煤气中毒博客（）获悉，6月13日，国家能源局发布消息称，为贯彻落实《氢能产业发展中长期规划（2021—2035）年》，6月9日，国家发展改革委高技术司、国家能源局科技司组织召开推进氢能产业高质量发展系列座谈会（第三场）——推进氢能在电力领域示范应用专题座谈会。

吉林省、内蒙古自治区能源局，以及国家电网、南方电网、华能集团、国家电投集团、三峡集团等机构参会。

会议重点研究了氢电耦合、氢储能和燃料电池综合能源供应相关政策，以及标准规范制定、核心技术装备创新等情况，并对推动氢能在电力领域的应用提出意见建议。

随后，氢电耦合、氢储能和燃料电池综合能源供应，迅即被外界视为氢能在电力领域示范应用的三大重点方向。

所谓氢电耦合，就是氢能和电能互相转化、高效协同的能源网络。能源转型下，氢电耦合站上风口。氢电耦合是实现100%可再生能源消纳、100%零碳电力供给的重要手段。

基于新能源行业以及国家战略的重大需求，氢电耦合系统通过自主设计各类制氢储能设备及提供相关软件服务，可实现高效率、大容量、智能化制氢，从而有效解决如何制备零排放的绿氢这一问题，高效生产绿色氢能源，有效提升新能源发电系统的能源消纳比例，支持我国可再生能源和氢燃料电池产业协同健康发展。

在此背景下，近日，宁波慈溪氢电耦合直流微网示范工程开工，这是国家电网公司首个氢能相关的国家重点研发计划配套项目，将集成氢能与电池混合储能等多个国内首台套成果，预计达到国际领先水平。

氢储能具有规模大、可跨季节储能等优势，“风光发电+氢储能”一体化应用新模式被外界看好。华能集团总经理邓建玲认为，电和氢的能源属性有互补性，电难以储存，而氢能在衔接可再生能源储能和调节能源方面具有不可替代的作用。同时，“双碳”转型，要“先立后破”，“我们这样一个大的能源系统转型不可操之过急。”

氢储能的一大卡点，是制氢成本高昂。2021年，国内绿氢成本约为20元/公斤，远高于煤炭制氢的7-8元/公斤。

在未来的降本空间上，邓建玲表示，作为新型产业，国内绿氢产业的培育实现了“从0到1”的过程，华能集团已在四川和吉林两个绿色基地建成生产装置。但如何实现“从1到N”，还需先通过规模化生产、集成应用场景、科技创新来降低成本。

在具体应用场景上，邓建玲介绍，氢能储能调峰是方式之一，另外，可以把绿氢应用到公共交通、燃料体系和化工应用场景中，与市场对接。

燃料电池可以说是目前氢能应用最先落地的一个领域。因为拥有大量的风光电，在绿电制氢方面有优势，国家电投集团在氢燃料电池方面已走在前头。2022年北京冬奥会，几百辆搭载国家电投“氢腾”燃料电池的氢能大巴穿梭在北京延庆和张家口崇礼的盘山路上，国家电投氢燃料电池完成了第一次华丽亮相。

截止目前，中国燃料电池汽车保有量约9000辆，居全球第三。国内制氢能力约3300万吨/年，居全球第一。当然，亦有上海一家大型汽车企业的氢能业务负责人表示，行业行至深处逐渐发现，燃料电池产业是一个系统工程，离不开上游的氢能产业发展，氢气制取成为制约燃料电池汽车推广的一个瓶颈。

此前，首份国家级氢能发展规划刚刚正式出炉。3月23日，国家发改委公布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，将氢能定位为未来国家能源体系重要组成部分和绿色能源转型载体，并计划在未来15年逐步建立完备的氢能产业体系。

《规划》明确提出要“有序推进氢能在交通领域的示范应用，拓展在储能、发电、工业等领域应用”。近期，国家发展改革委、国家能源局按照《规划》部署，共同召开推进氢能产业高质量发展系列专题座谈会，前期已组织召开加氢站建设管理运营和推进氢能在工业领域示范应用座谈会。