GE Vernova：中国有望率先跑通绿氢商业化，燃机经济性拐点在2030年

氢能要上规模，还有不少坎要过，不过业内看法正在趋同：绿氢商业化，中国可能跑在世界前头。

第九届进博会期间，燃机巨头GE Vernova和北京大学能源研究院一道发布《中国绿氢燃机应用与展望》报告。报告里的判断是，绿氢燃机（用可再生能源制氢作燃料，掺氢、纯氢燃烧都算）的经济性拐点大概在2030年前后出现。2030年之前，这一技术以攻关和示范工程为主，还谈不上市场竞争力；2030年之后，制氢、储运成本往下走，市场机制逐步完善，化工园区这类优势场景有望先跨过经济性门槛，绿氢燃机随之走向规模化商业应用。

长时储能视角下的绿氢

报告发布会后，北京大学能源研究院副院长杨雷对澎湃新闻等媒体说，绿氢燃机是把风光资源转成系统级可靠电力的重要技术。放到中国的盘子里看，绿氢作为长时间、大规模的储能方式，已经不该被当成能源转型的可选项，而是必须提前落子的战略选择。

新能源占比一高，系统就需要覆盖不同时间尺度的调节资源。杨雷的分析是，抽水蓄能和电化学储能管的是小时级到日间级；真正有长时、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，而储热能不能行，受供暖等场景限制。风光发电量占比还低的时候，火电就能顶上长时段储能的需求。可到了新型能源体系，风光发电量成了主体，氢能作为规模化长时储能就成了必选项，尤其是经济性改善之后，他认为应用空间还会更大。

通用电气能源投资（中国）有限公司董事长许欣补充说，

绿氢的价值，业内没有分歧。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的行业论坛上表示，加快发展绿氢已经迫在眉睫。风光新能源装机规模已经超过火电，2035年要翻番到36亿千瓦，2060年达到88亿—100亿千瓦。风光消纳离不开氢这种能源转换方式，预计到2060年绿氢总量约1亿吨，终端消费占比11-14%。绿氢发展得快一些，也有助于减少可再生能源的弃风弃光。

许欣对澎湃新闻介绍，从理论和工程层面看，燃机掺氢没有根本性障碍，GE Vernova累计已有850万含氢燃料运行小时，技术可行性得到验证。公司旗下燃机能够以不同比例烧氢：LM6000 VELOX航改型燃机可以100%燃氢发电；LM2500航改型燃机氢气燃烧能力最高达85%；9HA.01、9HA.02重型燃机具备50%掺氢燃烧能力。

不确定的地方主要在氢能的经济性和市场机制，许欣对此倒挺乐观。他的分析是，制氢端中国电解槽价格这几年降得快，制氢能力也强，这个势头还会延续；眼下卡脖子的是储运，而基础设施建设正在提速：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经全线贯通，即将投运。管道通了以后，输氢成本有望从13元/公斤降到3元/公斤以下。

他预计，等储运设施建好、产业链打通，氢的长时储存和运输成本会明显下降，经济性逐步显出来。

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，中国风光资源体量巨大，绿氢总量不构成约束。只按2035年风光装机36亿千瓦目标以及更高的海风装机情景测算，全国绿氢供给潜力就有1200万—2100万吨/年。条件较好的项目，制氢成本有望在2035年降到6—8元/公斤；算上储运成本，燃机入口氢价约7—12元/公斤，要把用户端氢价压下来，关键在提高管道输量和储氢周转率。

可“先有鸡还是先有蛋”这个老问题一直缠着氢能产业：下游没有大规模需求，上游开发商就很难下决心做基础设施的超前投资和项目投资决策；下游用户那边，基础设施还没完善、市场价格又不确定，签长期“照付不议”合同风险太大。供需两头普遍抱着“等等看”的心态。

杨雷拿西气东输工程初期的争议作参照：“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，照我国天然气发展的经验，用15—20年时间，让绿氢从单点突破走到建成现代化产业体系，完全做得到。

这个困局的本质，是谁来承担前期风险。许欣的看法是，这恰恰是中国能够办成的事。很多国家的产业发展高度依赖资本市场，各算各的账：管道账算不过来就不干，制氢账算不过来也不干。中国不一样，西气东输工程培育出了天然气市场和产业；光伏发电早期电价很高，在国家培育之下，如今成了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。”

绿氢燃机有没有经济性，要看具体应用条件。按由易到难，《报告》挑了化工园区、算电协同和大型新能源基地三类典型场景，在简化条件下测算经济可行空间。

结论是：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，东部地区有望率先具备经济性；算电协同场景经济性也不错，并网型绿电直连方案明显优于离网方案，氢链能在连续低风光时段保供兜底，配置规模由实际电力缺口确定；新能源大基地场景中，掺氢燃机在基本保持经济性的同时能显著降低碳排放，纯氢燃机对外购氢价高度敏感，氢价低于约10元/公斤才能盈亏平衡，降到6元/公斤左右才与煤电调峰方案相当。

杨雷把化工场景叫作“低垂的果实”：化工园区往往用天然气裂解制氢甚至煤制氢，氢的应用场景和可共享的基础设施都是现成的。园区热需求也强，绿氢燃机运行产生的大量余热可以给园区供蒸汽或热力，再加上相对更低的绿电价格，更容易形成规模效益。

杨雷在接受澎湃新闻采访时说，绿电已有相当规模，想要完成系统性的跨越，绿氢这个短板绕不过去。“对此我有信心，过去新能源的高速发展势头会传递到氢能。”

“全球第一个把绿氢用进大规模工业发电的国家，会是中国。”GE Vernova的许欣这样对澎湃新闻判断。他给出的理由有两条：中国可再生能源装机规模居全球首位，绿电制氢的工业生态体系在全球也最有竞争力。许欣说，公司希望跟中国伙伴联手，推动绿氢燃机从示范项目走到商业化应用，把眼下还没被充分利用的风光资源，变成电力系统需要的稳定电源。

别的国家能不能照搬中国这套氢能发展路径？许欣的看法是要看各自的制造能力和资源禀赋。他强调，资源是绕不开的硬约束。

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达过类似判断。据他介绍，中国既有世界最大规模的可再生能源体系，也有完整的制造业体系，在绿色氢能供给、技术装备制造、应用市场培育这几方面优势明显，有条件、有基础在氢能产业合作中为全球能源转型承担更大角色。