一文读懂｜《新型电力系统建设“十五五”规划》里的电、热、氢协同

新能源占比持续提高，电力系统的平衡难题正变得越来越“立体”：既要有应对秒级、分钟级功率波动的能力，也要解决日内、多日乃至跨季节的电量平衡问题。只靠“发电端—用电端”两头调节，已经不够用了。

《新型电力系统建设“十五五”规划》（以下简称《规划》）给出的一个破题思路，是把“电、热、氢”三种能源形态协同起来：以“促进电热、电氢协同联动”为重点任务，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、氢发电、火电掺氢（氨）等作出系统部署。

其核心逻辑，是发挥不同能源形态在转换、储存、利用环节的互补优势，把热力负荷、储热设施、制氢负荷和氢基能源统统纳入系统协同优化，从而拓展调节资源类型、新能源消纳空间和绿色替代路径。

一

为什么要“电热氢协同”？

1. 完善多时间尺度调节体系。随着新能源占比提高，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、制氢电解槽等负荷具有不同的响应速度，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、长周期储存潜力——三者结合，有利于形成“快慢结合、长短互补”的调节体系。

2. 拓展新能源消纳利用方式。电热氢协同可以把新能源利用从“发电”拓展到供热、制冷、制氢氨醇等多种形态。在新能源集中出力、电网送出受限，或本地有稳定用热、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，能把难以即时利用的新能源电量转化为热能和氢能，提高供需匹配度。

3. 拓展重点领域绿色替代路径。对适宜电气化的工业供热、建筑供暖和制冷场景，可通过热泵、电锅炉提高电气化水平；对化工、冶金等直接电气化难度较大的领域，则可发挥绿色氢氨醇的燃料和原料属性，让绿色电力向热力、燃料、原料延伸，拓宽重点用能领域的绿色转型路径。

二协同应用的基础条件正在成熟

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，火电厂计量出口内建设的电供热储能设施按系统调峰设施管理，对其深度调峰贡献给予合理经济补偿；《关于加强电网调峰储能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、储氢等多类型储能协调发展和优化配置；《煤电低碳化改造建设行动方案》则将绿氨掺烧列为煤电低碳化改造的重要技术路线。

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、实现热电解耦的作用；辽宁、内蒙古、山西等地也在积极探索风电直供、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、燃料电池发电、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消纳，储氢设施可支撑长周期电量平衡，氢氨醇可服务重点行业绿色转型，氢发电及火电掺氢（氨）则为电力保供和传统电源低碳转型提供新路径。

三正视堵点：三大制约仍待打通

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”多次转换效率仍然偏低。不同技术适用场景差异明显，需要因地制宜选择。

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上尚未充分衔接。热电联产机组既承担供热责任，又要参与电力调节；储热设施的接入位置和方式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、氢储能的需求响应和长周期调节价值也有待体现；绿色氢氨醇、绿色热能等非电能源产品的统计核算、绿色认证及价值衔接机制仍需完善。

四电热协同：把热力系统的调节潜力挖出来

因地制宜推进热电解耦改造。《规划》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；具备新能源直供或低价电力条件的项目，可配套电锅炉、热泵设施。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、储热和用热系统的一体化设计，推动相关技术由单体示范走向系统集成应用。

健全电热资源联合运行方式。《规划》强调推动联合运行以提高灵活调节能力，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。

五电氢协同：增强绿色转化与长时调节能力

强化新能源与制氢负荷协同。《规划》提出拓展绿电制氢氨醇应用场景。依托新能源基地，统筹新能源出力、制氢负荷、储氢能力和消费需求，优化风光、制氢和储氢配置；通过绿电直连、智能微电网、虚拟电厂等模式，引导电解水制氢装置根据新能源出力和系统需要灵活调节负荷，促进新能源开发、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、氢发电、火电掺氢（氨）等纳入重点应用场景，体现对新能源消纳、长时调节和传统电源低碳转型的统筹考虑：绿色氢氨醇可作原料和燃料，服务化工、冶金、交通等难以直接电气化领域的绿色转型；氢储能和氢发电重点面向连续多日新能源低出力、跨季节电量调剂和应急备用等场景，发挥大规模、长周期储存优势；火电掺氢、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、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。

结

结语

《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，各地要立足资源禀赋、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，把规划部署转化为增强系统调节能力、扩大新能源消纳、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。

文字来源 / 国家能源局 · 水电水利规划设计总院 等