#全球能源革命与产业变迁#
第四次能源转型代表：德国
能源转型（2000年开始，从化石能源、核能向可再生能源转型）
1、德国可再生能源产业的发展概况
在德国政府20多年持续的政策支持下，德国可再生能源消费量在能源消费总量的占比从2000年的2.6%增至2005年的5.5%，进入能源转型的“理论启动点”（5%）。2013年，可再生能源占比达11.4%，2018年这一占比又提升到16.6%。
电力领域是德国推动能源转型的关键。2020年，可再生能源发电量占德国电力市场的近50％，是十年前的近3倍。其中，风力发电做出了最大贡献，占比27.4％；光伏发电占比9.7％；其余的12.2％则由生物质能，水力发电和其他可再生能源构成。
2、德国能源转型的背景
1）政策端：主动扶持可再生能源的发展
德国可再生能源的发展主要是政府扶持的结果，而不是市场机制的推动。2000年，德国颁布《可再生能源法》，为可再生能源发展打下法律基础。此后，德国制定完善了一系列促进可再生能源发展和利用的联邦法规，如可再生能源发电可以享受长期的固定补贴，降低可再生能源发电企业的经营风险。近十年来，德国政府开始调整政策思路，逐步调减补贴，推动可再生能源市场化发展。但政策大的方向没有改变，推进可再生能源使用仍是其能源转型的核心内容。如果以《可再生能源法》修订为标志，德国可再生能源产业可分为以下六个发展阶段：
2）供给端：主要化石能源进口依存度居高不下，发展核能有舆论压力
德国在能源方面最大的特点是“富煤缺油缺气”，因此石油和天然气长期依赖进口。20世纪90年代以来，德国石油和天然气对外依存度长期居高不下。1990-2013年，德国石油进口依存度在95%-100%区间波动，同期天然气进口依存度也维持在75%以上的高位且增加趋势更为明显。
出于能源安全考量，德国在20世纪90年代提出向核能和可再生能源转型。但核能发展长期受民众反对，核电政策摇摆不定。2011年福岛核事故后，德政府宣布放弃核电，能源供应压力的加剧更加突出了可再生能源的重要地位。
3、德国能源转型过程中产生的问题
德国采取的可再生能源固定电价补贴机制，造成了批发市场的低电价和零售市场的高电价。政策规定，电网运营商必须优先并以较高的指定价格收购利用可再生能源所发绿色电力，多出的成本通过可再生能源附加费计算到零售电价中，从而转嫁到消费者头上。
对于传统发电企业，由于风电和太阳能发电企业不断涌入市场，导致电力供过于求，上网电价下跌，传统电力公司的利润下跌；对于高耗能行业，部分企业（主要是中小企业）未获得可再生能源附加费“豁免权”，因为要承担较高的用电成本，企业竞争力被削弱；对于居民部门，其承担了电价上涨的主要部分，2020年居民用电价格比工业用电价格高出75%左右。
1）对传统发电企业的影响
德国能源转型对传统电力企业的冲击，主要体现在电价和发电量的下滑。
首先是批发市场电价的持续走低。可再生能源发电量大量涌入电网，使得批发市场电价已从2008年以来的高点80欧元/兆瓦时降至2015年的低点32欧元/兆瓦时左右。德国传统电力供应企业的售电价格有时候会低于其发电成本。
其次是传统化石能源发电量持续下降。以德国两大传统发电巨头意昂集团和莱茵集团为例，意昂集团煤电发电量从308亿千瓦时（2013年峰值）降至2015年的160亿千瓦时，降幅达到48.1%；莱茵集团煤电发电量从1052亿千瓦时（2013年峰值）降至2015年的942亿千瓦时，降幅达到10.5%[8]。
传统电力供应商售电价格和发电量的下滑，压缩了其市场占比和盈利空间。据国家能源局《德国电力市场供应严重过剩》，2013年德国8大电力公司的利润率从10年前的15%跌倒5.4%。
2）对高耗能企业（尤其是中小企业）造成冲击
工业部门中承担高电价的主要是高耗能部门的中小企业。根据德国弗劳恩霍夫协会（Fraunhofer ISI）的测算，高耗能行业（化学品、造纸、钢铁、铝、铜和纺织品）中，享有可再生能源附加费“豁免权”的大企业用电价约为5欧分/千瓦时，而没有“豁免权”的中小企业的电价达到了14欧分/千瓦时以上。中小企业的成本又难以通过产品价格转嫁到消费者身上，而是直接表现为利润的下降。
德国科隆经济研究所2013年曾发布报告指出，高电价已经威胁到了德国作为投资地的区位优势。特别是高耗能行业，如化工、玻璃、水泥、造纸业所受冲击较大。2010年对德国高耗能行业的投资额已经比2000年锐减了85%。
3）加剧了居民部门的负担
德国能源转型的高电价主要由居民部门承担。德国居民电价过去21年涨了78%，2019年德国居民电价30.22欧分/千瓦时，位居欧洲第二，同年工业部门用电价为17.75欧分/千瓦时。这样的涨幅使690万德国家庭面临电贫困的威胁，即电费支出超过家庭收入的1/10[9]。
电价中可再生能源附加费增长过快是电价飙升的主要原因。2012-2014年，该费用从3.6欧分/千瓦时增至6.24欧分/千瓦时，不到3年时间就增长了73%。目前可再生能源附加费为6.41欧分/千瓦时，占居民电价的21%。
4、政府或企业给出的应对措施
1）传统电力企业积极应对能源转型
以意昂集团、莱茵集团、EnBW为代表的传统能源企业给出的应对措施包括：
i）并购：大企业之间为了应对市场竞争进行合并、收购或整合。1997年，德国8家全国性电力公司的市场份额为79%；到了2004年，仅有4家全国性电力公司，市场份额上升至95.6%[10]。
ii） 企业间资产互换重组：2018年3月，莱茵集团接手意昂集团的可再生能源，取得约8GW的可再生能源发电容量，意昂集团则接管莱茵集团旗下的配电网和售电业务。重组后，意昂集团专注于配售电等业务，而莱茵集团将成为德国绿色电力的最大供应商。
iii）布局可再生能源领域：2021年5月，德国四大传统能源巨头的之一的EnBW与英国石油天然气巨头BP合伙投资116.5亿欧元建设海上新能源风力发电项目，预计发电能力为290万千瓦。此前两家公司还在英国联合开展两个海上风电项目，总潜在发电能力为3GW，可以为340多万英国家庭提供清洁电力。
2）政府针对电价上涨的政策调整
针对电价上涨过快对居民和企业部门造成的影响，德国政府主要采取以下能源政策调整措施：
i）逐步降低可再生能源补贴
一是以市场溢价逐步取代固定电价补贴。新能源上网电价水平为“溢价补贴+电力市场价格”（注：是在电力市场价格的基础上给予可再生能源相应的电价补贴，市场溢价补贴水平固定不变）。2014年，德国规定对500kW以上新建设备采用溢价补贴机制，2016年，这一标准进一步降低至100kW。
二是引入可再生能源发电项目竞争性招标制度，即通过招标方式确定可再生能源的补贴额度。2014年，招标机制仅针对部分地面光伏发电试点项目。2017年开始，德国全面引入可再生能源发电招标制度。
ii）抑制可再生能源附加费过快增长
针对可再生能源附加费增速过快的问题，《可再生能源法》（2016版）在提出要限制陆上风电扩建速度，规定可再生能源如风能、太阳能年度装机上限，以抑制可再生能源附加费过快上涨。
iii）实施更具“公平性”的能源转型成本分担机制
《可再生能源法》（2014版）将豁免可再生能源附加费的企业主体缩小为电费成本占生产成本极高的用电密集型企业和10兆瓦以下的小型自发自用光伏发电设备，其余企业和大中型光伏发电设备都需要承担可再生能源附加费。
此外，针对传统能源企业“负电价”的问题，《可再生能源法》（2021版）拟修改负电价规定，提出如果连续15分钟为负电价，那么可再生能源发电方就不再享受补贴。
iv）加速与欧盟成员国电网整合力度
德国推动与欧盟成员国之间电网的互联互通，尤其是与邻国法国、捷克、荷兰等国的电网整合，以应对退出核能后的电力不足。
第四次能源转型代表：德国
能源转型（2000年开始，从化石能源、核能向可再生能源转型）
1、德国可再生能源产业的发展概况
在德国政府20多年持续的政策支持下，德国可再生能源消费量在能源消费总量的占比从2000年的2.6%增至2005年的5.5%，进入能源转型的“理论启动点”（5%）。2013年，可再生能源占比达11.4%，2018年这一占比又提升到16.6%。
电力领域是德国推动能源转型的关键。2020年，可再生能源发电量占德国电力市场的近50％，是十年前的近3倍。其中，风力发电做出了最大贡献，占比27.4％；光伏发电占比9.7％；其余的12.2％则由生物质能，水力发电和其他可再生能源构成。
2、德国能源转型的背景
1）政策端：主动扶持可再生能源的发展
德国可再生能源的发展主要是政府扶持的结果，而不是市场机制的推动。2000年，德国颁布《可再生能源法》，为可再生能源发展打下法律基础。此后，德国制定完善了一系列促进可再生能源发展和利用的联邦法规，如可再生能源发电可以享受长期的固定补贴，降低可再生能源发电企业的经营风险。近十年来，德国政府开始调整政策思路，逐步调减补贴，推动可再生能源市场化发展。但政策大的方向没有改变，推进可再生能源使用仍是其能源转型的核心内容。如果以《可再生能源法》修订为标志，德国可再生能源产业可分为以下六个发展阶段：
2）供给端：主要化石能源进口依存度居高不下，发展核能有舆论压力
德国在能源方面最大的特点是“富煤缺油缺气”，因此石油和天然气长期依赖进口。20世纪90年代以来，德国石油和天然气对外依存度长期居高不下。1990-2013年，德国石油进口依存度在95%-100%区间波动，同期天然气进口依存度也维持在75%以上的高位且增加趋势更为明显。
出于能源安全考量，德国在20世纪90年代提出向核能和可再生能源转型。但核能发展长期受民众反对，核电政策摇摆不定。2011年福岛核事故后，德政府宣布放弃核电，能源供应压力的加剧更加突出了可再生能源的重要地位。
3、德国能源转型过程中产生的问题
德国采取的可再生能源固定电价补贴机制，造成了批发市场的低电价和零售市场的高电价。政策规定，电网运营商必须优先并以较高的指定价格收购利用可再生能源所发绿色电力，多出的成本通过可再生能源附加费计算到零售电价中，从而转嫁到消费者头上。
对于传统发电企业，由于风电和太阳能发电企业不断涌入市场，导致电力供过于求，上网电价下跌，传统电力公司的利润下跌；对于高耗能行业，部分企业（主要是中小企业）未获得可再生能源附加费“豁免权”，因为要承担较高的用电成本，企业竞争力被削弱；对于居民部门，其承担了电价上涨的主要部分，2020年居民用电价格比工业用电价格高出75%左右。
1）对传统发电企业的影响
德国能源转型对传统电力企业的冲击，主要体现在电价和发电量的下滑。
首先是批发市场电价的持续走低。可再生能源发电量大量涌入电网，使得批发市场电价已从2008年以来的高点80欧元/兆瓦时降至2015年的低点32欧元/兆瓦时左右。德国传统电力供应企业的售电价格有时候会低于其发电成本。
其次是传统化石能源发电量持续下降。以德国两大传统发电巨头意昂集团和莱茵集团为例，意昂集团煤电发电量从308亿千瓦时（2013年峰值）降至2015年的160亿千瓦时，降幅达到48.1%；莱茵集团煤电发电量从1052亿千瓦时（2013年峰值）降至2015年的942亿千瓦时，降幅达到10.5%[8]。
传统电力供应商售电价格和发电量的下滑，压缩了其市场占比和盈利空间。据国家能源局《德国电力市场供应严重过剩》，2013年德国8大电力公司的利润率从10年前的15%跌倒5.4%。
2）对高耗能企业（尤其是中小企业）造成冲击
工业部门中承担高电价的主要是高耗能部门的中小企业。根据德国弗劳恩霍夫协会（Fraunhofer ISI）的测算，高耗能行业（化学品、造纸、钢铁、铝、铜和纺织品）中，享有可再生能源附加费“豁免权”的大企业用电价约为5欧分/千瓦时，而没有“豁免权”的中小企业的电价达到了14欧分/千瓦时以上。中小企业的成本又难以通过产品价格转嫁到消费者身上，而是直接表现为利润的下降。
德国科隆经济研究所2013年曾发布报告指出，高电价已经威胁到了德国作为投资地的区位优势。特别是高耗能行业，如化工、玻璃、水泥、造纸业所受冲击较大。2010年对德国高耗能行业的投资额已经比2000年锐减了85%。
3）加剧了居民部门的负担
德国能源转型的高电价主要由居民部门承担。德国居民电价过去21年涨了78%，2019年德国居民电价30.22欧分/千瓦时，位居欧洲第二，同年工业部门用电价为17.75欧分/千瓦时。这样的涨幅使690万德国家庭面临电贫困的威胁，即电费支出超过家庭收入的1/10[9]。
电价中可再生能源附加费增长过快是电价飙升的主要原因。2012-2014年，该费用从3.6欧分/千瓦时增至6.24欧分/千瓦时，不到3年时间就增长了73%。目前可再生能源附加费为6.41欧分/千瓦时，占居民电价的21%。
4、政府或企业给出的应对措施
1）传统电力企业积极应对能源转型
以意昂集团、莱茵集团、EnBW为代表的传统能源企业给出的应对措施包括：
i）并购：大企业之间为了应对市场竞争进行合并、收购或整合。1997年，德国8家全国性电力公司的市场份额为79%；到了2004年，仅有4家全国性电力公司，市场份额上升至95.6%[10]。
ii） 企业间资产互换重组：2018年3月，莱茵集团接手意昂集团的可再生能源，取得约8GW的可再生能源发电容量，意昂集团则接管莱茵集团旗下的配电网和售电业务。重组后，意昂集团专注于配售电等业务，而莱茵集团将成为德国绿色电力的最大供应商。
iii）布局可再生能源领域：2021年5月，德国四大传统能源巨头的之一的EnBW与英国石油天然气巨头BP合伙投资116.5亿欧元建设海上新能源风力发电项目，预计发电能力为290万千瓦。此前两家公司还在英国联合开展两个海上风电项目，总潜在发电能力为3GW，可以为340多万英国家庭提供清洁电力。
2）政府针对电价上涨的政策调整
针对电价上涨过快对居民和企业部门造成的影响，德国政府主要采取以下能源政策调整措施：
i）逐步降低可再生能源补贴
一是以市场溢价逐步取代固定电价补贴。新能源上网电价水平为“溢价补贴+电力市场价格”（注：是在电力市场价格的基础上给予可再生能源相应的电价补贴，市场溢价补贴水平固定不变）。2014年，德国规定对500kW以上新建设备采用溢价补贴机制，2016年，这一标准进一步降低至100kW。
二是引入可再生能源发电项目竞争性招标制度，即通过招标方式确定可再生能源的补贴额度。2014年，招标机制仅针对部分地面光伏发电试点项目。2017年开始，德国全面引入可再生能源发电招标制度。
ii）抑制可再生能源附加费过快增长
针对可再生能源附加费增速过快的问题，《可再生能源法》（2016版）在提出要限制陆上风电扩建速度，规定可再生能源如风能、太阳能年度装机上限，以抑制可再生能源附加费过快上涨。
iii）实施更具“公平性”的能源转型成本分担机制
《可再生能源法》（2014版）将豁免可再生能源附加费的企业主体缩小为电费成本占生产成本极高的用电密集型企业和10兆瓦以下的小型自发自用光伏发电设备，其余企业和大中型光伏发电设备都需要承担可再生能源附加费。
此外，针对传统能源企业“负电价”的问题，《可再生能源法》（2021版）拟修改负电价规定，提出如果连续15分钟为负电价，那么可再生能源发电方就不再享受补贴。
iv）加速与欧盟成员国电网整合力度
德国推动与欧盟成员国之间电网的互联互通，尤其是与邻国法国、捷克、荷兰等国的电网整合，以应对退出核能后的电力不足。
【氢能源产业链全面解析~】2021年以来，我国氢能迎来新一轮发展热潮！当下为了实现碳达峰碳中和，氢能源再次被重视；各省关于氢能产业园、加氢站建设规划陆续出台。新的机遇下很多上市公司今年也纷纷启动了制氢战略，国家能源集团、中石化、中石油等二十余家大型央企纷纷跨界发展氢能产业。氢能将成为第三次能源变革的重要媒介，被市场称为“21世纪的终极能源”。
未来我们重点要关注中游行业的电堆与电池系统，因为电堆类似于光伏的硅片，电池系统类似于光伏电池，具有核心技术优势，壁垒高，价值高。其次是制氢、储氢和加氢站环节，上游制氢技术的研发或将是政策扶持与企业投资的重点方向。
接下来，将详细的从氢能源产业链的上游、中游和下游行业，对各个细分行业的龙头公司进行分析，并且告诉大家在接下来的行情中，我们应该如何正确地去参与氢能源板块的炒作。
氢能源五大环节
氢能源产业链的上游主要是制氢、储氢和加氢站三大环节。
第一、制氢产业链细分龙头公司
美锦能源，公司是国内氢产业链投入最大，产业布局最完善的公司。其中焦化业务板块在炼焦过程中焦炉煤气富含50%以上氢气，可以低成本制氢。
宝丰能源，公司积极扩张光伏制氢，公司的绿氢综合示范项目已建成调试进入试生产阶段，将生产的绿氢直接补入化工系统，项目全部投产后有望成为全球最大电解水制绿氢公司。
华昌化工，公司在作为制氢生产企业的基础上，在氢资源能源利用领域进行了探索与布局，已生产出电堆样机，用于示范运用验证。
第二、储氢产业链细分龙头公司
富瑞特装，储氢设备龙头公司。以车载高压供氢系统和加氢站设备为主，开拓了包括氢气制备、加氢站建设、FCV供氢系统研发多块氢能业务。
中材科技，公司率先研发完成国内最大容积320L燃料电池氢气瓶，并投入市场形成销量。公司已启动投资氢气瓶生产线技改项目及站用储氢容器生产线项目。
京城股份，公司积极引进加氢站装备制造技术，解决氢气储运的瓶颈环节，打造公司在氢能装备制造领域的领先优势和龙头地位。
第三、加氢产业链细分龙头公司
雄韬股份，公司湖北建设两个加氢站，汉南加氢站正在建设中，目前基本完工；大同建设两个加氢站，第一座加氢站已经开工建设并于近期开始运营。
厚普股份，公司为国内首家箱式加氢站解决方案供应商，清洁能源整体解决方案的服务商，在加氢站领域已形成了覆盖整个产业链的综合能力。
雪人股份，公司掌握压缩机技术以及低温制冷技术，具备了加氢站核心装备的制造能力，燃料电池电堆系统已取得进入汽车供应链的通行证。
东华能源，公司建成了江苏地区首个商业化运营的氢燃料电池汽车加氢站，连续多年占据中国进口液化气市场4.8%以上的份额,进口液化气数量连续三年位居全国前七名。
第四、燃料电池系统细分龙头公司。
氢能源产业链的中游是燃料电池系统，包括电堆、配件空压机和电堆动力系统，而电堆又分为膜电极组件、质子交换膜和催化剂。
国内燃料电池起步较晚，很多企业都是靠投资收购进入这个赛道，比如潍柴动力和大洋电机参股巴拉德，亿华通控股上海神力，美锦能源参股广东国鸿。其中最土豪的就是潍柴动力，先后投资了锡里斯、巴拉德、欧德思等全球氢燃料电池的佼佼者。
亿华通，国内氢燃料电池发动机制造龙头，20年1-7批配套燃料电池系统数量最多的企业。
潍柴动力，公司已建成两万套级产能的燃料电池发动机及电堆生产线，是目前全球最大的氢燃料电池发动机制造基地。
大洋电机，公司目前拥有3000套氢燃料电池系统的生产能力，形成了电机+电控+氢燃料电池系统及其关键零部件的完整产业链。
美锦能源，被认为是氢能源概念龙头，也是最早布局氢能源业务的A股公司之一。公司参股的广东国鸿氢能生产燃料电池电堆及燃料电池动力系统总成，17年至20年连续保持燃料电池电堆国内市场占有率70%以上。
雄韬股份，公司在氢能产业链上已完成制氢、膜电极、燃料电池电堆、燃料电池发动机系统、整车运营等关键环节的卡位布局。
全柴动力，子公司自主研发质子交换膜，质子交换膜是燃料电池的核心部件之一。
第五、氢能源产业链的下游主要是整车
潍柴动力，公司的重卡整车市场占有率为20%以上，目前，年产二万台的氢燃料发动机已经投产，可配备客车，重卡，叉车等。
美锦能源，公司旗下飞驰汽车为国内最大的氢燃料电池客车公司。
氢能源、储能、光伏和锂电池这些新能源方向是最为强势的行情，也是碳中和的四大高景气赛道，大家可以持续关注板块与板块之间，以及板块内部的轮动机会。
未来我们重点要关注中游行业的电堆与电池系统，因为电堆类似于光伏的硅片，电池系统类似于光伏电池，具有核心技术优势，壁垒高，价值高。其次是制氢、储氢和加氢站环节，上游制氢技术的研发或将是政策扶持与企业投资的重点方向。
接下来，将详细的从氢能源产业链的上游、中游和下游行业，对各个细分行业的龙头公司进行分析，并且告诉大家在接下来的行情中，我们应该如何正确地去参与氢能源板块的炒作。
氢能源五大环节
氢能源产业链的上游主要是制氢、储氢和加氢站三大环节。
第一、制氢产业链细分龙头公司
美锦能源，公司是国内氢产业链投入最大，产业布局最完善的公司。其中焦化业务板块在炼焦过程中焦炉煤气富含50%以上氢气，可以低成本制氢。
宝丰能源，公司积极扩张光伏制氢，公司的绿氢综合示范项目已建成调试进入试生产阶段，将生产的绿氢直接补入化工系统，项目全部投产后有望成为全球最大电解水制绿氢公司。
华昌化工，公司在作为制氢生产企业的基础上，在氢资源能源利用领域进行了探索与布局，已生产出电堆样机，用于示范运用验证。
第二、储氢产业链细分龙头公司
富瑞特装，储氢设备龙头公司。以车载高压供氢系统和加氢站设备为主，开拓了包括氢气制备、加氢站建设、FCV供氢系统研发多块氢能业务。
中材科技，公司率先研发完成国内最大容积320L燃料电池氢气瓶，并投入市场形成销量。公司已启动投资氢气瓶生产线技改项目及站用储氢容器生产线项目。
京城股份，公司积极引进加氢站装备制造技术，解决氢气储运的瓶颈环节，打造公司在氢能装备制造领域的领先优势和龙头地位。
第三、加氢产业链细分龙头公司
雄韬股份，公司湖北建设两个加氢站，汉南加氢站正在建设中，目前基本完工；大同建设两个加氢站，第一座加氢站已经开工建设并于近期开始运营。
厚普股份，公司为国内首家箱式加氢站解决方案供应商，清洁能源整体解决方案的服务商，在加氢站领域已形成了覆盖整个产业链的综合能力。
雪人股份，公司掌握压缩机技术以及低温制冷技术，具备了加氢站核心装备的制造能力，燃料电池电堆系统已取得进入汽车供应链的通行证。
东华能源，公司建成了江苏地区首个商业化运营的氢燃料电池汽车加氢站，连续多年占据中国进口液化气市场4.8%以上的份额,进口液化气数量连续三年位居全国前七名。
第四、燃料电池系统细分龙头公司。
氢能源产业链的中游是燃料电池系统，包括电堆、配件空压机和电堆动力系统，而电堆又分为膜电极组件、质子交换膜和催化剂。
国内燃料电池起步较晚，很多企业都是靠投资收购进入这个赛道，比如潍柴动力和大洋电机参股巴拉德，亿华通控股上海神力，美锦能源参股广东国鸿。其中最土豪的就是潍柴动力，先后投资了锡里斯、巴拉德、欧德思等全球氢燃料电池的佼佼者。
亿华通，国内氢燃料电池发动机制造龙头，20年1-7批配套燃料电池系统数量最多的企业。
潍柴动力，公司已建成两万套级产能的燃料电池发动机及电堆生产线，是目前全球最大的氢燃料电池发动机制造基地。
大洋电机，公司目前拥有3000套氢燃料电池系统的生产能力，形成了电机+电控+氢燃料电池系统及其关键零部件的完整产业链。
美锦能源，被认为是氢能源概念龙头，也是最早布局氢能源业务的A股公司之一。公司参股的广东国鸿氢能生产燃料电池电堆及燃料电池动力系统总成，17年至20年连续保持燃料电池电堆国内市场占有率70%以上。
雄韬股份，公司在氢能产业链上已完成制氢、膜电极、燃料电池电堆、燃料电池发动机系统、整车运营等关键环节的卡位布局。
全柴动力，子公司自主研发质子交换膜，质子交换膜是燃料电池的核心部件之一。
第五、氢能源产业链的下游主要是整车
潍柴动力，公司的重卡整车市场占有率为20%以上，目前，年产二万台的氢燃料发动机已经投产，可配备客车，重卡，叉车等。
美锦能源，公司旗下飞驰汽车为国内最大的氢燃料电池客车公司。
氢能源、储能、光伏和锂电池这些新能源方向是最为强势的行情，也是碳中和的四大高景气赛道，大家可以持续关注板块与板块之间，以及板块内部的轮动机会。
【四川首批碳交易“弄潮儿”来了】近日，省生态环境厅发布四川首批纳入全国碳排放权交易市场的温室气体重点排放单位名录，成都世纪新能源有限公司、国能成都金堂发电有限公司等48家企业入围。这48家企业均为拥有火力发电、热电联产工段且年度温室气体排放量达到2.6万吨二氧化碳当量的能源企业和工业企业。https://t.cn/A6xbfnce
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