氢能源行业专题报告：“氢”风扶摇，产业化快马扬鞭

（报告出品：广发证券）

一、双碳政策下，氢能行业具备巨大增长潜力

（一）电解水制氢为氢能来源的战略方向

氢能是一种来源丰富、绿色低碳、灵活高效、应用广泛的二次能源，正逐步成为全球 能源转型发展的重要载体之一。与传统化石能源相比，氢气具有能量密度高，资源 无限，无碳排放，可大批量运输和长期存储，以及更高的安全性等优势，是传统化石 能源的理想替代。能量密度高：氢气的燃烧热值达到1.42×105KJ/kg，是煤炭的5~6倍，汽油、天然气 的3~4倍，意味着消耗相同质量的各种燃料，氢气能够提供的能量最大，在燃料实现 轻量化方面具有重要意义。

资源无限：氢是宇宙中分布最为广泛的物质。电解水制氢以水作为原料，水在地球 上的储量达到2×10 18t，氢气释放能量时又会生成水，制氢资源取之不尽，然而传统 化石能源正在面临资源枯竭的问题。无碳排放：与传统的化石燃料不同，氢在转化为电和热时只产生水并且不排放温室 气体或细粉尘，与碳中和目标契合。安全性高：氢气虽然可燃，但是燃点超过500℃，且易扩散、爆炸下限较高，因此具 有安全性优势。应用广泛：氢能既可以用作燃料电池发电，应用于汽车、火车、船舶和航空等领域， 也可以单独作为燃料气体或化工原料进入生产（如氢能炼钢），同时还可以在天然 气管道中掺氢燃烧，应用于建筑供暖等。

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在氢能来源方面，制氢工艺主要有化石燃料制氢、电解水制氢和工业副制氢等。目 前主流的制氢工艺是煤炭和天然气重整制氢，生产成本较低，工艺成熟，但是生产 过程中会产生大量碳排放，未来化石能源制氢将逐渐被可再生能源制氢取代，形成 风光发电—电解水制氢的零碳产业链。国家《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》中提出，到2025年，可再生能源 制氢量达到10-20万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分；到2030年，形成较 为完备的清洁能源制氢及供应体系，可再生能源制氢广泛应用，有力支撑碳达峰目 标实现。双碳政策叠加国家清洁能源制氢规划，电解水制氢份额预计将快速增长。

化石能源制氢成本低，工艺成熟，目前应用最为广泛，但是化石能源属于不可再生 能源，储量有限，在制氢过程中存在碳排放问题，并且需要提纯及去除杂质，未来在 双碳政策背景下份额将会逐渐缩减。电解水制氢的原料是水和电，均为可再生能源，制氢过程不会产生碳排放。因为尚 未实现规模化应用，技术路线不成熟，所以目前成本较高。未来随着电解水制氢规 模不断扩大，制氢成本将会逐渐降低，直至与化石能源制氢平价。化学过程副产氢是利用焦炉煤气等工业副产品进一步加工制氢，碳排放相对较低，但是随着未来氢能需求爆发，工业副产氢产量不高且分散，无法作为大规模集中化 的氢能供应源，只能作为主要制氢路线的补充。

（二）当前碱性电解商业化最成熟，PEM 电解潜力更大

电解水制氢是利用电流将水分子分解为氢气和氧气的过程。电解水制氢根据电解质 的不同，可以分为碱性水电解（AWE/ALK）、质子交换膜电解(PEM)、固体氧化物 电解(SOEC)、碱性阴离子交换膜电解(AEM)四种。其中SOEC和AEM都还处于研发 阶段，碱性水电解目前商业化最成熟，PEM处于商业化初期。碱性电解水制氢是指用碱性溶液作为电解质进行电解水制氢的过程。基本原理是在 一定的电压和温度下，水分子在阴极一侧得到电子发生析氢还原反应，生成氢气和 氢氧根离子，氢氧根离子穿过物理隔膜到达阳极，在阳极一侧发生析氧氧化反应， 生成氧气和水。隔膜可以防止氢气和氧气混合，但是可以让电解液进入电解槽另一 侧发生反应。

碱性电解槽主体是由数十或上百个电解小室组成的，每个电解小室由隔膜、电极、 垫片、双极板组成，由螺杆和端板将一个个电解小室压在一起形成电解槽主体。碱性电解槽隔膜的作用是防止氢气和氧气混合，需要耐高浓度碱液腐蚀，目前主流的碱性电解槽隔膜使用聚苯硫醚PPS隔膜，高性能隔膜采用PPS涂覆无机层的复合 膜。碱性电解槽的电极是电化学反应发生的场所，是决定制氢效率的关键。国内的 大型碱性电解槽通常使用镍基电极，比如纯镍网、泡沫镍，以及纯镍网或泡沫镍为 基底喷涂高活性催化剂的材料。双极板的作用是支撑电极和隔膜以及导电，国内通 常使用铸铁金属板、镍板或不锈钢金属板。

电解水制氢的工艺分为氢气制备，氢气纯化和氢气储存三大步骤。因为增加了碱液 循环系统，碱性电解水制氢系统相对复杂，主要包括电解槽、压力调节阀、碱液过滤 器、碱液循环泵、碱液制备及贮存装置、氢气纯化、干燥、压缩等模块。在电解槽中 发生反应后，氢气与碱液混合物经过气水分离器，将气体与溶液分离，碱液循环回 到电解槽，氢气进入纯化系统提纯干燥后进行收集。

PEM技术使用质子交换膜作为固态电解质，代替了碱性电解槽使用的隔膜和液态电 解质，并使用纯水作为电解制氢的原料，避免了碱性电解水制氢的碱液污染和腐蚀 问题。PEM电解的基本原理是在电流作用下，水分子在阳极一侧失去电子，生成氧气和质子，其中电子通过外电路转至阴极，质子穿过质子交换膜转至阴极，得到电 子生成氢气。

一个PEM电解槽根据不同的功率包含数十甚至上百个电解池，每个电解池由5部分组 成，由内向外分别是质子交换膜，阴极/阳极催化剂，气体扩散层和双极板。质子交换膜是PEM电解槽的核心结构，起到质子交换通道和隔绝氢气与氧气的作用， 质子交换膜的厚度大约为150-200微米，目前使用的质子交换膜大多采用全氟磺酸基 聚合物作为主要材料。催化剂涂层也是PEM电解槽的重要结构，由于PEM电解槽内的强酸环境，为了避免 腐蚀要用到贵金属材料催化剂。阴极催化剂一般使用以碳为载体的铂碳催化剂；阳 极对于催化剂的材料要求更加严格，因为阳极需要承受高电位，富氧环境和强酸环 境，一般使用氧化铱作为阳极催化剂 气体扩散层的作用是气体和液体在双极板和催化剂层之间的传输以及提供有效的电 子传导。由于阳极的高腐蚀性，通常阳极气体扩散层采用钛基材料，并且为了防止 钛基材料长时间使用后钝化，形成高电阻氧化层，还需要再涂抹一层金属铱或金属 铂作为保护层。阴极电位较低，通常采用碳纸或钛毡作为扩散层材料。两侧双极板是支撑部件，也起到汇流氢气和氧气以及传导电子的作用，常用材料为 钛基材料加含铂涂层。

PEM电解系统相对碱性水电解系统比较简单，在阳极（氧气）一侧，通常需要用到 循环泵、热交换器、压力控制器和监测器。在阴极（氢气）一侧，需要用到气体分离 器、除氧组件、气体干燥器以及气体压缩机。

SOEC（高温固体氧化物电解）的特点是在高温环境下用电能和热能进行电解水制氢。相比于常温制氢，SOEC的能量转化效率更高。SOEC从技术上可以分为质子传导型 SOEC和氧离子传导型SOEC。质子传导型SOEC的基本原理是设备运行时，高温水 蒸气从阳极（氧气）进行供给，水分子在阳极发生氧化反应，失去电子生成氧气和质 子。质子通过质子传到电解质到达阴极和电子发生还原反应生成氢气。氧离子传导型SOEC的基本原理是从阴极（氢气）供给高温水蒸气，水分子得到电子 生成氢气和氧离子，氧离子通过电解质到达阳极，发生氧化形成氧气。由于质子传 导型SOEC在材料选择上有很多障碍，目前的发展进度远远不及氧离子传导型SOEC， 市场上的商业化尝试也主要集中在氧离子传导型SOEC。

SOEC电解池的主要结构是阴极、阳极、和电解质。多个电解池组装在一起形成电解 电堆，多个电堆和气体处理系统、气体输送系统组成了SOEC电解模块，最终多个电 解模块和配电设备、其他辅助设备共同组成了完整的SOEC电解系统。SOEC电解质材料通常采用导电陶瓷材料，通常使用钇稳定的氧化锆（YSZ）和钪稳 定的氧化锆（ScSZ）。阴极需要与高温水蒸气直接接触，需要在高温高湿下具备稳 定的化学性，并且与电解质材料具有类似的热膨胀属性，通常采用金属陶瓷复合材 料，镍（Ni）和YSZ制造的金属陶瓷复合材料是目前最常用的阴极材料。使用钙钛矿 氧化物制备的导电陶瓷材料是目前最常用的阳极材料，最具代表性的是掺杂锶的锰 酸镧（LSM）。

SOEC的工艺流程简单，氢气一侧使用蒸发装置将液态水转化成水蒸气，再用加热装 置将其转化成高温水蒸气进入电解槽反应。产生的氢气经过气水分离器进行收集， 氧气进行排空或收集。

碱性电解槽目前基本实现国产化，生产成本低，生产规模大，商业化成熟，是性价 比最高的电解水制氢路线。碱性电解槽投入成本低：据车百智库，国产电解槽的价 格约为2000-3000元/kW，进口电解槽的价格为6000-8000元/kW,而PEM电解槽的价 格达到7000-12000元/kW。目前国产碱性电解槽单槽产能已经达到1000Nm3/h，而 国产PEM电解槽最大制氢规模仅为200Nm3/h，碱性电解槽的规模化应用使得整体 制氢成本远低于PEM电解。PEM电解具有转化效率高，体积小，能耗低，启停快，气体纯度高等众多优势，并 且适用于波动性较大的可再生发电系统。PEM电解转化效率高达70-90%，而碱性电 解水转化效率仅为60-75%。PEM的电流密度低，制氢能耗小,并且使用固体电解质，电解槽结构紧密、占地面积小。PEM电解制氢能够适应光伏发电和风力发电系统的 波动性电源，更加符合未来能源结构转型的方向。

SOEC技术路线目前还未商业化。SOEC需要在600-1000℃的高温下运行，可以提供 更高的能源转换效率。当SOEC电解设备在高温下工作时，可以有效减少对电能的需 求，并提升对低品质能源废热的需求，并且可采用非贵金属催化剂，未来当可再生 能源或先进核能供应充足时，SOEC可以成为大规模制氢的技术路线之一。贵金属成本高、制氢规模小、技术垄断等问题限制了PEM电解的大规模商业化。PEM 电解系统稀有金属占PEM电解系统整体成本的近10%，其高成本和供应链的局限性 成为了目前推广PEM电解技术的主要瓶颈。目前PEM电解技术的单台装置制氢规模 显著低于碱性电解。此外，目前PEM电解槽的质子交换膜技术仍然被国外厂商垄断， 国产替代还需要进一步突破。

（三）电解槽是电解水制氢的核心设备，价值量占比超过 50%

电解槽是电解水制氢的核心设备,价值量占比超过50%。电解水制氢设备主要由电气设备，电解槽，气液分化提纯系统和其他辅助设备组成。据Oxfordenergy计算，电解 槽在碱性水电解制氢系统中的价值量占比为50%，在PEM制氢系统中的价值量占比 为60%，这主要是因为PEM电解槽使用了铂、铱等贵金属催化剂。

根据Oxfordenergy数据，随着电解槽制氢能力提高，电解槽设备的价值量占比提升。当碱性电解槽的功率从1MW提升到10MW时，电解槽设备价值量占比将会从50%提 升到61%。因此，随着未来电解水制氢规模化发展，电解槽设备的价值量占比预计 将有进一步的提高。

（四）风光绿电持续发展下，电解制氢成本将持续降低

目前我国制氢的主流方法为煤制氢和天然气制氢，制氢成本在10元/kg左右。煤制氢 和天然气制氢均基于传统能源体系，工业化应用较为成熟。据王明华《新能源电解 水制氢技术经济性分析》，以90000Nm3 /h的独立制氢装置为测算基准，在500元/吨 的煤价和2.0元/Nm3的天然气价格下，煤制氢成本为10.18元/kg，天然气制氢价格为 10.9元/kg。然而，在生产1kg氢气的过程中，煤制氢和天然气制氢预计将分别产生 22kg和11kg的二氧化碳，碳排放处于较高水平，环保绿色性较差。在煤价为450元/吨时，煤炭费用预计占制氢成本的37%；在天然气价格为2.5元/Nm3时，天然气费用 占制氢成本比约为73%。

电耗成本为碱性水电解和PEM电解最主要成本，占比在65%以上。0.3元/KWh电价 下预计碱性水、PEM电解制氢成本在20~25元/kg。根据冯云等《分布式制氢技术进 展及成本分析》，给定以下假设：（1）碱性水电解装置为2.5MW分布式装置，产氢 能力500m3 /h，设备成本600万元左右，电耗5.2KWh/m3氢气；（2）PEM电解装置 为2.5MW分布式，产氢能力500m3 /h，设备成本3000万元以上，电耗4.8KWh/m3氢 气。则在0.3元/KWh电价下，碱性水电解和PEM电解制氢成本分别为20.84元/kg和 23.91元/kg，电费分别占到两者84%和69%的成本，为最主要支出。电解水制氢成本对电价高度敏感。在以上假设下，当电价降至0.2元/KWh时，碱性水电解的成本可降至15.02元/kg，而若电价升至0.5元/KWh（工商业电价的基准），碱 性水电解制氢成本则高达32.49元/kg，PEM电解制氢成本达到34.70元/kg。2022年以来电解槽产品迭代加速，有望驱动未来电耗成本持续下降。2023年2月， 隆基氢能发布新一代碱性水电解槽产品ALK Hi1系列，在2500A/㎡的电流密度下直 流满载电耗可低至4.0kwh/Nm³。据隆基测算，制氢直流电耗每降低0.1kwh/Nm³，根 据系统利用小时数的不同，可以使制氢LCOH降低1.8%-2.2%。电解设备的快速迭代 有望驱动电耗成本和综合制氢成本的持续降低。

风光发电技术持续发展带来度电成本持续降低，弃风弃光创造电解制氢潜在机遇。（1）在风电、光伏发电技术的快速迭代下，全球平准化风光LCOE快速下降。据 Lazard，至2023年4月全球陆上风电、光伏的最低LCOE均达到24美元/MWh，对应 约0.17人民币元/KWh，延续近年来的下降态势。据前文所分析电解水制氢的成本结构，当风光电价低于0.15元/KWh时，电解绿氢的经济性、可应用性将明显增强；（2） 我国风光资源地理分配不均，三北、西南等地区风光、水力资源丰富，可再生能源大 基地的建设将强化风电耦合的需求。从大基地视角看，电解氢可作为就近平抑功率 波动的措施，作为能源储存、跨时消纳的可选项；从电网侧视角看，电解氢是能源大 范围、跨时空消纳，实现高比例供电负荷平衡的手段。远期来说，电制氢可承担新能 源电源配套调节的功能，充分发挥发电、电网、用能三方的全网络供需平衡作用。

未来10到30年绿氢降本路径清晰，平价发展可期，有望在2030年左右具备经济性。从电解制氢成本结构看，未来降本加速的核心动力源自于：（1）设备与产业链规模 化和技术发展下，设备、材料与工程费用的降本；（2）设备升级与技术发展下，带 来电解装置利用效率和电解能力的提升，包括电解电耗的下降。根据基本热力学方 差，理论上单位体积电解水制氢电耗在2.95 kWh/Nm3，而目前电解系统直流电耗多 在4.8kWh/Nm3以上；（3）风光发电技术迭代下，用电端电价的降低。据Hemado，在技术进步、产业规模化和可再生能源发电侧的共同驱动下，2030年全 球部分地区的电解绿氢成本有望达到1.5美元/kg左右，此时制氢成本在10元/kg以内， 相较煤炭、天然气的主流制氢方式已经具备经济性。在政策规划上，美国在可再生 能源政策中提出2030年将绿氢成本降至1美元/kg的目标（据Recharge）。我们预计 电解绿氢与传统燃料制氢的经济性交点有望在2030年左右出现。

二、制氢电解槽：千亿市场冉冉兴起，创造多元机遇

（一）行业背景：绿氢产量持续增长，市场需求景气高增

全球2030年氢气需求量有望超过11500万吨。据IEA数据，2021年全球氢气需求量约 为9423万吨，较2020年的8933万吨增长约5.5%。以政策规划为基础，IEA预计2030 年全球氢气需求量将达到11500万吨，2021-2030年间全球氢气需求量CAGR约为 +2.2%，预计氢气在炼油、工业、运输、建筑和其他领域的需求量将稳健增长。我国2022年氢气产量约为3781万吨，同比+14.6%。根据中国煤炭工业协会、毕马威、 国际商报数据，我国氢气产量自2021年的3300万吨增至2022年的3781万吨，近年增 速高于全球。根据2021年氢气产量估算，我国氢气产量约为全球需求量的35.0%， 稳居全球第一大产氢国家。由于氢能在燃料、原料、储能几个方面作为替代能源而 具备的低碳绿色潜力，在我国30碳达峰、60碳中和的基本需求下，化工、钢铁、重 型交通、电力储能等领域的可扩展性，将驱动我国氢气需求和产量的持续增长。根 据落基山研究所和中国氢能联盟研究院，在碳中和情形下，我国2060年氢能需求将 较2020年增长2-3倍，达到1-1.3亿吨/年，氢能未来增长空间较为广阔。

目前氢气制取中电解绿氢占比不足1%，未来有望快速提升。据IEA统计，2021年全 球氢气生产主要方式仍为化石能源，水电解仅占0.04%，我国也仅为不到1%的水平。在碳中和已成全球共识的背景下，电解制取的可再生氢成为各国深度脱碳实现清洁 能源转型的重要载体。欧洲提出2030年实现可再生氢2000万吨目标，电解槽装机规 模达到200GW。整体来看，2030年左右为政策目标的加速期。

预计2030年全球电解氢占比有望达到12.2%。基于各国的政策目标，IEA估计到2030 年电解制氢、化石能源+碳捕获两类绿氢制取的氢气量将分别达到1400万吨和1000 万吨。结合IEA估计的2030年全球氢气需求量，电解制氢占比将达到12.2%。考虑到 我国电解氢产业链发展速度明显高于全球平均水平，我们预计我国至2030年电解氢 在氢产量中的占比有望达到15%。

（二）空间测算：电解槽出货有望开启高增长，打开千亿市场

2022年以来我国制氢端发展明显提速，23Q1电解槽招标开工量超22全年出货。随着 2021-2022年我国大量新能源风光氢一体化基地的建设，风光发电侧的快速落地为 制氢端的兴起创造了基本条件。2022年以来，我国氢能产业链制氢端进入快速发展 期。在GGII统计中，2021-2022年我国水制氢电解槽出货量分别为350MW、722MW， 而根据国际氢能网汇总，以2023年一季度制氢项目的招标和开工情况核算，13个项 目对应的电解槽出货量将达到835MW，已经超过2022年全年水平（其中碱性电解槽 785MW，占比94%）。据BNEF数据，2023年中国电解槽出货量有望达到1.4~2.1GW， 占当年全球出货量的60%以上。政策端支持与可再生能源大基地的建设是制氢端景气度提升的基本保证。据我们整 理与分析，仅新疆、宁夏、青海、甘肃四省提出的2025年可再生氢生产目标就达到 42万吨；内蒙古于2023年1月发布实施“兴安盟京能煤化工可再生能源绿氢替代示范 项目”等15个风光制氢一体化项目的通知，合计绿氢制备能力28.2万吨。氢能全产 业链发展尤其是绿氢制备能力成为各省双碳政策推行深化的共识之一。

据我们测算，全球2030年新增电解槽装机规模有望达80.6GW。根据以下逻辑测算 全球可再生氢电解槽市场空间：（1）估算全球未来氢气产量。参考IEA预测，2030 年全球氢气产量有望达11574万吨；（2）估算可再生绿氢产量。参考IEA预测的2030 年1400万吨电解氢产量，我们认为2030年全球电解绿氢的产量占比有望达到12.5%；（3）以电解槽性能指标估算全球年度新增电解槽装机规模。参考主流厂商核心产品 参数，假设2021年电解槽平均直流电耗4.7kwh/m³，能量转化效率74%，年工作时间 3000h，并假设随着技术进步，直流电耗进一步降低，转化效率和年工作时间持续提 升，即可估算得到全球电解槽累计和新增装机规模。据我们测算，2030年全球累计 和新增电解槽装机规模有望达246.6GW和80.6GW。

2030年全球ALK、PEM、SOEC三类主流电解槽的新增市场空间有望分别达到685 亿元、1547亿元、387亿元，对应2021-2030年间合计市场规模7965亿元。我们对三 种主流电解槽技术路线市场空间的测算过程如下：

（1）ALK是目前最为成熟的技术，预计将在2022-2030年间保持装机主力地位。据 IEA统计，2021年ALK、PEM技术占比分别为70%和25%。在2022年我国以碱性槽 为主的企业生产与出货快速放量下，我们预计2022年ALK全球占比提升至80%。在 2023年后，随着PEM技术的成熟，我们预测ALK占比将持续下降至2030年的50%。价格方面，参照国内企业定价并设置一定上浮（全球均价高于国内），我们假设2021 年ALK电解槽单位KW价格2150元，在2021-2030年间下降21%至1700元。

（2）受益于技术端优势，我们预计PEM电解槽占比将稳步提升，设备持续降本。PEM电解槽具有高动态响应能力、高转化效率和低电耗的优势，降本空间较ALK更为充足。参考IEA预测，我们认为PEM占比有望从2022年的8%提升至2030年的40%。价格方面，参考高工氢电数据，我们假设2021年PEM电解槽单价8800元/KW，预计 至2030年将下降45%至4800元/KW，估算得到PEM电解槽市场空间。

（3）SOEC正在研发成果落地的关键阶段，产业化前景良好。受制于高温环境下的 电堆衰减、系统构建等技术难点，SOEC长期处于实验室验证示范和小批量测试阶段， 但该技术在2023年发展明显提速：据艾邦氢能源技术网和国际氢能网，丹麦托普索 全球工业化规模SOEC工厂2023年开工，设计产能500MW。同时，上海翌晶在2023 年4月下线国内首条SOEC电堆自动化产线，年产能达到100MW。在SOEC更高的电 解效率优势，以及国内外快速的产业化拓展下，我们预计SOEC电解占比有望在2025 年达到2%，在2030年达到8%。由于尚处产业化落地初级阶段，我们预测2023-2030 年间SOEC电解槽将有较大的设备降本空间，价格降幅有望达到50%。

（三）市场格局：参与企业多元，内资话语权快速提升

从2022年出货量口径看，考克利尔竞立、派瑞、隆基三家份额合计超73%。GGII统 计在2022年我国722MW电解槽出货量中，考克利尔竞立排名第一，约占32%左右；派瑞氢能（中船718所）、隆基氢能（隆基绿能）位居二、三位，前三家出货合计份 额达到73%以上。以GGII数据为基础，我们梳理2022年国内出货TOP10企业的年末 预计产能：考克利尔竞立、派瑞、隆基、天津大陆均达到GW级产能，同属第一梯队；中电丰业、华易氢元、国富氢能三家厂商产能规模在500MW，位列第二梯队；凯豪 达、瀚氢源、赛克赛斯预计不超过300MW。我们重点介绍四家GW级产能企业：

考克利尔竞立：比利时John Cockerill集团承接苏州竞立后成立。2017年研制出全球 首台1000Nm³/h碱性电解水制氢设备；2021年先后下线国际首台套1200Nm³/h和 1300Nm³/h电解水制氢设备；2022年考克利尔竞立加速碱性电解槽工艺升级，推动 二对一、四对一模块化系统应用至宝丰能源、中石化新疆库车等项目。

派瑞氢能：中船718所旗下企业，2022北京冬奥会绿氢制氢装置唯一供应商，同时拥 有碱性ALK和PEM电解槽产能。2022年派瑞研发并发布全球首台套单体产氢量 2000Nm³/h水电解制氢装备。隆基氢能：隆基绿能子公司，主要业务涵盖电解水制氢设备制造、可再生能源制氢 系统解决方案，主打产品为LA-1000碱性水电解槽。2023年2月14日发布全新一代碱 性电解水制氢设备ALK Hi1和ALK Hi1 plus，满载直流电耗低至4.3kWh/Nm³。天津大陆：长期从事制氢设备和气体纯化设备开发制造，可生产0.1Nm³/h～ 1000Nm³/h的电解水制氢设备和2Nm³/h～1000Nm³/h的气体纯化设备。公司主要产 品还有氧气纯化装置、氮气纯化装置变压吸附制氢装置、变压吸附制氧装置、变压 吸附制氮装置、甲醇裂解制氢装置以及纯水装置等。

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