据储能界了解到， 今年9月，中共国家能源局党组在《人民日报》发表《以能源转型发展支撑中国式现代化》的署名文章中，提出要推动终端能源消费转型由电能替代为主向电、氢、氨等多元清洁替代转变，推动主要用能领域成为能源转型的重要引擎。随着高比例新能源不断融入电网，对电力系统的灵活性提出了更高的要求，需要优化能源并网策略，确保新能源的有效利用。
电氢氨协同是指在新型电力系统中综合利用电力、氢能和氨的特性，以实现能源的高效、清洁和可持续利用，是清洁能源发展的前瞻性和战略性发展方向。新能源不仅能够顺利并入电网，还能够转化为氢、氨等清洁能源产品，以满足终端消费的需求。这样的转变将减少对传统大电网输配系统的依赖，降低新型电力系统的复杂性，同时提高能源利用的灵活性和效率。
为解决“三弃”和氢能储运
提供有效途径
电氢协同已成为大势所趋，通过集成氢能的制取、储存、发电以及加氢等环节，氢电耦合技术能够灵活转换“绿电”与“绿氢”，从而有效解决新能源发电存在的随机性、季节性波动问题，有效解决弃风弃光弃水。此外，储氢技术也被视为未来大规模储能的重要方式，可应用于建筑热电联供、微网可靠电源以及移动基站备用电源等多个领域。然而氢能的大规模应用面临技术和安全挑战，如高压储运成本高和易燃易爆风险。氨是一种零碳化合物，能量密度是液氢的1.5倍。氨在常压下零下33摄氏度或室温下1兆帕即可液化，常压下较氢液化温度高220摄氏度，是富氢载体和良好的储氢介质，且易于运输。结合电力、氢能和氨的特性，有望构建一个互补性强、稳定性高的能源网络。氨的双重角色——储氢介质和廉价零碳燃料，预示着电氢氨结合有望成为我国实现碳达峰和碳中和目标的关键路径。
为重点用能行业能源转型
提供创新解决方案
在发电领域，特别是在煤电行业中，通过掺氨燃烧技术，可以在不更换锅炉设备的情况下，实现燃煤电厂的低碳转型。如中国神华广东台山电厂60万千瓦燃煤发电机组成功实施了掺氨燃烧试验，实现了掺氨比例高达35%的平稳运行。此外，安徽省能源集团与合肥综合性国家科学中心能源研究院合作，在30万千瓦燃煤机组上实现了10%~35%掺氨比例的平稳运行。在交通领域，电氢氨均可有潜力作为船舶和重型运输车辆的燃料降低碳排放，也可为混合动力系统提供燃料。在合成氨生产方面，氨是制造肥料和化工产品的关键原料，通过电氢氨协同，利用可再生能源电解水制氢，再合成氨，可以减少对化石燃料的依赖，降低生产过程中的碳排放。
电氢氨协同技术路径
仍面临较大挑战
电氢氨协同的技术路径关键在于利用绿电电解水制氢，通过绿电经由空分装置生产氮气，氢气和氮气通过合成氨工艺生产出绿色合成氨，之后高效分解氨气制取氢气。电力、氢能和氨在能源系统中相互补充，形成闭环。电力直接供应终端用户，或转换为氢能储存和运输；氢能作为能源载体，支持间歇性的电力供应和季节性能源需求；氨则作为氢的储存和运输介质，同时也可以作为化工原料或燃料使用。这种协同作用增强了能源系统的灵活性和可靠性。但这项技术也有诸多挑战，首先，我国氢能应用场景尚不够丰富，绿氨产业也存在技术成熟度不高、技术经济性不强的问题。目前，我国氢能应用主要集中在工业原料和能源两大领域。其中，工业原料占主导地位，而能源领域的应用尚处于起步阶段。绿氨的生产成本相对较高，且在储运、应用等环节的技术尚需进一步优化和突破。其次，可再生能源电解水制氢合成氨设计与运行存在挑战，需要突破适应可再生能源波动特性的大规模电解水制氢合成氨系统的集成与调控关键技术、优化氨制氢技术以及安全高效氢氨储运路线。此外，电解水制氢合成氨系统需要考虑多物理耦合的模块化集成和集群动态控制技术，以及全系统协同控制技术，确保系统的安全稳定运行。全方位安全防护与市场运营机制的建立也是关键挑战之一。因此，需要系统性研究和技术创新，以推动电氢氨协同的应用和发展。
相关意见建议
建议加强顶层设计，将电氢氨协同纳入国家能源电力规划，从保障国家能源安全角度，制定中长期电氢氨发展规划和产业化路线图，以指导和促进电氢氨协同技术的产业化进程。
建议加大研发投入，推动全产业链技术创新和示范项目建设。在弃风弃光弃水集中的西北、华北、西南等地区，探索和发展可再生能源光解/电解水制氢耦合合成氨技术，建设大型绿氢绿氨基地，推动全产业链技术创新，建设示范项目，培育市场需求，加快制定相应安全标准和规范。
建议建设液氨管道输运网络，实现“西氨东输”，满足东部、南部对电氢氨新能源的迫切需求。考虑与现有天然气管道的协同，以及与“西气东输”等国家重大能源工程的对接。
电氢氨协同技术的发展和应用，将促进新型电力系统向更加绿色和可持续的方向发展。通过技术创新和产业升级，电氢氨协同技术有望在更广泛的领域得到应用，为我国能源结构的优化和产业的绿色发展提供强大动力。
（作者单位：国网能源研究院有限公司）
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