作為實現碳達峰、碳中和目標重要綠色能源發展的方向之一，國內氫能發展熱度日益高漲。統計信息顯示，目前全國已有20多個省份40多個地級市發布氫能規劃，其規劃產業規模超過萬億元；眾多央企和上市公司也競相布局氫能發展。與此同時，作為新興產業，氫能面臨制儲運加等環節核心技術欠缺和成本較高、標準體系不成熟、產業鏈和配套設施不完善等問題，需要從完善政策、明確標準、突破關鍵核心技術與重要設備材料自主創新研發、引導資本投入等方面不斷發力解決。
一、氫能產業特征
從全球格局看，技術儲備方面，日本專利第一，是產業技術的掌握者。我國雖然基礎研究領跑，但是應用技術不足，產業鏈的核心掌控能力不強。全球主要國家的氫能戰略側重點各有不同，日韓重應用，歐洲推基建，我國以能源轉型、戰略性新興產業為核心，側重科技創新和下游應用的推動。
從國內發展階段看，政策方向已由燃料電池車購置補貼、下游市場，向基礎設施、關鍵零部件、運營服務等供給端傾斜，如氫能汽車的十城千輛示范行動，強調技術攻關區域合作和示范應用；發展基礎方面，作為世界最大產氫國、商用車最大應用地，裝備和儲氫材料的制造基礎雄厚，已經成立了產業創新聯盟，具備產業化加速基礎；區域布局方面，環渤海創新發力，重點做綠氫制備及關鍵零部件及技術研發，長三角領跑燃料電池車的研發和示范，珠三角加氫網絡建設最成熟、氫能和燃料電池示范顯著，川渝地區是可再生能源及電池電堆研發的重要地區，中部地區重點突破電池重要零部件及客車的大規模示范。
從市場前景看，供給方面，氫能在全球未來的能源供給體系中約占18%，在我國未來終端能源體系中占比達10%，氫能供給結構將從以化石能源的非低碳氫逐步過渡到以可再生能源為主的清潔氫；需求方面，我國規劃到2025年，燃料電池汽車保有量達到10萬輛；到2035年，燃料電池車將達到130萬輛，下游相關產品的市場也將打開。到2050年，氫氣需求量將接近6000萬噸，氫能在我國終端能源體系中占比超過10%；到2060年，我國氫氣的年需求量將增至1.3億噸左右，在終端能源消費中占比約20%。
二、氫能產業競爭格局
近幾年，全球氣候異常，促使實現碳中和成為全世界最緊迫的任務之一。歐盟、日本和韓國及其他110多個國家和地區，已承諾到2050年實現碳中和。我國承諾到2060年實現碳中和。
先進國家地區相繼更新氫能戰略。2020年7月，“歐盟氫戰略”出臺，計劃未來10年內向氫能產業投入5750億歐元。2020年12月，美國能源部發布《氫能項目計劃》，將協同所有能源部門致力于氫能全產業鏈的技術研發，并加大示范和部署力度，以期實現產業規?；?，到2050年，美國本土氫能需求將增至4100萬噸/年，占未來能源消費總量的14%。2021年10月，韓國政府公布了旨在發展氫能產業的“氫能領先國家愿景”，爭取到2030年構建產能達100萬噸的清潔氫能生產體系，并將清潔氫能比重升至50%，主導全球氫能源市場；2050年達到500萬噸，并將氫氣自給率升至50%。
主要國家在氫能產業技術儲備上各有不同。在產業鏈上游制氫環節，日本和美國專利申請趨勢較接近，2000年后專利數量開始上升，2005年日本專利數量達到最高點，之后緩慢下降，近5年下降明顯，美國在2010年專利數量開始下降;我國制氫技術專利申請較晚，2005年以后才逐漸有所增長，2010年后突飛猛進，2016年后專利數量超過美日韓德4個國家之和;相比之下，德國和韓國制氫專利數量變化一直比較平穩，且數量偏少。在儲運氫技術方面，上述5個國家1980年以來的趨勢與制氫大致相同，日本在儲運氫技術上投入研發較早。在下游的主要應用質子交換膜燃料電池方面，日本自20世紀70年代開始申請專利，2000年后迅速增長，2004年達到最高點1480項，此后開始緩慢下降，其他4個國家在質子交換膜技術領域專利數量變化不大，我國近5年雖有所增長，但年度最大申請數量未超過500項。
三、我國氫能產業進入壁壘
1.核心技術、關鍵零部件受限，依賴進口
目前我國氫能產業發展面臨嚴重制約，一是日美韓等先發國家的專利壁壘。二是核心技術方面，典型的是電堆，相關制造成本較高，產品成熟度不夠，規?；a弱；部分關鍵零部件及核心設備仍然依賴進口，比如碳紙、膜電極、質子交換膜、儲氫罐等，國產能力較弱；
2.產業配套能力不足，主要環節成本偏高
一是氫能在政府層面的管理體制機制中尚不明確。我國加氫站等基礎建設仍然面臨體制機制掣肘，“十三五”時期運動式發展，使得加氫站在數量上快速躍居世界第二，但相對實際需求如成本、加氫能力等方面仍有較大差距。
二是主要環節成本明顯偏高。首先在制氫環節，目前以化石燃料為主，電解水制氫成本依然處在高位，我國終端氫加注成本普遍在50-80元/千克，相比燃油成本明顯偏高；其次是儲運環節，液體運輸、管道長輸是氫能能夠商業化推廣的前提條件，受技術與材料問題制約，目前較廣泛應用的氣態儲氫集中在35MPa和70MPa兩種壓等級，能量密度不高，無法滿足未來“井噴”式需求；在中游燃料電池系統、上游的零部件及材料等環節中，電堆系統是價值量最大的環節，還有催化劑、隔膜、碳紙、空壓機、氫氣循環泵等，目前我國還處于國產化發展的早期，一些關鍵材料和核心技術未來仍依賴進口，中游的電池系統組裝和下游的應用已有規?；瘧檬痉?。
四、四種制氫方式
氫能市場前景廣闊，電解水制氫是未來發展重點，當期制氫方式主要有四種：化石燃料制氫、工業副產物制氫、電解水制氫、生物質制氫及其他。其中化石燃料制氫與工業副產物制氫憑借較低的成本占據制氫結構的主體地位，然而隨著化石燃料產量下降、可持續發展理念的深化，氫能俱樂部氫能市場在遠期（2050 年左右）將形成以可再生能源為主體、煤制氫+CCS（碳捕獲）與生物質制氫為補充的多元供氫格局。為測算與汽油價格相比具有競爭力的氫氣售價，本文將氫氣的理想成本定為 2.6 元/Nm3 。
電解水成本偏高，降成本主要依賴電價
由于電費占整個水電解制氫生產費用的 80%左右，因此水電解制氫成本的關鍵在于耗能問題。存在兩條降成本途徑：一是降低電解過程中的能耗，可通過開發 PEM（質子交換膜電解） 及 SOEC（固體氧化物電解） 技術來實現；二是采用低成本電力為制氫原料，關鍵在于依靠光伏和風電的發展。以大工業電價均價 0.61 元/ kW·h 計算，當前電解水制氫的成本為3.69 元/Nm3。當用電價格低于 0.50 元/kW·h 時，電解水制備的氫氣成本才可與汽油相當。光伏系統發電成本 0.5930 元/kWh，風電度電成本約為 0.3656 元/kWh，且在未來仍有一定的下降空間。
天然氣制氫是目前主要制氫方式，降成本應關注天然氣價格
天然氣制氫中的甲烷水蒸氣重整（SMR）是工業上最為成熟的制氫技術，約占世界制氫量的 70%（IEA數據）。我國天然氣價格受資源稟賦影響，天然氣資源主要分布集中的中西盆地也是價格最低的地區。尤其是新疆、青海等地區天然氣基本門站價格低至 1.2 元/千立方米左右。據測算，當天然氣價格為 2 元/Nm3時，測算出制氫成本為 1.35 元/Nm3，相比電解水制氫具有明顯的成本優勢。
煤制氫成本最低，降成本空間較小
我國煤炭資源主要的格局是西多東少、北富南貧。內蒙古、山西原煤產量領先，煤價也相對偏低。當煤炭價格為 600 元時，大規模煤氣化生產氫氣的成本為 1.1 元/ Nm3。如果在煤資源豐富的地區，當煤炭價格降低至 200 元 /噸時，制氫氣的成本可能降低為 0.34 元/ Nm3。但由于煤炭價格下降空間有限，且煤氣化制氫企業已形成較大規模，未來煤制氫降成本空間較小。
丙烷脫氫和乙烷裂解副產制氫具有潛在產能
化工副產物制氫的成本難以單獨核算。目前我國規劃和在建的丙烷脫氫項目預計可以副產并外售 86.8 萬噸氫。我國規劃中的乙烷裂解產能達到 1460萬噸，可以副產并外售的氫氣達到 90.4 萬噸。
三大優勢支持氫能發展
與傳統化工燃料汽油、柴油相比，氫能具有三大優勢。
一是較高的含能特性：除核燃料外，氫的燃燒熱值據所有化工燃料榜首，燃燒 1kg 氫可放出 12MJ（28.6Mcal）的熱量，約為汽油的三倍。
二是較高的能源轉化效率：氫能可以通過燃料電池直接轉變為電，過程中的廢熱可以進一步利用，其效率可達到 83%。氫氣燃燒不僅熱值高，而且火焰傳播速度快，點火能量低，所以氫能汽車比汽油汽車總的燃料利用效率可高 20%。
三是碳的零排放：與化石能源的利用相比，氫燃料電池在產生電能的過程中不會產生碳排放，可以實現良性循環。
以汽油內燃機的綜合熱效率和CO2排放量為基準來對比。氫燃料電池的綜合熱效率最高，同時 CO2排放量少，是替代石油供給車輛動力的最佳燃料。
目前以四類制氫方式為主：化石燃料制氫、工業副產物制氫、電解水制氫、生物質及其他制氫方式。雖然制氫方法多樣，但各存優劣。
天然氣制氫：雖然適用范圍廣，但是原料利用率低，工藝復雜，操作難度高，并且生成物中的二氧化碳等溫室氣體使之環保性降低。
工業尾氣制氫：利用工業產品副產物，成本較低。但是以焦爐氣制氫為例，不僅受制于原料的供應，建設地點需依靠焦化企業，而且原料具有污染性。
電解水制氫：產品純度高、無污染，但是高成本了限制其推廣。
光解水與生物質制氫：技術尚未成熟，實現商業化還需一定的時間。
從制氫成本方面看，煤制氫和天然氣制氫成本相對更低。就目前四類制氫方式來說，天然氣制氫經濟性最顯著。
目前，天然氣制氫仍是我國最主要的制氫來源，占總制氫量的 48%。醇類重整制氫及煤制氫也占有相當大的比重，來自電解水的制氫量最低，僅為 4%。
未來供氫主體以電解水制氫為主
可再生能源電解水制氫將上升為未來供氫主體。在氫能市場發展初期（2020-2025 年），化石燃料制氫與工業副產物制氫憑借較低的成本占據制氫結構的主體地位，隨著化石燃料產量下降，這兩種方式占比逐漸下降；
到氫能市場發展中期（2030 年左右），煤制氫配合 CCS（碳捕獲）技術、工業副產物、可再生能源電解水制氫將成為有效供氫主體，同時開發生物質制氫等其他技術；在氫能市場發展遠期（2050 年左右），我國將形成以可再生能源為主體、煤制氫+CCS 與生物質制氫為補充的多元供氫格局。
氫氣與汽油成本平衡性分析
氫氣成本占加氫站氫氣售價的 70%。制約氫能推廣的一個主要原因是氫氣相比汽油等傳統能源更高的價格。加氫站銷售的氫氣價格中，包括制氫和儲運氫氣在內的氫氣成本占 70%，其中氫氣原材料的價格為50%，是最重要的一部分，因此制氫環節能否降低成本是降低氫氣售價的關鍵因素。
2L 汽油車百公里耗油為 6—8 升，按照 7.3 元/L 的汽油售價，百公里燃料費用最多為 58.4 元。以豐田Mirai 氫燃料電池汽車為例，其百公里氫耗平均水平為 1kg，意味著氫氣的售價需降到 58.4 元/kg 以下才可與汽油等同，說明氫氣成本需降到29.2 元/kg。由于氫氣接近理想氣體，根據理想氣體方程 PV=nRT 可估算出 1Kg 氫氣約為 11.19Nm3。因此氫氣的理想成本大約是 2.6 元/Nm3。
1、電解水制氫
電解水制氫是通過電能給水提供能量，破壞水分子的氫氧鍵來制取氫氣的方法。其工藝過程簡單、無污染，制取效率一般在75%—85%，每立方米氫氣電耗為 4—5 kW·h。由于電費占整個水電解制氫生產費用的 80%左右，導致其競爭力并不高。更多干貨請關注微信公眾號：氫能俱樂部。因此水電解制氫成本的關鍵在于耗能問題。由此引出兩條降成本的途徑：一是降低電解過程中的能耗，二是采用低成本電力為制氫原料。
降本路徑一：降低過程能耗，提高電解效率
目前主流的電解水制氫技術有三種類型：包括堿性電解水制氫、質子交換膜電解水(PEM)制氫和固態氧化物電解水(SOEC)制氫，其中堿性電解水制氫是最為成熟、產業化程度最廣的制氫技術，但其電解效率僅為 60-75%，國外研發的 PEM技術與 SOEC 技術均能有效提高電解效率，尤其是 PEM 技術已引入國內市場。
降本路徑二：以低成本電價為制氫原料
1.我國大工業電價低于世界平均水平，國內西北地區電價最低
與其他國家相比，我國工業電價位于中低水平。根據 2016 年統計數據，我國工業電價平均為 0.107 美 元/千瓦時，居世界第八，僅為第一名的三分之一。相對較低的電價為我國發展電解水制氫提供了有利條件。
各國工業電價
西北地區大工業電價偏低。分省份來看，波谷、波峰電價在全國排名第一的分別是河北省和安徽省，青海省無論是波峰還是波谷電價均為最低，全國波谷電價平均為 0.33 元/千瓦時，波峰電價平均為 0.90 元 /千瓦時。西南地區、西北地區的大工業用電價格普遍在全國平均線以下，對于發展電解水制氫節約能耗更為有利。
2. 西北地區棄風棄電可用于電解水制氫
我國棄風棄電問題突出，利好電解水制氫。近年來，新能源的持續快速發展已經遠遠超過電網承載能力，新能源消耗矛盾十分突出。棄風、棄水電量呈逐年增加趨勢。我國目前正大力推進可再生能源，由大量棄風、棄水產生的棄電是發展電解水制氫的有利條件。
西北地區棄風棄電量居首位。隨著我國可再生能源裝機量逐年增長，每年可再生能源棄電量驚人。2018年我國全國棄風棄電量 277 億千瓦時，其中西北地區為 166.9 億千瓦時，占全國的 60.25%，其次是華北地區（占全國 33.68%），東北地區占少量份額（全國 5.45%）。如果按照每立方氫氣耗電 5 千瓦時來計算，全國棄風電量可生產 55.4 億立方高純度氫氣。
2018 年棄風棄電量排名前三的省份分別為新疆、內蒙古和甘肅，全國平均棄風棄電率為 7%，這三個省份均超過了 10%。由于可再生資源豐富，西北省份也是電價最低的地區。
3.長期來看，低成本電力主要來自光伏和風電
雖然我國每年產生大量的棄風棄電，但由于棄風棄電產生的電壓不穩定、難以大規模推廣等原因，其終究不是解決電解水制氫成本問題的最優選擇。長期來看，光伏和風電是電解水制氫企業獲得低成本電力的主要來源。
電解水制氫成本測算
為測算電解水制氫的成本，假定制氫規模 1000 Nm3/h，年產氫 100 萬 Nm3。測算過程及假設如下表：
測算據測算，水電解制氫設備、安裝、土建及其他總投資 1410 萬元，每年用電等費用為 2700 萬元，每年成本合計 2954 萬元，對應氫氣成本 3.69 元/Nm3?，F分別計算不同制氫成本情況下，對應的用電價格，如下表所示。
測算氫氣成本與用電價格成正比關系，如果要求氫氣成本低于 2.6 元/Nm3，則用電價格要低于 0.50 元/kW·h。
2、天然氣制氫
天然氣制氫方法中甲烷水蒸氣重整最為成熟
天然氣的主要成分是甲烷（體積含量大于 85%），因此一般說的天然氣制氫就是甲烷制氫。甲烷制氫方法主要有甲烷水蒸氣制氫（SMR），甲烷部分氧化（POX）和甲烷自熱重整（ATR）。其中甲烷水蒸氣重整（SMR）是工業上最為成熟的制氫技術，約占世界制氫量的 70%，因此本文重點針對此方法進行降成本測算。
甲烷水蒸氣重整是指在催化劑存在及高溫條件下，使甲烷與水蒸氣發生反應生成合成氣。為防止催化劑中毒，原料天然氣需進行脫硫預處理至硫的質量分數小于 1×10-7，然后經過重整反應制備合成氣，再經過水煤氣變換反應將 CO 進一步轉化為氫氣和CO2，最后將 CO2 通過變壓吸附（PSA）脫除得到氫氣。
對于天然氣制氫來說，天然氣成本是占比最大的部分，約占生產成本的45~75%（IEA）。因此其降成本策略應首先關注天然氣價格。
我國天然氣資源主要分布在中西盆地。受地質條件影響，地下天然氣通常呈聚集區分布，我國天然氣探明儲量的 80 %以上分布在鄂爾多斯、四川、塔里木、柴達木和鶯—瓊五大盆地。從 2017 年天然氣產量分布數據來看，陜西、四川、新疆三個省份的天然氣產量占全國的 73%，天然氣氣源分布十分集中。
沿海地區天然氣價格偏高，西北地區價格最低。天然氣價格很大程度上受資源稟賦的影響，天然氣資源豐富的地區，價格相應偏低。非居民天然氣價格目前正在逐步市場化。2019 年 3 月 27 日，國家發改委宣布調整各省天然氣基本門站價格，經價格調整后，上海、廣東、浙江等東南沿海地區天然氣價格普遍高于平均價 1.68 元/千立方米，新疆、青海等西北地區價格則低至 1.2 元/千立方米左右。
天然氣制氫設備、安裝、土建及其他總投資 1528 萬元，每年天然氣費用為 672 萬元（占總成本的62.11%），每年成本合計 1082.4 萬元，對應氫氣成本 1.35 元/Nm3?，F分別計算不同制氫成本情況下，對應的天然氣價格：
3、煤制氫
煤氣化制氫是最常用的一種煤制氫手段
2013 年，我國超過美國成為世界第一大能源消費國，其中煤炭產量為 38.74 億噸標煤，之后幾年煤炭產量略微走低至 2017 年的 35.2 億噸，但 2018 年煤炭產量有所回升至 36.8 億噸標煤。
煤炭可以用于制備多種工業產品，其中煤制氣的產能由 2017 年的 51 億立方米/年同比增長 0.1%至2018 年的 51.05 億立方米/年。更多干貨請關注微信公眾號：氫能俱樂部。在此我們主要對煤制氫的方法和成本進行討論。煤是我國制氫的主要原料之一，可以通過多種方式制取氫氣，但目前在我國氫氣生產中占據主要地位的還是煤氣化制氫。
降成本應該從煤炭價格入手，西北部具有地區優勢
對于煤氣化制氫來說，煤炭成本占比最大，能夠占到總成本的 40%~45%，因此在制氫設備價格較為固定，流程中所需條件難以大幅度改變的基礎下，降低煤氣化制氫成本應該從降低煤炭價格入手。
我國煤炭資源較為豐富且分布廣泛，全國 32 個省市（除上海外）都有煤炭資源，但是區域分布極不均衡，主要的格局是西多東少、北富南貧。其中山西、內蒙古、陜西、新疆、貴州等五省煤炭探明儲量占全國比重達到 81%以上，且這些地區的煤質普遍較好。由 2018 年上半年全國各省分原煤產量也可以看出，內蒙古、陜西、山西三個省市產量占全國的 68%，由此可見西北部煤炭產量具有明顯優勢。
由于不同種類的煤價格有別，在這里我們主要考察各省份動力煤的價格，可以發現在煤炭儲量和產量較多的地區比如內蒙古、山西等省份，相同種類煤炭的價格也相對其他省份較低。根據中國煤炭市場網發布的截至到 2019 年 1 月的數據，全國部分省份動力煤價格如下，其中需要重點關注的是內蒙古動力煤價格僅為 360 元/噸，而混煤的價格是 170 元/噸。
煤氣化制氫成本測算
在對煤氣化制氫成本的測算中，參考中石化經濟技術研究院 2015 年對煤氣化制氫成本的分析，在中石化經濟研究院的成本分析中假定煤炭的價格是 600 元/噸，水煤漿制氫裝置為 12.4 億元，生產的氫氣規模為9 × 104m3/h。我們假定：
直接工資成本每年以 9%的速度增長
輔助材料和裝置投資等其他部分以每年 5%的速度增長
煤炭價格依舊為 600 元/噸，但是由于技術進步使得單位產量增加
雖然副產品中的二氧化碳可以注入油田來減少對其的加工處理，但是該應用由于運輸方面等問題還未得到大規模的應用。同時近幾年國家對于排放廢氣的標準越來越嚴，因此假定副產品費用不改變
通過上述測算，我們可以發現當煤炭價格為 600 元時，大規模煤氣化生產氫氣的成本為 1.1 元/Nm3。如果將制氫場所定在內蒙古，煤炭價格降低為 200 元時，制氫氣的成本可能降低為 0.34 元/Nm3。
由于目前煤炭資源幾乎全部掌握在國家手中，煤炭價格難以有大幅度的下降。并且現今煤氣化制氫的規模已經較大，在人工費用逐漸增長的情況下，未來很難通過規模效應來減少每立方米氫氣的生產成本。因此雖然目前通過測算所得的煤氣化制氫的成本較低，但未來煤氣化制氫成本的下降空間有限。
4、化工副產品制氫
氯堿制氫為主要生產方式，降本可從節能降耗方面入手
化工副產品制氫主要可以分為焦爐氣制氫、氯堿副產品制氫、丙烷脫氫和乙烷裂解等幾種方式，其中氯堿副產品制氫的由于工藝成本最為適中且所制取的氫氣純度較高等優勢，成為目前化工副產品中較為適宜的制氫方式。
氯堿制氫是以食鹽水（NaCl）為原料，采用離子膜或者石棉隔膜電解槽生產燒堿（NaOH）和氯氣，同時得到副產品氫氣的工藝方法。之后再使用 PSA 等技術去除氫氣中的雜質即可得到純度高于 99%的氫氣。
國家統計局的數據顯示，2018 年氯堿廠的產量為 2620.5 萬噸，根據氯堿平衡表，燒堿與氫氣的產量配比為 40:1，理論上 2018 年氯堿副產品制氫產生了 65.5 萬噸氫氣，即 73.8 億Nm3的氫氣。
目前氯堿工業中成本最高的部分是用電成本，使用離子膜法生產燒堿所需的電耗 2150~2200 kWh/t。上面電解水部分已經對我國電價的基本情況進行了介紹，這里就不做贅述。
丙烷脫氫和乙烷裂解副產制氫有未來潛在優勢
2013 年，丙烷開始作為化工原料被大規模使用，當年中國進口丙烷數量為 245 噸，其后進口量逐年上升至 1350 萬噸。與此同時，丙烷脫氫項目也在不斷發展。截止 2019 年 1 月，我國已經建成的丙烷脫氫項目共計生產能力 467 萬噸/年，其中山東和江蘇兩個省份處于領先位置。行業內已經公布的規劃和在建的丙烷脫氫項目共計 45 個，涉及生產能力 2605 萬噸/年。若規劃和在建的丙烷脫氫項目都已完成，預計可以副產并外售 86.8 萬噸氫能，未來發展空間巨大，丙烷脫氫副產的氫氣成為未來潛在具有優勢的燃料電池車用氫源選擇之一。
中國丙烷進口量增長迅速
乙烯是中國需求量最大的烯烴之一，是合成塑料、纖維和橡膠的基礎原料。根據中國產業信息網的信息，過去十年我國的乙烯表觀消費快速增長，從 2008 年的 1096 萬噸增長到 2017 年的 2143 萬噸，年均復合增長率為 8%。隨著乙烷裂解技術的逐漸成熟，國內企業開始布局乙烷裂解的大規模生產，預計到 2021年，乙烷裂解生產乙烯的乙烯產量將占比接近 41%，而氫氣作為乙烷裂解的副產品之一，也會隨著乙烷裂解技術的不斷進步而產量快速增長。目前我國規劃中的乙烷裂解產能達到 1460 萬噸，可以副產并外售的氫氣達到 90.4 萬噸。所以乙烷裂解副產品制氫同丙烷脫氫制氫相同，都是未來潛在最具優勢的燃料電池車用氫源選擇之一。
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蘇州競立：最早進入電解水制氫設備行業
蘇州競立制氫設備有限公司成立于 1993 年，是一家集研發、生產、銷售水電解制氫設備、氣體純化、回收設備及各種類型的氫能專業設備于一體的高新技術企業，在國內水電解制氫設備市場排名領先，并參與多個國家項目和參與制定多項國家標準。
作為國內最早一批進入水電解制氫設備行業的企業，蘇州競立成立二十多年以來，始終堅持技術創新，成為國內制氫設備頂尖技術的典型代表。公司研制的水電解制氫設備產量范圍從0.3m3/h 至 1000m3/h，其主要產品大型制氫設備（1000m3/h）主要用于電轉氣的市場需求，可有效解決棄風、棄光等問題。
在可再生能源制氫領域，蘇州競立正在承擔由某國際知名油氣企業和國內企業合作可再生能源制氫項目。蘇州競立在原有設備基礎上做了改進，使之能夠承受正常電流 20%~110%的變化，以適應可再生能源的波動性需求，目前設備已經做了一段時間的模擬測試，接下來會到風電場進行實地測試。
巨正源股份：丙烷脫氫項目具有發展潛力
公司成立于 1999 年，是廣東省廣物控股集團有限公司（廣東最大的省屬國有企業之一）的控股企業，公司的業務范圍包括成品油及化工品貿易、燃油及化工品儲罐、燃料油船運、碼頭運作業務等。
東莞巨正源科技有限公司是深圳巨正源的全資子公司，也是 120 萬噸丙烷脫氫制高性能聚丙烯項目的實施主體。近日，該項目在沙田鎮立沙島精細化工園區完成了產品分離塔吊裝儀式，標志著項目建設全面進入攻堅階段。該項目投資 105 億元，用地面積 984 畝，是廣東省重點建設項目，按計劃，該項目分為兩期建設，一期項目每年可產氫氣 2.8 萬噸，二期項目建成后可形成15~20 萬噸/年的氫氣產能，可以保障廣東省全省氫能源汽車的能源供應。
聯悅氫能：華南最大制氫企業之一
廣東聯悅氫能有限公司于 2017 年 6 月 30 日在廣東省云浮市注冊成立。公司是南中國地區較大的、專注于氫氣產品生產和銷售能源氣體公司，擁有行業先進、領先的設備和工藝，在制氫、運氫領域擁有較強的技術優勢和多年積累的豐富經驗。公司占地面積 5000 平米，每小時產能可達 1000m3，是華南地區最大的氫氣專業生產經營企業之一。目前已經在江門、贛州、郴州和云浮分別投資建設了 4 座氫氣工廠。
來源：能源電力說，軍事武器解析
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