80亿争夺战落幕！15城抢5个氢能试点，博弈才刚开始
4月15日，国家氢能综合应用试点申报工作正式收官。这场自3月16日启动、为期仅30天的政策申报窗口期，清晰勾勒出我国氢能产业发展的激烈竞争格局：全国15个城市群同台竞技，争夺仅有的5个试点名额，以期分享未来4年总计80亿元的中央财政“以奖代补”资金支持。申报工作的结束，并非竞争的终点，而是我国氢能产业规模化发展关键阶段的全新起点。
此次试点申报堪称一场“背水一战”的竞速比拼。“3月16日政策文件发布后，我们只有短短30天时间筹备申报材料。这一个月里，从市领导到基层科员，全员全力以赴，都对此次试点充满期待。”一位全程参与申报工作的西部城市发改委工作人员向记者透露。
时间紧、任务重，各申报城市群在牵头城市确定、跨区域任务分工、资金分配等核心环节反复磋商、精细统筹。每份申报方案的背后，不仅承载着区域产业转型升级的迫切需求，更寄托着各地抢占未来十年氢能产业发展先机的雄心。
工信部节能与综合利用司负责人表示，当前我国氢能产业已完成“从0到1”的突破，正处于跨越技术经济拐点、迈向快速规模化发展的关键时期。与以往燃料电池汽车单一示范不同，本次试点采用“揭榜挂帅”模式遴选城市群，设置燃料电池汽车、绿色氨醇、氢基化工原料替代、氢冶金、掺氢燃烧、创新应用场景六大榜单，要求试点城市群构建“1+N+X”氢能综合应用生态。据悉，最终入选的5个试点名单将于4月下旬正式公示。
申报竞速中，区域间的资源禀赋差异凸显，形成了鲜明的发展格局。西北城市群凭借得天独厚的资源优势，成为此次申报中的“特色选手”。据当地业内人士测算，西北地区年日照时长超3000小时，风光资源丰富且适宜规模化开发，度电成本可控制在0.12元至0.15元，由此实现的电解水制氢综合成本仅为每千克12元至15元。相比之下，长三角地区制氢成本普遍在每千克25元至30元，上海等地成本更高。超过每千克10元的价差，成为影响各城市群积分考核竞争力的关键因素。
工业用氢需求的规模优势，更是西北城市群的核心竞争力。作为我国重要的煤化工基地，西北某申报城市群年工业用氢需求量达百万吨级，其报送的实施方案中，工业用氢占比高达92%。根据试点积分奖励规则，绿色氨醇、氢冶金等工业场景奖励力度最大，而工业用氢的规模化、连续性特点，使其在积分考核中具备天然优势。
但资源优势的背后，是西北城市群产业链不完善的短板。上述城市群在电堆、膜电极、空压机、氢能整车等核心产业链环节几乎完全依赖外购，产业链产值、技术创新能力及专利储备与东部地区存在显著差距。“我们不畏惧与东部地区比拼资源和成本，但担心因地域产业分量不足、产业链不完善，在试点遴选中被淘汰。”一位西北能源城市发改委相关负责人直言担忧。
与西北城市群“偏科”形成鲜明对比的是，长三角城市群构建起了氢能全产业链闭环优势。仅江苏省的制氢能力就已突破40万吨，盐城海上风电制氢、张家港年20万吨级副产氢、如东光氢储一体化等项目，共同构成了多源互补的供氢体系。从核心零部件到整车制造，长三角实现了全链条自主生产，应用场景涵盖公交、港口物流、化工、钢铁等多个领域，场景密度位居全国首位。
据参与申报的相关人士透露，江苏牵头的城市群在申报方案中明确，工业用氢占比约82%，承诺四年内将绿氢占比从25%提升至40%以上，2030年实现氢价降至每千克22元左右。该城市群规划的约40亿元资金分配方案精准细化，其中工业脱碳占40%、重卡应用占25%、绿氢发展占15%、基础设施与技术创新各占10%，每一笔资金都对应明确的考核指标。
尽管具备全链条优势，成本压力仍是长三角城市群面临的主要挑战。目前长三角地区绿氢成本与鄂尔多斯等西北地区每千克12元至15元的水平仍有差距，未来四年能否将价差缩小至每千克5元以内，关键取决于海上风电制氢的规模化落地以及储运环节的技术突破。
针对区域发展不均衡的问题，此次试点政策明确导向“制储输用”全链条一体化发展，要求申报城市群必须采取跨区域组队模式。西北的资源与场景优势，与东部的制造与技术优势形成互补，单一区域“单打独斗”已难以满足试点要求。
跨区域协同成为此次申报的显著特征。长三角城市群横跨三省一市，整合上海的研发资源、浙江的港口应用场景、江苏的制造腹地，形成“1+4+4”架构——1个省份牵头、4个核心城市、4个协同城市，这一架构是各城市在权力与利益协调后达成的共识。京津冀城市群则以燃料电池商用车为核心突破方向，截至2026年2月，已累计推广氢能重卡、公交等车辆超4200辆，建成加氢站76座，但长期面临“车多站少、站多氢贵”的困境，终端氢价持续维持在每千克35元至40元。
工信部等三部门在试点通知中明确要求，各申报城市群需立足自身资源禀赋，坚持因地制宜、宜氢则氢，避免盲目跟风、低水平重复建设，推动氢能产业高质量发展。
此次试点政策的出台，标志着我国氢能产业进入政策驱动的关键拐点。《关于开展氢能综合应用试点工作的通知》明确了量化目标：到2030年，试点城市群氢能实现多元领域规模化应用，终端用氢平均价格降至每千克25元以下，力争优势地区降至每千克15元左右；全国燃料电池汽车保有量较2025年翻一番，力争达到10万辆。
中信证券研究报告指出，此次试点政策作为我国首个全国性绿氢补贴政策，将有效改善绿氢经济性不足的现状，试点期间有望形成“成本下降→需求释放→规模扩大”的良性循环。《中国氢能与燃料电池产业发展研究报告（2026）》显示，我国氢能产业发展逻辑已从此前的“验证技术路线、扩大示范规模”，转向“突破经济性瓶颈、探索可持续商业模式、构建商业化生态”。
业内人士表示，随着申报工作落幕、试点名单即将公示，我国氢能产业的真正考验才刚刚开始。80亿元中央财政资金能否撬动万亿级氢能市场，关键不在于申报方案中的积分承诺，而在于各地能否真正实现资源禀赋与产业制造的深度融合。西部有“氢”、东部有“器”，如何实现区域协同、破解发展瓶颈，成为未来四年我国氢能产业高质量发展的核心命题。
百万吨级氢冶金！单级悬臂式整体组装离心压缩机“中国方案”
近期，中冶赛迪宝钢湛江钢铁近零碳产线传来捷报：热态直接还原铁气力输送工程实现全线贯通！沈鼓集团提供的单级悬臂式整体组装离心压缩机作为气力输送循环系统的唯一“动力源”助力项目顺利投产，推动冶金工艺摆脱传统化石能源依赖，为钢铁行业绿色转型树立了示范性标杆。
零碳炼钢，这条产线的特殊意义在于全流程国产化。国内首套100万吨级氢基竖炉配套电炉热送系统，从氢基竖炉工艺到核心动设备，湛江钢铁、中冶赛迪、沈鼓集团三方协同，彻底打破对国外技术的依赖。对行业而言，这意味着氢冶金不再是“进口设备+国外工艺”的昂贵实验，而是可借鉴、可推广的中国方案。
钢铁是怎样炼“绿”的？
从"碳冶金"到"氢冶金"，一字之差背后是冶炼原理的根本变革。近零碳产线是指采用“氢基竖炉+电炉”短流程冶炼工艺的绿色生产线。与传统“高炉+转炉”长流程不同，它用“氢”替代“碳”作为还原剂进行冶炼，从源头上减少碳排放。该项目预计可实现降碳50%-80%，最高每年可减少二氧化碳排放超314万吨，相当于再造2000平方公里的森林。
沈鼓携手客户攻克氢冶金“动力关”
氢冶金工艺长期被国外技术垄断，核心难点在于工况复杂与空间受限的双重挑战。该项目要求单台压缩机组需覆盖6种典型工况，运行范围跨度极大；同时现场基础空间狭小，对机组集成化程度要求极高。
沈鼓技术团队针对性采用高效率宽范围叶轮设计，多变效率显著提升；整体成撬方案进一步压缩占地面积，在有限空间内实现动力输出的最大化。"这不是标准产品的简单套用，是从气动设计到结构布局的全流程定制。" 客户项目负责人透露，沈鼓团队针对氮气介质的特殊物性反复优化，最终交付的机组成为客户认可的"动力心脏"。
同时，面对仅6个月的合同交货期，沈鼓提前排产、协同推进，最终提前发运。安装阶段，服务团队驻场协调，及时响应现场问题，全程护航项目节点，印证了国产高端装备在响应速度上的独特优势。
成立两公司！700亿储能龙头跨界光伏
近日，国轩高科股份有限公司（简称“国轩高科”，002074.SZ）通过间接全资持股方式，同日成立两家光伏发电新公司——庐江柯坦光伏发电有限公司与庐江金能光伏发电有限公司。
两家公司法定代表人均为兰福，经营范围高度重合，全面覆盖太阳能发电技术服务、发电技术服务、储能技术服务、海上风电相关系统研发及风电场相关系统研发等领域。
作为中国最早从事新能源汽车动力锂离子电池自主研发、生产和销售的企业之一，国轩高科成立于2006年，2015年登陆深交所，总部位于安徽合肥，目前已成为全球动力电池与储能电池系统的重要供应商，总市值超过700亿元。
历经近二十年发展，公司构建了涵盖矿产开采、材料生产、电池制造、产品应用及电池回收的新能源全产业链体系，产品广泛覆盖乘用车、商用车及电源侧、电网侧、用户侧储能等多类场景。
凭借“动力+储能”双轮驱动战略，国轩高科2025年上半年在中国动力电池装机量排名第四，储能电池出货量挺进全球第七。
跨界光伏并非国轩高科的“突发之举”。近年来，公司围绕绿电替代与零碳制造展开了系统性布局。
2025年10月，国轩高科在内蒙古乌海宣布全球首个零碳负极材料工厂正式落地运营，同步规划总产能达40万吨，配套建设1GW风光储一体化项目。
其中，投资约14亿元的30万千瓦光伏发电项目已于2025年10月并网发电，配套建设12万千瓦/48万千瓦时的电化学储能系统，每年可提供约5亿千瓦时绿电，年减排二氧化碳约40万吨。
此外，河北唐山国轩电池14.6兆瓦分布式光伏项目也已建成投运，采用“自发自用，余电上网”模式为厂区提供清洁电能。此次成立庐江两家光伏发电公司，进一步印证了公司在光伏电站运营端持续深化布局的战略方向。
在财务业绩方面，国轩高科2025年交出了一份增长幅度可观但结构性分化显著的答卷。
财报数据显示，公司前三季度实现营业收入约295.08亿元，同比增长17.21%；归属股东净利润约25.33亿元，同比大幅增长514.35%；其中第三季度单季归属净利润增幅高达1434.42%。
2026年1月，国轩高科发布2025年业绩预告，国轩高科预计全年归母净利润为25亿元至30亿元，同比增长107.16%至148.59%；但扣除非经常性损益后净利润预计为3.5亿元至4.5亿元。
利润大幅增长的主要原因，除新能源汽车及储能市场需求旺盛带动电池销量提升外，公司早期持有的奇瑞汽车股份因其港股上市产生公允价值变动收益约17亿元，此项非经常性损益构成了利润增量的核心来源。
业内人士指出，国轩高科在动力与储能电池主业之外，正通过“光伏+储能”一体化模式加速构建绿色能源闭环生态。
从乌海零碳工厂的绿电直供，到庐江两家光伏发电公司的正式落地，国轩高科正将自身储能技术优势与西部风光资源禀赋深度耦合，从传统电池制造商向覆盖源、网、荷、储的绿色能源综合解决方案服务商稳步进阶。
重磅！四部门+六大央企联手，光伏反内卷动真格了
4月20日，工信部官网披露，4月17日工信部等四部门联合召开光伏行业座谈会，部署规范产业竞争秩序、深化“反内卷”工作，标志着光伏治理进入供需双向发力新阶段。
此次座谈会参会阵容传递重要信号，六大发电央企悉数到场，它们占据国内光伏电站投资半壁江山，其中国家电投累计装机近70GW，华能等企业均达20GW以上。
业内认为，光伏“内卷”根源之一是下游电站招标压价，此次四部门召集央企，意味着反内卷从供给侧延伸至需求侧，此前回避的招标、价格传导等核心议题纳入调控。
四部门形成协同治理闭环，而制造业头部企业未列席，表明会议是上层定调会，政策方向已在四部门与下游需求方达成共识，执行细节后续传达。
中核集团作为跨界代表参会，其光伏项目规模超20GW，折射出新能源投资主体多元化的特征，既带来资金活力，也加剧了行业竞争压力。
此次四部门与六大央企联手，上游调控产能、下游优化招标与消纳机制，倒逼行业跳出低价竞争，转向高质量发展。
我国光伏反内卷已推进多年，2024年行业协会呼吁恶性竞争无果，当时组件价格跌破每瓦0.6元，全行业亏损蔓延。
2025年政策持续加码，多部门多次召开座谈会，反内卷上升为跨部门工程，取得阶段性成效，硅料均价涨幅超50%，相关上市公司市值增长36.73%。
2026年行业形势再度趋紧，光伏出口退税取消，德银警示行业进入低谷，需求、价格、库存均现恶化，此前反内卷成果面临侵蚀，这是本次座谈会召开的直接原因。
光伏反内卷至关重要，我国光伏产能近全球需求2倍，过度投资削弱产业竞争力，影响能源安全与全球治理布局。
价格战引发质量隐患，2019至2024年光伏组件合格率从100%降至62.9%，威胁电站安全与消费者权益。
此次会议明确七大治理工具，价格执法、质量监管与产能调控同等重要，标志着治理从软约束转向硬约束，旨在建立长效机制。
业内人士表示，2026年光伏反内卷已无退路，政策落地将推动行业从规模扩张转向质量提升，巩固全球领先地位。
