（报告出品方/作者：华鑫证券，黎江涛，潘子扬）

1、战略意义突出，氢能将成重要终端能源

现阶段，全球气候变化、环境污染、资源紧缺等问题日益凸显，碳中和成为全球范围 重要议题。氢能作为清洁能源，正逐步替代石油、煤炭等化石燃料，成为全球能源重要载 体。 氢能具多点特性，在碳中和背景下，战略意义突出。1）来源多样：作为一种二次能源， 氢能可以通过化石能源重整、生物质热裂解、微生物发酵、工业副产气、电解水等方式制 取；2）清洁低碳：氢能转化为电与热时产物为水，且不排放温室气体或细粉尘，生产的水 还可继续制氢，循环使用，真正实现低碳甚至零碳排放；3）灵活高效：氢热值高，是同质 量焦炭、汽油等化石燃料的 3-4 倍；4）应用场景丰富：可作为燃料电池发电，用于汽车、 航空等交通领域，亦可作为燃料气体或化工原料投入生产，此外，可以作为储能介质平抑 可再生能源波动。

氢能占全球能源比重将大幅提升。目前，由于制取及储运成本高等因素，氢能在全球 能源占比仅 0.1%。随全球能源转型进程加速，氢能将在全球能源结构中占据重要地位，多 家国际能源研究机构对 2050 年氢能需求占全球能源比重做出预测，预测结果均在 12%以上， 氢能委员会、彭博新能源财经预测结果高达 22%，相较目前 0.1%的水平大幅提升。

由于氢能在碳中和议题下具重大战略意义，全球主要经济体均针对氢能制定了国家层 面的发展战略。日本规划 2030 年制氢成本降至 30 日元/Nm³，氢气供应量达 300 万吨/年， 2050 年成本进一步降至 20 日元/Nm³，氢气供应量提升至 2000 万吨/年；美国则规划在 2026-2029 年将电解水制氢成本降低至 2 美元/kg，基本实现与灰氢平价，至 2030 年成本进 一步降至 1 美元/kg，清洁氢产能达到 1000 万吨/年，此外，美国通过 IRA 对制氢税收进行 抵免；欧洲规划 2025-2030 年安装至少 40GW 可再生氢能电解槽，生产 1000 万吨可再生氢 能，并通过碳关税支持氢能发展。

2、氢能崛起，制氢先行

制氢处于氢能产业链上游，主流制氢方式包括化石燃料制氢、工业副产氢、电解水制 氢等。根据氢能制备过程中碳排放程度，可将制氢划分为灰氢、蓝氢、绿氢，化石燃料制 氢及工业副产氢碳排放较高，均为灰氢；在灰氢基础上应用碳捕捉、碳封存等技术防止碳 排放至大气，可大幅降低碳排放，通过此方式制得氢气为蓝氢；通过可再生能源电解水制 氢过程无碳排放，产生“零碳氢气”，即绿氢。 氢气制备完成后，将通过高压或液态等方式存储、运输，并进一步通过加氢站等方式 传递至下游，氢储运处于产业链中游。最终，氢气可用于交通、工业、发电、建筑等下游 领域，实现对传统能源的替代。在氢能大规模应用前夕，制氢设备将逐步放量，率先受益。

化石燃料制氢主要包括煤制氢与天然气制氢两种方式，此方式技术成熟，成本较低， 为目前全球主流制氢手段，但煤与天然气储量有限，且制氢过程碳排放较高，未来应用比 例将逐步降低；工业副产主要通过焦炉气或氯碱制氢，由于使用工业副产物，此种方式成 本亦较低，但制氢场所需与化工厂配套建设，建设地点相对受限，且制氢过程存在污染； 电解水制氢将水分解为氧气及氢气，全过程没有温室气体排放，且制成氢气纯度高，是未 来主要发展方向，但现阶段成本较高，为限制其发展主要因素。化石燃料为制氢主要方式，电解水制氢占比极低。目前，全球与中国主要制氢方式均 为化石燃料制氢，在全球与中国占比分别为 79%、81%，其次为工业副产氢，全球与中国占 比分别 21%、18%。电解水制氢目前应用较少，在中国占比仅 1%。

展望未来，风光等清洁能源发电成本将持续降低，占比持续提升，带动电价下行。此 外，电解水设备技术快速迭代，带动成本下降、效率提升。在此背景下，电解水制氢成本 有望持续降低，提升绿氢经济性，带动绿氢占比提升。绿氢有望受益于氢能占能源比重提 升、绿氢占氢能比重提升双重逻辑，迎来高速增长。电解水设备受益于绿氢高增速，有望 迎来需求爆发。下文中，我们将围绕电解水设备经济性、需求、供给等因素，探讨产业未 来演进方向，并进一步做出投资判断。

2.1、技术路径：碱性电解槽发展成熟，PEM徐徐图之

电解水制氢主流技术包括碱性电解、质子交换膜（PEM）电解与固体氧化物（SOEC）电 解，其中，碱性电解已大规模应用，PEM 电解则处于小规模应用阶段，SOEC 电解尚处实验 室阶段，未商业化，因此在本章节中，我们将重点讨论碱性电解槽与 PEM 电解槽技术。 碱性电解技术成熟，单台装置规模可达 1000Nm³/h 以上，系统寿命长，成本较低，易于 实现大规模应用，是目前主流电解技术。PEM 电解相较碱性电解，处于相对早期阶段，成本 较高，但其电流密度高、系统转化效率高、能耗低、体积能量密度高、响应速度快、与不 稳定电源适配性更强，综合性能更具优势，且未来降本空间更大，渗透率有望逐步提升。

碱性电解槽在 20 世纪中期便实现商业化，其工作原理为：在电流作用下，水通过电化 学反应分解为氢气和氧气，并在电解池的阴极和阳极析出。水是弱电解质，需增强其导电 能力，因此通常在水中加入 NaOH、KOH 等碱类物质形成碱性电解质。此外，隔膜为碱性电 解槽重要组成，早期，碱性电解槽以石棉作为隔膜材料，但其在碱性电解液中具溶胀性， 且石棉对人体有害，现以逐步被耐热性能优异、机械强度高、电性能优良的聚苯硫醚（PPS） 替代。 PEM 电解槽与 PEM 燃料电池结构类似，主要结构为质子交换膜、阴极/阳极催化层、气 体扩散层及双极板。PEM 电解过程中，水在阳极催化分解为氧气和 H+ ，H+穿过电解质隔膜 到达阴极，并在阴极得电子生成氢气。

根据 IRENA，在碱性电解槽与 PEM 电解槽中，电解电堆组件成本占比均为 45%，电源、 去离子水循环、氢气处理、冷却等辅机占比为 55%。在碱性电解槽中，膜片/电极组件为电 堆组件核心成本，占比达 57%，其中又以制备成本为主，双极板成本占比较低。在 PEM 电解 槽中，双极板与膜电极为电堆组件核心成本，双极板成本占比高达 53%，膜电极则为 24%， 在膜电极中，全氟磺酸膜以及 Ir、Pt 等贵金属为核心成本来源。 碱性电解槽与 PEM 电解槽成本构成核心差异在于，PEM 电解槽双极板成本占比远高于碱 性电解槽，这主要是由于碱性电解槽双极板设计及制造简单，材料便宜（镀镍钢）。此外， 全氟磺酸膜及 Ir、Pt 等新材料/贵金属在 PEM 膜电极中成本占比高，碱性电解槽膜/电极核 心成本为制备成本。

展望未来，电解水制氢设备仍有较大降本空间。碱性电解槽而言，目前所用 PPS 隔膜 以进口为主，国产化可助力成本下降；PEM 电解槽而言，核心材料质子交换膜、气体扩散层 等均依赖进口，国产产品尚存差距，国内企业正加速追赶，国产化将带来较高降价空间。 此外，PEM 膜电极使用较多 Pt、Ir 等贵金属，降低贵金属用量亦有助于成本下行。 除设备降本外，提升电解水设备转化效率、提升设备利用率、降低电费等均为提升电 解水制氢经济性重要因素。下一章节中，我们将围绕电解水制氢经济性进行探讨。

2.2、经济性：低电价地区将率先平价

对于电解水制氢是否具备经济性进行判断，首先需要建立合适参考系，我们认为，主 要参考系应为：1）氢气售价；2）灰氢、蓝氢等其他方式制氢成本。 1） 氢气价格。氢气价格相对稳定，目前为 3.11 元/m³，对应约 34.6 元/kg。2020 年，氢气价格一度 高达 4.5 元/m³，后降低至 2.5 元/m³水平，现在 3.11 元/m³左右保持稳定。

2） 灰氢、蓝氢等。灰氢主要包括天然气制氢、煤制氢、工业副产氢等，其中，天然气制氢与煤制氢成本 与天然气、煤炭价格关联度较高，在不同原料价格下，二者分别在 7.5-24.3 元/kg、6.77- 12.14 元/kg 波动。以 4 元/Nm³天然气价格、1000 元/吨煤炭价格计量，天然气制氢与煤制 氢成本分别为 20 元/kg、12 元/kg。 工业副产氢主要包括轻烃利用副产氢、氯碱副产氢、焦炉煤气副产氢、合成氨合成甲 醇副产氢等，根据车百智库，四者制氢成本分别为 1.25-1.8、1.2-1.8、0.83-1.33、1.3-2 元/Nm³，对应约 13.9-20、13.3-20、9.2-14.8、14.5-22.2 元/kg。 此外，根据 IEA，结合 CCUS 的煤制氢所得蓝氢，将增加约 1.1 元/Nm³，即约 12.2 元 /kg 成本，结合 1000 元/吨煤炭价格，煤制氢+CCUS 制氢成本约为 24.2 元/kg。

由于电解槽制氢可用于不同场景，若制氢后就地使用，则其成本应与氢气售价对比， 即低于 34.6 元/kg 即可实现经济性；若需经过储运，异地使用，则需与其他制氢方式成本 进行对比，最低成本为焦炉煤气副产氢的 9.2 元/kg，若低于该成本则可完全实现经济性； 各灰氢成本中位数在 15 元/kg 左右，若低于此价格可在大部分场景实现经济性；蓝氢成本 约为 24.2 元/kg，低于此价格可率先替代蓝氢。

我们对碱性电解槽及 PEM 电解槽全生命周期制氢成本进行测算，以与灰氢、蓝氢成本 对比，判断其经济性。测算基于以下假设：1）电解设备功率为 1000kW；2）年工作时长 3000 小时，使用寿命 15 年；3）电费为 0.4 元/kWh；4）年运维费用为 9 万元；5）贴现率 为 6%；6）碱性电解设备价格为 1500 元/kW，耗电量为 4.7kWh/Nm³，场地建设费用为 40 万 元；7）PEM 电解设备价格为 5000 元/kW，耗电量为 4.8kWh/Nm³，场地建设费用为 30 万元。 基于以上假设，计算得出碱性电解全生命周期制氢成本为 25.79 元/kg，PEM 电解为 32.57 元/kg。碱性与 PEM 电解相较氢气售价已具备经济性，且碱性电解与蓝氢成本相近，但相较灰氢尚不具备经济性。

设备成本与电价为电解水制氢成本的关键变量，我们对其进行敏感度测算，得出结论： 1）电解水制氢成本对设备价格敏感度较低，以碱性电解槽为例，在 0.4 元/kWh 电价下，当 设备价格由 1500 元/kW 降低至 500 元/kW，制氢成本仅由 25.79 元/kg 降低至 24 元/kg，降 幅仅 6.9%，与设备价格 67%的降幅差距极大；2）电解水制氢成本对电价敏感度相对较高， 在 1500 元/kW 设备价格下，当电价由 0.4 元/kWh 降低至 0.1 元/kWh，制氢成本由 25.79 元 /kg 大幅降低至 10.11 元/kg；3）当电价低于 0.35 元/kWh，碱性电解相较蓝氢具备经济性， 当电价低于 0.2 元/kWh，碱性电解成本低于大部分灰氢成本，当电价低于 0.1 元/kWh，碱 性电解基本可完全实现经济性。

由于各地区、各时段电价存在差异，因此无法对电解水制氢经济性进行直接判断。综 合而言，碱性电解制氢在部分场景已可实现经济性。例如，购电侧，广东、江苏等多地谷 时电价低至 0.3 元/kWh 以下；上网侧，部分地区及机组在极端条件下报出零电价甚至负电 价。由于电费为电解水制氢最主要成本，其对电费敏感度极高，若能够合理利用电价波动 性，在特定场景下，电解水制氢已可获得较高盈利空间。

2.3、需求：氢能重要性凸显，需求将逐步放量

2020 年，全球氢能用量约 9000 万吨，炼油、氨、甲醇、钢铁为四大最主要应用场景。 其中，炼油为氢最大消费来源，2020 年用氢量约 3700 万吨，主要用氢降低柴油硫含量，并 将重质渣油升级为价值更高的石油产品；制氨为第二大应用场景，用氢量约 3300 万吨，其 中 70%用作生产肥料的重要前体物；甲醇 2020 年用氢量约 1300 万吨，用于生产化学甲醛及 塑料、涂料等；此外，每年有近 500 万吨氢在钢铁生产中直接还原铁，目前，化石燃料以 焦炭形式在炼钢过程中用作还原剂，并用于炼钢及炼铁过程中各热密集阶段，这些未来将 被低碳氢逐步取代。 未来，随绿氢生产成本、储运氢成本逐渐降低，氢能性价比将提升，未来将被用于储 能、燃料电池等更多应用场景。

在碳中和大目标引领、各国家政策支持下，氢能源需求迎来快速增长，电解槽项目招 标随之大幅增长。我们对中国电解水制氢项目进行不完全统计，处于招标至投运阶段的项 目达 37 个，其中 25 个项目公布电解水设备规模，已公布规模的项目合计功率需求达 2.4GW， 而 2022 年全球电解槽设备出货仅 1GW，高增趋势明确。

预计 2025 年全球电解水设备新增市场规模达 167 亿元，22-25 年 CAGR 达 106%，2050 年累计市场规模近 1.5 万亿。测算基于以下假设：1）基于氢能作为清洁能源，应用占比将 逐步提升，我们预计 2022-2030 年，氢气需求将以 1000 万吨/年的增速增长，2030 年达到 1.5 亿吨，2050 年达到 5 亿吨；2）2022 年电解水制氢占比约为 0.15%，2023 年增长至 0.3%，后逐步提升至 2025 年 1.5%，2030 年 12%，2050 年 70%；3）电解水制氢平均耗电量 由 2022 年 4.8kWh/标方逐步降低至 2025 年 4.5kWh/标方，2030 年 4kWh/标方，2050 年进一 步降低至 3.8kWh/标方；4）电解槽年利用小时数由 2022 年 3000h 逐步提升，2025 年提升 至 3500h，2030、2050 年分别为 4000h、5000h；5）碱性电解槽占据目前主要市场，2050 年碱性电解槽与 PEM 电解槽占比各半；6）2050 年，碱性电解槽与 PEM 电解槽单价均降低至 500 元/kW。

2.4、供给：多方势力布局，抢占市场先机

全球电解水设备供给以中国为主，中国市场集中度较高。根据氢能观察，2022 年全球 电解槽市场出货量约 1GW，国内电解槽出货量则近 750MW，中国为全球电解槽设备主要来源。 中国电解槽设备集中度较高，2022 年 CR3 达 80%，派瑞氢能（718 所子公司）、考克利尔竞 立、隆基氢能排名前三。隆基氢能 2022 年电解槽出货快速提升，其 2021 年出货未在前五 名行列。 综合而言，国内电解槽设备有三类参与者，第一类为 718 所、竞立、大陆等老牌电解 槽企业，其技术沉淀深厚，市占率高；第二类为隆基绿能、阳光电源等光伏龙头企业，资 金、技术实力雄厚，光伏业务与电解水制氢业务高度协同；第三类为昇辉科技、华电重工、 华光环能等新兴势力，各自凭借技术优势、订单优势等切入电解水制氢设备市场，在行业 发展前期抢占份额。

718 所、竞立、大陆为传统三巨头，技术同源。上世纪 80 年代，主攻核潜艇大气生命 维持系统的 718 研究所通过技术融合，顺势而为，发展出氢能技术。90 年代，研究所部分 电解槽工程师独立创业，分别创办苏州竞立、天津大陆，至此，我国碱性电解槽行业三足 鼎立格局大致形成。目前，国内新兴电解水制氢企业仍有许多研发人员来自 718 所、苏州 竞立及天津大陆。

中船 718 研究所：718 所 1984 年即利用军工技术开发出加压水电解制氢装置，现已成 为国内外主要制氢装备系统供应商。2008 年，718 所成立全资子公司派瑞氢能，开展电解 水设备相关业务。2022 年，中船 718 所举办全球首台套单体产氢量 2000Nm³/h 水电解制氢 装备发布仪式，派瑞氢能成为北京冬奥会绿氢制氢装置唯一供应商。2023 年，718 所与中 国能建国际集团签署战略合作协议，行业地位。目前，派瑞氢能拥有碱性电解槽产能 350 台，PEM 电解槽产能 120 台，合计产能约 1.5GW。

考克利尔竞立：公司核心团队来自 718 研究所，在苏州竞立时期已着手研发制造多个 大容量电解槽设备，参与国家 973 重大科研项目“大规模非并网风电规模化制氢”。2019 年，比利时 John Cockerill 集团承接苏州竞立制氢设备有限公司全部人员和知识产权，增 大研发力量、更新设备、扩大产能，建立考克利尔竞立。2021 年，公司分别下线国际首台 套 1200Nm³/h 和 1300Nm³/h 的电解水制氢设备，出货量达 160MW。公司现有产能约 1GW，预 计 2023 年将扩充至 1.5GW。 天津大陆：公司成立于 1994 年，由苏州竞立部分工程师北上创业建立。公司 2014 年 生产出 200Nm³/h 电解槽，2018 年生产出 1000Nm³/电解槽，现可生产 0.1-1000Nm³/h 的电解 水制氢设备和 2-1000Nm³/h 的气体纯化设备，是我国生产分立式循环水电解制氢设备的专业 厂家。

多方势力参与角逐，中国企业产能快速扩张。目前，隆基氢能、派瑞氢能、阳光氢能 电解槽产能全球领先，且隆基氢能为主的国内企业产能规划充足，快速扩张。另有希倍优 氢能、氢元科技等新兴势力处于产能 0-1 扩张阶段，带动行业整体产能扩张。海外参与者 主要包括蒂森克虏伯、Nel、HydrogenPro、Sunfire、McPhy 等。

在电解槽相关标的中，隆基绿能技术、出货、产能均处领先地位，2023 年 2 月，隆基 氢能推出 ALK Hi1 系列产品，在直流电耗满载状况下可低至 4.3kwh/Nm³，同时推出 ALK Hi1 plus 产品，直流电耗满载状况下低至 4.1kwh/Nm³，在 2500A/㎡电流密度下，更可低至 4.0kwh/Nm³。隆基氢能 2022 年电解水设备出货排名全国第三，产能达 1.5GW，23 年产能将 进一步扩张至 2.5GW，25 年规划 5-10GW。 阳光电源对碱性电解槽、PEM 电解槽均有布局，二者单机功率分别可达 1000Nm³/h、 200Nm³/h，2022 年底，配备阳光氢能 200Nm³/h PEM 电解槽的长江电力绿电绿氢示范项目产 氢成功，产氢纯度达 99.999%，阳光氢能技术实力已获龙头企业验证。

此外，昇辉科技通过子公司盛氢制氢开展氢能相关业务，业务包括电解槽、零部件及 服务等；华电重工同步布局碱性电解槽与 PEM 电解槽，依托华电集团，产业协同效应高， 获取订单能力强；华光环能则与中石化深度合作，预计将参与中石化在新疆的风光制氢二 期项目，该项目有 120 台电解槽需求；亿利节能在内蒙古有氢能一体化园区，可自行消化 电解槽设备产能，其现有碱性电解槽耗电量为 4.6kWh/Nm³，下一代产品预计将降低至 4.3 kWh/Nm³；双良节能单台电解槽功率可达 1000-1500Nm³/h，现有年产能 100 套。 综合而言，电解水制氢行业增长确定性强，多方参与者积极切入，各具优势，抢占市 场先机，虽目前市场集中度较高，未来格局仍未可知。

3、重点企业分析

3.1、昇辉科技：氢能领域全面布局

公司主营业务包含电气成套设备、LED 照明与亮化、智慧城市等相关产品，涵盖从居 家到城市的全场景解决方案，为客户提供专业的一站式配套服务。2022H1 公司高低压成套 设备实现营收约 9 亿元/yoy+8%，毛利率 21%；LED 照明设备及安装业务实现营收约 2 亿元 /yoy-20%，毛利率 28%；智慧社区业务实现营收约 2 亿元/yoy+110%，毛利率 20%。公司发 布 2022 年业绩预报，归母净利润预计亏损 9.05-10 亿元。亏损主要原因为并购昇辉控股有 限公司而产生的商誉计提减值 9.8-10.8 亿元。

展望未来，公司商誉减值基本完成，轻装 上阵，随氢能业务逐渐放量，有望实现业绩反转。 2021 年起公司新增氢能业务板块，成立子公司昇辉新能源有限公司作为氢能业务的运 营主体，对氢能产业链的部分环节进行投资，并自主运营氢能源汽车运营平台、大规模电 解水制氢设备、氢能相关电气设备及关键零部件。在氢能领域，公司已初步形成“3+3”业 务模式，即参股投资 3 家氢能产业链头部企业，自主经营 3 大氢能业务板块。参股 3 家 产业链企业包括：膜电极龙头鸿基创能、电堆龙头国鸿氢能、整车制造企业飞驰汽车。

三 大氢能业务板块包括：1）成立氢能源汽车物流运营平台子公司，通过搭建运营平台推动应 用规模的扩大，带动产业链上游燃料电池零部件及整车的发展；2）成立子公司佛山安能极， 依托昇辉科技现有电气主业，快速实现氢能相关领域电气设备的生产制造能力，产品包括 燃料电池 DC/DC，整流柜、控制器、AC/DC 等电气设备；3）参股设立电解水制氢装备公司 盛氢制氢，现 1000Nm³/h 碱性电解设备已下线，能耗低至 4.3kWh/Nm³，领先行业平均水平。

3.2、华电重工：依托华电集团，电解槽订单具较高保障

公司为工程整体解决方案供应商，业务集工程系统设计、工程总承包以及核心高端装 备研发、设计、制造于一体，致力于为客户在物料输送系统工程、热能工程、高端钢结构 工程、海洋工程、工业噪声治理工程、氢能工程等方面提供工程系统整体解决方案。 2022H1 公司物料输送系统工程业务实现营收约 13 亿元/yoy+65%，毛利率 12%；高端钢结构 工程实现营收约 12 亿元/yoy+57%，毛利率 15%；热能工程实现营收约 6 亿元/yoy+139%，毛 利率 12%；海洋与环境工程实现营收约 4 亿元/yoy-75%，毛利率 9%。

电解水制氢设备领域，公司 1200Nm3/h 碱性电解水制氢装置与气体扩散层产品已成功 下线，具有高电流密度、高电解效率、大容量、高响应速度等特点，运行平稳、性能先进、 结构紧凑。此外，公司持续加大 PEM 电解设备研发投入，双技术路线并行发展。华电集团 为公司控股股东，依托华电集团，公司与内蒙古华电氢能签署《内蒙古华电包头市达茂旗 20 万千瓦新能源制氢工程示范项目 PC 总承包合同制氢站部分》，电解槽订单消化具高保障。

3.3、华光环能：主营环保与能源装备制造，与电解槽深度协同

公司主营业务涉及环保与能源两大领域，环保领域主要为固废处置提供专业设计、环 保设备制造、工程建设、处置运营的全产业链系统解决方案和综合服务，能源领域涉及锅 炉设计制造、传统及新能源电力工程总包、热电运营、光伏电站运营的全产业链业务。 2022H1 公司地方能源供应行业收入约 17 亿元/yoy+52%,毛利率 19%；工程综合服务行业收 入约 15 亿元/yoy+25%，毛利率 17%；装备制造业务收入约 9 亿元/yoy-3%，毛利率 25%。 电解槽领域，公司与大连理工大学合作成立零碳工程技术研究中心，进行电解水制氢 示范项目开发。公司在环保与能源装备制造领域的成功经验，助力公司快速切入电解槽行 业，2022 年仅耗时 70 天完成 30Nm³/h 碱性电解水制氢设备研发与制造，现已完成产品中试。

3.4、科威尔：专注测试电源，向电解槽检测设备横向延申

公司专注于测试电源设备制造，依托电力电子技术平台，融合软件仿真算法与测控技 术，为多行业提供专业、可靠、高性能测试电源和系统。目前，公司测试电源和系统主要 应用于新能源发电、电动车辆、燃料电池及功率器件等工业领域，新能源发电领域客户包 括阳光电源、华为、SMA、台达、锦浪科技、特变电工等，电动车客户包括比亚迪、吉利汽 车、长城汽车、ABB、法雷奥西门子、纳铁福传动等，燃料电池行业终端用户包括上汽集团、 宇通客车、潍柴动力等。2022H1 公司测试电源业务实现营收约 1.2 亿元/yoy+61%，功率半 导体测试及智能制造装备业务实现营收 0.18 亿元/yoy+500%，氢能测试及智能制造装备业 务实现营收 0.12 亿元/yoy-50%。

公司在燃料电池测试系统布局较早，技术领先，于 2017 年推出燃料电池专用回馈式电 子负载，用以模拟燃料电池实际工况中的负载特性，改变了行业中之前主要用 Kikusui（日 本）和 EA（德国）小功率电子负载并机且不回馈的测试方式，满足了国内燃料电池系统向 大功率发展的行业趋势和能量回收利用的测试要求。公司通过 IPO 募集资金 1.5 亿元，用 于“高精度小功率测试电源及燃料电池、功率半导体测试装备生产基地建设项目”，加大 燃料电池检测设备领域投入。PEM 电解槽与质子交换膜燃料电池工作原理类似，在燃料电池 检测设备成熟经验下，公司业务进一步拓展至 PEM 电解槽检测设备，完成氢能产业链上下 游检测设备全方位布局。

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