京津冀：氢能应用大棋局

2026年开年，京津冀都市圈确实甩出了“王炸”级的动作。中共中央、国务院正式批复了《现代化首都都市圈空间协同规划（2023-2035年）》，紧接着在“十五五”开局之年，三地政府工作报告纷纷出炉。这不仅仅是一次普通的政策更新，而是一次从“物理拼接”到“化学反应”的全面升级。这次京津冀的“大招”，本质上是要把“首都都市圈”打造成中国北方最强的经济增长极。$亿华通(02402)$

首次将京津走廊（定位为综合创新走廊）和京雄走廊（定位为高质量发展走廊）纳入顶层设计。这就像给京津冀装上了两条“动力脊柱”，不再是单靠北京辐射，而是双线驱动。北京城市副中心（通州）和雄安新区不再是概念，而是实质性的“新两翼”。特别是雄安，正在打造数字科技和绿色能源体系；通州则在加速交通（如M101线）和产业落地。针对北三县（燕郊等）、武清等地，明确提出要打破行政壁垒，让跨省通勤像在城里一样方便。

六条重点产业链： 聚焦氢能、生物医药、网络安全、高端仪器、新能源汽车、机器人。目前京津冀新能源汽车产量已暴涨（同比增长154%），机器人产业链营收超600亿。还在布局低空经济、商业航天、脑机接口等前沿领域。比如朱雀系列火箭的研发核心就在京津冀区域。

五个先进制造业集群： 包括集成电路、生物医药等。北京出技术（如芯片设计），天津搞制造（如晶圆），河北做配套（如材料），形成了一条完美的“研发-转化-生产”闭环。

京津冀正在努力让三地的公共服务像在一个省一样方便。轨道上的京津冀加速成型。轨道交通22号线（平谷线）贯通运营后，燕郊到北京城市副中心将实现“地铁化”通勤。此外，京津塘高速自动驾驶测试全线开放，未来货车可能都不用人工开了。三地的检查检验结果互认项目增加到了60个，以后在河北看病，北京医院也认账，不用重复做检查。社保卡“一卡通”正在扩容，以后不仅看病能用，坐公交、借书、进公园可能都是一张卡搞定。

京津冀氢能产业链的布局非常清晰，形成了“一核双翼、三地协同”的格局：北京研发与高端制造、天津氢源保障与港口应用、河北场景示范与规模化生产。为你梳理了该区域的核心龙头企业，它们是构建这条千亿级产业链的“骨架”：

1. 产业链“链主”与核心引擎

亿华通。国内氢燃料电池系统的“领头羊”，也是国内首家“A+H”股上市的氢能企业。京津冀协同的典型代表。总部在北京（海淀），在大兴和昌平有研发生产基地，同时在河北张家口建有国内首条万台级燃料电池生产线。正在推进收购定州旭阳氢能，一旦完成，将打通“制氢-用氢”的全产业链，重塑区域供给格局。

国氢科技。央企背景的“独角兽”，专注于氢能研发创新。聚焦于膜电极、电堆等核心材料的国产化，是产业链上游的关键技术玩家。

2. 京津冀三地“扛旗者”

美锦氢能：依托集团资源，在大兴国际氢能示范区布局，致力于氢能全产业链生态构建。海德利森：专注于高压加氢站设备、核心压缩机的研发制造，技术在国内处于领先地位。中能源工程集团氢能科技：背靠航天动力与清华核研院，掌握“三板两膜一纸”等核心材料技术，产品覆盖从无人机到重卡的多场景动力装置。

天津新源氢能：京津冀重要的“氢源保障者”。其加氢母站是天津首座，年产氢能力达数千吨，为周边城市群提供高纯氢气。荣程新能科技集团：天津港的“绿色搬运工”。拥有数百辆氢能重卡，建成了“制氢-加氢-用氢”的零碳闭环，是目前全国氢能重卡运营规模最大的实体之一。

旭阳氢能：京津冀最大的氢能供应商之一。依托焦化副产氢优势，低成本制氢。在定州、邢台等地建有多个高纯氢基地，正在向“氢能生态服务商”转型。张家口氢能与可再生能源有限公司：依托张家口国家级可再生能源示范区的优势，主打“绿电制绿氢”，解决了氢能的源头碳排放问题。

3. 产业链协同“新势力”

国电投（国家电投）：通过其在津冀的布局（如天津新源、河北赤城项目），正在构建“绿氢进京”的供应链，利用风电、光伏制取绿氢供应北京市场。北汽福田：商用车领域的代表，其氢能重卡、冷链车在北京、河北等地大量投放，是亿华通等上游技术的“最佳合伙人”。

虽然京津冀氢能产业链在全国处于领跑地位，但作为一个刚刚跨过“千辆级”示范应用、迈向“规模化”的产业，它依然面临着“成长的烦恼”。

1. “有芯无皮”：核心部件强，整车系统集成弱

虽然京津冀在燃料电池的“心脏”——电堆、膜电极、空压机等核心部件上实现了突破（如亿华通、未势能源），但在整车集成和配套上存在短板。区域内缺乏像丰田（Mirai）、现代（NEXO）那样具有全球竞争力的氢能乘用车整车品牌。目前的应用主要集中在商用车（重卡、公交），且部分关键车型（如高端冷链物流车）仍依赖特定改装厂。导致产业链下游的“虹吸效应”不足，难以像电动汽车那样通过庞大的消费端市场来摊薄上游研发成本。

2. “气荒”与“车闲”并存：供需错配与基础设施瓶颈

这是目前最制约发展的痛点。虽然京津冀在联手修建管道（如康保-曹妃甸管线），但短期内供需依然错配。氢气的运输成本极高（占终端售价的30%-40%）。虽然河北有大量工业副产氢（如旭阳、河钢），但如何低成本、稳定地输送到北京、天津的加氢站，依然是大难题。大多数加氢站处于“吃不饱”状态。由于车太少，加氢站日加注量远低于设计产能，导致运营成本高企，甚至亏损关停。河北张家口有丰富的绿电制氢潜力，但本地消纳能力有限；而北京、天津需求大，却受限于储运技术，用不上便宜的绿氢。

3. “九龙治水”：跨区域政策与标准不统一

京津冀虽然在协同，但在具体执行层面，依然存在“断头路”和“政策洼地”效应。加氢站的审批涉及住建、应急、消防等10多个部门，流程繁琐，甚至比建加油站还难。部分地区仍将氢能按危化品管理，限制了其作为能源的属性。三地的车辆标准、加氢站建设规范、补贴政策不完全统一。一辆在河北注册的氢能重卡，进入北京六环外运输时，可能面临路权、保险、年检等多重壁垒。氢能涉及能源、交通、化工等多个领域，但跨区域的综合监管机制尚未完全建立，导致企业在跨省运营时“摸着石头过河”。

4. “算不过来账”：商业模式尚未闭环

这是最根本的短板。目前的氢能产业高度依赖补贴，一旦补贴退坡，很多运营车辆就会停运。氢能重卡的购车成本是柴油车的2-3倍，虽然氢耗在降，但全生命周期成本（TCO）依然高于燃油车。虽然工业副产氢便宜，但有碳排放；真正的绿氢（电解水制氢）成本依然在30-40元/kg，远高于灰氢（15-20元/kg），导致“绿氢不绿价”，市场不愿意买单。

京津冀氢能产业链目前是“中间强（核心部件）、两头弱（上游制氢储运、下游整车与消费）”，且“政策推力大于市场拉力”。要补齐这些短板，需要京津冀三地真正打破行政壁垒，不仅要修“物理上的路”（管道和高速），更要修“制度上的路”（统一标准和互认机制），并尽快通过技术迭代把绿氢成本降下来，让氢能车从“政策车”变成“赚钱车”。

降低绿氢成本是一个系统工程，核心逻辑其实非常清晰：“开源节流”。简单来说，就是降低电力成本（这是大头）、提升设备效率、以及通过副产品赚钱。电解水制氢的成本构成中，电力成本占比高达 70%-80%。因此，降本的首要任务就是搞定电价。在风能、太阳能资源丰富的地区（如内蒙古、新疆、河北北部）建设大型风光氢一体化项目。这些地方的绿电度电成本可以低于 0.2 元/度，直接从源头压低氢气成本。推动政策明确“绿电直供”模式，减免风光制氢项目的系统备用费、政策性交叉补贴等附加费用。例如内蒙古已出台政策暂不征收这些费用，让绿氢成本进一步贴合发电成本。利用风光发电的“弃风弃光”时段进行制氢，这个时段的电价极低甚至为零，能极大拉低平均用电成本。
设备成本和电解效率是决定性因素。目前的技术路线正在从单一的碱性电解槽向多元化发展。SOEC（固体氧化物电解）省电，利用高温热能（如工业废热）辅助电解，比传统技术省电 30% 以上。虽然目前处于商业化初期，但被公认为未来成本最低的路线。非铂催化技术，省钱，用铁、镍等廉价金属替代昂贵的铂催化剂（铂占成本 40% 以上）。华夏氢能研发的非铂催化剂成本仅为铂的 1/20，可使制氢成本降低 70%。AEM/PEM（质子交换膜），灵活，结合了碱性槽低成本和PEM槽高效率的优点，且不需要贵金属，适合与波动的风光电源配合。
传统的电解水只产氢，新的技术思路是“产氢+赚钱”，通过副产品的销售收入来抵消制氢成本。生物质制氢副产化学品： 比如北京大学团队的最新研究，利用农业废弃物（秸秆）制氢，同时生产甲酸盐（一种高价值的工业化学品）。甲酸盐带来的收入（约 4.63美元/kg）可以大幅补贴氢气成本，使氢气净成本降至约 1.54美元/kg，甚至低于化石能源制氢 。氧气回收： 虽然电解水产生的氧气通常被视为废料，但在特定场景下（如医疗、化工），高纯度氧气的回收销售也能带来额外收益。

规模化与全产业链。做大产能： 建设吉瓦级（GW）的超级工厂，通过规模化生产降低电解槽的制造成本（BOP成本）。一体化布局： 避免“为制氢而制氢”。将制氢厂建在化工园区或钢铁厂旁边，实现“制-储-运-用”一体化。例如：利用绿氢直接替代焦炭进行炼钢（宝武钢铁项目），或者通过天然气管道掺氢输送，省去昂贵的纯氢储运环节 。

目前的趋势是，随着技术的爆发（如非铂催化、SOEC），绿氢成本正在从“政策驱动”转向“技术驱动”，预计到2030年，成本有望下降 60% 以上，真正实现与灰氢平价 。

在绿氢产业中，“产业链协同降本”通常指的是通过跨行业合作（如化工、钢铁、能源）或区域集群化，将原本割裂的“制、储、运、用”环节打通，从而摊薄成本。梳理了三个极具代表性的协同降本案例，它们分别代表了“化工耦合”、“工业直供”和“风光氢储一体化”三种模式：

1. 化工巨头“自我输血”：中国石化库车项目（制氢+炼化协同）

这是一个典型的“内部产业链闭环”案例。中国石化利用其既有优势，将绿氢直接用于炼油，省去了昂贵的外部储运环节。协同模式： 光伏发电 — 电解水制氢 — 炼油加氢。该项目年产2万吨绿氢，通过6公里的输氢管道直接输送到塔河炼化公司，替代原有的天然气制氢（灰氢）。由于不需要长管拖车运输，直接砍掉了约占终端氢价30%的物流成本。绿氢直接作为炼油的“原料”，替代了昂贵的天然气，不仅降低了炼油成本，还解决了绿氢消纳问题。实现了万吨级绿氢的稳定供应，全生命周期成本大幅低于“制氢+长距离运输”的模式。

2. 钢铁与氢能“跨界联姻”：三一氢能 & 湖南涟钢（能源+冶金协同）

这是工业领域“以氢代碳”的标杆案例，通过设备制造商与高耗能工厂的深度绑定，实现了技术和成本的双重突破。协同模式： 三一氢能（技术/装备） + 涟钢（场景/需求）。三一氢能根据涟钢的需求，开发了250标方/小时的碱性电解槽，并配套智能调控系统。由于是“量身定做”，设备利用率极高（可用率99.3%），摊薄了折旧成本。产出的绿氢不仅用于炼钢还原，还替代了昂贵的“氮氢混合气”用于镀锌保护。一气多用，提升了氢气的经济附加值。制氢成本降至 28元/kg 以下，且实现了钢铁生产的深度脱碳，为高耗能行业提供了可复制的降本路径。

3. 风光氢储“打捆竞价”：内蒙古乌审旗 & 张家口项目（源网荷储协同）

这种模式通过“大基地”建设，将不稳定的风光电与制氢负荷深度耦合，通过规模效应降本。协同模式： 风力/光伏电站 — 电解水制氢 — 储氢/合成氨 — 化工生产。代表案例中石化乌审旗项目： 规模达3万吨/年，是目前国内规模最大的绿氢化工示范工程。它利用鄂尔多斯丰富的风光资源，通过“风光互补”降低绿电成本，并配套21.6万吨的储氢设施，解决了波动性问题。张家口风氢一体化项目（亿华通参与）采用“风氢一体化”模式，将风电直接用于制氢，避免了并网产生的输配电成本和损耗。通过自建绿电通道，省去了电网过路费。这种模式有望将绿氢成本进一步压缩至 18-20元/kg 的极具竞争力区间。

这些案例表明，“绿氢+化工/冶金”的耦合是目前最现实、成本最低的商业化路径。绿氢在交通领域的降成本，并不是单靠某一个环节实现的，而是通过“场景锁定+产业链垂直整合+技术创新”的组合拳来达成的。梳理了几个最具代表性的成功案例，它们分别代表了港口物流、干线重卡、公共交通三个不同维度的降本路径：

1. 港口物流场景：浙江嘉兴港区（氢能集卡降本模式）

这是目前全国港口中“降本增效”最成功的案例之一，核心在于“短距离+高周转+近水楼台”。嘉兴港区紧邻化工园区，利用工业副产氢（成本低），通过管道输送到码头旁的加氢站，运输距离仅500米，极大降低了储运成本。氢能集卡主要用于港区内的短驳运输（短途接驳），行驶路线固定，车辆出勤率极高（365天24小时作业）。投入100台氢能集卡，占全港集卡的80%，巨大的用氢量摊薄了固定成本。相比传统柴油集卡，燃料成本降低了15%。单车年节约燃料成本约3万元（总计约300万元），且设备完好率高达99%。在封闭或半封闭场景（如港口、矿区）率先推广，是降低氢能车辆综合成本的最佳切入点。

2. 干线物流场景：成渝氢走廊（规模化与政策协同降本）

这是跨省干线物流的标杆，通过“长距离干线+高额补贴+大规模运营”来破解成本难题。平台公司（如重庆渝鸿创能）一次性投放数百辆氢能重卡，通过集中采购和集中运营，大幅降低了车辆的购置成本和维护成本。川渝两地政府对加氢站建设和运营给予高额补贴（如重庆对加氢站按投资额30%补贴，对运营按30元/kg补贴），直接压低了终端氢气售价。采用大功率燃料电池，百公里氢耗降至8.5公斤，续航提升至600公里，减少了加氢频次。氢能重卡百公里燃料成本约213元，而同吨位柴油车需657元（按百公里油耗90升计算），单车跑一趟成渝往返，燃料成本可节省近3000元。政府的强力补贴和平台化的集约运营，是干线物流实现“氢油平价”甚至“氢比油便宜”的关键。

3. 公交与微网场景：厦门（技术突破降本）

厦门的案例侧重于“技术源头”降本，通过攻克电解槽核心材料，从制氢端降低全生命周期成本。嘉庚创新实验室与企业合作，将电解水制氢（PEM）所需的贵金属铱（Iridium）用量降低了70%。这是制氢设备成本最高的部分之一，直接打破了国际垄断，降低了制氢设备的购置成本。在公交场站建立“光储充氢”一体化示范站，利用光伏发电制氢，不仅降低了用电成本，还解决了绿氢的来源问题，制氢装备成本大幅下降，推动了电解槽设备的出口（如出口印尼）。氢能公交车加注一次仅需几分钟，续航超500公里，已在736路公交线路上常态化运营。技术研发的突破（特别是催化剂和隔膜等“卡脖子”材料）是实现绿氢大规模商业化应用的根本保障。

这些案例表明，目前交通领域的绿氢降本，“跑起来”比“造出来”更重要。只有通过大规模的实际运营（跑出里程），才能通过规模效应和技术迭代，真正实现成本的断崖式下跌。

亿华通作为中国氢能A+H第一股，在氢燃料电池发动机领域确实积累了一批具有全球竞争力的核心技术。特别是在大功率输出、极寒环境适应性以及热管理这三个维度，其技术指标已达到甚至领先全球同行。

1. 大功率燃料电池系统技术（全球首款单系统260kW）

这是亿华通目前最硬核的“王牌”，标志着其在功率密度和系统集成度上已处于全球第一梯队。260kW液氢燃料电池系统是目前全球功率最大的车用燃料电池系统之一，其G20+系列产品是全球首款单系统突破200kW（达到240kW）的车用燃料电池发动机。该系统采用了自主石墨板电堆，实现了低至5 bar的供氢压力与高功率输出的平衡，已搭载于三菱扶桑重卡，解决了长途干线物流的“续航焦虑”。

2. 强耐低温与快速冷启动技术（-40℃启动）

在氢能商用车普遍面临“怕冷”难题的背景下，亿华通的低温启动技术是其独有的护城河，特别是在北方寒冷地区具有绝对优势，创造全球极寒纪录。亿华通的系统实现了-40℃的超低温冷启动（量产产品为-30℃），在牙克石极寒测试中，仅用124秒即达到额定功率。采用“氢喷+引射”氢循环系统架构，省去了传统的高功耗氢气循环泵，结合电堆极化控制策略，不仅简化了结构，还彻底消除了结冰风险。这项技术曾荣获2022年全球新能源汽车创新技术奖（与特斯拉、比亚迪同台获奖），被专家鉴定为国际领先水平。

3. 大功率燃料电池热管理技术 TMS 2.0

针对大功率重卡散热难的问题，亿华通开发的这套系统在散热效率和集成度上超越了现有市场方案。全球首创“潜热相变”冷却，利用燃料电池自产水作为冷却介质，通过水的汽化潜热快速带走热量，响应速度极快。其TMS 2.0系统的最大散热功率达480kW，比市场同类方案高出28.34%；同时投影面积更小（仅1.98m²），实现了轻量化和低噪音。为了推动行业发展，亿华通已主动公开了百余项热管理领域的核心专利。

4. 核心部件国产化与成本控制（引射器替代循环泵）

在产业链自主可控方面，亿华通通过技术创新大幅降低了核心部件的制造成本。亿华通沿循从系统到电堆、再到膜电极的路径，实现了全产业链自主化。通过全系新产品采用引射方案，完全替代了昂贵的氢气循环泵，单台发动机成本直接降低超过2万元，这一成本控制能力在全球范围内都极具竞争力。

亿华通的全球竞争力体现在：跑得远（260kW大功率）、不怕冷（-40℃启动）、散热快（TMS 2.0技术）以及造价低（国产化替代）。这些技术不仅支撑了其在国内市场的龙头地位，也使其成功打入了日本市场（与三菱扶桑合作），成为了中国氢能技术出海的一张名片。