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1、加氫站設施建設是氫能利用的保障

國際氫能委員會發布了全球首份氫能源未來發展趨勢調查，報告中指出：到2050年，氫能有望承擔全球18%的能源需求，創造2.5萬億美元的市場價值，減少二氧化碳排放量高達6×109噸。

作為氫能產業上游制、儲環節與下游應用市場的樞紐，加氫站的建設受到了各個國家和地區的高度重視。根據中國氫能聯盟的預計，到2050年，氫能在中國能源利用體系中的占比有望超過10%，需求量接近6000萬噸，而交通領域作為氫能消費的重要突破口，用氫量將達到2458萬噸，約占該領域總用能量的19%（樂觀情景達到4178萬噸/年，占交通領域整體用能的28%）。當前，全球燃料電池汽車發展全面加速，預計到2030年，中國的燃料電池汽車保有量將超過全球其他國家，達到100萬輛。燃料電池汽車的廣泛採用，與氫能基礎設施建設的發展緊密相關。

1.1、加氫站建設技術路線分為外供和內製

加氫站建設技術路線根據氫氣來源可分為：外供氫加氫站和內製氫加氫站。（1）外供氫加氫站：站內無制氫裝置，氫氣通過長管拖車、液氫槽車或者氫氣管道由制氫廠運輸至加氫站，由氫氣壓縮機壓縮並輸送入高壓儲氫瓶內存儲，最終通過氫氣加氣機加註到氫能源燃料電池汽車中使用。根據氫氣存儲方式的不同，又可進一步分為高壓氣氫站和液氫站，全球約30%為液氫儲運加氫站，主要分布在美國和日本，中國現階段全部為高壓氣氫站。相比氣氫儲運，液氫儲運加氫站占地面積更小，存儲量更大，但是建設難度也相對更大，適合大規模加氫需求。

（2）內製氫加氫站：在站內建有制氫系統，制氫技術包括電解水制氫、天然氣重整制氫、可再生能源制氫等，站內製備的氫氣一般需經純化、乾燥後再進行壓縮、存儲及加註等步驟。其中，電解水制氫和天然氣重整制氫技術由於設備便於安裝、自動化程度較高，且天然氣重整技術可依託天然氣基礎設施建設發展，因而在站內製氫加氫站中應用最多，歐洲內製氫加氫站主要採用這兩種制氫方式。

根據供氫壓力等級不同，加氫站分為35MPa和70MPa兩種壓力供氫。國外市場大多採用70MPa氫氣，國內加氫站受現有壓縮機和儲氫瓶技術發展的限制，大部分採用35MPa氫氣壓力標準。用35MPa壓力供氫時，氫氣壓縮機的工作壓力為45MPa，高壓儲氫瓶工作壓力為45MPa，一般供乘用車使用；用70MPa壓力供氫時，氫氣壓縮機的工作壓力為98MPa，高壓儲氫瓶工作壓力為87.5MPa。

在原有或新的加油站、加氣站的基礎上加入加氫功能設施，使站內具有加油、加氣、加氫等多種功能。根據《加氫站技術規範（GB50516-2010）》，加氫站可以單站建設，需要重新選址、投入成本高；油氫混合站是未來加氫站發展的方向，也可以規避鋰電新能源車充電需要更多場地及時間等問題；中石油、中石化等已經開始進行相關的研究和建設工作。2019年7月1日，國內首座油氫合建站——中國石化佛山樟坑油氫合建站正式建成，這是全國首座集油、氫、電能源供給及連鎖便利服務於一體的新型網點，日供氫能力為500kg。

按建設形式不同，加氫站可分為固定式、撬裝式和移動式加氫站。固定式加氫站占地面積約為2000-4000m2，需要在城市總體規劃中詳細地劃定用地邊界，在當下城市建設用地緊張、用地價值高以及加氫站未來發展不確定性的情況下，尋找用於建設加氫站的獨立用地存在一定困難，且有可能影響用地的開發價值。而撬裝式和移動式加氫站將壓縮機、儲氫裝置、加氫機等設備進行集成化、模塊化設置，設備的占地面積很小，可小於600m2，一般不需要在城市規劃中單獨控制用地，較為適合與加氣、加油站、環衛廠區、物流園區等合建。（房達等《我國城區內加氫站規劃發展方式的探討》）

1.2、美、日、歐加氫站進入加速建設階段

截止2018年底，全球公開運營的加氫站數目達到369座，較2017年增加了48座，其中152座位於歐洲，亞洲136座，北美78座，這些加氫站中有273座對外開放，占全球加氫站總數的74%（根據H2stations數據統計）。

從國家來看，日本、德國、美國擁有加氫站數量位居前三位，分別為96座、60座和42座，占全球總數的54%，顯示出這三個國家在氫能利用方面的高度重視。其他國家也正在積極部署加氫站建設，計劃建設加氫站較多的國家包括德國（38座）、荷蘭（17座）、法國（12座）、韓國（27座）等。

從發展歷程來看，日本、歐洲氫能利用的商業化進程較快，美國目前趨於商業化。氫燃料電池、氫燃料電池汽車的研發與商業化在日本、美國及歐洲各國迅速發展，作為燃料電池汽車動力的補給點，加氫站的建設也進入了一個快速發展階段，各個國家和地區積極制定了氫能相關的發展戰略。

日本加氫站建設發展

日本是全球氫能發展最積極，加氫站建設數量最多的國家，其稱氫能利用是解決能源安全保障和全球變暖問題的「王牌」：

（1）以改善國內95%的化石能源依賴進口的現狀；

（2）以減少碳排放，應對全球變暖問題。

截止2018年底，日本加氫站建設達96座，可在70MPa壓力標準下，3min左右加註5kg氫氣。

從布局上看：日本加氫站主要圍繞東京、大阪、名古屋、福岡四大都市區建設，由城市向周圍地區輻射，以形成區域聯動加氫網絡。

從成本和補貼上看：日本建設一座加氫站其成本約為500-550萬美元，政府可對加氫站建設項目給予50%的成本補貼，補貼上限由2013年的2.5億日元逐年上升到2017年的4.2億日元。

從產業角度：2018年2月，豐田、日產汽車、本田技研工業、JXTG能源、出光興業、岩谷產業、東京燃氣、東邦燃氣、AirLiquidJapanLtd.、豐田通商、日本政策投資銀行11家企業聯合成立了JapanH2Mobility公司，統一對其管理的加氫站進行投資部署、建設運營和商業模式探索。根據日本經濟產業省制定的《氫能與燃料電池戰略路線圖》日本實現氫能社會建設目標分為三步走：

（1）到2025年加速推廣和普及氫能利用市場；

（2）到2030年建立大規模氫能供給體系並實現氫燃料發電；

（3）到2040年完成零碳氫燃料供給體系建設。

歐洲加氫站建設發展

全球範圍內，歐洲擁有的加氫站數量最多，共152座，其中德國建設量居首，共60座，其次為法國19座、英國17座、丹麥11座。2008年歐盟成立燃料電池與氫能聯合組織（FCHJU），該組織致力於將先進的氫能和燃料電池技術引入歐洲。2019年2月FCHJU發布了《歐洲氫能路線圖》，提出了歐洲氫能未來30年的發展規劃，並得到歐洲17家氫能公司和組織的支持。從歐洲各國2015—2020年加氫站的建設及規劃情況來看，歐洲加氫站建設發展較快且維持了較高的熱度。

德國是歐洲發展氫能基礎設施建設和燃料電池最領先的國家，由法液空集團（AirLiquid）、戴姆勒、林德、OMV、殼牌、道達爾以及長城汽車合資成立的H2Mobility是世界領先的加氫站運營商。H2M的加氫站建設規劃中，第一階段（截至2019年）將在德國漢堡、柏林、萊茵-魯爾、法蘭克福、紐倫堡、斯圖加特和慕尼黑七大都市區間最常使用的高速公路沿線建成100座加氫站，此後，隨著燃料電池汽車數量的增加將再建成300座加氫站，從而在德國全國範圍內建成世界上最大規模的氫氣站網絡。

截止2019年7月7日，德國現已建成加氫站71座，均能實現70MPa壓力加註，立項規劃11座，正在審批6座，正在建設6座，調試階段6座。

美國加氫站建設發展

美國現有加氫站共42座，其中加州集中度最高。美國加州已開放運營的加氫站共40座，2座現階段為試運營，正在開發的零售加氫站共25座，預計2019年將有14座建成投運，其加氫站供應規模為100-350kg/d，可實現35MPa和70MPa雙壓力加註。

美國除加州以外，其他地區加氫站建設發展不及預期，主要因為：

（1）成本：加氫站建設成本較高，發展前期需要政府投入大量資金進行支持，現階段氫能使用成本未顯優勢；

（2）其他可替代能源：美國近幾年「頁岩氣革命」使得天然氣產量大幅增加，天然氣使用價格下降，加之其他清潔能源比例上升，對氫能利用產生衝擊。

從布局上看：加州的零售加氫站主要分布在舊金山灣區、洛杉磯、奧蘭治縣及其附近的西海岸城市，形成了南加州以洛杉磯為中心、北加州以舊金山灣區為中心的兩個零售加氫站集群。其中，高壓氣氫站最多，共35座，占比為83.3%，尤以外部長管拖車運氫的方式最常用，占比達69%。1座為站內電解水制氫和外部拖車運氫結合建設，5座為液氫加氫站。

加州建設規劃目標：到2020年建立100個加氫站，2025年建立200個加氫站，併到2030年在加州實現500萬輛零排放汽車目標，計劃2030年擁有1000座加氫站，為100萬輛燃料電池汽車提供服務。

從成本方面來看：在美國投資建設一座中型加氫站約需要220-350萬美元。

從產業角度：生產端，有AirProducts、Praxair等世界先進的氣體公司，掌握著技術領先的質子膜純水電解制氫技術和液氫儲氣瓶、儲氫瓶等核心技術；需求端，擁有世界最大的燃料電池叉車企業PlugPower，燃料電池叉車和乘用車保有量領先全球，且燃料電池汽車液氫使用量很高，全年液氫市場需求量的14%都被用於燃料電池汽車。

總體來看，日本、美國、歐洲的加氫站發展呈現出以下特點：

（1）歐、美、日地區的加氫站建設已進入快速發展期，各國加氫站規劃、布局清晰，各具特色；

（2）歐洲、美國氫能發展主要受法規、政策驅動，其中，美國其他清潔能源發展對氫能發展產生的衝擊較大，日本主要受其國內能源結構驅動，但都表現出政策主導，社會資本輔助共同促進的發展態勢；

（3）加氫站基礎設施建設與氫燃料電池汽車同步發展，相互促進，積極進行技術革新，降低建設成本，促進氫能利用產業化、商業化。

1.3、壓、儲是加速發展、成本降低的核心

加氫站的主要系統包括：

（1）輸送系統（外供氫）或制氫系統（內製氫）、（2）氫氣壓縮系統、（3）氫氣儲氣系統、（4）售氣加註系統、（5）控制系統，其中壓縮系統和儲氫系統占加氫站總建設成本的比重較高。因此，我們主要對加氫站中的壓縮機和儲氣瓶的技術發展現狀進行分析。出於安全考慮的明確要求，我國現有加氫站主要為外供氫加氫站，其儲、運及加註過程是加氫站安全、高效、低成本運營的關鍵。為了達到加氫站工作參數要求、降低建設成本，眾多國家及機構對相應的關鍵設備展開了大量的研究工作。

1.3.1、膜式壓縮機技術發展較為成熟，廣泛使用

現有壓縮機根據工作原理及結構不同可分為機械式壓縮機和非機械式壓縮機。其中機械式壓縮機包括往復活塞式壓縮機、膜式壓縮機、線性壓縮機和液體壓縮機，非機械式壓縮機包括低溫液體泵、金屬氫化物壓縮機、電化學氫氣壓縮機和吸附型壓縮機等。由於氫氣是已知密度最小的氣體，具有很低的體積能量密度（0.01079MJ/L，作為對比，石油體積能力密度達34MJ/L），為了提高儲運效率，最常用的方法就是將氫氣進行壓縮。

考慮氫氣特殊的性質，通常要求氫氣壓縮機工作壓力大、流量範圍廣、易於控制、操作安全、密封性好，同時需在工作中能保證被壓縮氫氣的純度，壓縮效率高能量消耗少，且對材質有較高要求以避免產生氫脆等現象。

目前加氫站使用的主要是容積型、往複式機組，包括活塞式和隔膜式壓縮機，未來如離子液體壓縮機有望成為下一步研究發展的方向之一。

（1）活塞式壓縮機：工作原理是主電機通過聯軸器帶動主機做往復活塞運動，推動活塞在對氣缸中氣體進行壓縮。活塞式壓縮機的優點是技術發展較為成熟，生產使用經驗豐富，壓力範圍廣，系統較為簡單，可在無潤滑油的條件下工作，保證了氫氣的純度。其也存在一定的不足：此類壓縮機的經濟性並不是最高的，排氣壓力為25MPa，流量為890kg/h的活塞式壓縮機功耗可高達11.2MW；受自身結構以及壓縮速度的限制，活塞式壓縮機無法滿足高壓、大排量的使用場合，一般適用於中等排量、高壓工作條件；另外，由於活塞等移動部件的存在，使得易損件較多且維修不便。

目前，活塞式壓縮機的輸出壓力可達到100MPa，流量為300Nm3/h。HydroPac公司研製出出口壓力為85.9MPa的高壓活塞式壓縮機，其入口壓力為35MPa，流量為430kg/h。

（2）隔膜式壓縮機：工作原理是電動機驅動曲軸轉動，再經過連杆使油缸中的活塞作往復直線運動，推動油液，使膜片作往復振動，完成吸、排氣過程。隔膜式壓縮機的優點是密封性非常好，壓縮氣體的潔凈度極高，氣缸散熱性好，容積效率更高，單機壓力比大，可適用於進、排氣壓力調整範圍大的高壓工況。其缺點與活塞式相似，由於結構的限制，一般適用於小排量高壓的工況。

隔膜壓縮機的膜片一邊與氫氣直接接觸，另一邊與油缸中的油液接觸，因此膜片材料的選擇是關鍵。不鏽鋼、鎳鉻鋼、銅鈹合金和雙相鋼是隔膜板常用的材料。國際上先進的隔膜式壓縮機排氣壓力可達100MPa，對應流量為200-700Nm3/h，效率可達80%-85%。美國掌握三層金屬隔膜結構的氫氣壓縮機製造技術，其輸出壓力可超過85MPa。美國PDCmachines研製的氫燃料電池汽車車載隔膜式壓氣機排氣壓力可達到51.7MPa，流量為50-280Nm3/h。

目前我國具備45MPa小流量壓縮機的完全自主研發製造能力，但在實際應用中故障率較高；我國同時擁有87.5MPa壓力等級壓縮機的試驗樣機，但其關鍵部件仍需進口。

（3）線性壓縮機是未來成本降低的一個方向。該類壓縮機採用直線電機驅動，將電磁力直接轉化為活塞往復運動的驅動力，避免了活塞式及隔膜式壓縮機由曲柄連杆機構轉化所帶來的損失；其採用柔性板彈簧為活塞提供徑向支撐和軸向自由往復運動，省去了大量的支撐部件，結構更加緊湊，效率增加，因而線性壓縮機的經濟性潛力大。目前，尚未有線性壓縮機應用於氫氣壓縮的實例。美國為了實現能源部對於提高氫氣壓縮機效率、降低壓縮成本的目標，正在研製排氣壓力為86-95MPa、氣體排量高於112Nm3/h、效率超過73%的線性壓縮機。

（4）離子液體壓縮機成本大幅降低。該類壓縮機是液體壓縮機的一種，採用在常溫下為液態的低熔點鹽替代活塞，在等溫條件下（離子液體具有良好的導熱性）對氫氣進行壓縮。這種壓縮機使用壽命更長，相比活塞式壓縮機可節省20%的能耗。離子液體壓縮機由德國Linde公司研製，構造簡單，所需零件由普通壓縮機的500個大幅降低到8個，因而成本也大大降低。現已應用到加氫站的離子液體壓縮機排氣壓力為45-90MPa，流量為90-340Nm3/h，效率高於65%，最高排氣壓力可到100MPa，排量為376-753Nm3/h。

（5）低溫液態泵被用於低溫高壓儲氫技術中，以進一步提高氫氣利用的體積能量密度。但是這種方法的成本較高，且需要對氫氣儲、運過程進行嚴格的保溫，以維持其低溫狀態。該技術中使用低溫液態泵直接將低溫液態氫升壓至所需壓力，再通過蒸發器，將液氫汽化注入高壓儲氫瓶中，排氣壓力可達到85MP，氫氣排量100kg/h，氫氣儲存密度達80g/L。低溫高壓儲存技術相比於普通的高壓氣態儲存，儲存相同量的氫氣可以降低氫氣壓力，常溫下100L儲罐中存儲4.1kg氫氣其壓力需要達到75MPa，而當氫氣溫度降到77K時，儲存相同量的氫氣在100L儲罐中壓力僅為15MPa。Linde公司採用的低溫液態泵其排氣壓力35-90MPa，排量超過1000Nm3/h。

（6）金屬氫化物壓縮機、電化學型壓縮機及吸收型壓縮機也正在進行研製，由於技術尚不成熟，還未使用到現有的加氫站建設中。相關技術的發展使氫氣壓縮機朝著緊湊型、低成本、低能耗、高壓力、大排量的方向發展，對未來加氫站降低成本有著重要的作用。

1.3.2、現階段多採用鋼內筒鋼帶纏繞容器進行儲氫，全復合纖維纏繞儲氫瓶是未來的發展方向

高效儲氫技術是加氫站氫儲備系統的關鍵環節，儲氫方式分為物理儲氫和化學儲氫兩大類。其中，高壓氣態儲氫技術已成為較為成熟的儲氫方案，我國現有加氫站全部採用高壓氣態儲氫方式。

高壓儲氫瓶的發展主要經歷了金屬儲氫瓶、金屬內襯纖維纏繞儲氫瓶以及全復合儲氫瓶等三個階段，全復合纖維纏繞結構的輕質高壓儲氫瓶是未來發展的主要方向。目前我國20MPa鋼製氫瓶已得到廣泛的工業應用。加氫站加註壓力為35MPa時，其儲氣瓶的壓力通常為40-45MPa，加註壓力為70MPa時，儲氣瓶的壓力通常為80-90MPa。

我國現階段固定儲氫裝置多為鋼內筒鋼帶纏繞容器。我國具有45MPa固定儲氫容器完全自主智慧財產權，其每立方米水容積的使用價格超過20萬元；同時具有98MPa固定儲氫容器設計與製造能力，每立方米水容積的使用價格超過100萬元。（數據來源：《中國氫能基礎設施產業發展戰略研究》（凌文等））

大連70MPa同新加氫站中採用的87.5MPa纏繞大容積儲氫容器，是國內第一例採用碳纖維全纏繞增強鋼內膽結構形式的固定儲氫容器。其生產製作廠家為石家莊安瑞科氣體機械有限公司，該儲氫容器的成功研製填補了國內技術空白。

總體上看：

（1）我國已經具備了生產30MPa、70MPaⅢ型儲氫瓶的能力，且30MPaⅢ型儲氫瓶具有成熟的產品，而對於70MPaⅢ型儲氫瓶，據中國儲能電站網報道，國內僅有5家企業正在研發或已具備量產能力（科泰克、天海工業、中材科技、富瑞氫能、斯林達）。

（2）國際上，日本、美國等國家已經開始廣泛使用耐壓超過70MPa的碳纖維復合材料和鋁合金內膽等材料製成的高壓儲氫容器，Ⅳ型全復合材料氣瓶也已經進入了示範使用階段。

2、中國加氫站建設瓶頸待破，理想豐滿

2.1、我國加氫站分布呈現出明顯的產業集聚效應

截至2018年底，我國共建成加氫站23座，其中固定式11座、撬裝站10座、廠內站2座。加氫規模500kg以上的占39%，多以試驗及內部使用為主，商業化運營的加氫站6座，占比為26%，在建加氫站合計約40餘座。

從技術路線來看：我國現已建成的加氫站中僅大連同濟-新源加氫站及北京永豐加氫站具備站內製氫能力，其中大連同濟-新源加氫站採用可再生能源站內製氫加氫站，其他均為外供氫氣式加氫站，加註壓力基本為35MPa。大連同濟-新能源加氫站的建成是我國在90MPa超高壓氫氣壓縮和存儲技術、70MPa加註技術以及70MPa加氫站集成技術研發與示範上邁出的堅實一步。隨著技術的發展，我國加氫站的日加註能力已逐漸從200kg/d提高到1000kg/d甚至2000kg/d。

從布局來看：氫能利用產業區域產業集聚效應顯著，產業鏈企業集中聚集地的氫能基礎設施建設也依託其自身資源稟賦得到快速發展。我國現運營的加氫站主要集中在上海、江蘇、廣東、湖北四個省份，約占全部加氫站的65%。結合我國氫能產業整體布局來看，東部區域氫能利用產業主要集中在山東、江蘇和上海，該地區也是我國最早進行燃料電池研發與示範的地區，該區域共有規模以上企業68家，示範運行燃料電池車563輛，現有加氫站約12座，並計劃到2020年建成50座加氫站。南部地區主要以廣東佛山和雲浮為首，依託燃料電池及燃料電池汽車的大規模示範，該地氫能產業鏈逐步完善，共有規模以上企業32家，示範運行燃料電池車95量，加氫站7座，計劃到2020年建成40座。國內製氫企業分布也明顯呈現出東部沿海多內陸少，北京、山東、江蘇、上海和廣東氫氣產量占全國制氫總量超過60%。

（1）北京永豐加氫站

北京永豐加氫站總投資金額約350萬美元，位於北京中關村永豐高新技術產業基地新能源交通示範園內，2006年11月8日正式運行，是我國第一座固定車用加氫站。

該項目業主為北京清能華通科技發展有限公司，合作夥伴包括英國BP公司和同方股份有限公司，設計單位為中國天辰化學工程公司，由美國空氣化工產品公司運行管理。該加氫站占地面積約4000平方米，最終包括三種制、供氫方式：外供氫氣（2000Nm3/d）、電解水制氫（1200Nm3/d）、天然氣重整制氫（1200Nm3/d）。

加氫站為戴克燃料電池客車加註時間約15min，加註壓力達35MPa，每輛車加滿可攜帶約40kg氫氣。站內配備了不同的加註接口以同時為國產及戴克燃料電池客車、轎車加註氫氣。（資料來源：清能華通）

（2）上海安亭加氫站

上海安亭加氫站在2019年以前是上海唯一的一座固定式加氫站，採用外供氫氣的設計，利用上海焦化廠工業副產氫氣，經過提純後以高壓氫氣形式用管束拖車運輸到加氫站內，經卸氣柱將氫氣從管束內卸載進入壓縮系統，當管束拖車上管束內壓力與儲氣瓶內壓力平衡時，壓縮機啟動，繼續將剩餘氫氣存儲到高、中、低三級儲氣瓶組內，加氫時按照低、中、高壓力順序取氣，壓力允許時氫氣可直接從管束車或儲氣瓶或直接由壓縮機對汽車進行加註。站內配有移動式儲氣瓶組和固定式儲氣瓶組，其中移動式儲氣瓶組包括兩組DOT儲氣瓶組，每車實際可用儲氫量為250kg，因此站內移動儲氫能力為500kg；固定式儲氣採用15個ASME儲氣瓶，分為低中高三級容量，容量比例為2:2:1，按低中高容量的儲氣瓶數量分配為6:6:3。另外，站內配備齊全的加氫系統、氮氣系統、安全監控系統等保證加氫站安全運行。（資料來源：中國石油大學）

總體看來：

（1）我國加氫站基礎設施建設處於導入階段，加氫站建設數量、速度及運行參數未達預期，與已開發國家存在一定差距；

（2）我國加氫站分布呈現出明顯的產業集聚效應，東部沿海及南部地區憑藉天然優勢，由龍頭企業帶動產業技術進步，加氫站建設步伐較快。

2.2、補貼多在燃料電池車，未來有望向加氫站傾斜

國家及各地政府對氫能利用、新能源汽車的發展給予高度重視，相繼出台了一些政策扶持氫能推廣、燃料電池和加氫站關鍵技術研究及相應基礎設施的建設，我們主要對涉及燃料電池汽車及加氫站建設補貼的相關政策進行分析。

2.2.1、國家層面對燃料電池汽車及加氫站建設的補貼政策

2015年財政部、科技部、工業和信息化部、發展改革委發布了《關於2016年-2020年新能源汽車推廣應用財政支持政策的通知》，在補助標準上規定了2017-2020年除燃料電池汽車外其他車型補助標準適當退坡，給予燃料電池乘用車補貼20萬/輛，輕型客車貨車30萬/輛，大中型客車和中重型貨車50萬/輛。

較之前的補貼力度，2018年對燃料電池汽車的補貼政策基本不變，力度不減。2018年，四部委聯合發布了《關於調整完善新能源汽車推廣應用財政補貼政策的通知》，要求燃料電池乘用車依然按燃料電池系統的額定功率進行補貼，補貼標準為6000元/kW，上限為20萬元/輛；輕型燃料電池客車、貨車以及大中型客車、中重型貨車依然採用定額補貼方式，補貼上限不變，分別為30萬元/輛和50萬元/輛。在技術要求上，乘用車燃料電池系統的額定功率不小於10kW，商用車燃料電池系統的額定功率不小於30kW。

2019年發布的通知中強調了重視加氫站基礎設施建設的補貼。2019年3月，國家財政部官網再次發布了《關於進一步完善新能源汽車推廣應用財政補貼政策的通知》，該通知從2019年3月26日起實施，2019年3月26日-6月25日為過渡期，過渡期期間銷售上牌的燃料電池汽車按2018年對應標準的0.8倍補貼，而除燃料電池汽車外的其他新能源汽車根據是否符合技術指標要求按2018年對應標準的0.1倍或0.6倍進行補貼，且過渡期後取消地方對新能源汽車(新能源公交車和燃料電池汽車除外)給予的購置補貼，並特彆強調將地方補貼轉為用於支持充電(加氫)基礎設施「短板」建設和配套運營服務等方面。

我們認為未來燃料電池汽車的政府補貼是與燃料電池汽車生產成本掛鉤的。雖然燃料電池汽車補貼政策尚未真正落定，但本次補貼中規定的過渡期間銷售上牌的燃料電池汽車按2018年對應標準的0.8倍補貼，減少20%的補貼，隨著技術的不斷進步，成本較之前將會大幅降低，補貼力度的調整或將與之基本一致。

另一方面，國家對於加氫站建設成本的補貼繼2014年發布的《關於新能源汽車充電設施建設獎勵的通知》後並沒有其他遞接政策出台，該通知中規定對2013至2015年符合國家技術標準且日加氫能力不少於200公斤的新建燃料電池汽車加氫站每個站獎勵為400萬元，但此項政策已於頒布一年後過期。本次《關於進一步完善新能源汽車推廣應用財政補貼政策的通知》中關於「將地方補貼轉為用於支持充電(加氫)基礎設施「短板」建設和配套運營服務等方面」的條款無疑為加氫站基礎設施建設帶來了好消息。

2.2.2、地方政府層面對燃料電池汽車及加氫站建設的相關政策

在國家政策的引導下，各地政府紛紛響應號召，根據實際情況對未來加氫站建設及燃料電池汽車的發展進行規劃布局，並出台相關補貼政策進行支持。

規劃建設加氫基礎設施建設最多的當屬浙江省。2019年4月16日，浙江省發改委發布了《浙江省培育氫能產業發展的若干意見（徵求意見稿）》，其目標為到2022年，建成加氫站（含加氫功能的綜合供能站）30座以上，累積推廣氫燃料電池汽車1000輛；列出了四項重點任務，包括在全省規劃建設700座綜合供能服務站並根據需要預留加氫裝置空間。若未來這700座綜合供能服務站均配備加氫裝置，浙江省加氫站將達到700座，這是所有省份中對加氫站規劃數量之首。另外，浙江省還對嘉興、寧波、湖州、杭州等地未來加氫站和燃料汽車進行了規劃，以加速開展氫能產業化和應用示範試點。氫能發展主要區域上海、武漢、佛山等地均積極部署氫能產業發展路線。

根據國家發布的《關於調整完善新能源汽車推廣應用財政補貼政策的通知》中對於燃料電池汽車的補貼政策，各地政府積極跟進地方對燃料電池汽車的補貼力度。

堅持「以車帶站」的發展路線，各地在大力推廣燃料電池汽車應用的同時積極推進加氫站基礎設施的建設，為減小加氫站高額建設投資成本對其發展的阻礙，各地積極推出加氫站補貼政策。

放眼全國，廣東省佛山市是在加氫站建設方面行動最積極、政策最詳實的，其加氫站建設補貼力度最大。2018年4月12日，《佛山市南海區促進加氫站建設運營及氫能源車輛運行扶持辦法（暫行）》出台，對南海區加氫站建設及運營進行補貼，扶持辦法中對新建的固定式加氫站最高補貼金額達800萬元，是目前加氫站扶持政策中最高的，且當地企業不僅可享受南海區的補貼政策，還可以同時享受上級相關補貼政策。

3、規模化或使未來加氫站成本降低空間達40%

加氫站的建設與氫燃料電池汽車的推廣應用看似是一個「雞與蛋」式的困境，但是，現在越來越多的政府、企業和機構開始認識到，加氫站的建設與燃料電池汽車的發展應該齊頭並進，這樣才能實現未來氫能源利用的商業化，同時降低氫能源的使用成本及燃料電池的價格。

建設加氫站的首要難題就是巨額的建設成本，因此我們將針對加氫站的建設成本詳細地進行分析和比較。

加氫站從組成上主要包含制氫系統（僅適應於具有內製氫能力的加氫站）、純化系統（內製氫加氫站中用於純化站內製備的氫氣，以達到使用標準）、壓縮系統、儲氫系統、加氫系統、安全監控、電氣設備以及其他機械設備（包括管道、配件、閥門等）。

3.1、外供氫式高壓氫氣加氫站的建設成本最低

我們對外供氫高壓氫氣加氫站、外供液氫加氫站以及內製氫加氫站，三種不同技術路線加氫站的建設總成本進行了對比分析。由於我國現階段加氫站全部為高壓氫氣儲存加氫站，為了比較不同類型加氫站建設成本，我們以2015財年，美國加利福尼亞洲這三種不同類型加氫站的建設成本為例進行分析。

3.1.1、外供氫高壓氫氣加氫站建設成本

以日供氫能力為180kg/d，存儲能力為250kg的外供氫高壓氫氣加氫站為分析對象，其氫氣運輸方式為集裝管束拖車運輸，加氫站同時具備35MPa和70MPa兩種加氫壓力。當加氫壓力達到70MPa時，需要添加冷卻系統，在加氫過程中對氫氣進行預冷，以防止加氫過程中由於氫氣溫度過高而引發的安全事故。

加州能源局的研究數據表明，該類型加氫站建成所需的與設備相關的費用約為160萬美元，考慮投入使用前所需的調試費用、工程設計費用、管理費用、建築施工費用等其他費用，總成本將超過200萬美元。

如果生產規模增加到100套/年，加氫站建設成本較2015年可降低40%左右。未來，隨著設備生產規模的擴大，規模經濟影響顯著，壓縮系統、儲氫系統以及加氫系統的成本將明顯下降，外供氫高壓氫氣加氫站的總成本將有很大的下降空間。

3.1.2、外供液氫加氫站建設成本

下面對一個日供氫能力為350kg/d，同樣具備35MPa和70MPa兩種加氫壓力的外供液氫加氫站進行建設成本分析。相比於外供高壓氫氣加氫站，外供液氫加氫站在運輸之前需要耗能將氫氣溫度降低到零下253℃，以液態氫的形式進行運輸。加氫站中需要添加額外的儲氫瓶和冷卻系統保證加氫站的正常運行，占地面積更大，因此液態加氫站的建設成本高於高壓氫氣加氫站。

加州能源局的研究數據表明，外供液氫加氫站建成所需的與設備相關的費用約為193萬美元（高於外供氫高壓氫氣加氫站的160萬美元），考慮投入使用前所需的調試費用、工程設計費用、管理費用、建築施工費用等其他費用，總成本約為280萬美元。

3.1.3、站內電解水制氫加氫站建設成本分析

美國加利福尼亞州HyGen加氫站採用站內電解水制氫，該加氫站日供氫能力為130kg/d，同樣具備35MPa和70MPa兩種加氫壓力，下面對該加氫站的建設成本進行分析。

站內電解水制氫加氫站由於站內具備制氫能力，與外供氫加氫站相比，省去了將氫氣由制氫廠運至加氫站的運輸費用。受益於模塊化的設計，電解水制氫系統包含的所有設備都可以放置於20-40英尺的國際標準貨櫃中，英國ITMPower、加拿大的HydrogenTechnologyandEnergy(HTEC)公司以及美國HyGenIndustries等企業都提供這種貨櫃式電解水制氫系統。

本部分對外供氫加氫站的分析中並沒有考慮集裝管束拖車的製造/使用成本、氫氣運輸成本等，僅針對加氫站建設投資成本進行分析比較。

加州能源局的研究數據表明，HyGen電解水制氫加氫站總建設成本超過320萬美元，遠遠超過外供氫高壓氫氣加氫站（200萬美元）和液氫加氫站（280萬美元），其中電解水制氫裝置成本約131萬美元。

綜合來看，現階段外供氫高壓氫氣加氫站的建設成本最低，且隨著生產規模的擴大，成本將有大幅降低的可能，進一步考慮氫氣生產和運輸費用後的氫氣使用成本將增加。

3.2、壓、儲、加三大系統成本規模經濟性顯著

國內現階段主要為外供氫高壓氫氣加氫站，因此，本節中我們對外供氫高壓氫氣加氫站中最為重要的三大系統——壓縮、儲氫及加氫系統，進行建設成本的分析。

根據AhmadMayyas等人的研究，直接成本可分為系統核心部件成本及輔助設備成本（Balanceofsystem，BOS）兩部分進行分析，主要包括與設備生產有關的設備/建築成本、材料成本、廢料成本、工人工資費用、生產耗能、設備及廠房維護費用以及資本成本。另外，考慮系統建設產生的裝配費，從而得到加氫站中相應系統生產建設所需的成本。

3.2.1、壓縮系統成本隨生產規模擴大而大幅降低

假設加氫站壓縮系統中採用活塞式壓縮機，其直接成本包括與壓縮機殼體及內部結構加工製造相關的系統核心部件成本，以及與電機、控制單元、管路系統等相關的輔助設備成本。

根據AhmadMayyas等人的研究，通過對比壓縮系統建設成本與生產規模的關係我們發現：

（1）隨著生產規模的增加，壓縮系統核心部件的直接生產成本將大幅降低，當生產規模由10套/年增加到100套/年時，核心部件直接生產成本降低約82%；

（2）核心部件直接生產成本降低的主要原因是由於隨著生產規模的增加，平均到每套壓縮系統的資本成本及設備/建築成本明顯降低；

（3）輔助設備成本隨生產規模的增加變化很小，其中系統的控制單元價格最高，占輔助設備成本的58%，高精度的控制單元成本約為13000美元；

（4）考慮壓縮系統直接成本及裝配成本的總成本隨生產規模的增加而降低，生產規模由10套/年增加到100套/年時，總成本降低約56%。

我們預測在未來，壓縮系統的成本降低空間將更大。隨著生產規模的增加，輔助設備成本在總成本中的占比將超過直接成本，未來隨著需求的增加，針對不同參數壓縮系統的閥組、接頭、傳感器等輔助部件將趨於更加標準化、集成化的生產製造模式，屆時，輔助設備成本將大幅降低，這使得壓縮系統的成本在未來將有很大的降低空間。

3.2.2、儲氫系統成本隨生產規模擴大降幅有限

儲氫系統成本分析分為儲氫瓶直接成本以及輔助設備成本兩部分。假設加氫站採用Ⅰ型儲氫瓶，儲氫壓力為38MPa時容量為30kg。

根據AhmadMayyas等人的研究，通過進一步分析我們發現：

（1）材料費用是儲氫系統成本的主要部分，其次為人工費用；

（2）由於材料費用為主要成本構成，且隨生產規模變化不大，因此儲氫系統成本隨生產規模的增加降低較小；

（3）當生產規模由100套/年增加到1000套/年時，與儲氫系統直接生產建設相關的成本將可降低8.5%。

3.2.3、加氫系統成本隨生產規模擴大而降低

對於加氫系統的成本分析，我們考慮兩種情況：

（1）只有35MPa加註口的加氫機；

（2）同時配有35MPa和70MPa兩種加註口的加氫機。

加氫系統相關部件可直接購買並進行組裝，成本可分為設備成本及人工費用。在已有加氣站加氣系統的建設經驗基礎上，加氫系統中的相關部件現已形成了較為標準化的生產製造，包括加氫機外殼、相關閥門組件、流量計、壓力計、加氫槍、控制及顯示面板、相關按鍵等。

根據AhmadMayyas等人的研究：

（1）設備成本中最主要的為閥門和計量儀表等，占設備成本的60%左右，用於監測壓力以及氫泄露相關的傳感器也是加氫系統成本的重要組成部分；

（2）加氫槍組件成本在H35/H70加氫系統中的占比高於在H35單加註口加氫系統成本中的占比。這是由於70MPa加氫槍組件成本相比於35MPa成本更高，且能夠製造成熟產品的供應商更少；

（3）H35單一加註口加氫系統設備成本約為35048美元，H35/H70雙加註口加氫系統的設備成本約為67595美元；

（4）加氫系統的成本隨著生產規模的增加而降低。

35MPa/70MPa雙加註口加氫系統總成本較35MPa單加註口加氫系統成本增加約一倍。生產規模由10套/年增加到500套/年，加氫系統總成本可降低30%-35%。

3.3、中國加氫站建設成本較其他國家優勢明顯

我們將我國加氫站壓縮、儲氫及加氫三大系統的建設成本與美國、日本、德國等其他國家的建設成本進行了比較，以分析中國在加氫站建設成本方面的國際競爭力。

各國壓縮機系統建設成本比較：

（1）我國壓縮系統建設的直接成本和裝配成本在國際上具有明顯優勢，明顯低於美國、日本、德國等氫能利用更為廣泛的國家；

（2）考慮壓縮機製造企業加權平均資本成本要求後，我國壓縮機建設成本的優勢降低，但依然低於其他已開發國家；

（3）我國加氫站壓縮系統建設成本較低的優勢在於較低的人工費用及設備/建築成本。

各國儲氫系統建設成本比較：

（1）若只考慮系統的直接成本，我國加氫站儲氫系統建設成本依然低於其他國家；

（2）若綜合考慮企業的加權平均資本成本要求，美國、加拿大、墨西哥的儲氫系統總成本將低於我國；

（3）我國加氫站儲氫系統建設成本優勢來源依然是我國較低的人工費用。

各國加氫系統建設成本比較：

同樣的，對於加氫站加氫系統建設成本來說，我國的建設成本設備成本及人工費用低於其他國家，而較高的公司加權平均資本成本要求使得我國加氫站建設的總成本優勢下降。

總的來說，由於我國擁有更低的人力成本及建築成本，使得我國在加氫站關鍵系統建設成本上較其他國家具有一定優勢，但是成本降低的關鍵還是在於生產規模的擴大和技術的進一步發展，加速發展氫能利用產業，形成上下一體的商業化產業鏈及標準化部件迫在眉睫。

4、投資建議

（1）作為氫能利用的中間橋樑，加氫站的建設得到了各方極大的重視，隨著社會資本和法規政策的落實與就位，加氫站設備提供商及加氫站設計、建設與運營商將最先受益；

（2）繼續關注各關鍵設備供應商——厚普股份、雪人股份、京城股份、深冷股份、富瑞特裝等，其開發、生產的壓縮機、儲氫容器及加氫設備是加氫站建設的三大關鍵組成；

（3）繼續關注加氫站建設運營商——中石化、中石油、氫楓能源、舜華新能源、中國神華、明天氫能等，在當下各地加氫站建設規劃如火如荼、補貼政策陸續頒布的背景下，加氫站設計、建設及運營將帶來投資機會。

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（報告來源：光大證券；分析師：殷中樞、王威）k