2021年11月30日，中国石化在北京、乌鲁木齐、新疆库车三地举行云启动仪式，宣布我国首个万吨级光伏绿氢示范项目——中国石化新疆库车绿氢示范项目真正开始启动建设。

  项目将新建装机容量300兆瓦、年均发电量6.18亿千瓦时的光伏电站，年产能2万吨的电解水制氢厂，储氢规模约21万标立方的储氢球罐，输氢能力2.8万标立方每小时的输氢管线及配套输变电等设施。

  所谓的光伏制氢并非全新的概念，其研究大多分布在在热化学法制氢、光电化学分解法制氢、光催化法制氢、人工光合作用制氢和生物制氢等。这其中，将光伏发电和电解水组合制氢组合成系统的技术，是主流发展趋势。在国际市场上，光伏制氢慢慢的开始得到落地。此前著名的当属日本的福岛氢能源研究基地，该基地曾被为世界上顶级规模的可再次生产的能源制氢工厂，占地总面积为22万平方米。其中，18万平方米为光伏发电区域，4万平方米为制氢车间，系统装置具备1万千瓦制氢能力。

  研究员史英哲在接受《证券日报》记者正常采访时表示，储能和应用场景一直是制约光伏行业发展的因素之一。储能方面科技赋能诉求强烈，建议着重关注相关公司在高效率高安全性大容量储能、氢能及燃料电池、高效率光伏发电材料、新型在允许电压下不导电的材料、超导材料、宽禁带电力电子器件等技术领域的研发和应用。在下游应用端，除了电力消费市场，光伏发电应用重点领域还包括建筑和交通等。

  史英哲说：“分布式光伏可以与建筑及充电设施等结合，实现太阳能发电的就地消纳，如公园、学校、医院、交通场站等公共建筑，应该是最先全力发展分布式光伏的场合。集中光伏电站方面，可通过西部太阳能发电成本低的优势开展光伏制氢、光伏制燃料等应用，利用氢能易于存储的优势，解决西部地区电力系统消纳光伏发电空间小的问题，拓展我国西部地区光伏发电的发展路径。”

  本文梳理了福岛氢能研究项目（FH2R）的有关情况，便于大家更深入地了解光伏制氢。

  2020年3月7日，日本新能源与产业技术开发组织（NEDO），东芝能源系统与解决方案公司，东北电力公司和岩谷公司举行了福岛氢能研究项目（FH2R）开幕式。FH2R项目自2018年7月在南江（Namie）启动，2020年2月底完成10MW级制氢装置建设并试运营，10MW电解槽装置，每小时可产生高达1,200 标方的氢气，这是世界上最大的光伏制氢装置。该项目占地220,000平米，其中光伏电场占地180,000平米，研发以及制氢设施占地40,000平米。

  整个制氢工厂分为四大设施，分别是制氢车间、储气罐区、压缩与出货运输站、综合管理中心。

  FH2R项目配备20MW的光伏发电系统和10MW的电解槽装置，每小时可产生高达1200 标方的氢气（额定功率运行）。项目占地220,000平米，其中光伏电场占地180,000平米，研发以及制氢设施占地40,000平米。FH2R产生的氢气将为固定式氢燃料电池系统和燃料电池汽车和公共汽车等提供动力。

  FH2R项目一方面根据下游市场供需预测系统开展生产和存储，同时亦可通过调节氢气生产单元来满足电网控制管理系统的调节需求。当前测试阶段最重要的挑战是使用氢能管理系统来实现氢的生产和存储以及电网供需动态平衡的最佳组合，从而无需使用蓄电池。为了应对这一挑战，测试将开始确定最佳的运行控制技术，该技术使用各自具有不一样运行周期的设备单元将电网需求响应与氢气供求响应相结合。

  FH2R项目距离福岛县、仙台市以及东京市的距离分别为70公里、100公里和250公里。氢气将主要是通过长管拖车运送给上述地区的用户。

  FH2R项目中，东芝将牵头整个项目建设，并开发氢能管理系统；东北电力将专注于能源管理系统(EMS)监控、数据采集(SCADA)系统和与电网相关的事项；岩谷公司将研究氢的需求和供应预测系统，以及氢运输和存储。碱性电解水系统源自朝日Kasei公司先进的氯碱电解技术。

  福岛县原来是日本的电力大县，县内有福岛第一核电站和第二核电站，第一核电站在2011年的大地震大海啸袭击下发生核泄漏之后，已经全部废炉。第二核电站停止发电中。所以，“电力大县”之名已经名存实亡。根据2016年9月制定的《福岛新能源社会计划》，福岛将推动氢能实现大范围的应用。制氢工厂的建设，不仅是福岛灾后重建的重要一环，更是恢复“电力大县”地位的一大举措。让环保安全的氢能源来代替核电，构建面向未来的能源生产与供应体系，让日本脱离“核电社会”，迈向“氢能社会”，福岛的这一座制氢工厂，会成为一大象征。

  运氢车是特别开发的车辆，整个气罐后侧安装有轮胎，也就是说，氢气从储气罐里进入压缩机压缩之后，直接灌注到运输气罐中，而卡车车体直接将气罐挂靠后，就可以拉走，而不需要现场灌充，最大限度保证氢气灌充与运输的安全性。

  氢气运输车全长9.390米，重量为20吨，可灌充压力为19.6Mpa的氢气0.237吨（2642Nm3）。整个运输站可以同时对12辆运氢车实施灌充。

  氢能未来市场发展的潜力广阔，电解水制氢是未来发展重点，当期制氢方式主要有四种：化石燃料制氢、工业副产物制氢、电解水制氢、生物质制氢及其他。其中化石燃料制氢与工业副产物制氢凭借较低的成本占据制氢结构的主体地位，然而随着化石燃料产量下降、可持续发展理念的深化，氢能俱乐部氢能市场在远期（2050 年左右）将形成以可再次生产的能源为主体、煤制氢+CCS（碳捕获）与生物质制氢为补充的多元供氢格局。为测算与汽油价格相比具有竞争力的氢气售价，本文将氢气的理想成本定为 2.6 元/ Nm3。

  由于电费占整个水电解制氢生产费用的 80%左右，因此水电解制氢成本的重点是耗能问题。存在两条降成本途径：一是降低电解过程中的能耗，可通过开发 PEM（质子交换膜电解） 及 SOEC（固体氧化物电解） 技术来实现；二是采用低成本电力为制氢原料，重点是依靠光伏和风电的发展。以大工业电价均价 0.61 元/ kW·h 计算，当前电解水制氢的成本为 3.69 元/Nm3。

  当用电价格低于 0.50 元/kW·h 时，电解水制备的氢气成本才可与汽油相当。光伏系统发电成本 0.5930 元/kWh，风电度电成本约为 0.3656 元/kWh，且在未来仍有一定的下降空间。

  天然气制氢中的甲烷水蒸气重整（SMR）是工业上最为成熟的制氢技术，约占世界制氢量的 70%（IEA数据）。我国天然气价格受资源禀赋影响，天然气资源主要分布集中的中西盆地也是价格最低的地区。尤其是新疆、青海等地区天然气基本门站价格低至 1.2 元/千立方米左右。据测算，当天然气价格为 2 元/Nm3 时，测算出制氢成本为 1.35 元/Nm3，相比电解水制氢有着非常明显的成本优势。

  我国煤炭资源主要的格局是西多东少、北富南贫。内蒙古、山西原煤产量领先，煤价也相对偏低。当煤炭价格为 600 元时，大规模煤气化生产氢气的成本为 1.1 元/ Nm3。如果在煤资源丰富的地区，当煤炭价格降低至 200 元 /吨时，制氢气的成本可能降低为 0.34 元/ Nm3。但由于煤炭价格下降空间存在限制，且煤气化制氢企业已形成较大规模，未来煤制氢降成本空间较小。

  化工副产物制氢的成本难以单独核算。目前我国规划和在建的丙烷脱氢项目预计可以副产并外售 86.8 万吨氢。我国规划中的乙烷裂解产能达到 1460万吨，可以副产并外售的氢气达到 90.4 万吨。

  一是较高的含能特性：除核燃料外，氢的燃烧热值据所有化工燃料榜首，燃烧 1kg 氢可放出 12MJ（28.6Mcal）的热量，约为汽油的三倍。

  二是较高的能源转化效率：氢能能够最终靠燃料电池直接转变为电，过程中的废热能更加进一步利用，其效率可达到 83%。氢气燃烧不仅热值高，而且火焰传播速度快，点火能量低，所以氢能汽车比汽油汽车总的燃料利用效率可高 20%。

  三是碳的零排放：与化石能源的利用相比，氢燃料电池在产生电能的过程中不会产生碳排放，能轻松实现良性循环。

  以汽油内燃机的综合热效率和 CO2 排放量为基准来对比。氢燃料电池的综合热效率最高，同时 CO2排放量少，是替代石油供给车辆动力的最佳燃料。

  目前以四类制氢方式为主：化石燃料制氢、工业副产物制氢、电解水制氢、生物质及其他制氢方式。虽然制氢方法多样，但各存优劣。

  天然气制氢：虽然适合使用的范围广，但是原料利用率低，工艺复杂，操作难度高，并且生成物中的二氧化碳等温室气体使之环保性降低。

  工业尾气制氢：利用工业产品副产物，成本较低。但是以焦炉气制氢为例，不仅受制于原料的供应，建设地点需依靠焦化企业，而且原料具有污染性。

  从制氢成本方面看，煤制氢和天然气制氢成本相对更低。就目前四类制氢方式来说，天然气制氢经济性最显著。

  目前，天然气制氢仍是我国最主要的制氢来源，占总制氢量的 48%。醇类重整制氢及煤制氢也占有相当大的比重，来自电解水的制氢量最低，仅为 4%。

  可再次生产的能源电解水制氢将上升为未来供氢主体。在氢能市场发展初期（2020-2025 年），化石燃料制氢与工业副产物制氢凭借较低的成本占据制氢结构的主体地位，随着化石燃料产量下降，这两种方式占比逐渐下降；

  到氢能市场发展中期（2030 年左右），煤制氢配合 CCS（碳捕获）技术、工业副产物、可再次生产的能源电解水制氢将成为有效供氢主体，同时开发生物质制氢等其他技术；在氢能市场发展远期（2050 年左右），我国将形成以可再生能源为主体、煤制氢+CCS 与生物质制氢为补充的多元供氢格局。

  氢气成本占加氢站氢气售价的 70%。制约氢能推广的一个根本原因是氢气相比汽油等传统能源更高的价格。加氢站销售的氢气价格中，包括制氢和储运氢气在内的氢气成本占 70%，其中氢气原材料的价格为50%，是最重要的一部分，因此制氢环节能否减少相关成本是降低氢气售价的关键因素。

  2L 汽油车百公里耗油为 6-8 升，按照 7.3 元/L 的汽油售价，百公里燃料费用最多为 58.4 元。以丰田Mirai 氢燃料电池汽车为例，其百公里氢耗中等水准为 1kg，意味着氢气的售价需降到 58.4 元/kg 以下才可与汽油等同，说明氢气成本需降到 29.2 元/kg。由于氢气接近理想气体，根据理想气体方程 PV=nRT 可估算出 1Kg 氢气约为 11.19Nm3。因此氢气的理想成本大约是 2.6 元/ Nm3。

  电解水制氢是通过电能给水提供能量，破坏水分子的氢氧键来制取氢气的方法。其工艺过程简单、无污染，制取效率一般在 75%-85%，每立方米氢气电耗为 4-5 kW·h。由于电费占整个水电解制氢生产费用的 80%左右，导致其竞争力并不高。更多干货请关注微信公众号：氢能俱乐部。因此水电解制氢成本的重点是耗能问题。由此引出两条降成本的途径：一是降低电解过程中的能耗，二是采用低成本电力为制氢原料。

  目前主流的电解水制氢技术有三种类型：包括碱性电解水制氢、质子交换膜电解水(PEM)制氢和固态氧化物电解水(SOEC)制氢，其中碱性电解水制氢是最为成熟、产业化程度最广的制氢技术，但其电解效率仅为 60-75%，国外研发的 PEM技术与 SOEC 技术均能有效提升电解效率，尤其是 PEM 技术已引入国内市场。

  与其他国家相比，中国工业电价位于中低水平。根据 2016 年统计数据，中国工业电价平均为 0.107 美 元/千瓦时，居世界第八，仅为第一名的三分之一。相比来说较低的电价为我们国家发展电解水制氢提供了有利条件。

  西北地区大工业电价偏低。分省份来看，波谷、波峰电价在全国排名第一的分别是河北省和安徽省，青海省无论是波峰还是波谷电价均为最低，全国波谷电价平均为 0.33 元/千瓦时，波峰电价平均为 0.90 元 /千瓦时。西南地区、西北地区的大工业用电价格普遍在全国平均线以下，对于发展电解水制氢节约能耗更为有利。

  我国弃风弃电问题突出，利好电解水制氢。近年来，新能源的持续加快速度进行发展已经远超于电网承载能力，新能源消耗矛盾十分突出。弃风、弃水电量呈逐年增加趋势。我国目前正大力推进可再次生产的能源，由大量弃风、弃水产生的弃电是发展电解水制氢的有利条件。

  西北地区弃风弃电量居首位。随着我们国家可再次生产的能源装机量逐年增长，每年可再次生产的能源弃电量惊人。2018年我国全国弃风弃电量 277 亿千瓦时，其中西北地区为 166.9 亿千瓦时，占全国的 60.25%，其次是华北地区（占全国 33.68%），东北地区占少量份额（全国 5.45%）。如果按照每立方氢气耗电 5 千瓦时来计算，全国弃风电量可生产 55.4 亿立方高纯度氢气。

  2018 年弃风弃电量排名前三的省份分别为新疆、内蒙古和甘肃，全国平均弃风弃电率为 7%，这三个省份均超过了 10%。由于可再生资源丰富，西北省份也是电价最低的地区。

  虽然我国每年产生大量的弃风弃电，但由于弃风弃电产生的电压不稳定、难以大规模推广等原因，其终究不是解决电解水制氢成本问题的最优选择。长久来看，光伏和风电是电解水制氢企业获得低成本电力的主要来源。

  为测算电解水制氢的成本，假定制氢规模 1000 Nm3/h，年产氢 100 万 Nm3。测算过程及假设如下表：

  资料来源：《天然气制氢、甲醇制氢与水电解制氢的经济性对比探讨》、广证恒生

  测算据测算，水电解制氢设备、安装、土建及其他总投资 1410 万元，每年用电等费用为 2700 万元，每年成本合计 2954 万元，对应氢气成本 3.69 元/Nm3。现分别计算不同制氢成本情况下，对应的用电价格，如下表所示。

  测算氢气成本与用电价格成正比关系，如果要求氢气成本低于 2.6 元/Nm3，则用电价格要低于 0.50 元/kW·h。

  天然气的主要成分是甲烷（体积含量大于 85%），因此一般说的天然气制氢就是甲烷制氢。甲烷制氢方法主要有甲烷水蒸气制氢（SMR），甲烷部分氧化（POX）和甲烷自热重整（ATR）。其中甲烷水蒸气重整（SMR）是工业上最为成熟的制氢技术，约占世界制氢量的 70%，因此本文重点针对此办法来进行降成本测算。

  甲烷水蒸气重整是指在催化剂存在及高温条件下，使甲烷与水蒸气发生反应生成合成气。为防止催化剂中毒，原料天然气需进行脱硫预处理至硫的质量分数小于 1×10-7，然后经过重整反应制备合成气，再经过水煤气变换反应将 CO 进一步转化为氢气和 CO2，最后将 CO2 通过变压吸附（PSA）脱除得到氢气。

  对于天然气制氢来说，天然气成本是占比最大的部分，约占生产所带来的成本的 45-75%（IEA）。因此其降成本策略应首先关注天然气价格。

  我国天然气资源主要分布在中西盆地。受地质条件影响，地下天然气通常呈聚集区分布，我国天然气探明储量的 80 %以上分布在鄂尔多斯、四川、塔里木、柴达木和莺—琼五大盆地。从 2017 年天然气产量分布数据分析来看，陕西、四川、新疆三个省份的天然气产量占全国的 73%，天然气气源分布十分集中。

  沿海地区天然气价格偏高，西北地区价格最低。天然气价格特别大程度上受资源禀赋的影响，天然气资源丰富的地区，价格相应偏低。非居民天然气价格目前正在慢慢地市场化。2019 年 3 月 27 日，国家发改委宣布调整各省天然气基本门站价格，经价格调整后，上海、广东、浙江等东南沿海地区天然气价格普遍高于平均价 1.68 元/千立方米，新疆、青海等西北地区价格则低至 1.2 元/千立方米左右。

  假定制氢规模 1000 Nm3/h，年产氢 100 万 Nm3。测算过程及假设如下：

  资料来源：《天然气制氢、甲醇制氢与水电解制氢的经济性对比探讨》、广证恒生

  天然气制氢设备、安装、土建及其他总投资 1528 万元，每年天然气费用为 672 万元（占总成本的62.11%），每年成本合计 1082.4 万元，对应氢气成本 1.35 元/Nm3。现分别计算不同制氢成本情况下，对应的天然气价格：

  2013 年，我国超过美国变成全球第一大能源消费国，其中煤炭产量为 38.74 亿吨标煤，之后几年煤炭产量略微走低至 2017 年的 35.2 亿吨，但 2018 年煤炭产量有所回升至 36.8 亿吨标煤。

  煤炭能够适用于制备多种工业产品，其中煤制气的产能由 2017 年的 51 亿立方米/年同比增长 0.1%至2018 年的 51.05 亿立方米/年。更多干货请关注微信公众号：氢能俱乐部。在此我们主要对煤制氢的方法和成本进行讨论。煤是我国制氢的主要的组成原材料之一，能够最终靠多种方式制取氢气，但目前在我国氢气生产中占据主要地位的还是煤气化制氢。

  对于煤气化制氢来说，煤炭成本占比最大，能够占到总成本的 40%-45%左右，因此在制氢设备价格较为固定，流程中所需条件难以大幅度改变的基础下，降低煤气化制氢成本应该从降低煤炭价格入手。

  我国煤炭资源较为丰富且分布广泛，全国 32 个省市（除上海外）都有煤炭资源，但是区域分布极不均衡，主要的格局是西多东少、北富南贫。其中山西、内蒙古、陕西、新疆、贵州等五省煤炭探明储量占全国比重达到 81%以上，且这些地区的煤质普遍较好。由 2018 年上半年全国各省分原煤产量也能够准确的看出，内蒙古、陕西、山西三个省市产量占全国的 68%，由此可见西北部煤炭产量具有明显优势。

  由于不一样的种类的煤价格有别，在这里我们主要考察各省份动力煤的价格，不难发现在煤炭储量和产量较多的地区比如内蒙古、山西等省份，相同种类煤炭的价格也相对其他省份较低。根据中国煤炭市场网发布的截至到 2019 年 1 月的数据，全国部分省份动力煤价格如下，其中要重点关注的是内蒙古动力煤价格仅为 360 元/吨，而混煤的价格是 170 元/吨。

  在对煤气化制氢成本的测算中，参考中石化经济技术研究院 2015 年对煤气化制氢成本的分析，在中石化经济研究院的成本分析中假定煤炭的价格是 600 元/吨，水煤浆制氢装置为 12.4 亿元，生产的氢气规模为9 × 1043/ℎ。我们假定：

  虽然副产品中的二氧化碳可以注入油田来减少对其的加工处理，但是该应用由于运输方面等问题还未得到大规模的应用。同时近几年国家对于排放废气的标准越来越严，因此假定副产品费用不改变

  通过上述测算，我们大家可以发现当煤炭价格为 600 元时，大规模煤气化生产氢气的成本为 1.1 元/Nm3。如果将制氢场所定在内蒙古，煤炭价格降低为 200 元时，制氢气的成本可能降低为 0.34 元/Nm3。

  由于目前煤炭资源几乎全部掌握在国家手中，煤炭价格难以有大幅度的下降。并且现今煤气化制氢的规模已经较大，在人工费用慢慢增长的情况下，未来很难通过规模效应来减少每立方米氢气的生产所带来的成本。因此虽然目前通过测算所得的煤气化制氢的成本较低，但未来煤气化制氢成本的下降空间有限。

  化工副产品制氢主要可大致分为焦炉气制氢、氯碱副产品制氢、丙烷脱氢和乙烷裂解等几种方式，其中氯碱副产品制氢的由于工艺成本最为适中且所制取的氢气纯度较高等优势，成为目前化工副产品中较为适宜的制氢方式。

  氯碱制氢是以食盐水（NaCl）为原料，采用离子膜或者石棉隔膜电解槽生产烧碱（NaOH）和氯气，同时得到副产品氢气的工艺方法。之后再使用 PSA 等技术去除氢气中的杂质即可得到纯度高于 99%的氢气。

  国家统计局的多个方面数据显示，2018 年氯碱厂的产量为 2620.5 万吨，根据氯碱平衡表，烧碱与氢气的产量配比为 40:1，理论上 2018 年氯碱副产品制氢产生了 65.5 万吨氢气，即 73.8 亿 Nm3 的氢气。

  目前氯碱工业中成本最高的部分是用电成本，使用离子膜法生产烧碱所需的电耗 2150~2200 kWh/t。上面电解水部分已经对我国电价的基本情况做了介绍，这里就不做赘述。

  2013 年，丙烷开始作为化工原料被大规模使用，当年中国进口丙烷数量为 245 吨，其后进口量逐年上升至 1350 万吨。与此同时，丙烷脱氢项目也在持续不断的发展。截止 2019 年 1 月，我国已经建成的丙烷脱氢项目共计生产能力 467 万吨/年，其中山东和江苏两个省份处于领先位置。行业内已经公布的规划和在建的丙烷脱氢项目共计 45 个，涉及生产能力 2605 万吨/年。若规划和在建的丙烷脱氢项目都已完成，预计可以副产并外售 86.8 万吨氢能，未来发展空间巨大，丙烷脱氢副产的氢气成为未来潜在具有优势的燃料电池车用氢源选择之一。

  乙烯是中国需求量最大的烯烃之一，是合成塑料、纤维和橡胶的基础原料。根据中国产业信息网的信息，过去十年我国的乙烯表观消费迅速增加，从 2008 年的 1096 万吨增长到 2017 年的 2143 万吨，年均复合增长率为 8%。随着乙烷裂解技术的逐渐成熟，国内公司开始布局乙烷裂解的大规模生产，预计到 2021年，乙烷裂解生产乙烯的乙烯产量将占比接近 41%，而氢气作为乙烷裂解的副产品之一，也会随着乙烷裂解技术的慢慢的提升而产量迅速增加。目前我国规划中的乙烷裂解产能达到 1460 万吨，可以副产并外售的氢气达到 90.4 万吨。所以乙烷裂解副产品制氢同丙烷脱氢制氢相同，都是未来潜在最具优势的燃料电池车用氢源选择之一。

  苏州竞立制氢设备有限公司成立于 1993 年，是一家集研发、生产、销售水电解制氢设备、气体纯化、回收设备及很多类型的氢能专业设备于一体的高新技术企业，在国内水电解制氢设备市场排名领先，并参与多个国家项目和参与制定多项国家标准。

  作为国内最早一批进入水电解制氢设备行业的企业，苏州竞立成立二十多年以来，从始至终坚持技术创新，成为国内制氢设备顶尖技术的典型代表。公司研制的水电解制氢设备产量范围从 0.3m3/h 至 1000m3/h，其基本的产品大型制氢设备（1000m3/h）大多数都用在电转气的市场需求，可有效解决弃风、弃光等问题。

  在可再次生产的能源制氢领域，苏州竞立正在承担由某国际知名油气企业和国内企业合作可再次生产的能源制氢项目。苏州竞立在原有设备基础上做了改进，使之可承受正常电流 20%-110%的变化，以适应可再次生产的能源的波动性需求，目前设备已经做了一段时间的模拟测试，接下来会到风电场进行实地测试。

  公司成立于 1999 年，是广东省广物控股集团有限公司（广东最大的省属国有企业之一）的控股企业，公司的经营事物的规模包括成品油及化工品贸易、燃油及化工品储罐、燃料油船运、码头运作业务等。

  东莞巨正源科技有限公司是深圳巨正源的全资子公司，也是 120 万吨丙烷脱氢制高性能聚丙烯项目的实施主体。近日，该项目在沙田镇立沙岛精细化工园区完成了产品分离塔吊装仪式，标志着项目建设全方面进入攻坚阶段。该项目投资 105 亿元，用地面积 984 亩，是广东省重点建设项目，按计划，该项目分为两期建设，一期项目每年可产氢气 2.8 万吨，二期项目建成后可形成 15-20 万吨/年的氢气产能，可以保障广东省全省氢能源汽车的能源供应。

  广东联悦氢能有限公司于 2017 年 6 月 30 日在广东省云浮市注册成立。公司是南中国地区较大的、专注于氢气产品生产和销售能源气体公司，拥有行业先进、领先的设备和工艺，在制氢、运氢领域拥有较强的技术优势和多年积累的丰富经验。公司占地面积 5000 平米，每小时产能可达 1000M3，是华南地区最大的氢气专业生产经营企业之一。目前已经在江门、赣州、郴州和云浮分别投资建设了 4 座氢气工厂。

  来源：广证恒生，新三板高端装备专题报告-《氢气成本能降到几何-制氢篇》，分析师：司伟，于栋、氢燃料电池论坛、证券日报