国君策略：加氢站成为能源新基建重要一环千亿空间逐步打开_新浪财经

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　　原标题：【国君策略】能源转型初探：落子加氢站——“稳增长，兴基建”系列二

　　作者：陈显顺/韩其成/黄维驰

　　本报告导读

　　▶ 稳增长发力，加氢站成为能源新基建重要一环。随着政策补贴与产业协同推进，加氢站市场规模有望突破千亿，重点关注设备材料与施工运营领域的投资机会。

　　摘要

　　▶ 气候与环境推动全球能源革命，氢能成为实现脱碳的高效二次能源。在减少碳排放、能源安全高效、促进经济增长等因素的驱动下，氢能作为极富成长空间的新型能源已受到全球各国重视，包括美国、欧盟、日韩等主要经济体，对于氢能源的发展规划相对成熟。国内方面，截止2021年年底，已经发布了至少35项氢能源相关的政策，接近30个省份出台了氢能源规划，制氢、储运和燃料电池的相关标准也日渐成熟。当前产业政策的方向主要包括：完善氢能源管理的标准、鼓励低成本制氢、推进高安全低成本储运体系的建立、提高关键设备和材料国产化等。

　　▶ 庖丁解牛：从产业链视角聚焦加氢站。氢能源产业链较长，主要分为：1）上游的氢气制备；2）中游的氢气储运和加注；3）下游的燃料电池及氢能源汽车的生产制造和运营。加氢站是氢能利用过程中重要的一环，合理布局建设加氢站，可以促进燃料电池汽车以及氢能产业迅速发展。加氢站建设技术路线根据氢气来源可分为：外供氢加氢站和内制氢加氢站；按加注压力分，可分为35MPa、70MPa ；按照是否可移动分，可分为固定式、撬装式、移动式；按照储氢方式，则可分为气氢、液氢、固态储氢和其他类别。

　　▶ 稳增长发力，加氢站成为能源新基建重要一环，千亿空间逐步打开。加氢站的投资额大约是普通加油站的3倍左右，其中设备购置的费用大约占总投资额的40-60%左右，而且主要依赖进口。高昂的投资额和相对漫长的回收期是制约加氢站建设的重要原因。目前加氢站处于产业发展的前期，补贴力度较大，随着技术进步和规模效应，加氢站的建设成本有望进一步下降。若2025年建成1000座加氢站，每个加氢站建设成本以1200-2200万元计算，2025年中国加氢站的市场规模约120-218亿元，在2050年带动规模有望突破千亿。

　　
▶ 投资主线：关注设备材料与施工运营领域。1）设备材料领域，重点在于压缩、储氢和加注环节。①压缩机是将氢源加压注入储气系统的核心装置，受益标的包括雪人股份(11.020, -0.38, -3.33%)、冰轮环境(8.950, -0.24, -2.61%)；②储氢罐是加氢站储气系统的容器，受益标的为京城股份(11.480, -0.15, -1.29%)、中材科技(15.860, -0.44, -2.70%)、巨化股份(27.830, 0.61, 2.24%)等；③加氢设备受益标的厚普股份(10.100, 0.02, 0.20%)。2）施工建设领域，一体化运营优势凸显，看好加氢站核心装备提供商。具体来看，涉及加氢站建设、设计、运营等环节，主要公司包括：华电重工(6.080, -0.07, -1.14%)、隧道股份(6.190, 0.01, 0.16%)等。

▶ 风险提示：1）加氢站建设核心技术发展受到制约；2）氢能产业政策不及预期等。

　　1．氢能源：能源转型的重要路径

　　1.1．气候与环境推动全球能源革命

　　1.2．氢能是实现脱碳的高效二次能源

　　1.3．全球视野：美欧日规划相对成熟

　　1.4．国内催化：政策陆续推出，助力氢能高速发展

　　2．庖丁解牛：从产业链视角聚焦加氢站

　　2.1．氢能源产业链广阔

　　2.2．技术路径上，加氢站两大工作类型

　　3．能源新基建，落子加氢站

　　3.1．稳增长发力，加氢站成为能源新基建重要一环

　　3.2．时空分布：加氢站数量大力推进

　　3.3．补贴激励，打开千亿空间

　　4．投资主线：关注设备材料与施工建设领域

　　4.1．设备材料：重点在于压缩、储氢和加注环节

　　4.2．施工建设：一体化运营优势凸显

　　5．风险提示

　　氢能源：能源转型的重要路径

　　1.1．气候与环境推动全球能源革命

　　气候与环境是能源革命的驱动因素。起源于20世纪70年代的环境议题开启了对传统能源的转型诉求，特别是全球气候变暖的事实，促发了世界各国摒弃具有“高碳排放”化石能源的政策意向。尤其是，工业化带来酸雨、雾霾等严重污染环境的现象层出不穷，而造成这一现象的主要原因，与大量使用煤炭等化石能源有着密切关联。更为严重的是，化石能源燃烧过程中释放出大量二氧化碳等温室气体，这成为当前全球气候变暖的主要成因，海平面上升、粮食歉收等负面影响已更频繁地威胁到全人类的基本生存。尽管1992年《联合国气候变化框架公约》的缔结并未为全球碳排放设定具体目标，但却从制度的高度统一了世界各国加强能源转型的共识。而1997年《京都议定书》率先要求发达国家进行温室气体减排，则正式迈出了全球“碳减排”的关键一步。当前，包括美国、中国等大国在内的国家都做出了积极的气候变化回应，向一个低碳经济和新能源发展的目标前进，已成为全球不可改变的事实。

　　中国的碳排放目标坚定，政策和措施明确。在2020年9月22日举行的第七十五届联合国大会一般性辩论上，习主席提出应对气候变化《巴黎协定》代表了全球绿色低碳转型的大方向，是保护地球家园需要采取的最低限度行动，各国必须迈出决定性步伐。中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。2020年四季度以来，关于碳达峰、碳中和的政策和措施纷至沓来，引发全社会关注。

　　1.2．氢能是实现脱碳的高效二次能源

　　氢能作为一种清洁、高效、可持续的二次能源，是构建未来以可再生能源为主的多元能源结构的重要载体，其开发和利用技术也成为了新一轮世界能源技术变革的重要方向。氢元素（H）是全球分布比例最大的元素，主要以化合态的形式存在，通常的单质形态是氢气（H2）。对于氢能源，其主要优势在于：

来源丰富：氢能为二次能源，可通过化石燃料重整制备、工业副产物制备、高温降解制备、水电解制备等，制取途径众多。
清洁无碳：氢燃烧或电化学反应的产物只有水，可实现零污染零碳排放。同时，通过可再生能源产生的绿氢，可以实现从制气到放能全链条的零碳排放。
高热值：根据中国氢能联盟研究院数据，氢气的高热值为140.4MJ/kg，低热值为120.0MJ/kg，是同质量焦炭、汽油等化石燃料热值的2-4倍。

应用场景丰富：氢能可作为燃料应用于工业领域（合成氨、炼油和冶金等）、交通领域（燃料电池商用车、乘用车、轨道交通和渡船等）、电力（家庭住宅和商业住宅等）和建筑（燃料电池热电联产、商用热泵等）。

市场空间广阔：氢能源目前市场基数较小，叠加政策推广等因素，未来氢能源的成长空间将十分巨大，目前国内外机构对我国氢能源的消费量预测在6000万吨-1.6亿吨区间（2050年）。

　　根据国际氢能委员会（Hydrogen Council）预测，到2050年，氢能将减少60亿吨二氧化碳排放，创造3000万个工作岗位，创造2.5万亿美元产值，在全球能源中所占比重有望达到18%。因此，现阶段我国大力发展氢能刻不容缓。此外，我国当前各个环节的技术竞争力现状、成本现状和竞争性技术路线扩张等因素共同导致了氢能燃料电池产业链发展的相对滞后，亟需相关政策支持。

　　
1.3．全球视野：美欧日规划相对成熟

　　国际主要经济体对氢能源发展均规划布局。在减少碳排放、能源安全高效、促进经济增长等因素的驱动下，氢能作为极富成长空间的新型能源已受到主要国家政府的重视，包括美国、欧盟、日韩和中国等主要经济体，均发布了对未来氢能应用的规划引导氢能产业高速、健康发展。各国的资源禀赋、财政实力、地缘环境、产业基础等方面的差异，也导致各国对氢能的发展方向、规划目标、产业模式、支持方式不同。目前全球主要的氢能发展模式包括：1）以美国为代表的将氢能作为战略储备能源方向，优先重视基础技术研发，缓推商业化应用（部分区域推进速度快）；2）以欧盟为代表的将氢能作为深度脱碳和能源转型的重要工具；3）以日本和韩国为代表的将氢能作为新兴产业制高点，战略定位高，实际推进目标相对激进；4）以澳大利亚和加拿大为代表的将氢能作为未来重要的出口资源。

　　1.4．国内催化：政策陆续推出，助力氢能高速发展

　　国内持续性推出支持政策，助力氢能高速发展。中国政府对发展氢能持积极态度，近期支持政策出台频率更加密集，支持力度不断增加。自从2006年《国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006-2020年）》提出将“氢能及燃料池技术”作为未来能源技术发展方向之一以来，截止2021年年底，据不完全统计中国已经发布了至少35项氢能源相关的政策；此外接近30个省份出台了氢能源规划，制氢、储运和燃料电池的相关标准也日渐成熟。当前的政策的方向主要包括：完善氢能源管理的标准、鼓励低成本制氢、推进高安全低成本储运体系的建立、提高关键设备和材料国产化等方面。

　　
国家燃料电池城市群政策推出实施。2020年9月16日，财政部、工信部、科技部和发改委、国家能源局五部门发布《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知（财建〔2020〕394号）》，对燃料电池汽车的购置补贴政策，调整为燃料电池汽车示范应用支持政策，对符合条件的城市群开展燃料电池汽车关键核心技术产业化攻关和示范应用给予奖励，形成布局合理、各有侧重、协同推进的燃料电池汽车发展新模式。2021年8月31日，京津冀、上海、广东为代表的中国首批燃料电池汽车示范城市群率先获批。中国独特的城市群发展模式，在内部信息共享交流、地方政府扶持等方面更有利于氢能领域的发展。

地方政策目标规划积极跟进，助力产业链标准体系建设。省域地区也陆续推出了促进氢能发展的政策文件。据不完全统计，已有北京、河北、广东、山东、浙江、北京、上海、重庆等多个省市在其“十四五”规划中明确提出要发展氢能产业。

　　庖丁解牛：从产业链视角聚焦加氢站

　　2.1．氢能源产业链广阔

　　目前国内氢能源产业已经开始加速发展，氢能源产业链较长，主要分为：1）上游的氢气制备；2）中游的氢气储运和氢气加注；3）下游的燃料电池及氢能源汽车的生产制造和运营。具体到细分产业链来看：

制氢：化石原料制氢成本较低，为当前制氢的主要方法。共有三种氢源路径：灰氢（化石能源制氢）、蓝氢（化石能源制氢+碳捕集；工业副产氢）和绿氢（电解水制氢）。我国煤制氢占比高达43%，天然气及石油制氢仅占29%，而全球制氢方式中，煤制氢占比仅为18%，天然气占比达到48%。由于化石燃料制氢碳排放大，灰氢长期不可取；工业副产宜因地制宜；绿氢目前受制于电费成本高。因此，在短期内化石燃料制备是氢气的主要来源。

　　未来以“蓝氢”过渡，向“绿氢”发展。化石能源制氢和工业副产制氢成本较低，纯度有限，未来降本空间较小。电解水制氢成本偏高，主要因为设备成本和用电成本较高，随着可再生能源度电成本降低，电解水制氢降本的空间较大，或于2030年实现经济性。所以，未来的氢能制取将以“蓝氢”为过渡及局域应用，积极向“绿氢”发展。绿氢是未来方向，正催生出新“蓝海”。

储氢：当前以高压储罐为主，远期低温储存的份额将逐渐提升。储氢方式众多，主要包括高压气氢、低温液氢、固体储氢、有机化合物储氢等。（1）高压气态储氢：气态储氢具有技术成熟、充放氢速度快、容器结构简单、发展成熟等优点，为现阶段主要的储氢方式，同时存在体积储氢密度低、容器耐压要求高的缺点。（2）低温液态储氢：低温液态储氢将氢气冷却至-253℃，存于低温绝热液氢罐中，其密度可达70.6kg/m³，因而具有储氢密度高的特点，液态氢的纯度也较高。低温液态储氢为理想的储氢方式，但是存在两大技术难题：①液氢储存容器的绝热问题；②氢液化能耗高，工程实际中氢液化消耗的能量达到了总氢能的30%。（3）有机液体储氢：有机液体储氢的储氢密度高、安全性好、储运方便，但是技术操作复杂，目前还处于攻克研发阶段，距离商业化大规模使用尚远。（4）固态储氢：固态储氢利用金属合金等对氢的吸附和释放可逆反应实现，具有安全性高、储存压力低、放氢纯度高、运输方便的特点，但是存在成本高、寿命短等劣势，目前大多处于研发试验阶段。目前，我国车载储氢系统主要以35MPa气氢为主，70MPa车载储氢系统尚处于示范阶段，车载液氢和深冷高压技术处于研发阶段。
运氢：目前以长管拖车为主，液氢槽罐车预计将成为远期主要方式。与氢气的储存类似，氢气的运输也包括气态、低温液态、有机液体、固态几种方式。目前燃料电池车数量较少，氢气需求量不大，适合短距离运输的气态长管拖车是目前主要运氢方式；而管道运输当前面临负荷率较低和前期投资大的问题难以大规模推广，天然气管道掺氢输送为较好的折中方案。长期来看，伴随着技术突破和成本降低，储氢密度大、适合长距离运输的液氢槽罐车有望成为主流运氢方式。

加氢站：加氢站增速较快，国内基础设施完善迅速。截至2020年12月底，中国累计建成118座加氢站，到2025年加氢站数量超过1000座，2030-2035年加氢站数量超过5000座。规模的提升，成本的降低，反过来将降低氢气供应成本，从而进一步提升产业规模。此外，根据氢能联盟的预测，中国加氢站将于2050年达到1.2万座。加氢设备的国产化突破与规模化生产，加氢站建设成本将大幅下降，至2050年单座加氢站的平均建设成本将为800万元。中国未来加氢基础设施的市场规模在2030~2050年间突破千亿规模。
燃料电池：国产电堆仍有瑕疵，未来发展前景可期。车用燃料电池堆是由数百个单电池通过串联形成的一个发电单元。燃料电池系统是以燃料电池堆为基本单元，增加必要的辅助零部件构成的一套完整的发电系统。当前电堆国产化率约50%。金属板电堆功率密度达到3.1kW/L，和丰田Mirai2014版电堆功率类似；国内新一代石墨板功率密度较高者达到3kW/L以上，相对巴拉德9ssl电堆1.7kW/L有大幅提升。国产电堆的短板主要在可靠性和寿命方面。2025年为商用车燃料电池系统性能持续提升、系统成本持续下降、可靠性大幅提升、实现大规模推广应用的时间节点。2030-2035年为商用车燃料电池系统全面达到产业化要求的关键节点。
氢能源车：氢燃料电池用于氢能源车，前景可期。氢燃料电池性能优异，将率先应用于客车、物流车、重卡等交通运输领域。与目前技术较为成熟的锂离子电池相比，氢燃料电池可靠性高，使用寿命长，能量密度大，但成本较高。氢燃料电池主要应用于交通运输领域，根据《中国氢能产业发展报告2020》预计，客车、物流车、重卡等车型将在2030年取得与春年动车型相当的全生命周期积极性。到2025年氢燃料电池汽车保有量或将达到10万辆，到2035年保有量达100万辆，到2050年保有量达5000万辆。此外，《路线图》也预计到2025年，氢能及燃料电池汽车推广应用取得进展，保有量5-10万辆，到2030年，实现氢能及燃料电池的大规模应用，汽车规模80-100万辆。技术水平、成本控制同步进步。

氢能源目前的成本高于其他新型能源。这些高昂成本主要来自于储运氢端而非制氢端。因此尽管制氢端的电解水制氢成本较高，且技术突破的路径较长，但传统化石燃料制氢的整体成本仍然并不高，这体现在氢气的出厂价和终端消费价的巨大差异，导致这一差异的主要瓶颈就在于储运氢的高成本。短期主要通过增加长管拖车数量或运输氢气的瓶组压力降低20%以上的公路运输成本，中长期通过液氢槽车把运输和加注环节的成本降低50-70%，通过氢气输配管道，将氢气单位运输成本降低80%以上。在储运氢端，未来技术攻关和降本增效的空间很大。因此，氢能源基建是加快氢能发展步伐、提高其经济效益的重要环节，应被重点关注。

　　2.2．技术路径上，加氢站两大工作类型

　　加氢站是氢能利用过程中重要的一环。合理布局建设加氢站，可以促进燃料电池汽车以及氢能产业迅速发展。加氢站建设技术路线根据氢气来源可分为：外供氢加氢站和内制氢加氢站。按加注压力分，可分为35 MPa， 70MPa ；按照是否可移动分，可分为固定式、撬装式、移动式；按照储氢方式分，则可分为气氢、液氢、固态储氢和其他类别。

外供氢加氢站：站内无制氢装置，氢气通过长管拖车、液氢槽车或者氢气管道由制氢厂运输至加氢站，由氢气压缩机压缩并输送入高压储氢瓶内存储，最终通过氢气加气机加注到氢能源燃料电池汽车中使用。根据氢气存储方式的不同，又可进一步分为高压气氢站和液氢站，全球约30%为液氢储运加氢站，主要分布在美国和日本，中国现阶段全部为高压气氢站。相比气氢储运，液氢储运加氢站占地面积更小，存储量更大，但是建设难度也相对更大，适合大规模加氢需求。

内制氢加氢站：在站内建有制氢系统，制氢技术包括电解水制氢、天然气重整制氢、可再生能源制氢等，站内制备的氢气一般需经纯化、干燥后再进行压缩、存储及加注等步骤。其中，电解水制氢和天然气重整制氢技术由于设备便于安装、自动化程度较高，且天然气重整技术可依托天然气基础设施建设发展，因而在站内制氢加氢站中应用最多，欧洲内制氢加氢站主要采用这两种制氢方式。

　　能源新基建，落子加氢站

　　3.1．稳增长发力，加氢站成为能源新基建重要一环

　　发力稳增长，能源新基建成为重要一环。2021年中央经济工作会议指出，当前经济面临需求收缩、供给冲击、预期转弱三重压力，坚持稳字当头，强化政策发力。随着稳增长主线逐渐清晰，地产投资下行消费修复缓慢，基建投资是必选动作。

作为氢能产业上、下游的桥梁，加氢站的建设得到了各方关注，在国家氢能发展路线的基础上，各地陆续推出加氢站建设规划。根据中国氢能联盟的预计，到2050年，氢能在中国能源利用体系中的占比有望超过10%，需求量接近6000万吨，而交通领域作为氢能消费的重要突破口，用氢量将达到2458万吨，约占该领域总用能量的19%（乐观情景达到4178万吨/年，占交通领域整体用能的28%）。当前，全球燃料电池汽车发展全面加速，预计到2030年，中国的燃料电池汽车保有量将超过全球其他国家，达到100万辆。燃料电池汽车的广泛采用，与氢能基础设施建设的发展紧密相关。

　　3.2．时空分布：加氢站数量大力推进

　　截至2019年底，全球累计建成加氢站432座。其中，以70MPa高压气态加氢站为主，占比超过70%；液氢加氢站主要分布在美国、德国和日本，占比不到5%；固定式加氢站占比超过80%。《碳中和背景下煤炭制氢的低碳发展》，美国、日本和韩国2030 年分别规划加氢站5600 座，1200 座和900 座。

根据前瞻产业研究院数据，截至2021年3月末，我国加氢站共建成131座，其中108座在运营。此外，还有65座正在建设，122座在规划建设中。从区域分布上来看，广东省已运营、已建成、在建及拟建的加氢站共61座，上海44座。根据由工业和信息化部指导、中国汽车工程学会修订编制的《节能与新能源汽车技术路线图》，到2025年，我国加氢站的建设目标为至少1000座，氢燃料成本下滑至40元/kg，到2035年加氢站的建设目标为至少5000座，氢燃料成本下滑至25元/kg。

　　3.3．补贴激励，打开千亿空间

　　氢加注方面，目前一座加注能力500kg/d的固定式加氢站投资规模在大约需要700~1200万元（不含土地成本），相当于传统加油站的3倍，除建设成本外，设备维护、运营、人工等运营成本也同样较高。保证加氢站的盈亏平衡的前提下，加氢站的终端售价还需在氢气到站价的基础上增加约14元/kg的运营成本。

　　一个加氢站总投资额约为1200-2180万元，加氢站市场规模2025年或将达200亿，2050年将超千亿。加氢站的投资额大约是普通加油站的3倍左右，其中设备购置的费用大约占总投资额的40-60%左右，而且主要依赖进口。高昂的投资额和相对漫长的回收期是制约加氢站建设的重要原因。目前加氢站处于产业发展的前期，补贴力度较大，随着技术进步和规模效应，加氢站的建设成本有望进一步下降。若2025年建成1000座加氢站，每个加氢站建设成本以1200-2200万元计算，则2025年中国加氢站的市场规模约120-218亿元。根据《中国氢能产业发展报告》，中国加氢站在2050年将超万座，若以平均单个加氢站800万元的投资额计算，则2050年中国加氢站市场规模将突破千亿。

筑巢引凤，氢燃料电池汽车的市场空间剑指万亿。2025年处于百亿规模，2030年达到千亿规模，2050年将增至万亿级市场规模。2025年，氢燃料电池汽车保有量中，客车、物流车、重卡占比分别为50%、35%、10%，市场规模超过800亿元。2030年，氢燃料电池客车、物流车、重卡在氢燃料电池汽车保有量的占比分别达到25%、40%、25%，累计规模达到7500亿元。2050年，氢燃料电池汽车总保有量达到3000万辆，累计规模达到10万亿元水平。

　　投资主线：关注设备材料与施工建设领域

　　重点把握设备与施建领域，加氢站设备材料与施工建设两条主线寻找投资机会。加氢站的建设是一项系统工程，需要应用设备、建设实施全产业链的协调配合。从产业链各环节角度出发，各细分行业的竞争要素拆解如下：

设备与材料：加氢站的成本主要包括建站成本和运营成本，其中重点在压缩、储氢和加注环节；
施工建设：涉及加氢站建设、设计、运营等环节。

　　以外供氢加氢站为例，加氢站的主要设备主要包括：卸氢系统、压缩系统、储氢系统、加氢系统、氮气系统、放散系统和技防系统等。加氢站的成本主要包括建站成本和运营成本，其中压缩系统和储氢系统占加氢站总建设成本的比重较高。

　　4.1．设备材料：重点在于压缩、储氢和加注环节

　　氢气压缩机：将氢源加压注入储气系统的核心装置，输出压力和气体封闭性能是其最重要的性能指标。全球范围内来看，各种类型的压缩机都有使用。隔膜式压缩机输出压力极限可超过100MPa，密封性能非常好，是加氢站氢气压缩系统的最佳选择，但技术难度远高于常规压缩机。国内压缩机受益标的包括：雪人股份、冰轮环境。

储氢罐：加氢站储气系统的储氢容器，储气压力是其主要技术指标。目前加氢站高压储氢罐主要采用碳纤维复合材料或纤维全缠绕铝合金制成的新型轻质耐压内胆，外加可吸收冲击的坚固壳体，容器壁复合材料复杂的制备和成型工艺是储氢罐制造的主要技术壁垒。受益标的：1）气态储氢：京城股份、中材科技、巨化股份；2）固态储氢：科力远(4.960, -0.12, -2.36%)、安泰科技(13.160, -0.03, -0.23%)、厦门钨业(20.780, -0.18, -0.86%)；3）液态储氢：富瑞特装(7.760, 0.22, 2.92%)、深冷股份(22.650, 0.26, 1.16%)。

氢气加注机：为燃料电池汽车加注氢燃料的核心设备，加注压力是其主要参数。氢气加注机的加注压力高于20MPa 标准的天然气加注设备，但其主要结构和工作原理与天然气加注机并无较大区别，相较于氢气压缩机和高压储氢罐而言技术难度较小，未来的发展方向在于加注系统智能化和安全性的提高。国产加氢设备受益标的：厚普股份。

　　4.2． 施工建设：一体化运营优势凸显

看好加氢站核心装备提供商。具体来看，涉及加氢站建设、设计、运营等环节，主要公司包括：华电重工、隧道股份。

华电重工：成立氢能事业部，推进氢燃料电池关键技术研发完成电解槽首台套示范。氢能定位技术开发/装备制造/工程总包/投资/运营为一体的能源服务商。联合开发具有国内领先水平的碱性制氢并联电解槽和大型PEM电解槽，并依托项目进行首套示范。与南方科技大学围绕氢燃料电池核心材料/核心部件及装置的开发生产与应用进行合作，成立专家工作站，推进氢能与燃料电池的商业化进程。编制包头市氢能产业规划，签订2个气体扩散层供货合同。