GE Vernova 9HA燃机：在华6项目13台机组，绿氢经济性拐点2030年前后

21世纪经济报道记者曹恩惠 上海报道

第九届中国国际进口博览会（下称进博会）的展台上，GE Vernova摆出了一台9HA重型燃机模型。

这台燃机业内并不陌生，适合放在大城市集群做纯凝发电，充当调峰机组，与可再生能源互相补位。GE Vernova展台工作人员称，到2026年5月，9HA重型燃机在全球的商业运行时长已超过400万小时；在中国市场，该机型已拿到6个项目、共13台机组的订单，装机容量超过970万千瓦，按同等规模燃煤机组比较，预计每年可多减排二氧化碳逾1050万吨。

21世纪经济报道记者在现场了解到，9HA重型燃机之所以受关注，是因为它把先进、高效、低碳、可靠这些特点集于一身。氢气燃烧方面，9HA.01、9HA.02重型燃机目前已能实现50%掺氢燃烧。

我国正在加快规划建设新型能源体系、构建新型电力系统，氢能由此成为培育壮大新质生产力、保障国家能源安全、推动绿色低碳转型的一条重要赛道。

绿氢燃机烧的是可再生能源制取的氢气，和电解制氢、储氢设施连成“制—储—发”链条，在促进新能源消纳、提供长周期调节、推动存量气电低碳化这三个方面都有应用潜力。

今年进博会期间，GE Vernova与北京大学能源研究院联合发布了《中国绿氢燃机应用与展望》报告（下称《报告》）。

北京大学能源研究院副院长杨雷在接受21世纪经济报道等媒体采访时说：“绿氢燃机是新型电力系统建设的必选项。”

杨雷的依据是储能时长上的分工：电化学储能管的是小时级电力平衡；抽水蓄能受地形条件和季节调节成本制约，跨季节储能难以胜任。杨雷认为，风电、光伏成为装机主体后，连续低风光时段的长时保供，得靠氢储能这类长时调节资源兜底。“电是瞬时平衡的东西，把电变成氢存下来，再通过燃机发电，燃机本身还带转动惯量，对电网稳定、调频调压都有独特价值。”

通用电气能源投资（中国）有限公司董事长许欣对21世纪经济报道记者表达了相近的看法：“大规模可再生能源接入电网后，掺氢或纯氢燃机既能帮助电网消纳更多新能源，又能为弃风弃光提供出口，二者形成闭环。”

《报告》测算，只按2035年风电、光伏装机容量36亿千瓦的目标算，全国绿氢供给潜力就有每年1200万至2100万吨。条件较好的项目，制氢成本有望降到6至8元/公斤，算上储运，燃机入口氢价约7至12元/公斤；要压低用户端氢价，关键在于提高管道输量和储氢周转率。

这份《报告》重点对几个重要场景做了绿氢燃机应用的经济性测算，按应用条件从易到难，化工园区、算电协同、大型新能源基地这三类典型场景受到关注。

《报告》指出，化工园区蒸汽需求稳定，新建纯氢燃机热电联产的单位用氢价值最高；中等政策支持下，达到6%基准收益率的临界到厂氢价从西北到东部约为9至14元/公斤，强政策支持下约为11至16元/公斤，东部地区有望率先具备经济性。杨雷对此解释，化工园区本来就有制氢用氢的基础设施和稳定的蒸汽负荷，绿氢燃机的余热能直接转成蒸汽卖出去，存量设施可以共享复用。

算电协同场景里，绿氢燃机同样能取得不错的经济性。并网型绿电直连方案的经济性明显好于离网方案，氢链可以在连续低风光时段为保供兜底，配置规模按实际电力缺口来定。

大型新能源基地场景则不同。《报告》指出，大基地要服务稳定外送，氢燃机定位在弃电消纳与深度脱碳；纯氢和掺氢两条路线中，掺氢更靠前。

不过，绿氢燃机的前景也绕不开一个“鸡蛋悖论”——没有稳定的绿氢供应，燃机不敢大规模改；没有足够的燃机需求，上游绿氢项目又找不到买家，市场就转不起来。

许欣承认这个“悖论”确实存在，但他认为绿氢燃机应用真正的不确定性不在技术，而在经济性、市场机制与基础设施。

杨雷也主张加快基础设施的超前建设和上下游合作，产业还需要龙头企业参与。许欣从机制角度补充：“这恰恰是我们中国能办成的事，参照过去光伏等新能源产业的培育路径，通过机制把各环节打通，中国有望率先实现绿氢经济性，再向资源禀赋相似的国家输出模式。”