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一．煤制氢 山东无烟煤成交区间【1990-1990】，氢气成本均价为【1.81元/m³】 河北无烟煤成交区间【1740-1740】，氢气成本均价为【1.62元/m³】 山西无烟煤成交区间【1260-1260】，氢气成本均价为【1.31元/m³】 河南无烟煤成交区间【1290-1290】，氢气成本均价为【1.31元/m³】 二.天然气制氢 广东粤东天然气成交区间【6000-6000】，氢气成本均价为【2.76元/m³】 广西天然气成交区间【5570-6140】，氢气成本均价为【2.69元/m³】 山西天然气成交区间【5190-5460】，氢气成本均价为【2.48元/m³】 河北天然气成交区间【5300-5765】，氢气成本均价为【2.59元/m³】 山东天然气成交区间【5485-6220】，氢气成本均价为【2.73元/m³】 珠三角天然气成交区间【6000-6000】，氢气成本均价为【2.79元/m³】 湖北天然气成交区间【5560-5680】，氢气成本均价为【2.63元/m³】 河南天然气成交区间【5400-5620】，氢气成本均价为【2.60元/m³】 贵州天然气成交区间【5340-5630】，氢气成本均价为【2.56元/m³】 四川天然气成交区间【5290-5580】，氢气成本均价为【2.57元/m³】 浙江天然气成交区间【6120-6480】，氢气成本均价为【2.89元/m³】 内蒙天然气成交区间【5320-5560】，氢气成本均价为【2.49元/m³】 黑龙江天然气成交区间【5560-5900】，氢气成本均价为【2.66元/m³】 三．丙烷制氢 东北丙烷成交区间【5260-5820】，氢气成本均价为【3.22元/m³】 华东丙烷成交区间【5830-5900】，氢气成本均价为【3.38元/m³】 山东丙烷成交区间【5866-5896】，氢气成本均价为【3.41元/m³】 华南丙烷成交区间【5910-6090】，氢气成本均价为【3.45元/m³】 四．甲醇制氢 东北甲醇成交区间【2620-2740】，氢气成本均价为【2.37元/m³】 华东甲醇成交区间【2530-2730】，氢气成本均价为【2.35元/m³】 华中甲醇成交区间【2450-2790】，氢气成本均价为【2.37元/m³】 华北甲醇成交区间【2300-2480】，氢气成本均价为【2.16元/m³】 华南甲醇成交区间【2720-2740】，氢气成本均价为【2.40元/m³】 西北甲醇成交区间【1960-2390】，氢气成本均价为【2.00元/m³】 西南甲醇成交区间【2460-2740】，氢气成本均价为【2.36元/m³】
日前，山东省滕州市西岗镇100MW/200MWh独立储能电站项目EPC总承包发布终止公告，距招标公告发布仅过去一天，终止原因为“发生重大变更”。 同样是在7月，新疆乌苏市200MW/800MWh独立储能项目EPC也再度发布招标终止公告，理由为“建设内容发生重大调整”，而这已是该项目第三次终止招标进程。 回溯乌苏项目的招标轨迹，其首次招标是在2025年11月，预算金额为7.3亿元，合单价0.91元/Wh，后因技术规格书发生重大变更而终止；重启后，预算上调至约8.07亿元，单价升至1.01元/Wh。2026年1月，该项目公布中标结果，中国电建江西电建以0.94元/Wh的单价中标。 然而，今年6月，招标方再度发布终止公告，称系“中标人自身原因导致无法正常履约本项目”，遂决定重新招标。令人唏嘘的是，第三次重新招标后，随即再度宣告终止。 短短时间内，两大储能项目接连折戟，招标反复、变更频仍，这并非孤立的偶发事件，而是行业深层问题的集中显现。 储能招标项目频现“急刹车” 为行业敲响警钟 机构统计数据显示，今年5月，国内市场储能EPC招标容量规模超43GWh。然而，在规模冲高的同时，也出现了明显的终止、流标现象。全月共有12个储能EPC项目发布废标或招标终止公告，合计规模超过5GWh，其中约三分之一集中在山西省；此外，甘肃、安徽、辽宁、吉林、内蒙古、河南等省份，亦有项目相继终止。 从终止原因来看，大致可归为以下几类：原材料价格波动引发的成本重构，招标计划调整与项目方案的重新修订，投资计划变更导致推进中止，有效投标人不足造成的流标，中标方违约、弃标或违规被废标，以及招标人自身情况变动等。 业内分析指出，这背后折射出行业普遍存在的问题，一是部分企业为冲规模盲目投标、风险测算不足，中标后弃标违约频发；二是不少项目前期论证薄弱，建设方案与配套条件在招标启动后仍频繁变动，导致招标中途作废、工期延误。 值得关注的是，就在招标终止事件频发之际，山西省能源局于近日发布《关于优化新型储能项目管理有关工作的通知》，为储能项目的全周期管理划定明确时间表。文件明确，坚决防止“圈而不建”，项目入库后应在6个月内实质性开工，12个月内建成并网，自2026年9月1日起执行。 在动态调整机制方面，新型储能项目库调整原则上每年组织不少于两次。库内项目若无法按期建成并网，项目入统固定资产投资完成不低于30%，项目单位可于在库期满前2个月，向市能源局提交延期申请，原则上库内项目仅可延期一次。其中，电化学储能项目延期并网时间不超过6个月；压缩空气、液流电池等建设周期较长的储能项目，延期并网时间不超过12个月。而对于入库后6个月内未实质性开工，或12个月内未建成并网且未申请延期的，项目将直接调整出库。 与此同时，今年7月1日起正式施行的储能安全新国标及《电力重大事故隐患判定标准及治理监督管理规定》（2026年第41号令），对储能电站的涉网性能、防火设计提出了更高要求。这意味着，部分已过审项目可能需要重新调整，推进节奏被迫放缓。 可见，一面是项目执行端的履约失序与变数丛生，一面是监管层面从工期约束，到安全标准的全面收紧。当“拿项目”与“建项目”之间的鸿沟日益凸显，政策端的硬性约束正倒逼行业告别粗放扩张，从“规模优先”转向“落地为王”。在此过程中，招标终止频发看似是短期阵痛，实则是一次行业出清与规则重塑的必经过程。 储能产业链涨价潮来袭 推动产业告别粗放扩张的，除了政策端的硬性约束，还有成本与市场端等多重因素的叠加。2026年以来，持续数年的低价竞争格局正在松动，一场覆盖全产业链的涨价潮来袭。 此前旷日持久的价格战，曾让储能系统中标单价跌破0.4元/Wh，全行业深陷“增收不增利”的困局。而今，唯低价是举的“至暗时刻”正在退潮，储能产业链价格体系迎来系统性重构。 7月初，PCS厂商盛弘股份发布涨价函，宣布自7月21日起，全系列产品上调10%-30%的价格；随后，锂电材料企业湖南裕能也官宣调价，自8月1日起，其全系列产品上调2000元/吨。 储能上游核心材料环节价格持续走高。磷酸铁已从年初的约1万元/吨，攀升至1.5万元/吨，半年内涨幅超50%。传导至正极材料端，磷酸铁锂主流报价已站上5.5万元-6万元/吨区间，较年初涨幅近20%。碳酸锂方面，上半年在12.5万元-21万元/吨区间宽幅震荡，近期有所回调，但仍在历史高位运行。据机构测算，碳酸锂占磷酸铁锂成本的60%-65%，其高位震荡直接拉高了储能材料端的整体成本水平。 电芯方面，国内集采招标今年上半年以采购314Ah电芯为主，公开数据显示，电芯报价区间为0.325元/Wh-0.394元/Wh，平均报价0.359元/Wh，较去年同期0.289元/Wh上涨约24%。进一步观察电芯价格趋势性变化，以主流314Ah磷酸铁锂电芯为例，综合多家机构数据，其市场价格已从2025年末的0.31元/Wh上涨至2026年6月的0.37元/Wh-0.40元/Wh区间，累计涨幅超过20%。 储能系统方面，国内招投标数据显示，2h储能系统H1中标均价为0.602元/Wh，同比上涨8.8%，价格区间在0.489元/Wh-0.836元/Wh之间；4h储能系统H1中标均价为0.541元/Wh，同比上涨21.1%，价格区间为0.420元/Wh-0.782元/Wh。与去年同期相比，2h和4h储能系统的中标价格区间均明显拓宽，不同项目间的报价差异进一步拉大，同时均价整体呈现上行态势。 整体来看，今年上半年，从上游材料，到中游电芯，再到下游终端系统，储能产业链价格体系正逐步修复。而储能项目招标终止频发，项目推进迟滞等问题，也是修复过程中难以回避的阵痛——淘汰低效产能、倒逼理性投资，整体市场格局正在阵痛中持续优化。
日前，山东省滕州市西岗镇100MW/200MWh独立储能电站项目EPC总承包发布终止公告，距招标公告发布仅过去一天，终止原因为“发生重大变更”。 同样是在7月，新疆乌苏市200MW/800MWh独立储能项目EPC也再度发布招标终止公告，理由为“建设内容发生重大调整”，而这已是该项目第三次终止招标进程。 回溯乌苏项目的招标轨迹，其首次招标是在2025年11月，预算金额为7.3亿元，合单价0.91元/Wh，后因技术规格书发生重大变更而终止；重启后，预算上调至约8.07亿元，单价升至1.01元/Wh。2026年1月，该项目公布中标结果，中国电建江西电建以0.94元/Wh的单价中标。 然而，今年6月，招标方再度发布终止公告，称系“中标人自身原因导致无法正常履约本项目”，遂决定重新招标。令人唏嘘的是，第三次重新招标后，随即再度宣告终止。 短短时间内，两大储能项目接连折戟，招标反复、变更频仍，这并非孤立的偶发事件，而是行业深层问题的集中显现。 储能招标项目频现“急刹车” 为行业敲响警钟 机构统计数据显示，今年5月，国内市场储能EPC招标容量规模超43GWh。然而，在规模冲高的同时，也出现了明显的终止、流标现象。全月共有12个储能EPC项目发布废标或招标终止公告，合计规模超过5GWh，其中约三分之一集中在山西省；此外，甘肃、安徽、辽宁、吉林、内蒙古、河南等省份，亦有项目相继终止。 从终止原因来看，大致可归为以下几类：原材料价格波动引发的成本重构，招标计划调整与项目方案的重新修订，投资计划变更导致推进中止，有效投标人不足造成的流标，中标方违约、弃标或违规被废标，以及招标人自身情况变动等。 业内分析指出，这背后折射出行业普遍存在的问题，一是部分企业为冲规模盲目投标、风险测算不足，中标后弃标违约频发；二是不少项目前期论证薄弱，建设方案与配套条件在招标启动后仍频繁变动，导致招标中途作废、工期延误。 值得关注的是，就在招标终止事件频发之际，山西省能源局于近日发布《关于优化新型储能项目管理有关工作的通知》，为储能项目的全周期管理划定明确时间表。文件明确，坚决防止“圈而不建”，项目入库后应在6个月内实质性开工，12个月内建成并网，自2026年9月1日起执行。 在动态调整机制方面，新型储能项目库调整原则上每年组织不少于两次。库内项目若无法按期建成并网，项目入统固定资产投资完成不低于30%，项目单位可于在库期满前2个月，向市能源局提交延期申请，原则上库内项目仅可延期一次。其中，电化学储能项目延期并网时间不超过6个月；压缩空气、液流电池等建设周期较长的储能项目，延期并网时间不超过12个月。而对于入库后6个月内未实质性开工，或12个月内未建成并网且未申请延期的，项目将直接调整出库。 与此同时，今年7月1日起正式施行的储能安全新国标及《电力重大事故隐患判定标准及治理监督管理规定》（2026年第41号令），对储能电站的涉网性能、防火设计提出了更高要求。这意味着，部分已过审项目可能需要重新调整，推进节奏被迫放缓。 可见，一面是项目执行端的履约失序与变数丛生，一面是监管层面从工期约束，到安全标准的全面收紧。当“拿项目”与“建项目”之间的鸿沟日益凸显，政策端的硬性约束正倒逼行业告别粗放扩张，从“规模优先”转向“落地为王”。在此过程中，招标终止频发看似是短期阵痛，实则是一次行业出清与规则重塑的必经过程。 储能产业链涨价潮来袭 推动产业告别粗放扩张的，除了政策端的硬性约束，还有成本与市场端等多重因素的叠加。2026年以来，持续数年的低价竞争格局正在松动，一场覆盖全产业链的涨价潮来袭。 此前旷日持久的价格战，曾让储能系统中标单价跌破0.4元/Wh，全行业深陷“增收不增利”的困局。而今，唯低价是举的“至暗时刻”正在退潮，储能产业链价格体系迎来系统性重构。 7月初，PCS厂商盛弘股份发布涨价函，宣布自7月21日起，全系列产品上调10%-30%的价格；随后，锂电材料企业湖南裕能也官宣调价，自8月1日起，其全系列产品上调2000元/吨。 储能上游核心材料环节价格持续走高。磷酸铁已从年初的约1万元/吨，攀升至1.5万元/吨，半年内涨幅超50%。传导至正极材料端，磷酸铁锂主流报价已站上5.5万元-6万元/吨区间，较年初涨幅近20%。碳酸锂方面，上半年在12.5万元-21万元/吨区间宽幅震荡，近期有所回调，但仍在历史高位运行。据机构测算，碳酸锂占磷酸铁锂成本的60%-65%，其高位震荡直接拉高了储能材料端的整体成本水平。 电芯方面，国内集采招标今年上半年以采购314Ah电芯为主，公开数据显示，电芯报价区间为0.325元/Wh-0.394元/Wh，平均报价0.359元/Wh，较去年同期0.289元/Wh上涨约24%。进一步观察电芯价格趋势性变化，以主流314Ah磷酸铁锂电芯为例，综合多家机构数据，其市场价格已从2025年末的0.31元/Wh上涨至2026年6月的0.37元/Wh-0.40元/Wh区间，累计涨幅超过20%。 储能系统方面，国内招投标数据显示，2h储能系统H1中标均价为0.602元/Wh，同比上涨8.8%，价格区间在0.489元/Wh-0.836元/Wh之间；4h储能系统H1中标均价为0.541元/Wh，同比上涨21.1%，价格区间为0.420元/Wh-0.782元/Wh。与去年同期相比，2h和4h储能系统的中标价格区间均明显拓宽，不同项目间的报价差异进一步拉大，同时均价整体呈现上行态势。 整体来看，今年上半年，从上游材料，到中游电芯，再到下游终端系统，储能产业链价格体系正逐步修复。而储能项目招标终止频发，项目推进迟滞等问题，也是修复过程中难以回避的阵痛——淘汰低效产能、倒逼理性投资，整体市场格局正在阵痛中持续优化。
产能方面，据不完全统计国内碱性电解槽市场维持在43.77GW，PEM电解槽市场维持在2.7GW。 本周，暂无线下公开交付信息。 项目相关动态： 内蒙古源代码环保科技有限公司 ： 内蒙古源代码环保科技有限公司煤化工二氧化碳捕集转化绿色甲醇再利用一体化项目获得备案。项目选址鄂尔多斯市达拉特旗新奥煤化工企业园区对面，总投资37.8亿元，其中自有资金32.13亿元，银行贷款5.67亿元，建设周期为2027年3月至2030年3月。 项目规划每年捕集提纯150万吨工业烟气二氧化碳，结合绿氢催化合成绿色甲醇，建成后年产绿甲醇100万吨。配套建设CO₂捕集、电解水制氢、甲醇合成、精馏装置及储运、环保等相关设施。 中石化新星（内蒙古）西氢东送新能源有限公司 ： 内蒙古乌兰察布至京津冀地区氢气输送管道示范工程（天津市段）路径规划论证、用地预审与规划选址项目一标段发布招标公告。该管线途经天津静海区、滨海新区、西青区、津南区，总长约99公里，规划建设1座站场、5座阀室。招标工作包含路径论证、编制规划选址报告、用地预审组卷上报等，目标最终获取用地预审与选址意见书。标段合同估算价372万元（含税），本次招标不接受联合体投标。 贵州能源水城煤电化一体化有限公司 ： 贵州能源水城鑫晟煤化工30万吨/年甲醇技改复产综合利用项目进入环评。项目由贵州能源水城煤电化一体化有限公司投资建设，选址于六盘水市水城区老鹰山街道石河社区，占地125.2亩，总投资67489.4万元，环保投资5725万元，占总投资8.48%。项目新建30万吨/年甲醇装置，以焦炉煤气、电石炉气为原料，配套建设转化、合成、精馏及空分、甲醇罐区、火炬等公辅设施。原料气需求为焦炉煤气58775.8Nm³/h、电石炉气11202.8Nm³/h。 中国广核新能源控股有限公司： 中广核新能源云南省楚雄风光一体化绿色合成氨项目可行性研究报告编制服务发布中标公告。由中国能建中电工程云南院与中国寰球工程有限公司组成的联合体中标，该项目入选 2026 年云南省绿电制氢一体化示范项目清单，是云南省首个风光一体化制绿氨项目，项目选址楚雄云甸工业园区化工片区，依托园区周边 143.75 兆瓦风光清洁能源资源，采用电解水工艺制备绿氢，再结合空分氮气合成绿氨，全程实现绿色低碳生产。项目占地约 140 亩，制氢规模达 9000 标准立方米 / 小时，建成后预计年产绿氢 4300 吨，配套建设年产 3.5 万吨绿色合成氨装置。 中国石油化工股份有限公司青岛炼化分公司 ：中石化青岛炼化新能源团队赴蓝昆氢能实地调研，双方计划联合打造海水漂浮式光伏离网制氢创新示范项目，开辟海洋绿氢产业化新路径。项目采用孤网运行模式，漂浮光伏所发电力无需接入公共电网，直接供给蓝昆常压制氢系统，构建 “海水漂浮式光伏直连常压制氢” 闭环模式。该方案可规避并网审批、电网消纳、大规模储能配套等痛点，产出绿氢替代传统灰氢，助推企业绿色低碳转型。 湖南省国叶新能源有限公司 ： 汨罗市发改委印发天井山 48MW 垂直轴风力发电场配套 PEM 制氢项目备案证明，项目正式完成立项备案。 本项目由湖南省国叶新能源有限公司投资建设，选址汨罗市罗江镇天井村天井山，依托 48 兆瓦垂直轴风电场绿电，采用 PEM 电解水工艺生产绿氢。项目设计制氢规模 13350 标方 / 小时，年产绿氢 3000 吨，分两期建设，总投资 2.4 亿元。其中一期年产绿氢 1080 吨，投资 9000 万元；二期年产绿氢 1920 吨，投资 1.5 亿元。项目将建设 PEM 电解槽、纯化装置、储氢设施及相关配套工程。 中广核新能源（陆丰）有限公司 ：汕尾市生态环境局发布《综合能源岛陆上试验基地项目(二期工程)环境影响报告书》审批前公示。项目由中广核新能源（陆丰）有限公司投建，选址汕尾陆丰碣石镇滴水村一带。项目配置500Nm³/h ALK、200Nm³/hPEM两类电解槽开展制氢试验，年制氢量70万Nm³，总储氢规模1050kg；配套燃料电池、加氢机等供用氢装备，以及海洋气候模拟环境舱、浮动摇摆试验平台等设施，不含绿氨制储运相关试验。项目总投资4244万元，环保投资30万元。 中原油田分公司： 石化机械成功中标中原油田电解水制氢单元配套设备（BOP）项目，将为国内首个全国产 1000Nm³/h 级 PEM 电解水制氢示范项目提供核心配套装备，支撑中国石化绿氢规模化落地。 本次中标 BOP 设备额定产氢能力不低于 1000Nm³/h，系统操作弹性覆盖 10%—125%，可匹配风光波动性绿电工况；产出氢气纯度达 99.999%，能够满足各类高纯氢应用需求。 张掖市大维能源有限公司： 张掖市大维能源工业尾气资源化利用耦合可再生能源制绿氢制绿色甲醇示范项目签约暨开工会在中国化学工程成达公司总部举办。项目落地甘肃张掖经济技术开发区循环经济示范园，为省级新能源重点示范工程。项目采用成达自主低压甲醇合成工艺，配套万方级电解水制氢装置，利用本地风光电力制取绿氢，耦合工业尾气生产绿色甲醇，建成后可实现年产50万吨绿色甲醇产能。 湖州市发展和改革委员会 ： 湖州市仁皇工程咨询有限公司发布湖州市氢能产业发展研究项目竞争性磋商公告。项目预算及最高限价均为18万元，不接受联合体投标。 政策回顾 1.国家能源局综合司关于公开征求2026年能源领域拟立项行业标准制修订计划及外文版翻译计划意见的通知。其中2026年能源领域拟立项行业标准制定计划涉及氢能标准项目有43项。标准类别包括安全、产品、方法、工程建设、管理。 2.重庆市大渡口区生态环境局关于公开征求《大渡口区“十五五”美丽大渡口建设规划（征求意见稿）》意见建议的通知。文件指出，加速交通运输装备低碳升级。按照市级要求，加快老旧营运船舶报废淘汰，鼓励企业打造新能源清洁能源船舶，推动水路运输绿色化转型。加快老旧燃气车辆淘汰更新，推动全区新增和更新公交、出租、城市物流、环卫、邮政等城市公共服务车辆采用新能源。加大力度推广氢能汽车，推动交通领域节能降碳。 3.内蒙古自治区能源局关于公开征求《内蒙古自治区可再生能源制氢产业安全管理办法（征求意见稿）》意见建议的公告。《办法》指出，绿氢建设项目选址布局应符合国土空间规划及“三区三线”管控要求，应充分考虑交叉安全风险；允许在化工园区外建设绿氢项目和制氢加氢一体站。绿氢项目不需取得危险化学品安全生产许可等。 企业动态 北京海珀特氢能科技有限公司： 海珀特H49氢能重卡产线升级改造投产仪式在新楚风制造基地隆重举行。此次改造围绕智能化、自动化、品质化三个方向全面推进，新增驾驶室分装线、燃料电池分装线、动力电池及底盘分装线，引入AGV智能运输车、玻璃涂胶机器人、电动装配工具等先进设备，并对生产工位进行优化重构，新增多处质量检测关口，实现了生产效率与制造品质双提升。 浙江固微科技有限公司 ：与Seek Treasure株式会社正式启动氢气传感器战略合作，双方将重点围绕氢气传感器的核心技术优化、产品性能升级及本土化适配开发等方向开展联合攻关。 深圳鹏飞绿能能源发展股份有限公司： 发布2026年半年度业绩预告。预告显示，鹏飞绿能预计2026年上半年归母净利润亏损1050万元至1500万元，上年同期亏损1000.04万元；扣非净利润亏损1400万元至2000万元，上年同期亏损2141.19万元；基本每股收益-0.008元/股至-0.0114元/股。 陕西氢能产业发展有限公司： 陕西氢能与国网榆林供电公司座谈会，围绕电网接入、绿电直连、购售电业务优化、新能源电力高效利用等座谈交流。 中集安瑞科控股有限公司： 无水氨运输车护航全球最大单批次绿氨出口，，3750吨产自吉林大安的绿氨经江苏连云港装船起航发往韩国，一举刷新全球绿氨单批次出口纪录。 庆阳公共交通集团有限公司 ： 庆阳公共交易中心发布庆阳公共交通集团氢燃料电池车辆采购项目（三次）2包竞争性谈判公告。该标段预算及最高限价675.68万元，计划采购4辆氢燃料电池客车，供货周期为合同签订后45日历天。项目实行资格后审，不接受联合体投标，不属于专门面向中小企业采购项目。 北奔重型汽车集团有限公司： 北奔重汽与本溪市人民政府签署战略合作框架协议，同步推进本溪钢联新能源重卡项目。活动现场，北奔重汽与本溪钢联签订 200 台新能源重卡采购订单。 广东云韬氢能科技有限公司： 国家能源局公布中国—国际可再生能源署（IRENA）合作专项工作组换届及扩容遴选结果，云韬氢能成功入选氢能专项工作组、储能专项工作组，成为唯一同时入围两大专项工作组的氢能企业。 专利申请 1.中国科学院上海硅酸盐研究所（中国）公开专利CN2025110028，研发陶瓷基阴离子交换膜，实验室测试寿命达8万小时。 2.约翰逊·马西（英国）提交专利WO2025109876，披露Fe-Ni-Mo三元非贵金属催化剂配方，活性接近铂基材料。 技术足迹/技术规范 1.天津大学胡文彬教授团队的最新科研成果在线刊发于国际顶级学术期刊《科学》，该研究攻克了铂族催化剂精准制备的关键难题，开辟了原子级精准制备铂族催化剂的全新技术路径。 2.中科大童磊、梁海伟与清华张亮团队提出碳介孔深度工程（CMDE）策略，依托中空介孔碳球调控离子体渗透深度解决低铂燃料电池动力学活性与氧气传质的固有矛盾，开发出兼顾抗毒化、高传质与优异耐久性的PtCo低铂催化剂，在0.1mgPtcm⁻²超低铂载量下达成美国DOE规定的功率、活性及耐久指标。 3.西北工业大学李致朋教授团队创新性地构建了管式固体氧化物燃料电池的三维多物理场耦合模型，系统揭示了温度、电极厚度、孔隙率及氧域几何参数对电池输出性能的定量影响规律。 4.中国汽研国家氢能动力质量检验检测中心建成0~400kW涉氢带载三综合振动测试平台并对外开放商用，补齐国内大功率涉氢多物理场耦合测试短板。 5.大连化物所能源催化转化全国重点实验室陈忠伟院士、张盟副研究员团队研发的高比功率阴极闭合式风冷电堆技术，通过中国石油和化学工业联合会科技成果鉴定。该技术有效破解风冷燃料电池保水与氧传质的行业矛盾，解决低湿性能衰减、碳腐蚀、干膜水淹、高功率热管理等技术难题。
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