[4]。2024年7月中国石油河北省张家口市康保县至河北省唐山市曹妃甸开发区氢气管道工程勘察和详细设计阶段启动，该工程可以将内蒙古自治区和张家口、承德地区生产的绿氢输送至北京市和唐山市，满足两地氢能需求，有效缓解环境污染，满足节能减排的需要[5]。北京燃气集团规划了河北省张家口市到北京市延庆区的氢气管道，目前正在开展前期工作。
2.2 氢气部分替代城市燃气方式
采用氢气部分替代天然气方式，新建掺氢天然气长输管道和掺氢天然气公用管道，在一根能源管道内运输掺氢天然气，根据后端需求可以在管道的末端实现天然气和氢气的分离使用，或直接使用掺氢天然气。天然气掺氢输送可以利用已经建成的天然气管道，经过安全性评价或改造后输送掺氢天然气。国内已经开始尝试天然气掺氢输送。2024年11月，内蒙古包头—临河输气管道通气投产，该工程是国内首条具备掺氢输送能力的长距离高压天然气管道项目、内蒙古自治区重点天然气基础建设项目、内蒙古自治区石油天然气管道建设“十四五”规划重点项目[6]。
2.3 绿色天然气替代常规城市燃气方式
除了氢能和城市燃气融合发展的尝试外，天然气生产企业、输配企业和城市燃气企业在发展绿色天然气方面也做了尝试。绿色天然气包含生物天然气、可再生电力合成天然气、碳捕获与利用合成天然气等。绿色天然气作为一种环保型气体能源，在燃烧时不产生额外的二氧化碳排放，符合碳中和目标的要求。
我国已经有多家天然气生产企业、城市燃气企业尝试绿色天然气与常规城市燃气融合发展，把绿色天然气作为常规城市燃气的重要补充。预计到2025年我国的生物天然气年产量将超过100×108 m3/a，到2030年生物天然气年产量超过200×108 m3/a[7]。北京燃气集团提出了“1+N+X”计划，在北京建设1张燃气管网，收纳N处绿色天然气进入城市燃气管网，再提供X处绿色天然气使用场景。上海申能集团旗下企业上海申能环境科技有限公司联合上海燃气与松林食品3家公司，将养殖场沼气组分分离、纯化，生产满足GB 17820—2018《天然气》一类标准的绿色天然气，达标后并入上海燃气金山天然气公司管网，年产绿色天然气约175×104 m3/a[8]。2024年9月3日中国石油西南油气田与舍得酒业股份有限公司生物天然气合作项目签约仪式在成都举行，标志着中国石油首个生物天然气项目正式落地，提纯后的生物天然气各项指标将达到GB/T 41328—2022《生物天然气》一类标准，可通过西南油气田内部管网实现互连互通、绿色利用[9]。
3 我国绿色天然气生产工艺
3.1 沼气提纯生产绿色天然气工艺
沼气是一种多气体混合物，其主要组分为CO2和CH4，甲烷体积分数为55%～70%，二氧化碳体积分数为30%～45%。还含有少量的H2S、N2、水蒸气和其他组分。沼气中的CO2降低了沼气的热值，限制了沼气的利用范围。沼气提纯是指去除沼气中的杂质组分，使之成为甲烷含量高、质量要求符合GB 17820—2018要求的天然气，可以直接接入天然气管网。
目前已实现商业化应用的沼气提纯技术主要包括化学吸收法、物理吸收法、变压吸附法、膜分离法和低温分离法等。无论采用哪种沼气提纯方法，分离出的CO2一般直接排放。沼气分离出的CO2是光合作用所固定的空气中的碳，直接排放不计入碳排放量。
目前已经有生物氢烷转化技术，通过清洁能源发电制取绿氢，向沼气中添加绿氢，可以把沼气中的CO2还原为CH4，然后再提纯沼气，提高了沼气提纯生成绿色天然气的产率，减少了碳排放[10-12]。生物氢烷转化技术是一种技术可行和经济可行的技术，可以结合沼气的生产使用，不仅提高沼气生产企业的经济效益，还可以消纳可再生能源生产的绿氢，减少CO2的排放，该技术有很好的推广价值。
3.2 绿氢和二氧化碳直接合成绿色天然气工艺
CO2加氢生产甲烷的反应被称为CO2甲烷化，该技术可以减少能源行业对常规天然气的依赖。世界上最先开始研究CO2甲烷化技术的国家是日本。日本东北大学和日立造船株式会社在1995年合作建立世界上首个CO2甲烷化技术原型。德国首次提出大规模的电力和天然气的能源系统转化新概念，即电转气（Power⁃to⁃Gas，PTG）技术，该技术利用可再生余电（如风能或太阳能余电）电解水生产绿氢，将间歇性可再生能源转化并储存为稳定的化学能。氢气作为一种极易泄漏和极易爆炸的气体，其储存和运输过程中存在诸多风险，缺少专门输送氢气的管道，且目前氢气在能源行业的消纳能力有限，增加了氢气实际推广应用的难度。使用绿氢和CO2生产绿色天然气，可以使用现有的天然气管道系统输送绿色天然气到终端用户，可为终端用户提供可行的碳减排和碳中和实施方案。CO2可以从油气田、化工厂、炼钢厂、燃煤电厂的生产过程收集，实现CO2捕集。绿氢和二氧化碳直接合成绿色天然气，不仅能够有效利用绿氢和工业排放的CO2、降低环境污染，而且能够生产出高附加值的化工产品，具有广阔的应用前景和市场潜力，有利于“双碳”目标的实现。
绿氢和二氧化碳直接合成绿色天然气可以减少碳排放，将化石能源生成的CO2转化为气体燃料。这项技术充分使用可再生能源发电和制氢，提供了一种碳循环的全新思路，是实现清洁能源和天然气能量转换的一种有效方式。绿氢和二氧化碳直接合成绿色天然气工艺是一个强放热过程，可以在CO2丰富的油气田、化工厂、炼钢厂、燃煤电厂等附近建厂，为工业CO2捕集提供应用场景，减少原料远距离输送，降低绿色天然气生产成本，实现CO2综合利用，绿氢和二氧化碳直接合成绿色天然气工艺产生的余热可供油气田、化工厂、炼钢厂、燃煤电厂使用。该工艺在国外已经有实施案例，奥迪公司在德国Werlte已建有一套采用两步法工艺生产绿色天然气的装置，采用可再生电力电解水，然后用氢气和二氧化碳合成绿色天然气。
有研究预测，到2030年时绿氢和二氧化碳直接合成绿色天然气的产能将达到40×108 m3/a，最乐观估计可达650×108 m3/a。与常规天然气开采生产技术相比，绿氢和二氧化碳直接合成绿色天然气工艺仍然存在经济性差的问题[13-14]，未来若能降低成本，有望实现大规模绿氢和二氧化碳直接合成绿色天然气。
3.3 生物质气化合成绿色天然气工艺
生物质能储量丰富，是仅次于煤、石油、天然气的能源载体。生物质具有廉价易得、可以再生、灰分低、硫氮等杂质含量少等优点，使用生物质可以降低污染物的排放，减少大气污染。生物质能利用过程中放出的CO2是生物质在生长过程中吸收固定大气中的碳，生物质最终的CO2排放属于零碳排放。生物质气化合成绿色天然气是一条非常有前景的发展路线。
以生物质为原料通过气化合成绿色天然气通常需要若干转化步骤。生物质与气化剂（如水蒸气和氧气）发生气化反应，得到粗气化气，该气体主要包括H2、CO、CO2、H2O、CH4、焦油及一些杂质。气体净化后得到H2与CO物质的量比通常是0.3~2.0的混合气，通过添加额外的绿氢，CO和H2反应产生甲烷和水，工艺需要H2与CO物质的量比大于或等于3，满足甲烷化反应的需求，合成绿色天然气。生物质经气化和甲烷化制备合成绿色天然气技术污染小、投资风险较低且市场广阔[15-16]。
我国有大量廉价的农作物秸秆、林业废弃物和城市园林废弃物，在生物质丰富的地区建设生物质气化合成绿色天然气工程，既就近消纳生物质资源和绿电绿氢，绿色天然气注入天然气管网，缓解化石能源短缺现状，又解决了生物质秸秆就地焚烧、林业和园林废弃物占据空间带来的环境污染、火灾隐患等问题。
4 城市燃气绿色转型存在问题分析
4.1 氢气全部替代城市燃气方式存在的问题
建设氢气管道输氢可以解决氢气长距离大批量输送难题，通过控制氢气输送环境，可以有效避免氢气被污染和氢气泄漏问题，氢气管道输氢能够保障输送氢气质量的稳定性和可靠性。相关研究表明，纯氢气管道运输方式相比其他氢气运输方式，在75%～100%负荷率最具备经济性[17-18]。
当前建设氢气管道面临3个方面的技术挑战：
① 氢气管道的强度。抗氢脆材料以及氢气管道的设计制造、焊接施工、热处理、管道防腐等关键技术研究基本在起步阶段，需要加大研究力度，尤其是低成本氢气管道相关工艺技术研究。
② 相关氢气装备国产化研究。大流量氢气压缩机、氢气计量设备、氢气阀门、检测仪表仪器等核心设备材料国产化程度严重不足。
③ 缺少氢能国家标准。氢能管道设计、制造、施工、检测、运行、维护等方面还没有国家标准出台，近年来部分颁布的团体标准或企业标准没有与国际标准接轨，和国际氢能技术交流还存在障碍。
总体来看，我国目前氢气管道相比天然气管道在设计、施工、检测和维护等方面难度大，过程复杂，建造成本高。在氢能示范应用初期，加氢站、氢能供热、氢能发电等用氢场景有限，终端用户需氢量不大，且氢气消费终端少且零散，氢气网络不完善，直接建设大规模氢气管道经济性不显著。这些都是目前管道输氢难以大规模建设的主要原因。氢气全部替代天然气方式未来可能是主要气体能源供给方式之一，但是目前还没有到大规模发展的时机。
4.2 氢气部分替代城市燃气方式存在的问题
将氢气掺入天然气管网系统进行输送，可以充分利用既有天然气管网设施，将氢气直接输送到各地的终端用户，实现了氢气的长距离输送，又可以节省新建氢气输送管道的成本。天然气管道掺氢输送被认为是目前最具应用前景的大规模、长距离氢气输送技术，也是国内外研究的热点[19-20]。氢气掺入天然气管道运输可以缓解我国天然气供应压力，有助于提高我国天然气自行供给能力，协助天然气终端用户实现降碳目标，助力我国达到碳中和目标。氢气与甲烷相比，在密度、热值、扩散特性、爆炸区间范围、最小点火能量、火焰温度、燃烧特性等物理化学性质方面差异较大，且目前没有掺氢天然气国家标准，当前天然气管道标准体系未涵盖掺氢天然气。使用天然气管道输送掺氢天然气带来以下难题。
① 国家在掺氢天然气顶层设计方面缺乏相关专项规划及国家标准体系，掺氢天然气项目立项难，项目实施和运行也很困难。
② 在掺氢天然气管网方面，存在掺混均匀性、掺氢波动性、管道阀门及密封材料相容性、材料氢损伤等问题。掺氢天然气进入天然气管网后，将改变天然气管道内原有天然气的气质储运条件，从而对管道系统的运行工况、管网设备仪表系统适应性、安全性能、管道与仪表维护等产生影响。
③ 在终端用户方面，存在燃气互换性、燃气热值稳定、使用安全性等影响。
氢气部分替代天然气方式未来可能是气体能源过渡阶段主要供给方式之一。将氢气掺入天然气管网系统将是一个逐步测试与试验、局部示范和再逐步推广的缓慢过程，全国大范围天然气掺氢应用还有很长的路要走。
4.3 绿色天然气替代常规天然气方式存在问题
绿色天然气和常规天然气体物理和化学性质完全相同，绿色天然气可以完全契合常规天然气标准体系和输配系统，不存在生产体系适应性问题、输配系统适应性和终端用户适应性问题，可以直接使用现有的天然气管网系统接收、储存、输送和分销绿色天然气，可以满足常规天然气的所有应用场景。2019年，国家发展改革委、国家能源局等十部委联合印发《关于促进生物天然气产业化发展的指导意见》，明确提出鼓励沼气提纯后可以接入天然气管网。绿色天然气直接接入天然气管网不存在技术难题，是天然气生产企业、输配企业和城市燃气企业可以立即实施的城市燃气绿色转型和降碳减排有效手段。但是目前绿色天然气生产、收集和输送发展速度较慢，还存在一些需要改进的短板，比如沼气提纯中，从沼气中分离出的二氧化碳未能有效利用，基本上直接排放。
5 城市燃气绿色转型展望与建议
我国政府已明确提出到2060年非化石能源消费量占能源总消费量80%以上的战略目标[21]，能源供应体系将由以化石能源为主体转向以可再生能源为主体。光伏、风能等可再生能源存在不稳定、不连续、不可预测、不易储存的短板，很难长时间稳定供应，以可再生能源为主的能源系统须配套燃气发电、热待机灵活煤电、抽水蓄能、电化学储能等多种方式并存的灵活调节体系。可再生能源的集中生产地多为我国北部或西北干旱和偏远地区，配置储能系统难度大、投资高、经济性差，生物质能源资源地和消费地分离。绿色天然气可以很好地利用现有天然气管网系统和现有天然气标准体系，实现可再生能源的消纳和远距离输送。尤其在2030年碳达峰，常规天然气减量发展后，发展绿色天然气可以充分利用天然气管网设施，保障天然气稳定、安全供给。
发展绿色天然气是天然气行业实现“双碳”目标最容易实现的发展路径，是发展前途和条件最好的路径之一。绿色天然气目前还在起步阶段，存在不少问题需要解决。本研究对我国发展绿色天然气产业的建议如下：
① 各级政府主管部门尽早出台绿色天然气专项规划，将绿色天然气作为常规天然气的重要补充，加强绿色天然气规划与常规天然气规划的协调衔接。绿色天然气因地制宜，根据实际与当地城镇天然气管网相衔接。制定适合国情的绿色天然气产业发展实施路线图，开展绿色天然气认证和碳减排认证、绿色天然气交易认证工作。
② 建立绿色天然气标准体系，引导绿色天然气行业健康规范有序发展。
③ 建立绿色天然气行业协会，促进绿色天然气全产业链协同发展，建立有效的共享平台与合作机制，积极引导绿色天然气生产企业、城市燃气企业、设备制造企业、科研机构、高等院校等相关单位广泛参与绿色天然气产业，建立有效的跨行业沟通共享平台与合作机制。
6 结论
① 氢气全部替代天然气方式技术难度大，建造成本高，经济性不显著。
② 氢气部分替代天然气标准体系不健全，缺少相关试验验证，短期内很难快速发展。
③ 绿色天然气替代常规天然气方式，即沼气提纯制绿色天然气、绿氢和CO2甲烷化制绿色天然气、生物质气化制绿色天然气，有一定的工艺技术优势和标准体系优势。绿色天然气部分替代常规天然气的方式是城镇燃气绿色发展比较可行的方式之一，绿色天然气是未来燃气终端用户实现“双碳”目标的最容易的发展路径。
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（本文责任编辑：李欣雨）
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