2021年3月30日，国家重点研发计划项目“可离网型风/光/氢燃料电池直流互联与稳定控制技术”项目实施方案论证暨启动会在杭州召开，这是国家电网公司牵头承担的首个氢能相关的国家重点项目。据了解，该项目将在宁波建成“氢电耦合直流微网示范工程”，并落户慈溪滨海经济开发区氢能产业园，计划于2022年6月前建设完工，打造成拥有国际领先水平的氢能直流微网示范基地，提供氢能关键设备国产化的技术验证。

该工程突破氢电耦合直流微网在安全、稳定、经济运行方面关键技术，自主研发高效电解制氢系统、燃料电池热电联供系统、氢能与电池混合储能等核心装备，将电、氢、热等能源网络中的生产、存储、消费等环节互联互通，实现绿电制氢、电热氢高效联供、车网灵活互动、离网长周期运行等多功能协同转化与调配，形成以电为中心的电氢热耦合能源互联网示范。

该工程依计划完工后，每日制氢规模可超100千克、供热能力超120千瓦，满足10辆氢能燃料电池汽车加氢、50辆纯电动汽车直流快充对电网的冲击需求。

同时，该工程在制氢、储氢、用氢等环节的规模均位于浙江省氢能示范工程首位，装备性能达到国际领先水平，且是完完全全的中国“智”造。

未来，慈溪氢电耦合直流微网示范工程将与宁波氢能上下游产业布局高度契合，形成集科研、制取、储运、交易、应用一体化的“零碳”氢能产业体系，助力宁波加速实现“碳达峰、碳中和”目标。

当前，我国的碳排放高居世界第一，我国在碳减排过程中遇到了可再生能源消纳能力及电能替代能力有限的问题，“电—氢”耦合将有效降低氢能对传统化石能源的依赖，实现氢能产业自身的低碳化转型。

高渗透率可再生能源为“电—氢”耦合提供了契机，能够推动低碳氢能的规模化发展。“十四五”期间，消纳能力不足将进一步制约“三北”地区可再生能源的规模化发展。

一方面，电解水制氢能够作为一种需求侧灵活性调节资源，增加电力负荷并参与需求侧响应，提高电力系统对可再生能源的消纳能力，从供给侧增强对化石能源的替代。

另一方面，高渗透率可再生能源能够提供更为丰富的低价、零碳电能资源，在推动电解水制氢发展的同时撬动地区可再生能源发展规模。

氢能在储运、应用等环节与电能的交叠明显，在缺乏顶层规划的情况下，容易无序、低效发展，因此要明确“电—氢”发展格局，充分发挥电能与氢能各自的比较优势及协同互补作用。

面向电解水制氢成为制氢主要来源情景，明晰“远电近氢”的能量输送格局；

面向高渗透率可再生能源情景，明晰“短电长氢”的能量存储格局；

面向新能源汽车大规模发展情景，明晰“南电北氢”的区域布局格局。

当前，“电—氢”耦合尚且处于示范阶段，相关配套政策等尚需完善。未来，“电—氢”耦合需要进一步聚焦绿氢生产以及可再生能源消纳，打通相关政策、管理模式及技术等方面的关键堵点。

加强氢能关键技术攻关和应用，注重通过联合攻关等加强质子交换膜制氢技术布局——

电解水制氢是“电—氢”耦合关键环节，从技术来看，碱性电解水制氢更为成熟，且技术水平同国外总体相近，可优先开展示范应用；

质子交换膜电解水虽然处于产业化前期阶段，但负载范围广、响应速度快、占地面积小、降本潜力大、电解质无害，与可再生能源发展适配性好，但技术水平与国际先进企业相差较远，应通过联合攻关等方式加快技术布局。

加快氢能管理破冰及政策倾斜，为绿氢生产及可再生能源消纳释放空间——

一方面，氢气依然被归为危化品，其制取、储运方式受限，制约了需求侧制氢模式推动，应推动氢气管理定位向能源转变，或在绿氢生产示范区批准特许；另一方面，电价机制不灵活使得对于弃电及低谷电利用不足，制约了需求侧制氢模式推广及参与需求侧响应积极性，应通过电力市场等形式推动需求侧制氢企业直购电，并推动电解水制氢纳入需求侧响应参与主体。

科学制定电解水制氢运行模式，多措并举推动电解水制氢规模化、低成本应用——

一方面，电解水制氢设备年利用小时数处于3000~4000水平时经济效益最佳，由于可再生能源弃电随机、量小（弃电率低于5%）、集中（主要在西部地区）、波动大，应在充分利用弃电量的同时，以当地低谷电作为利用主体；另一方面，未来电解水制氢的规模化发展，有赖于自身技术进步带来的效率提升、设备成本下降以及单体制氢能力提高，同时依托规模效应提高经济性。