天然气掺氢与天然气掺氨技术对比，哪一种是优选？

在全球能源体系低碳转型的浪潮中，天然气作为清洁高效的化石能源，正面临着进一步降低碳排放的强大压力。在此背景下，天然气掺氢与天然气掺氨两种技术路径应运而生，成为传统天然气向零碳能源过渡的重要桥梁。本文将从技术特性、经济性、安全性、环境影响、应用场景等维度，对这两种技术进行全面对比分析，为行业技术路线选择提供参考。

1 引言背景：能源转型中的双轨路径

随着双碳目标的深入推进，中国能源结构正经历前所未有的变革。2025年1月1日正式实施的《中华人民共和国能源法》首次将氢能纳入国家能源管理体系，彰显了氢基能源在未来能源格局中的重要地位。在这一背景下，天然气掺氢和天然气掺氨作为两种备受关注的天然气低碳化利用技术，正在全球范围内开展示范与应用。

天然气掺氢技术是利用现有天然气管网设施，将一定比例的氢气掺入天然气中进行输送和利用的技术。根据国务院发展研究中心的报告，我国天然气管网掺氢虽处于起步阶段但已取得积极进展，截至2024年底，我国长输天然气管道总里程约12万公里，如掺氢比例为10%（体积比），每年能输送350多万吨氢气。而天然气掺氨技术则是将氨作为燃料与天然气混合燃烧，其中氨既是氢能载体又是零碳燃料。这两种技术路径均能有效降低天然气利用的碳排放，但在技术特性、经济性和应用场景等方面存在显著差异，值得深入探究。

2 技术特性对比：燃烧性能与排放表现


2.1 燃烧特性与稳定性


天然气掺氢技术的核心优势在于提升燃烧性能。氢气具有极高的火焰传播速度和宽广的可燃范围，掺入天然气后可显著改善燃烧特性。研究表明，当掺氢比例达到15%时，天然气燃烧火焰温度更均匀，减少局部高温区形成。这种特性使得掺氢天然气在燃气轮机和工业燃烧装置中表现优异，能够提高燃烧效率，降低不完全燃烧风险。

然而，氢气的高反应性也带来了一系列挑战。随着掺氢比例提高，燃料反应性会发生变化，可能造成火焰向上移动、燃烧时间过盈等问题，并增加氮氧化物的排放风险，甚至导致燃烧室超温过热。此外，氢气的低热值（约为天然气热值的30%）意味着按体积计算，掺氢会降低混合气体的能量密度，如需保持相同能量输出，则需增加气体流量。

相比之下，天然气掺氨技术面临的是完全相反的挑战。氨作为一种低反应性燃料，其层流燃烧速度仅为甲烷的1/5，且可燃范围狭窄（当量比0.8-1.4）。纯氨燃料存在点火困难、火焰传播速度慢和易吹熄等问题。将氨与天然气混合后，氨的燃烧性能得到显著改善，研究发现添加20-50%的甲烷可以通过甲基自由基链式反应加速氨的燃烧。但总体而言，氨-天然气混合燃料仍存在燃烧速度慢和点火延迟时间长的问题，需要专门优化的燃烧器设计来保持火焰稳定。

2.2 碳排放与氮氧化物排放


在碳排放方面，两种技术均能有效降低二氧化碳排放，但机理不同。天然气掺氢是通过氢气的稀释效应直接降低混合燃料的碳含量，据国际可再生能源署测算，掺混20%的绿氢比单纯使用天然气能降低约7%的温室气体排放。而天然气掺氨则是用零碳燃料替代部分天然气，氨不含碳元素，燃烧不产生二氧化碳，替代比例直接决定碳减排量。

在氮氧化物(Nox)排放方面，两种技术面临不同的挑战。对于天然气掺氢，由于氢气火焰温度高，在不当的燃烧条件下可能导致热力型NOx生成增加。不过，研究表明通过优化燃烧器设计，当掺氢比例达到15%时，氮氧化物排放浓度可从120mg/m降至82mg/m，低于《燃气燃烧器具排放限值》规定的100mg/m标准。

而天然气掺氨的NOx排放问题更为复杂，主要源于燃料型NOx机制——氨分子中的氮元素在高温下可直接参与NOx生成反应。实验数据显示，纯氨燃烧时NOx生成量高达500ppm，在某些条件下，掺氨天然气的NOx排放量甚至是纯氨燃烧的2倍。不过，通过采用富-贫分级燃烧、温和低氧稀释等先进技术，可将NOx控制在100ppm以下。

3 经济性与基础设施适配性


3.1 成本结构与技术成熟度


天然气掺氢技术的成本主要集中在氢气生产、管网改造和终端设备适配三个方面。根据国务院发展研究中心的分析，绿电成本不超过0.30元/千瓦时—0.50元/千瓦时的情况下，电解水制氢的理论成本为16.5元/千克—30.0元/千克。当氢气价格高于20.16元/千克时，按目前的体积计量计价就会亏本。此外，氢掺混后爆炸风险加大，需对天然气长输管道、城市燃气管网及终端用能设备进行系统性安全改造，以包头—临河输气管道项目为例，该项目建设管线全长约235公里，设计掺氢比例不高于10%，安全改造费用约需3亿元。

相比之下，天然气掺氨技术的成本主要来源于氨燃料生产和储运系统建设。氨作为成熟的大宗化学品，已拥有完善的生产、存储和分配基础设施。常温下压缩至0.8 MPa可变成液体，储存成本较低。根据相关研究，氨的单位储存能量成本低、体积能量密度高、方便运载，这些优势使得氨在储运环节相比氢具有明显经济性。然而，氨燃烧需要解决腐蚀性问题，燃烧器改造也需要额外成本。

从技术成熟度来看，天然气掺氢在全球已有较多示范案例，全球共有40多个示范项目，每年约2900吨氢气掺入天然气管网，掺氢比例最高达20%。日本Takasago工厂在大型燃气轮机中使用的天然气掺氢体积分数达到30%。而天然气掺氨技术则相对较新，但发展迅速，我国已研发出掺氨比例≥30%的燃烧器，燃烧试验取得成功，预计2026年可实现商业化销售。

3.2 基础设施适配性与利用效率


在基础设施适配性方面，天然气掺氢具有明显优势。我国已建成覆盖31个省份的天然气管网体系，全国一张网日供气能力超10亿立方米。研究表明，掺氢比例不超过20%时，天然气管道、阀门、仪表等设备无需大规模改造即可正常运行。利用现有管网远距离输送掺氢天然气（10%—20%体积比），较纯氢管道建设成本降低60%—80%。大规模、长距离输氢成本每百公里为0.3元/千克—0.8元/千克，远低于长管拖车和液氢罐车的输氢成本。

天然气掺氨的基础设施适配性较为复杂。虽然氨具有易于液化的特性，常温下压缩至0.8 MPa即可变成液体，且各国已建立了可靠的氨生产、存储和分配基础设施，包括管道、铁路、公路和船舶运输。但是，氨的输送通常需要独立的系统，难以直接利用天然气管网。这意味着氨燃料需要建立与天然气并行的储运体系，或者在终端利用地点附近建设氨储存与气化设施，再与天然气混合燃烧。

从能源效率全链条考量，天然气掺氢的能效取决于氢气来源。如采用绿电制氢，电-氢-电的总体效率相对较低；而作为储能手段，它提供了跨季节、大规模储存可再生能源的途径。相比之下，氨的能量转换效率也面临类似挑战，但从储运环节看，氨的能量密度高，储运效率远高于氢，特别是在长期储存和长距离运输方面具有成本优势。

4 安全性与环境影响综合评价


4.1 运输与储存安全


在运输与储存安全方面，两种技术路径面临不同的挑战。氢气具有极强的渗透性和易燃易爆特性，与空气混合后的爆炸范围宽(4%-75%)，远大于天然气。氢分子极小，容易引发材料氢脆问题，对管道材质、密封件及终端设备都有更高要求。尤其是在城市燃气场景中，氢气可能积聚在密闭空间，形成爆炸风险，需要加强泄漏检测与通风措施。

相较而言，氨具有刺激性气味，极低浓度下即可被察觉，这一特性在安全方面是一个显著优势。然而，氨具有毒性和腐蚀性，空气中氨浓度达到300ppm即可对人体造成伤害，高浓度氨泄漏可能引发公共健康事件。此外，氨对铜、锌等金属材料有腐蚀性，储存和输送设备需要选用相容材料。

从环境安全角度，氢气泄漏不会直接造成环境污染，但可能间接影响大气化学过程。而氨泄漏可能导致水体和土壤污染，促进水体富营养化。在燃烧过程中，若控制不当，氨燃烧可能产生N2O（笑气），这种温室气体的全球变暖潜能值是CO2的近300倍，对气候变化影响更为显著。

4.2 污染物控制与生态影响


在污染物控制方面，两种技术都面临氮氧化物(NOx)的挑战，但成因和控制策略不同。天然气掺氢主要通过优化燃烧器设计控制热力型NOx，而天然气掺氨则需应对更复杂的燃料型NOx问题，需要采用分级燃烧、选择性催化还原等综合措施。

值得注意的是，氨燃烧技术正在快速进步，通过富-贫分级燃烧、局部富燃等技术，可将NOx控制在100ppm以下。研究还发现，当混合气中氨含量大幅度升高后，在当量比高的情况下，未燃烧的氨与NOx会发生反应，反而降低NOx排放，这为高效低排放的氨燃烧技术开发提供了新思路。

从全生命周期环境影响来看，两种技术的环保性很大程度上取决于氢/氨的生产方式。目前，我国氢能结构中煤制氢占62%，天然气制氢占19%，这意味着如果使用化石能源制氢，掺氢技术的碳减排效果将大打折扣。同样，氨生产目前主要依赖高能耗、高排放的Haber-Bosch工艺，如果采用传统的灰氨，其全生命周期碳排放可能甚至高于直接使用天然气。因此，只有与可再生能源制取的绿氢和绿氨结合，这两种技术才能实现真正的低碳环保价值。

5 应用场景与发展路径分析


5.1 行业适用性与场景适配


天然气掺氢技术在以下场景更具优势：

城市燃气系统：低比例掺氢(不超过20%)可广泛应用于民用和商业燃气领域，英国HyDeploy项目涵盖668户家庭、12家商业用户及1所学校，采用20%比例掺氢天然气，验证了民用场景的安全性与可行性。

燃气发电：燃气轮机掺氢发电可实现快速调峰，提高电力系统灵活性。国家电投集团在湖北荆门市成功实现在运燃机30%掺氢燃烧改造和运行。

工业燃料：对火焰温度和控制精度要求高的工业加热场景，如玻璃、陶瓷等行业，掺氢可改善燃烧特性。

可再生能源储能：利用富余可再生能源制氢，然后掺入天然气管网输送，是实现可再生能源跨季节、大规模储存的有效方式。

天然气掺氨技术则在以下场景表现更佳：

燃煤电厂改造：在燃煤锅炉中实施煤-氨混烧，可大幅降低碳排放。国家能源集团燃煤锅炉混氨燃烧技术在国际上首次实现40兆瓦等级燃煤锅炉氨混燃比例为35%的中试验证。

大型工业锅炉：对于规模大、负荷稳定的工业加热场景，氨燃料便于储存和供应，具有经济性。

船舶动力：氨作为船用燃料正受到广泛关注，中日韩以及挪威、德国等欧洲国家，已经部署推进氨燃料动力船舶的商业运营。

氢能载体：氨作为氢的高效载体，可通过裂解制氢间接用于燃料电池或其他氢能应用。

5.2 发展阶段与政策支持


从发展阶段来看，天然气掺氢技术已进入示范应用阶段，多个国家已启动规模化试点。我国已在辽宁朝阳、湖北荆门、内蒙古乌海等多地开展掺氢示范项目，2023年，中石油将宁夏宁东天然气管道的掺氢比例提升至24%，经过100多天测试运行，这条397公里长的管线整体运行安全稳定。

天然气掺氨技术则处于技术验证与标准建立阶段。我国正在积极制定《天然气掺氨燃烧技术规范》国家标准，预计2026年完成。目前，低比例掺氨（掺氨比例<10%）MW级燃烧器已应用于多个项目，然气高比例掺氨（掺氨比例≥30%）燃烧器已进入工业验证阶段，预计2026年可实现商业化销售。

在政策支持方面，两种技术都被纳入国家相关规划。《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》明确探索输气管道掺氢输送等高效输氢方式；《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》则将绿氨燃烧列为煤电改造的重要技术路线之一。然而，国家层面的专项规划和标准体系仍待完善，特别是掺氢比例上限缺乏统一规范，制约了技术的规模化推广应用。

6 结论与展望

天然气掺氢与掺氨作为天然气低碳化的两条技术路径，各有优势与挑战，并非简单的替代关系，而是在不同场景、不同阶段具有互补性的技术选择。

从短期应用潜力（2025-2030年）来看，天然气掺氢技术更具优势，特别是在城市燃气、分布式能源等领域，低比例掺氢可以较容易地融入现有能源体系，快速实现减排效果。预计到2030年，我国可在西部地区风光发电基地沿线的天然气管道开展掺氢改造，改造后可以外输约58万吨氢气，消纳近290亿千瓦时绿电，部分解决西部风光发电基地弃风弃光的问题。

从中长期发展（2030-2050年）来看，随着氨燃烧技术的成熟和标准体系的完善，天然气掺氨将在大型电厂、工业锅炉和船舶动力等领域发挥更大作用，尤其是在实现更高比例的可再生能源消纳和更深度的脱碳方面潜力巨大。

对于政策制定者，建议明确两类技术的定位与分工，避免一刀切的支持政策。对于天然气掺氢，应优先完善标准体系，改革计量、计价方式，将掺氢的碳减排量纳入碳交易市场；对于天然气掺氨，则应聚焦技术研发与标准制定，支持示范项目建设，逐步解决NOx排放等关键技术问题。

对于行业参与者，应根据自身业务特点选择合适的技术路径。城市燃气企业可优先探索掺氢技术，在严格安全标准下开展试点；发电企业可同时关注两种技术，根据机组类型和区位条件选择合适路径；设备制造商则应前瞻性布局两类燃烧器的研发与产业化。

在双碳目标引领下，天然气掺氢与掺氨技术将共同推动天然气行业向低碳、零碳未来转型。通过科学规划、合理布局与有序推进，这两条技术路径将在中国能源体系绿色转型中发挥重要作用，为构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系提供有力支撑。