中国机会｜GE Vernova：中国将率先跑通绿氢商业化，绿氢燃机2030年迎拐点

尽管氢能产业的规模化发展仍面临多重制约，但业内已渐成共识：中国有望在全球率先跑通绿氢商业化。

第九届进博会期间，燃机巨头GE Vernova与北京大学能源研究院联合发布的《中国绿氢燃机应用与展望》报告认为，绿氢燃机（以可再生能源制取的氢气为燃料，包括掺氢和纯氢燃烧）的经济性拐点预计出现在2030年前后；2030年前，绿氢燃机以技术攻关和示范工程为主，尚不具备市场竞争力；2030年后，随着制氢和储运成本下降、市场机制逐步完善，化工园区等优势场景有望率先跨越经济性拐点，绿氢燃机逐步走向规模化商业应用。

长时储能视角下的绿氢

“绿氢燃机是把风光资源转化为系统级可靠电力的重要技术。”北京大学能源研究院副院长杨雷在报告发布会后对澎湃新闻等媒体表示，对中国而言，绿氢作为长时间大规模的储能方式，已经不是能源转型中的一种可选技术，而是必须提前布局的战略选择。

高比例新能源系统需要覆盖不同时间尺度的调节资源。杨雷分析称，抽水蓄能和电化学储能提供的是小时级到日间级的调节能力，真正具备长时、大容量、跨季节存储和调节潜力的，一个是储热，一个是氢储能技术，而前者的可行性受限于供暖等场景。“风光新能源的发电量占比尚低时，火电就可满足长时段储能需求。而新型能源体系下风光发电量成为主体，氢能作为规模化长时储能成为必选项，尤其是随着经济性改进，我们认为它的应用空间可能会更大。”

通用电气能源投资（中国）有限公司董事长许欣补充说，可再生能源大规模并网给电网稳定运行带来新挑战。氢燃机的角色在于：一方面可支撑电网稳定，从而提高电网对可再生能源的接纳能力；另一方面，燃机掺氢或纯氢燃烧又可为富余可再生能源提供更多消纳途径。

对绿氢价值的判断，业内并无分歧。中国工程院院士、全国天然气标准化技术委员会主任黄维和在进博会期间举行的行业论坛上表示，加快发展绿氢迫在眉睫。风光新能源装机规模已超火电，2035年将翻番至36亿千瓦，2060年将达88亿—100亿千瓦。氢是风光消纳不可或缺的能源转换方式，预计到2060年绿氢总量将达到约1亿吨，终端消费占比11-14%。加快绿氢发展，亦有利于缓解可再生能源的弃风弃光。

“从理论和工程层面看，燃机掺氢不存在根本性障碍，GE Vernova已经积累了850万含氢燃料运行小时，验证了技术可行性。”许欣对澎湃新闻介绍，该公司旗下燃机已具备不同比例氢气燃烧的能力。其中，LM6000 VELOX航改型燃机具备100%燃氢发电能力；LM2500航改型燃机具备高达85%的氢气燃烧能力；9HA.01、9HA.02重型燃机具备50%掺氢燃烧能力。

不确定性集中在氢能的经济性与市场机制上，但许欣对此颇为乐观。他分析，在制氢端，中国电解槽价格近年来下降较快，制氢能力较强，这一趋势还将延续；当前的主要瓶颈在储运环节，而基础设施建设正在加快推进：国内第一条大规模长距离输绿氢管道——华电达茂旗至包头输氢管道已全线贯通即将投运。管道建成后，输氢成本有望从13元/公斤降至3元/公斤以下。

他预计，待储运设施建成、产业链打通之后，氢的长时储存与运输成本将显著下降，经济性逐步显现。

进博会上展示的9HA燃机模型

先有鸡还是先有蛋？来自西气东输的经验

前述《报告》提出，中国风光资源巨大，绿氢总量不构成约束。仅根据2035年风光装机36亿千瓦目标及更高的海风装机情景测算，全国绿氢供给潜力就达1200万—2100万吨/年。较优项目的制氢成本有望在2035年下降至6—8元/公斤；计入储运成本后，燃机入口氢价约为7—12元/公斤，提高管道输量和储氢周转率是降低用户端氢价的关键。

但是，“先有鸡还是先有蛋”的问题始终困扰着氢能产业：没有大规模的下游需求，上游开发商就难以推进基础设施的超前投资与项目投资决策；而对下游用户而言，在基础设施尚未完善、市场价格仍有不确定性的情况下，签订长期“照付不议”合同风险巨大。供需两端普遍持“等等看”的心态。

对此，杨雷以西气东输工程初期的争议作为参照：“当年建西气东输管道时，大家也担心规模太大——上游没气、下游没用户，一些企业不愿入股。结果短短三年就实现满输，如今已修到西气东输四线。”

黄维和也认为，基于我国天然气发展经验，用15—20年时间，实现绿氢从单点突破到建成现代化产业体系，是完全可以实现的。

“先有鸡还是先有蛋”的困局，本质在于谁来承担前期风险。“这恰恰是中国能够办成的事。”在许欣看来，许多国家的产业发展高度依赖资本市场，各自算账：管道账算不过来就不干，制氢账算不过来也不干。而在中国，西气东输工程培育出了天然气市场和产业。再如光伏发电，早期电价很高，在国家培育之下，如今成长为具有全球竞争力的领先产业。“相信中国的氢能领域也能通过好的机制打通各环节，形成一个好产业。”

绿氢燃机能否具备经济性，要视具体的应用条件。按照应用条件由易到难，《报告》选取了化工园区、算电协同和大型新能源基地三类典型场景，在简化条件下测算其经济可行空间。

结论认为：化工园区具有稳定的蒸汽需求，新建纯氢燃机热电联产的单位用氢价值最高，东部地区有望率先具备经济性；算电协同场景也具有较好的经济性，并网型绿电直连方案的经济性明显优于离网方案，氢链可为连续低风光时段的保供兜底，配置规模由实际电力缺口确定；新能源大基地场景中，掺氢燃机可在基本保持经济性的同时显著降低碳排放，纯氢燃机对外购氢价高度敏感，氢价低于约10元/公斤方可盈亏平衡，降至6元/公斤左右才能与煤电调峰方案相当。

杨雷将化工场景喻作“低垂的果实”：化工园区往往采用天然气裂解制氢甚至煤制氢，已具备氢的应用场景和可共享的基础设施。园区还有较强的热需求，绿氢燃机运行中产生的大量余热可为园区供应蒸汽或热力，叠加相对更低的绿电价格，更易形成规模效益。

“绿电已经发展到一定程度，要真正实现系统性跨越，绿氢这块短板必须补上。对此我有信心，过去新能源的高速发展势头会传递到氢能。”杨雷对澎湃新闻表示。

“中国将会是全球率先实现绿氢用于大规模工业发电的国家。”许欣对澎湃新闻称，中国拥有全球最大的可再生能源装机规模，以及全球最具竞争力的绿电制氢的工业生态体系，“我们期待与中国伙伴一起，让绿氢燃机从示范走向商业化应用，把尚未被充分利用的风光资源转化为系统需要的稳定电力。”

至于其他国家能否复制中国氢能发展模式，许欣认为，取决于其自身的制造能力与资源条件，而资源是硬约束。

国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦近日也表示，中国拥有世界最大规模的可再生能源体系和完整的制造业体系，在绿色氢能供给、技术装备制造、应用市场培育等方面具有突出优势，有条件、有基础在氢能产业发展合作中为全球能源转型发挥更大作用。