燃料電池行業市場分析一、雙碳政策下可再生能源裝機高增，新型能源結構轉型催生儲能需求1.1全國碳排放權交易市場正式啟動，電力行業成碳交易市場先行試驗田火力發電是我國碳排放的主要來源。中國是全球碳排放主要貢獻者，碳排放量常年占比全球碳排總量的30%，2021年碳排放超199億噸。從排放結構角度看，電力行業為我國碳排放的主要來源，占比超過42%，幾乎所有碳排放均來自于燃煤發電，占比高達99%。制造行業碳排放量其次，占比超38%，其中5大高耗能產業（石油化工及煉焦、黑色金屬冶煉、非金屬礦物冶煉、化工、有色金屬冶煉）是重點排放對象，貢獻國內制造行業90%的碳排放。交通行業考慮生產過程的碳排放以及行駛過程中的碳排放，總碳排放量占比則超5%。火力發電碳排放量仍呈現逐年上漲態勢。近五年火力發電量占比逐年下降，從2017年的72%下降到2021年的71%，但是因為社會總用電量不斷上升，火力發電的絕對數值仍然持續增加，從2017年的4.8萬億kWh增加到2021年的5.8萬億kWh，進而帶來的碳排放量的增長，減碳形勢不容樂觀。電力行業成碳交易市場先行試驗田。全國碳排放權交易市場于2021年7月16日正式啟動交易，成為全球覆蓋碳排放規模最大的碳市場。目前中國碳市場覆蓋發電行業控排企業2162家，控排企業的年排放量超過40億噸二氧化碳，占全國碳排放比例超40%，從規模方面講已超過歐盟碳市場覆蓋的排放量（2019年約為19億噸二氧化碳），成為全球“覆蓋碳排放量”大的碳市場。1.2雙碳政策下能源結構轉型，可再生能源裝機迎來高增《“十四五”可再生能源發展規劃》，到2025年可再生能源年發電量達到3.3萬億千瓦時左右。“十四五”期間，可再生能源發電量增量在全社會用電量增量中的占比超過50%，風電和太陽能發電量實現翻倍。即相較2020年，推算2025年可再生能源發電量占比將至少達到18%左右。2023年政策層面端再加碼，國家能源局出臺《新型電力系統發展藍皮書（征求意見稿）》，規劃到2030年新能源裝機占比超過40%，發電量占比超過20%。文件制定了新型電力系統“三步走”發展路徑，包括加速轉型期（當前~2030年）、總體形成期（2030~2045年）、鞏固完善期（2045~2060年），并明確指出打造“新能源+”模式，加快提升新能源可靠替代能力，推動新能源成為電量增量主體。預計到2030年可再生能源發電占比超4成。根據國家統計局數據，2021年我國水、光、風可再生能源發電量合計2.3萬億千瓦時，約占總發電量的28%。根據《中國2060年前碳中和研究報告》結合國家政策規劃，預計到2025/2030年，可再生能源裝機量可依次達到15/22億千瓦，可再生能源發電量占全社會用電的比例將達到35%/44%，到2030年可再生能源年度發電量將超5萬億千瓦時。測算邏輯：根據國家發改委下設全球能源互聯網發展合作組織2021年3月發布的《中國2060年前碳中和研究報告》數據，預計到2030年全社會總用電量將達到11萬億千瓦時，光伏、風電、水電總裝機將分別達到10/8/4.4億kW，假設光伏、風電、水電的年利用小時數分別為1400/2000/3800小時，預計光伏、風電、水電、火電在發電結構中占比將分別達到27%/22%/12%/36%。1.3新型能源結構催生儲能需求，長時儲能需滿足大規模應用和時間邊際成本低的特性可再生能源發電具備波動性，需配儲調節。儲能可分為電源側儲能、電網側儲能和用戶側儲能，核心均為實現電能的跨時間應用，但具體到每一側，儲能的作用又有細微不同。電源側：1）平滑、調峰作用：由于光伏、風電、水電的隨機性、波動性特征，電源側需要儲能以實現電力從秒級到季度的供需平衡；2）黑啟動：借助儲能電量帶動無自啟動能力發電機組。電網側：調頻：可再生能源上網電量的波動可能會造成火力發電量的波動，進而影響火力發電機組轉子的轉速，改變交流電的頻率，因此儲能還起到調節電網交流電頻率的作用。用戶側：1）削峰填谷：允許用戶調整用電時間，降低用電成本；2）分布式發電：推動戶用可再生能源發電裝置的發展；3）備用電源。電源側日度級別和季度級別儲能需滿足容量高、儲能時間長、大規模應用成本低的特性。電源側的可再生能源發電因其具有隨機性、波動性的特點，表現為時間維度上的出力不均。秒-分鐘變化：可再生能源波動性需儲能平滑。光伏發電的輸出與光照強度直接相關，因此其輸出特性受天氣影響明顯。晴天光伏出力均勻且類似正態分布，多云和陰雨天因光照強度波動較大，光伏出力也會發生分鐘級的變化。分鐘級波動會造成發電機組轉子的轉速波動，進而影響到發出的交流電頻率，造成系統失穩，因此需要儲能裝置頻繁的充放電平滑分鐘級的波動，因此該種儲能適合動態響應快、效率較高的儲能形式，如鋰電池儲能。小時-天變化：光伏晝夜不均需儲能調峰。光伏發電出力時間集中在6：00-18：00之間，10：00-14：00為出力高峰期，夜晚出力幾乎為零，一天的輸出功率變化區間為0-100%，晝夜差別巨大，同理風力發電在有風天氣和無風天氣功率輸出差別也很大，需要儲能進行晝夜甚至跨日間的調峰，此種儲能要求儲能容量大，因此適合能量密度高、大規模應用成本低的儲能方式，如氫儲能、壓縮空氣儲能、抽水儲能。季度變化：可再生能源季節性差異需儲能調峰。觀察2019-2022年平均每月發電量情況可以發現，用電側高峰期出現在夏、冬季，光伏發電高峰期出現在春、秋季，風力發電高峰期出現在春季以及12月，水力發電則只有夏季偏多，其余季度很少。為了解決可再生能源的季度發電不均衡現象，儲能則為必要的手段。此種儲能要求儲能時間長、儲能容量巨大，因此適合無自衰減、大規模應用成本低的儲能方式，如氫儲能、抽水儲能。季節性儲能可實現長時及廣域空間的能量轉移，多為跨能源形式的長期儲能與利用。當前電力系統中應用的如電化學儲能等儲能方式主要提供面向電力系統的日內調峰、調頻、爬坡等，用于平抑短時（秒、分鐘、小時）尺度的電力波動，難以應對長時間（周、月、年）尺度下可再生能源出力與負荷需求的電量不平衡問題。為實現長時間尺度的能量平移，平抑數日、數周乃至季節性的電量波動，參與月、季乃至年調節過程，需要采用長時間、大容量的儲能技術，即季節性儲能。其在電力系統電能富余時將電能轉化為其他可長期存儲的能量形式進行儲存，實現跨能源形式的長期儲能與優化利用。二、氫能是大規模、長周期儲能最優選，是非電能源消費領域碳中和的關鍵2.1氫能適用于大規模和長周期儲能，大規模應用和時間邊際成本低廣義儲能改善用電負荷季節性，終端運用方式多樣化。廣義儲能：利用電力系統中的富余電能，將其轉化為其他能源或產品，在利用環節不轉換回電能而直接利用所存儲能量形式的儲能方式，用于進行大規模存儲、轉移并直接利用。廣義儲能僅完成電能-其他形式能量的能量轉換過程，終端負荷需求為多重能量形式，實現了跨能源品種的季節性儲能與優化利用，主要包括電化學儲能、熱儲能和氫儲能三類。狹義儲能：完成了電能-其他形式能量-電能的能量轉變，具有與電力系統強耦合的特點，即最終途徑為上網，在2次能量轉化過程增加了儲能的能量損耗，包括電轉氣、抽水蓄能與壓縮空氣儲能等。氫儲能屬于廣義儲能，即利用電力系統如光伏和風電中的富余電能，通過電解水制氫設備將其轉化為氫，并在終端應用環節直接使用氫氣而非必須轉換回電能上網的儲能方式，間接改善了用電負荷的季節性特征，實現能量季節性轉移（3-9月氫氣凈儲存，10-2月氫氣凈消耗)，同時也實現單位電力碳排放強度的下降（由950g/kWh降低為569g/kWh）。氫能適用于大規模和長周期的儲能，具備無自衰減、擴容成本低等特性。氫儲能主要指將太陽能、風能等間歇性可再生能源余電或無法并網的棄電，通過電解水制氫的方式儲存，可就地消納、時經燃料電池進行發電或管道、長管車運輸等方式供應于下游應用終端。相較于抽水儲能、壓縮空氣儲能、蓄電池儲能（鋰電）具有無自衰減、擴容成本低、能量密度大、能源發電轉移便捷等優點，憑借其無自衰減的特性，尤其適用于跨周和季度的儲能。基于擴容成本低的特點，即僅需增加氫瓶即可擴充儲能容量，適用于大規模的儲能，在短周期內儲能效率較低。儲能技術呈現多樣化，其中電池和氫能兩者互補，共同構成主流儲能方式。鋰電儲能：鋰電儲能適用于日度調峰以及調頻，因為效率更高且動態響應更快。相反氫儲能不適用于調頻場景，因為調頻場景需要的響應速度更快，并且所需儲能容量小無法體現大規模氫儲能的成本優勢。然而針對大規模、長周期的儲能場景，氫儲能的優勢更明顯，因為氫儲能無自衰減，且針對大規模儲能氫儲能只需增加儲氫設備，邊際成本低。液流電池：將正負極電解液分開后各自循環的一種高性能蓄電池。電池容量取決于儲存罐的大小，容量可達MW級。液流電池有多個體系，如鐵鉻體系，鋅溴體系、多硫化鈉溴體系以及全釩體系，其中全釩液流電池應用最廣。目前全釩液流電池技術成熟，但離子交換膜和電解液材料成本較高。鈉離子電池：鈉離子電池具有與鋰離子電池相似的工作原理和儲能機理。鈉離子電池雖然原材料成本低，但功率密度低，相較鋰電池更適合儲能場景而不是動力電池，當前產業鏈需進一步發展。大規模氫儲能成本優勢明顯，1MWh儲能下初始建設的度電成本只需1300元。測算邏輯：蓄電池儲能綜合了充電、儲電、放電三個功能于一體，然而對于氫儲能系統來說則分別需要電解槽、儲氫罐、燃料電池來實現以上三個功能。我們以1MWh的儲能需求為測算基準，考慮氫儲能系統綜合效率36%，一天工作10小時，將0.28MW的堿性電解槽、8個20MPa的儲氫瓶以及0.17MW的燃料電池系統看成一個日均存儲電能1MWh的整體，最終測算氫儲能系統初始投資的度電成本為1300元，低于磷酸鐵鋰電池和液流電池。氫能長時儲能邊際成本低，無自衰減更適配長周期。從各類型儲能技術看，蓄電池類的磷酸鐵鋰電池、鈉離子電池和液流電池，邊際擴容成本較高，需要配套擴充相應的鋰電池、鈉電池和釩電解液，并從資源礦中提取，價格還將隨上游原材料供需波動。對比氫儲能的擴容，僅需同比例增加儲氫罐的數量，規模效應下，儲氫罐成本下降，邊際擴容簡易且可移動場景儲存，如鹽穴儲氫等，不占用發電設備所在地面積。此外，氫氣作為儲能在氫罐內月度損耗不到萬分之一，而電池類儲能電池擁有個位數自衰減率，相對氫損耗較高，例如鋰離子電池自放電率每月為2%-5%。測算邏輯：后續擴容對于蓄電池類的磷酸鐵鋰電池、鈉離子電池和液流電池，需要配套擴充相應的鋰電池、鈉電池和釩電解液，以擴建成本占總投資成本的50%測算度電擴容成本，氫儲能由于擴容僅需擴充氫罐，因此度電擴容成本測算以對應擴充的氫罐價值測算。最終測算度電儲能邊際成本氫最低，約為120元/kwh，和蓄電池類度電擴容對比最低，且隨著儲能容量的增大，價差將逐步拉大，100度電的儲能擴容需求時，最大成本差可達11萬。2.2上游耦合風光制氫、下游多領域零碳應用，氫能終章將推動可再生能源二次裝機能源使用形式可分為電力和非電能源，非電能源應用占比過半且脫碳難度高。能源使用形式可分為電力及非電能源，在使用過程中的某些領域由于特定需求，能源需要擁有更高能量密度、更長期的儲存周期或以燃料形式存在用來燃燒，即使用電需求不斷高增，但在某些領域的需求電是無法替代非電能源的，例如金屬冶煉、焦爐煉鋼、合成氨等。根據國家統計局能源消費和燃煤發電數據推算，當前非電能源的消費應用占比過半，并且非電能源行業大多為碳排放量占比高卻又難以脫碳的領域，例如工業、化工等。假設到2060年中國電氣化率高達70%，對應仍然存在20-30億噸標準煤的能源需完成脫碳，因此需其他能源形式以實現碳中和。氫能是與電同等重要的二次能源，非電能源消費領域的脫碳關鍵在氫能。如果說電氣化是能源碳中和的主力軍，那么氫能則是能源碳中和的最后關鍵一環。在清潔性、能量密度、安全性以及商業化進度等方面具備可行性。上游側耦合風光設備電解水制氫，可解決可再生能源電消納及上網問題。電消納及上網問題隨光伏和風電裝機規模高增逐步凸顯，風光耦合電解水制氫可實現風光裝機無地域限制。近十年來，我國光伏和風電成本快速下降，為裝機規模快速提升奠定了基礎，但風光發電波動性的特點制約了其進一步擴大規模，因而配儲以平抑波動性。現階段大部分可再生能源發電終局為上網，儲能大多僅作為可再生能源電力上網前電源側波動性的暫時儲存電力的方案，在光伏和風電大規模裝機至一定規模后，上網及電消納將成為可預見性需要解決的問題。因此，將風光設備耦合電解槽制取氫氣儲能，氫氣再作為能源使用，將解決儲存能量的大規模時空轉移特性，實現交通網與能源網的深度耦合。氫儲能示范項目：光伏+氫儲能+火電靈活性運行示范工程可行性分析(摻燒20%)，在大部分場景下，棄光制氫+氫儲能+火電20%摻氫燃燒的方案可實現更優經濟性。測算邏輯：1噸煤發電量為3333kWh，對應排放2.62噸二氧化碳，以不同情況下的煤炭價格測算其基礎電力成本，在后續碳稅價格疊加下，測算其發電的電力成本，對比棄光制氫（零發電成本）+氫儲能+火電20%摻氫燃燒，大部分場景下后者更具備經濟性。配儲需求從供給側推動氫能放量，風光氫儲一體化項目逐步落地。風光配儲成為剛需，各地政府陸續發布強制配儲需求，配儲比例最高可達30%，為實現碳中和目標，若在風光裝機量達到50億千瓦、年發電量10萬億度的時候，按10%-30%的配儲比例，儲能容量將在1萬億-3萬億度，意味著儲能必須滿足低成本、規模化、無地域限制、長壽命等要求。當前氫能與傳統的電池等技術同被認定為儲能，納入了強制配儲需求可計算的比例內，可再生能源裝機疊加強制配儲需求，上游供給側放量將推動氫儲能發展，風光一體化項目也處于不斷規劃與落地的狀態。下游多樣化應用打開需求側市場，反推動氫能甚至二次推動可再生能源裝機。氫氣只需儲存在氫瓶里即可，意味著氫可即刻就地使用或隨時向需求端運輸轉移，除直接儲能外，可在交通、工業、化工等領域逐步滲透應用，多樣化應用領域將逐步打開需求側市場，反推動氫儲能需求，甚至在未來氫對工業、化工等領域實現了高滲透率的情況下，大概率還將成為可再生能源裝機量增長繼度電成本平價后的后繼驅動力。歐盟提出可再生氫（綠氫）定義規則，三大條定義核心全部與可再生能源發電掛鉤，制取氫氣電力中的90%是可再生能源發電，這樣制取的氫才能稱為綠氫。因此，基于光伏年發電小時數的限制，電解槽一年的運行時間與光伏設備運營時間高度相關。以電解槽匹配光伏制氫為例測算，分樂觀情況下，電解槽年運行1400小時和中性情況下，年運行2500小時，分別對應90萬噸綠氫規劃總量下，可裝電解槽37.8GW和21.2GW，反推動光伏裝機量47.3GW和26.5GW。預計在未來技術迭代和成本逐步下降的情況下，2025年后電解水設備及綠氫市場將持續加速，反推動可再生能源量也將高增。三、氫儲能對應電解槽市場千億規模，堿性率先起量、PEM后起更適配風光3.1長時儲能需求帶動電解槽放量，風光配儲下千億市場空間2030年儲能領域氫氣需求預計約230萬噸，對應電解槽裝機約57GW，千億市場規模。氫儲能可分為日度和季度儲能。季度調峰氫氣需求量測算：可再生能源發電呈現上半年多于下半年的趨勢，因此需要采用跨季度儲能手段進行調控，氫能是適合長周期儲能的重要方式，并且依據氫能中長期規劃中對可再生能源制氫的規劃，預計氫能滲透率將逐年上升，根據我們的測算，2030年季度調峰氫氣需求量為162萬噸，年復合增長率70%。測算邏輯與假設：根據上文對2023-2030年發電結構和總社會用電量的預測，得出所需儲存的電量，結合氫儲能滲透率從2021年的0.04%上升至2030年的10%、設備1200h-1800h的年工作時長以及4.5-5.5kWh/L的制氫電耗測算。2025年為氫能中長期規劃的第一個結算點，在前期基礎設施、設備技術以及成本已初步具備商業化可行性時，2025年將迎來爆發。日度調峰氫氣需求量測算：光伏具有明顯的晝夜分布不均現象，在未來可再生能源發電占主導的背景下，為實現24h供電全部使用光伏，必須采用儲能手段。日內光照富余時段的發電量通過電解制氫進行儲存，夜間將氫氣通過燃料電池轉化為電能，最終實現24h不間斷穩定供電。根據我們的測算，2030年日度調峰氫氣需求量為66萬噸，年復合增長率為67%。測算邏輯與假設：假設全國光伏平均利用小時1200小時、光伏發電效率14%、電解槽工作10小時/天、一年工作365天、耗電量為5度電制取1標方氫氣，理論上日度調峰儲能不適合使用氫能，因為存在電-氫-電轉化效率低（40%）的問題，但氫儲能具有大規模使用后的成本優勢，在可再生能源裝機量高增疊加電解槽成本逐步具備商業化可行性的背景下，2025年后氫儲能滲透率將呈現較快速攀升態勢。綜上，2030年電解槽市場將達到1000億市場規模。測算邏輯與假設：分堿性和PEM電解槽測算，假設電解槽產氫量為200標方/MW，一天工作4.5-6小時，一年工作365天，由于2021-2025年主要以示范項目為主，購置成本成為了電解槽選擇考慮的首先要素，當前堿性電解槽的購置成本遠低于PEM電解槽，堿性電解槽以更成熟的技術和更低的初裝設備成本，占據了更大的市場份額。隨著行業發展逐步進入商業化階段，全生命周期成本將成為重點，同時疊加PEM設備成本的快速下降，預計2021-2025年PEM電解槽市場占比將從1%增長至10%，2025年-2030年從10%增長至40%。通過分別測算堿性和PEM電解槽的市場空間，預計2030年電解槽累計市場規模超千億元。3.2堿性電解槽率先起量，長期看PEM電解槽有望開啟替代進程堿性電解槽當前技術更成熟、價格更低，PEM效率更高、動態響應更快，SOEC是未來技術發展方向。當前電解水制氫技術有三種，堿性電解槽（ALK）、純水電解槽（PEM）和固體氧化物電解槽（SOEC），其中堿性電解槽技術更成熟，且價格更低，當前大規模應用更具備經濟性，但啟停時間相對PEM較長，且能耗更高、體積更大；PEM效率更高、動態響應能力更強、更適合于與風光耦合、體積更小，但當前成本偏高，未來隨著技術進步與規模效應，成本將逐步下降；SOEC效率高，最高可達90%，目前尚處實驗室階段。短期內堿性設備以更低廉的價格，更適用西部大規模電站，長期看PEM設備有望在與堿性制氫成本平價時開啟替代進程。（1）從應用場景來看，短期和長期邏輯有所區別：短期：堿性適用于西部大規模制氫，PEM適用于東部站內電解水制氫。由于堿性電解槽的大占地面積和高制氫規模，其更適合在土地資源相對充足的西部大規模建設，西部豐富的風光資源以及低廉的電價可支撐大規模制氫的需求；PEM電解槽的小體積使其更適用于東部的站內制氫，作為加氫站的重要氫源補充，當前政策也鼓勵站內電解水制氫，廣東地區給予其蓄冷優惠電價。長期：西部大規模制氫可使用堿性和PEM電解槽的結合方案，且在PEM制氫成本與堿性持平的情況下可開啟對堿性電解槽的替代進程。長期來看，隨著技術的不斷迭代升級，PEM電解槽內的銥等貴金屬催化劑用量預計將大幅下降，帶來PEM電解槽成本的快速下行。PEM電解水設備更適用于風光氫儲一體化，當PEM與堿性的TCO趨向持平時，西部大規模制氫可使用堿性和PEM電解槽的結合方案，且在PEM成本與堿性持平的情況下，預計PEM將開啟對堿性電解槽的替代進程。以運行15年進行測算，預計當電價相同時，PEM的設備成本為堿性設備成本的3-4倍時，PEM的單位制氫成本與堿性的單位制氫成本持平。測算邏輯與假設：以1MW級的堿性電解槽與1MW級的PEM電解槽為例進行成本平衡點的測算，堿性電解槽效率為PEM電解槽的90%，功率范圍窄造成的效率損失約為10%，兩種電解槽均運行15年產氫約900萬方。隨著PEM電解槽成本持續的下降，在電價相同的情況下，預計PEM的設備成本為堿性設備成本的3-4倍時，PEM的單位制氫成本與堿性的單位制氫成本持平。堿性和PEM電解槽的結合方案，80%堿性+20%PEM，電解槽的制氫成本為2.12元/m3，為搭配最佳選擇。對1MW級的電解槽進行成本測算，電解槽單價采用2021年的數據，電費為0.3元/kWh，電解槽壽命為15年產氫約900萬方，分為設備成本和運營成本測算，其中堿性電解槽由于波動性匹配區間較窄，將會損耗15%的的效率。三種方案測算制氫的TCO成本如下：方案一：100%堿性，電解槽的制氫成本為2.22元/m3。全采用堿性電解槽雖然可以減低設備的購置成本，但因為堿性電解槽效率低，再加上最低啟動功率限制造成效率10%的損失，運營成本會有所上升。方案二：80%堿性+20%PEM，電解槽的制氫成本為2.12元/m3。此種電解槽配置方案TCO成本最低，因為在可再生能源發電功率不及堿性最低啟動功率時可以采用小功率PEM電解槽制氫，避免了電量損失。此外80%的堿性電解槽配比也保證了較低的購置成本，因此TCO為三種方案最低方案三：100%PEM，電解槽的制氫成本為2.33元/m3。此種電解槽配置方案TCO成本最高，因為目前PEM電解槽的購置成本最高，預計到2030年此種方案有望成為成本最優方案。（2）從發展階段來看，示范階段更注重初裝成本，商業化運營需考慮全生命周期成本。當前電解水項目大多處于示范階段，堿性電解槽技術更成熟、設備價格也相對更低，示范階段更傾向于堿性電解槽的應用。未來進入商業化運營時，全生命周期成本成為首要考慮因素，即需加入運營成本進行考量，堿性電解槽運營成本占其全生命周期成本的75%-80%，PEM則是占30-40%，在PEM電解槽設備逐年降本以及其更適合與風光耦合的情況下，PEM電解槽的應用將呈現逐年上升趨勢。堿性電解槽購置成本較低。堿水電解技術成熟度較高，同時沒有貴金屬作為設備生產原料，因此單價相對較低。但由于需要保證電解槽兩側氫氧平衡，堿性電解槽需在額定功率的20%以上才可以工作，且效率不如PEM，因此在相同條件下，制氫量不及PEM。PEM成本較高，國內尚未實現大功率規模化應用。目前國內可再生能源制氫示范應用項目及主流企業核心產品基本以堿性電解槽為主，尚未形成大功率規模化應用，技術成熟度落后于NEL、ITM、西門子等海外企業，同時受制于生產原料中的貴金屬，PEM成本相較堿性較高。但由于PEM效率更高且動態響應更快，更適合與光伏、風能設備串聯使用，運營階段成本相對較低。四、重點公司分析昇輝科技電解水制氫設備定位大灣區切入，為廣東提供穩定且經濟的氫源，深耕佛山重點發展站內制氫和車輛運營。制氫裝備方面，昇輝科技參股廣東盛氫設備有限公司，100和1000標方/小時的堿性電解水成套裝備分別于2022年8月和2023年1月在佛山下線，其中，整流柜、控制器、AC/DC等電氣設備由昇輝科技配套提供，在廣東缺乏大量氫源及大力推廣站內制氫的背景下，公司的電解水制氫設備有望受益，并且將向西北地區搭配光伏儲能以及有望出口產品至中東等海外地區，進一步拓展市場空間。華電重工公司為工程整體解決方案供應商龍頭，是華電集團科工產業的重要組成部分，目前業務已拓展至電力、冶金、石油、化工等多個行業。自2020年，華電重工開始籌劃發展氫能業務，定位于可再生能源制氫、儲氫、用氫等技術開發、裝備制造、工程總包及項目投資、運營為一體的能源服務商,在新能源領域多點開花。2022年3月成立中國華電氫能技術研究中心，主要生產堿性電解槽、氣體擴散層等；同年5月，公司通過并購深圳通用氫能獲得了氣體擴散層及質子交換膜生產能力，7月，堿性電解槽下線。目前國內氫能項目多為招標，公司依托華電集團具有獲取訂單的優勢，目前已承包內蒙古華電包頭市達茂旗20萬千瓦新能源制氫項目PC總承包合同制氫站部分。億利潔能公司致力于由傳統的能源化工向以高效清潔熱力生產為核心的清潔能源行業轉型，打造產融網一體化的清潔高效熱能投資和運營商。借助控股股東億利資源集團，建設并開發依托大西北優質資源的循環經濟園區，同時大力發展以熱力、燃氣、光伏業務為主的清潔能源的多能互補。打造新能源土地+電解槽+下游自有化工一體化鏈條，深耕全國最大新能源綠氫規劃內蒙古地區。大力推進風光氫儲產業集群，當前內蒙古綠氫項目規劃量已達72萬噸，對應約15-20GW電解槽裝機，占比達到全國總量的42%；同時依托大西北優質資源，集團擁有豐富的光伏裝機土地資源，具備以光伏資源兌換電解槽訂單的優勢。1000標方堿式電解槽于去年9月下線，公司規劃產能2022/2024年底前達到50/500臺套。并與國電投合資成立庫布其綠電氫能公司，其400MW的庫布其沙漠風光制氫示范項目已于1月啟動，且下游自有內蒙古化工廠應用，從上游到終端形成應用閉環。陜西建工公司主要業務為各類大型工程施工、設備制造及銷售以及工程技術服務等。目前公司成立了多家子公司，進駐建筑光伏一體化、太陽能電解水制氫、綠氫零碳智慧工廠等新能源或生態環保領域，取得了一系列成就，其中子公司陜建安裝積極探索新能源領域，初步形成上游布局管樁、塔筒、支架及配套產品，下游拓展項目運營、能源管理及資源配套業務的產業鏈條。子公司陜西化建承建寶豐能源集團15×1000Nm3/h電解水制氫項目，子公司陜建安裝集團承