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发布：2026-06-03 · 事件：2026-06-03 08:07:12

环球零碳 碳中和领域的《新青年》 撰文 | 小博 编辑 | 小澜 → 这是《环球零碳》的2005篇原创 氢能被视为未来能源，是实现碳中和的重要抓手，尤其在难以电气化的领域具有不可替代的作用。 在众多氢能利用路径中，利用现有天然气管网掺氢，被认为是中国绿氢规模化最经济、最快速的路径之一。 相比重新建设专用输氢管网，天然气管网掺氢能够利用既有基础设施，降低初期投资成本，因此受到欧洲、中国等多个国家和地区关注。 目前，中国有10万公里天然气管网，每年输送天然气约3850亿立方米。

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环球零碳 碳中和领域的《新青年》   撰文  |  小博 编辑 | 小澜 → 这是《环球零碳》的2005篇原创 氢能被视为未来能源，是实现碳中和的重要抓手，尤其在难以电气化的领域具有不可替代的作用。 在众多氢能利用路径中，利用现有天然气管网掺氢，被认为是中国绿氢规模化最经济、最快速的路径之一。 相比重新建设专用输氢管网，天然气管网掺氢能够利用既有基础设施，降低初期投资成本，因此受到欧洲、中国等多个国家和地区关注。 目前，中国有10万公里天然气管网，每年输送天然气约3850亿立方米。同时，中国又拥有全球规模最大的风电和光伏发电体系，2023年风光发电量已超过3万亿千瓦时。 在这样的背景下，利用西部丰富的风光资源制取绿氢，再通过现有天然气管网向东部负荷中心输送，成为许多研究和产业规划中的重要设想。 不过，这条被广泛讨论的路线，是否真的能够支撑中国未来大规模绿氢发展？ 近日，北京大学城市规划与设计学院、广东省能源转型风险感知与可持续治理重点实验室张浩然研究员团队在Cell Press细胞出版社交叉学科期刊Nexus发表题为"Can Renewable Hydrogen Blending Support a Nationwide Pathway in China"的研究论文，对天然气管网掺氢的解决方案，提出不同看法。 论文整合了15470座风电和光伏电站数据，涉及超过1.35亿条小时级发电记录，同时结合全国天然气主干管网超过20万条运行数据，对绿氢生产、运输、注入和终端利用全过程进行了模拟分析。 这是目前我看到的关于中国天然气掺氢空间分析中数据规模最大的研究之一。目的就是要回答这样一个问题： 假如中国真的把天然气管网掺氢做成全国战略，能不能跑通？ 这篇研究论文对中国天然气管网掺氢的全国性可行性进行了系统评估。研究结果显示，尽管天然气管网掺氢在部分区域具有现实价值，但从全国范围来看，中国绿氢资源分布与天然气管网结构之间存在显著空间错配，全国性推广面临难以回避的结构性约束。 研究论文还有一个重要发现，即管网掺氢出现一个“三难困境”。在大规模注入能力、好的投资回报率、显著减排效果三者之间，中国没有任何区域能同时满足这三个目标。 研究提出，全国性铺开管网掺氢并非最优路径，聚焦少数优势走廊才是更有效的策略。 01 全国掺氢能力高度集中于西北和华北 研究首先回答了一个基本问题，即全国各地的可再生氢生产能力和管道容纳能力是否匹配。结果表明（图1），只有西北和华北两个区域同时具备大规模制氢能力和管道容纳空间。 图1 ：掺氢能力分布分析 研究发现，中国天然气管网能够承载的大规模掺氢能力并非均匀分布，而是高度集中在少数区域。 其中，西北地区和华北地区是全国仅有的两个同时具备大规模绿氢生产能力和天然气管网消纳能力的区域。 测算显示，西北地区可实现约78亿立方米氢气当量注入能力，华北地区约为74亿立方米，全国超过70%的掺混容量集中在西北和华北的上游干线上。 其余地区要么弃电资源不足（西南、华中），要么管道容量有限（东部沿海），根本不具备规模化掺混的条件。 形成这一格局的原因在于资源和基础设施的双重叠加。 一方面，西北地区集中了我国大部分大型风光基地，弃风弃光资源丰富，具备低成本制氢条件；另一方面，该区域也是西气东输等国家天然气主干管道的重要起点，天然气流量巨大，能够提供较高的掺氢容量。 02 经济账最佳区域并非资源最丰富地区 更值得关注的是，经济可行性呈现出完全不同的地理分布，注入能力最高的区域并不意味着经济效益最好（图2）。 图2 经济效益分布分析 研究团队分别对全国各区域项目进行了投资回报率测算，并以6%的收益率作为经济可行性基准。 结果显示，东北地区反而成为全国经济表现最好的区域。 其中，98.8%的风电制氢项目以及29.4%的光伏制氢项目投资回报率超过6%。 研究认为，这主要得益于东北地区距离华北负荷中心较近，运输距离较短，压缩和输送成本明显低于西北地区。同时，当地弃风资源相对丰富，也有助于提升电解槽利用率。 相比之下，拥有最强资源禀赋的西北地区却面临显著成本压力。 由于氢气需要沿天然气主干管线长距离输送至东部市场，平均运输距离接近2000公里。研究测算，仅运输环节就会带来相当于每立方米氢气3.94元的成本，这吃掉了大部分利润。 受此影响，西北地区96.3%的光伏项目和44.3%的风电项目未能达到6%的收益率门槛。 西南地区则受限于风光资源条件和电解槽利用小时数不足，同样面临较高成本压力。 研究指出，在天然气掺氢体系下，决定项目经济性的关键因素并非电解槽技术本身，而是弃电资源、运输距离和基础设施布局之间的空间组合关系。 03 长距离运输削弱减排效果 除了经济性，研究还重点评估了绿氢掺混天然气后的全生命周期减排效果。 结果显示，运输距离成为影响减排效果的决定性因素（图3）。 图3 减排效益分布分析 在靠近消费中心的华北、华东和华南地区，氢气运输距离通常只有数百公里，全生命周期排放水平约为每公斤氢气2.8公斤二氧化碳当量，仍能够实现每公斤氢气约10公斤二氧化碳的净减排效果。 但随着运输距离增加，情况迅速发生变化。 在西北地区，由于氢气需要通过长距离天然气管网输送至东部市场，运输过程中额外的压缩能耗和泄漏损失显著增加。 研究测算显示，当运输距离接近2000公里时，绿氢全生命周期排放水平上升至每公斤氢气13-14公斤二氧化碳当量。 当运输距离超过1500公里后，仅运输环节产生的排放就可能超过每公斤氢气9.8公斤二氧化碳当量。 研究发现，约39%的西北项目，其运输过程产生的额外排放已经抵消了绿氢本身的大部分减排收益。 用西北的绿电制氢、千里迢迢送到东部燃烧，可能比直接用天然气还不绿，减碳效果被长途运输吃掉了。在全国尺度下，绿氢资源最丰富的地区，未必能够获得最佳减排效果。 04 天然气网络与氢气网络难以重合 论文最核心的发现来自对全国能源网络结构的分析。研究指出，天然气网络和氢气网络遵循完全不同的空间逻辑。 天然气系统长期形成了“西气东输”的结构特征，即资源集中在西部，消费集中在东部。 但氢气掺混运输并不能简单复制这一模式，原因在于天然气管网掺氢具有明显的“空间排他性”。 当氢气在上游节点注入后，会随着天然气共同流向所有下游支线。由于管道掺氢比例受到安全约束限制，一旦上游占用了掺氢额度，下游节点能够继续注入的空间就会受到挤压。 研究将这种现象称为“空间排他资源”。 在这种约束下，全国超过70%的掺氢能力必须依赖上游干线走廊实现。然而，经济性最佳区域和减排效果最佳区域却主要位于中下游地区。 研究团队进一步分别构建了以注入规模最大化、经济收益最大化和减排效果最大化为目标的三种优化情景。 结果显示，无论采用哪种优化目标，氢气流动网络都无法复制天然气网络的空间结构。 即使在追求最大注入规模的情景下，天然气管网实际利用率也只有约11%；而在追求减排效果的情景下，利用率进一步下降至不足9%。 与此同时，大量上游注入能力长期处于闲置状态。 研究指出，即使采用不同优化策略，全国范围内仍有超过60%的上游掺氢能力无法得到有效利用。 论文认为，这种结构性错配并非由项目选址造成，而是由中国风光资源分布和天然气管网拓扑结构共同决定的结果。 研究结论显示，天然气管网掺氢在局部区域具备现实价值，但作为全国性绿氢发展路径，其规模化推广面临资源分布、经济性和减排效果之间难以同时满足的系统约束。 研究的核心结论是，全国性铺开氢掺混并非中国氢能管输的最优方向。 更有效的策略包括三个方面： 第一， 聚焦华北走廊，这是全国唯一能同时兼顾规模和效益的结构性通道。 第二，西北转向本地消纳，优先发展工业用氢、合成氨、区域氢能枢纽，而非远距离管输。 第三，东部发展专用设施，依托港口进口和产业集群，建设独立于天然气管网的氢基础设施。 对于管网运营企业而言，本研究提供了一个关键启示。氢掺混的价值不在于覆盖面广，而在于选对走廊。 与其在全网均匀推进试点，不如集中资源打通少数几条资源与管道高度耦合的优势通道，实现真正的规模效应和经济可行性。 研究团队介绍： 论文第一作者为北京大学城市规划与设计学院李焱楠硕士生，通讯作者为北京大学城市规划与设计学院、广东省能源转型风险感知与可持续治理重点实验室主任张浩然研究员。团队以能源地理与管网系统科学为核心方向，围绕大规模能源网络的空间优化与可持续转型开展前沿研究。 ------- 参考资料 1，论文链接： https://doi.org/10.1016/j.ynexs.2026.100149 2，Nexus  Journal：北京大学团队｜十万公里天然气管网能否撑起中国氢能输运版图  END 热门阅读 独角兽爆雷，装机腰斩，工商储为何突然崩了？ 绿电直连加速复制，“西电西用”扭转新能源消纳格局 氢氨醇项目开工率不足3%，年底前40%氢能企业将消失？ 尴尬的美国光伏：组件宣称70GW，电池片仅3GW