推进电热氢协同融合发展支撑新型电力系统建设
——《新型电力系统建设“十五五”规划》解读
《新型电力系统建设“十五五”规划》(以下简称《规划》)将“促进电热、电氢协同联动”作为促进电力与相关领域协同融合发展的重点任务，围绕热电解耦、先进热电转换、高温储热以及绿电制氢氨醇、氢储能（885921）、氢发电、火电（884146）掺氢(氨)等作出部署。其核心是发挥不同能源（850101）形态在转换、储存和利用环节的互补优势，将热力负荷、储热设施、制氢负荷和氢基能源（850101）纳入系统协同优化，拓展调节资源类型、新能源（850101）消纳空间和绿色替代路径。
一、把握协同融合方向，拓展新型电力系统建设空间
完善多时间尺度调节体系。随着新能源（850101）占比持续提高，电力系统既面临秒级、分钟级功率波动，也面临日内、多日乃至季节性电量平衡问题。热泵、电锅炉、制氢电解槽等具有不同响应速度的负荷调节潜力，储热设施可承担小时级、日内和多日能量转移，氢能则具备大规模、长周期（883436）储存潜力，有利于形成快慢结合、长短互补的调节体系。
拓展新能源（850101）消纳利用方式。电热氢协同可将新能源（850101）利用由发电拓展到供热、制冷、制氢氨醇等多种形态。在新能源（850101）集中出力、电网送出受限，或本地具有稳定用热、用氢需求的地区，通过电制热、电解水制氢与储热储氢协同运行，可将难以即时利用的新能源（850101）电量转化为热能和氢能，提高新能源（850101）供需匹配度。
拓展重点领域绿色替代路径。对于适宜电气化的工业供热、建筑供暖和制冷场景，可通过热泵、电锅炉等提高电气化水平；对于化工（850102）、冶金等直接电气化难度较大的领域，可发挥绿色氢氨醇的燃料和原料属性，推动绿色电力（885936）向热力、燃料和原料延伸，拓展重点用能领域绿色转型路径。
二、发展基础持续夯实，协同应用条件逐步成熟
政策部署持续深化。近年来，国家已围绕电热、电氢协同做了多项政策安排。《关于提升电力系统调节能力的指导意见》明确，火电（884146）厂计量出口内建设的电供热储能（885921）设施按照系统调峰设施管理，对其深度调峰贡献给予合理经济补偿，其用电参照厂用电管理但统计上不计入厂用电。《关于加强电网调峰储能（885921）和智能化调度能力建设的指导意见》提出，推动储电、储热、储冷、储氢等多类型储能（885921）技术协调发展和优化配置。《煤电低碳化改造建设行动方案》将绿氨掺烧列为煤电低碳化改造建设的重要技术路线。这些政策为《规划》进一步推动电热氢协同、系统运行调用和跨领域绿色替代奠定了基础。
电热协同已积累实践经验。热电联产机组供热改造持续推进，熔盐储热、热水储热、电锅炉和热泵等技术加快应用。山东、河北、吉林等地热电联产项目利用低价时段电力储热、高价时段放热替代机组抽汽供热，验证了储热设施参与削峰填谷和热电解耦的作用。辽宁、内蒙古、山西等地也在积极探索风电（885641）直供、储热协同的绿色供暖模式。
电氢协同应用场景不断拓展。电解水制氢装备的宽负荷运行和快速响应能力持续提升，风光制氢氨醇、氢储能（885921）、燃料电池（885775）发电、燃机掺氢和煤电掺氨等已开展多种形式的示范。制氢装置可作为灵活负荷促进新能源（850101）消纳，储氢设施可支撑长周期（883436）电量平衡，氢氨醇可服务重点行业绿色转型，氢发电及火电（884146）掺氢(氨)则为电力保供和传统电源低碳转型提供新的路径。
三、正视协同发展制约，打通融合发展关键堵点
技术经济性仍需提升。高参数热泵、相变储热、固体储热等技术尚需加强工程验证，部分储热项目受到投资成本、场地条件、利用小时和价格机制等因素制约。绿氢制取成本较高，规模化储运基础设施仍不完善，“电—氢—电”多次转换效率仍然较低。不同技术适用场景差异明显，需因地制宜选择。
规划运行协同仍显不足。电、热、氢系统分属不同专业和管理环节，在资源布局、建设时序和运行方式等方面尚未充分衔接。热电联产机组既承担供热责任，又需要参与电力调节；储热设施的接入位置和方式也会影响其用电性质和调度关系；制氢项目既是生产性负荷，也可在具备相应控制能力时成为系统调节资源。相关接入、调度和性能核验规则仍需完善。
价值实现机制尚待健全。热电解耦和储热设施新增的调节能力、可靠容量尚缺乏统一核定方法。《规划》提出修订《热电联产管理办法》、优化热电成本分摊机制，为理顺电热关系、完善价值实现机制指明了方向。柔性制氢、氢储能（885921）的需求响应和长周期（883436）调节价值也有待体现。绿色氢氨醇、绿色热能等非电能源（850101）产品的统计核算、绿色认证及价值衔接机制仍需完善。
四、深化电热协同联动，释放热力系统调节潜力
因地制宜推进热电解耦改造。《规划》提出，鼓励推广热电联产机组通过熔盐储热、热水储热等方式实现热电解耦。应根据机组类型、热负荷和系统调节需求合理选择技术路线，低温供暖可挖掘热网蓄热能力，配置热水储热设施；中高温工业用热可结合实际采用熔盐储热等技术；具备新能源（850101）直供或低价电力条件的项目可配套电锅炉、热泵设施。其关键是在保障供热安全的前提下，降低热负荷对机组发电出力的刚性约束，提高机组调峰、顶峰和市场适应能力。
推动先进热电转换和储热技术应用。《规划》明确试点应用高参数热泵等先进热电转换技术，探索应用相变储热、固体储热等先进高温储热技术。低温供暖及余热回收场景优先采用高效热泵，工业蒸汽和高温供热可试点应用高参数热泵，并加强热源、转换、储热和用热系统一体化设计，推动相关技术由单体示范向系统集成应用拓展。
健全电热资源联合运行方式。《规划》强调推动联合运行提高灵活调节能力，核心是推动电网、热源、热网和用户侧储热设施协同运行。将具备稳定供热能力的热泵、电锅炉和储热设施纳入供热保障能力统筹考虑，优化必开机组和最小出力安排，对稳定可调用的新增顶峰出力，研究计入机组可靠容量。推动工业供热、建筑供暖和制冷负荷在保障生产和用热品质的前提下参与需求响应，形成源侧解耦、网侧协同、用户互动的电热协同体系。
五、拓展电氢协同场景，增强绿色转化和长时调节能力
强化新能源（850101）与制氢负荷协同。《规划》提出拓展绿电制氢氨醇应用场景。依托新能源（850101）基地，统筹新能源（850101）出力、制氢负荷、储氢能力和消费（883434）需求，优化风光、制氢和储氢配置。通过绿电直连、智能微电网、虚拟电厂（886004）等模式，引导电解水制氢装置根据新能源（850101）出力和系统需要灵活调节负荷，促进新能源（850101）开发、制氢生产与电力系统协同运行。
分类拓展电氢协同应用场景。《规划》同时将氢储能（885921）、氢发电、火电（884146）掺氢(氨)等纳入重点应用场景，体现了对新能源（850101）消纳、长时调节和传统电源低碳转型的统筹考虑。绿色氢氨醇可作为原料和燃料，服务化工（850102）、冶金、交通等难以直接电气化领域绿色转型；氢储能（885921）和氢发电重点面向连续多日新能源（850101）低出力、跨季节电量调剂和应急备用等场景，发挥大规模、长周期（883436）储存优势；火电（884146）掺氢、掺氨坚持试点先行，统筹绿色替代、机组安全和减碳效果，探索传统电源低碳转型路径。
完善协同运行和价值实现机制。对参与电力系统运行的氢能项目，应完善接入论证、运行控制、计量结算和安全监管要求。具备快速响应和宽负荷调节能力的电解水制氢装置，可作为可调节负荷参与需求响应；氢储能（885921）、氢发电可按实际调节能力参与电力市场。同步健全绿色氢氨醇非电绿色认证、碳足迹核算和绿色属性传递规则。
《规划》将促进电热、电氢协同联动纳入“十五五”新型电力系统建设重点任务，明确了热电解耦、先进热电转换、高温储热和电氢协同多场景应用方向。“十五五”时期，要立足各地资源禀赋、负荷特性和系统需求，统筹技术应用、工程布局、联合运行和机制衔接，推动电热氢优势互补、协同互动，将规划部署转化为增强系统调节能力、扩大新能源（850101）消纳和促进绿色替代的实际成效，为新型电力系统建设提供有力支撑。
(水电水利（885572）规划设计总院（603357）新能源（850101）研究院副院长姜海)
