氫是目前全球公認的最潔凈的燃料，也是重要的化工合成原料。氫不是一次能源，需要使用一次能源通過轉換來生產出能量載體，目前氫氣的工業應用大多采用高壓氣態形式作為燃料或原料。氫燃料電池車(Fuelcellvehicle-FCEV)是使氫或含氫物質及空氣中的氧通過燃料電池以產生電力，再以電力推動電動機，由電動機推動車輛，整個過程將氫的化學能轉換為機械能。氫能源的最大好處是跟空氣中的氧反應產生水蒸氣之后排出，可有效減少燃油汽車造成的空氣污染問題，現階段下高速車輛、巴士、潛水艇和火箭已經在不同形式使用氫燃料，而燃料電池車一般在內燃機的基礎上改良而成。

制約氫燃料電池真正走向實用、走向市場、走向大眾生活的最大障礙是經濟規模的制氫、加氫技術及其社會普遍度、技術上(電堆和整車技術)的可靠性等。關于經濟規模的制氫我們在燃料電池行業深度報告(一)中深入闡述了，本篇作為系列報告的第二篇將重點討論加氫技術及其社會普遍度，也就是加氫站及網絡的建設問題。

對于經濟規模的制氫，在燃料電池行業深度報告(一)中，我們分析了低成本氫源的可能來源，我們認為從目前來看，國內化工副產氫的利用是燃料電池行業供氫的較優選擇，國內氯堿、PDH和快速發展的乙烷裂解行業可提供充足的低成本氫氣資源，且集中在負荷中心密集的華東地區，在對這些裝置進行低強度的改造之后可同時解決燃料電池行業的供氫和副產氫高效利用的問題，未來化工副產集中式供氫+水電解分散式制氫將會是國內燃料電池行業供氫模式的發展方向。

作為系列報告的第二篇，在本文中我們將討論加氫站建設的技術難點，按照不同的分類方法，加氫站可以分為多種類型:按照制氫地點，加氫站可分為站外制氫加氫站(off—site)和站內制氫加氫站(on—site);按照儲存地點，可分為固定式加氫站和移動式加氫站;按照氫氣儲存狀態，可分為液氫加氫站和高壓氫氣加氫站;按照加注方式，可分為單級加注加氫站和多級加注加氫站;按照制氫方式，加氫站可分為電解水制氫加氫站、工業副產氫加氫站、天然氣重整制氫加氫站、甲醇重整制氫加氫站等。

業界通常將加氫站分為站外制氫加氫站和站內制氫加氫站兩種。站外制氫加氫站在加氫站內無氫氣生產裝置，氫氣是從氫源通過運輸到達加氫站，氫氣運至加氫站后，在站內進行壓縮、儲存、加注等步驟;站內制氫加氫站是在加氫站內自備了制氫系統，可以自主制取氫氣，氫氣經純化和壓縮后進行儲存。目前小型的站內制氫加氫站主要采用站內電解水的方法制氫，另外，還有站內天然氣重整制氫、甲醇重整制氫、太陽能或風能制氫等。

站外制氫加氫站的氫氣是從氫源運輸到加氫站的，氫氣運輸的方式包括:氣態氫氣輸送、液態氫氣輸送和固態氫氣輸送。前兩者將氫氣加壓或液化后再利用交通工具運輸，這是目前加氫站比較常用的方式，固態氫氣輸送通過金屬氫化物進行運輸。

2.1、氣態氫氣(GH2)運輸

氣態氫氣的運輸通常是將氫氣經加壓至一定壓力后，然后利用集裝格、長管拖車和管道等工具輸送。

集裝格由多個水容積為40L的高壓氫氣鋼瓶組成，充裝壓力通常為15Mpa。集裝格運輸靈活，對于需求量較小的用戶，這是非常理想的運輸方式。

長管拖車由車頭和拖車組成，管束作為儲氫容器，目前常用的管束一般由9個直徑約為0.5m，長約10m的鋼瓶組成，其設計的工作壓力為20Mpa，約可儲存氫氣3500標準m3。長管拖車技術成熟，規范完善，因此國外較多加氫站采用長管拖車運輸氫氣，上海較大規模商品氫氣都是運用此方法。上海浦江特種氣體有限公司是國內最早運用長管拖車對氫氣進行運輸的內資企業之一。

氫氣長管拖車將氫氣運輸至加氫站后，裝有氫氣的管束與牽引車分離，然后與卸氣柱相連接，隨后氫氣進入壓縮機中被壓縮，并先后送入高壓，中壓和低壓儲氫罐中分級儲存，需要對汽車進行加注服務時，加氫機可以先后從氫氣長管拖車、低壓儲氫罐、中壓儲氫罐、高壓儲氫罐中按順序取氣進行加注。

在美國、加拿大、歐洲有氫氣管道運輸的方式，管道直徑大約為0.25~0.3m，壓力范圍為1~3MPa，流量在310~8900kg/h之間，目前氫氣管道總長度已經超過16000km。管道的投資成本很高，與管道的直徑和長度有關，比天然氣管道的成本高50%~80%，其中大部分成本都用于尋找合適的路線，目前氫氣管道主要用于輸送化工廠的氫氣。

2.2、液氫(LH2)運輸

液氫的體積密度是70.8kg/m3，體積能量密度達到8.5MJ/L，是氣氫15MPa運輸壓力下的6.5倍。因此將氫氣深冷至21K液化后，再利用槽車或者管道進行運輸將大大提高運輸效率。槽車的容積大約是65m3，每次可凈運輸約4000kg氫氣，因此國外加氫站運用液氫運輸的方式要略多于氣態氫氣的運輸方式。液氫管道都采用真空夾套絕熱，由內外兩個等截面同心套管組成，兩個套管之間抽成高度的真空。

除了槽罐車和管道，液氫還可以利用鐵路和輪船進行長距離或跨洲際輸送。深冷鐵路槽車長距離運輸液氫是一種既能滿足較大輸氫量又比較快速、經濟的運氫方法。這種鐵路槽車常用水平放置的圓筒形杜瓦槽罐，其儲存液氫的容量可達到100m3，特殊大容量的鐵路槽車甚至可以運輸120~200m3的液氫，目前僅有非常少量的氫氣采用鐵路運輸。

液態槽車將液氫運輸至加氫站，與加氫站連接后進入加氫站的液氫儲罐，液氫儲罐中的氫通過氣化器進行氣化，從而進入緩沖罐，隨后進入壓縮機內被壓縮，并先后輸送到高壓、中壓、低壓儲氫罐中分級儲存，需要對汽車進行加注時，可依次從低壓、中壓、高壓儲氫罐中按順序取氣進行加注。

2.3、固態氫(SH2)運輸

固態氫的運輸主要是利用稀土系、鈦系、鋯系和鎂系等金屬或合金的吸氫特性，與氫氣反應產生穩定氫化物，然后在常溫常壓下運輸至目的地之后再通過加熱釋放氫氣。目前研究較多的貯氫合金有四類:稀土鑭鎳等，每公斤能貯氫135L;鐵一鈦系，每公斤貯氫量是稀土鑭鎳的四倍，且價格低、活性大、還可在常溫常壓下釋放氫氣，是目前使用最多的貯氫材料;鎂系，是吸氫量最大的金屬元素，但釋放溫度需要達到287攝氏度，且吸氫速度慢;釩、鈮、鋯等多元素系，這些金屬自身就屬于稀貴金屬，所以只適用于特殊場合。

利用該技術可以大幅度提升氫氣運輸的體積能量密度，理論上與高壓鋼瓶同等重量的儲氫合金能吸納的氫氣量是高壓鋼瓶的上千倍，但儲氫合金本身價格昂貴，用于大規模氫氣運輸并不現實。

2.4、運輸成本分析

關于氫氣運輸的成本目前沒有統一的標準，在馬建新等發表的《加氫站氫氣運輸方案比選》中通過建模的方式對長管拖車運輸、液氫槽車運輸、管道輸送等運輸方式的成本進行了分析，在模型中他們固定氫源到加氫站的運輸距離為50km，考慮了固定設備投資、人工、能耗及運行維護成本等因素，最后得出結論:

當加氫站數量在8個以上時，長管拖車運輸成本穩定在2.3元/kg，折合46元/(噸·公里)，如果加氫站的數量少于8個且規模較小時，長管拖車的利用率較低，這將增加單位成本，最高單位運輸成本為4.7元/kg，折合為94元/(噸·公里);

液氫槽車的運輸成本最低，隨著加氫站數量和規模的增加，最低可為0.4元/kg，折合為8元/(噸·公里)，但是沒有考慮氫氣液化及蒸發的成本，氫氣液化設備的投資非常巨大，一個日處理量為120t氫氣的液化廠投資約為9千萬美元，一個每小時液化能力為30t的液化廠，液化成本為4.5元/kg，因此若考慮液化成本，長管拖車運輸氫氣的成本在目前還是比較低的;

管道運輸氫氣的成本主要跟運送量(加氫站的規模)相關，當運送量達到1500kg/天以上，氫氣的運輸成本為120元/(噸·公里)。

在上面的成本分析中，固定了運輸距離為50km，實際上運輸成本與運輸距離也有很大關系，玖牛研究院分析了距離與運費的關系，發現液氫槽車運輸的每公里費用隨著距離的增加迅速降低，這是因為運輸距離越長，每公里攤銷的液化費用越低，當運輸距離超過300km后，液氫槽車運輸變得比長管拖車運輸更經濟。

為了使汽車能攜帶足夠的氫氣，必須把氫氣壓縮，壓縮的壓力越高，儲罐所能儲存的氫氣就越多，其能量密度越大，因此現在國際上燃料電池電動汽車上的氫氣儲罐壓力一般都做到35MPa的工作壓力，甚至有做到70MPa工作壓力，那么作為給汽車加氫的加氫站，其儲罐儲存氫氣的壓力更要高于汽車氫氣儲罐的壓力，才能保證給汽車充氣。因此要真正做到給燃料電池電動汽車、氫內燃機汽車加注氫氣，使氫氣真正作為能源使用，關鍵在于氫氣的升壓技術、儲存技術和加注技術及其系統集成，特別是儲存技術，這是加氫站的技術難點，而對于站內制氫加氫站，技術難點還包括制氫技術以及系統集成。

加氫站與現有較為成熟的壓縮天然氣(CNG)加氣站相似，主要包括卸氣柱(站外制氫加氫站)、壓縮機、儲氫罐、加氫機、管道、控制系統、氮氣吹掃裝置、放散裝置以及安全監控裝置等等，無論是站外制氫加氫站還是站內制氫加氫站其核心設備都是壓縮機、儲氫罐和加氫機，它們分別占到加氫站建設成本的30%、11%、13%，目前國內加氫站核心設備基本依賴進口。

1.壓縮機

壓縮機是將氫源加壓注入儲氣系統的核心裝置，輸出壓力和氣體封閉性能是其最重要的性能指標。目前加氫站使用的壓縮機主要有隔膜式壓縮和離子式壓縮機兩種。隔膜式壓縮機因無需潤滑油潤滑，從而能夠獲得滿足燃料電池汽車純度要求的高壓氫氣，并且隔膜式壓縮機輸出壓力極限可超過100MPa，足以滿足加氫站70MPa以上的壓力要求，但隔膜式壓縮機在壓縮過程中需要采用空氣冷卻或液體冷卻的方式進行降溫。目前國際上主要的隔膜式壓縮機的生產商有美國Hydro-PAC公司、PDC公司等等，國內特種718所能夠利用PDC公司提供的部件完成組裝，上海世博加氫站、北京加氫站都是引進的美國PDC公司產品。

離子式壓縮機能實現等溫壓縮，但因技術尚未成熟，沒有大規模使用。2.儲氫罐

儲氫罐很大程度上決定了加氫站的氫氣供給能力。加氫站內的儲氫罐通常采用低壓(20~30MPa)、中壓(30~40MPa)、高壓(40~75MPa)三級壓力進行儲存。有時氫氣長管拖車也作為一級儲氣(10~20MPa)設施，構成4級儲氣的方式。

與石油加氫反應器、煤加氫反應器等高壓高溫臨氫容器和傳統氫氣瓶式容器相比，加氫站儲氫罐具有以下4個基本特點:

高壓常溫且氫氣純度高，具有高壓氫環境氫脆的危險。35MPa加氫站儲氫容器的設計壓力一般取45、47、50MPa;70MPa加氫站儲氫容器的設計壓力通常取82、87.5、98、103MPa。在正常工作條件下，儲氫容器殼體金屬溫度主要取決于大氣環境溫度。為滿足氫燃料電池汽車用氫氣的高純度要求，儲氫容器中氫氣的純度在99.999%以上。長期在高壓和常溫氫氣環境中工作，儲氫容器材料可能會產生高壓氫環境氫脆，導致塑性損減、疲勞裂紋擴展速率加快和耐久性下降，嚴重威脅儲氫容器的安全使用。

壓力波動頻繁且范圍大，具有低周疲勞破壞危險(商用站尤為如此)。目前，在設計壽命期限內加氫站用儲氫罐的壓力波動次數通常為103~105次，屬于低周疲勞范疇。其中移動(示范)站儲氫罐的壓力波動次數較少，而固定(商用)站的波動次數較多。此外，站用儲氫罐的壓力波動范圍較大，通常為20%~80%的設計壓力(或者對應氣瓶公稱工作壓力)。因此，加氫站用儲氫容器的疲勞失效問題非常突出，設計時必須考慮疲勞失效。與加氫站用儲氫容器相似，壓縮天然氣加氣站用儲罐也儲存有大量易燃易爆介質，且壓力也有波動，但其壓力波動范圍小，疲勞失效問題并不突出。

容積大，壓縮能量多，氫氣易燃易爆，失效危害嚴重。根據GB50516—2010《加氫站技術規范》規定，一級、二級、三級加氫站的最大儲氫量分別為8000、4000、1000kg。對于三級站，按儲存壓力45MPa、溫度20°C計算，儲氫容器的容積約為35m3，即需用900L的高壓容器至少39臺。每臺容器的物理爆炸能量相當于18.4kgTNT炸藥，一旦發生爆炸，產生的沖擊波、碎片、高溫危害嚴重。

面向公眾，涉及公共安全。加氫站(特別是城市建成區加氫站)一般靠近道路，其附近往往人流較密集、車流量較大，因此面向公眾，涉及公共安全，一旦發生爆炸，將會危及人民生命和財產安全，造成巨大損失，引起恐慌，社會影響惡劣。

目前加氫站儲氫罐用的主要材料有為Cr-Mo鋼、6061鋁合金、316L等。對于Cr-Mo鋼，我國常用材料為ASTMA5194130X(相當于我國材料30CrMo)、日本為SCM435和SNCM439、美國為SA372Gr.J。4130X和日本SCM430、美國SA372Gr.E具有相近的化學成分和力學性能。高壓儲氫罐主要生產企業有美國AP公司、CPI公司，國內浙江大學攻克了輕質鋁內膽纖維全纏繞高壓儲氫氣容器制造技術，但沒有形成量產，北京加氫站引進的是CPI公司的產品。

對于車載儲氫罐，特別是70Mpa儲氫罐，重量是需要考慮的重要因素，目前已經發展為全復合輕質纖維纏繞儲罐，其筒體一般包括3層:內層是密封氫氣的樹脂襯里、中層是確保耐壓強度的碳纖維強化樹脂(CFRP)層、表層是保護表面的玻璃纖維強化樹脂層，目前只有豐田和挪威Hexagon具備商業化生產能力。

3.加氫機

加氫機是實現氫氣加注服務的設備，加氫機上裝有壓力傳感器、溫度傳感器、計量裝置、取氣優先控制裝置、安全裝置等等。當燃料電池汽車需要加注氫氣時，若加氫站是采用4級儲氣的方式，則加氫機首先從氫氣長管拖車中取氣;當氫氣長管拖車中的氫氣壓力與車載儲氫瓶的壓力達到平衡時，轉由低壓儲氫罐供氣;依此類推，然后分別是從中壓、高壓儲氫罐中取氣;當高壓儲氫罐的壓力無法將車載儲氫瓶加注至設定壓力時，則啟動壓縮機進行加注。加注完成后，壓縮機按照高、中、低壓的順序為三級儲氫罐補充氫氣，以待下一次的加注。這樣分級加注的方式有利于減少壓縮機的功耗。

站內制氫加氫站還需要系統整合制氫裝置，以電解水制氫加氫站為例，電解水制氫設備接氫氣純化設備，純化設備接氫氣隔膜壓縮機入口，壓力為1.6~4MPa，氫氣隔膜壓縮機出口接高壓氫氣儲罐，壓縮機出口工作壓力達40MPa，流量達到150Nm3/h。氫氣儲罐工作壓力40MPa，水容積5m3，最大儲氫氣量可達2000Nm3，40MPa工作壓力的氫氣儲罐以三個出口分別連接氫氣加注機(滿足50Nm3/min流量，入口壓力40MPa)、氫氣隔膜壓縮機(出口壓力75MPa)和通過減壓為20MPa給氣瓶充裝氫氣的匯流排。其中出口壓力為75MPa的氫氣隔膜壓縮機出口連接工作壓力為75MPa的氫氣儲罐，儲罐出口再連接到氫氣加注機。

加氫機主要的生產企業有德國林德(Linde)、美國AP公司等等，國內厚普股份已成功研發氫氣加注裝置，產品規格包括日加氫量50公斤、200公斤、500公斤、1000公斤等規格，并且已經為上海、武漢、鄭州、張家口等國內布局氫能源汽車的城市供應了氫氣加注設備，加氫機是目前最有可能實現國產化的核心設備。

以上海世博園加氫站為例說明站外制氫加氫站的運行情況

上海世博加氫站的壓縮機采用了4臺PDC-4-6000型隔膜式壓縮機，每臺壓縮機額定功率為18.5kW，吸氣壓力為6~22MPa，排氣壓力為46MPa，額定流量(折合成標準狀態)為55m3/h。采用水冷卻的方式對壓縮機進行降溫，每2臺壓縮機共用一套冷卻裝置。壓縮機工作時，根據所需流量，4臺壓縮機可以采用1用3備、2用2備或3用1備等模式對氫氣進行壓縮。

上海世博加氫站的設計最高儲氫壓力為45MPa，其中低壓儲氫罐3臺，中壓儲氫罐6臺，高壓儲氫罐6臺。每臺儲氫罐的直徑為0.406m，容積約為0.767m3。15臺儲氫罐總儲氫量約為360kg。上海世博加氫站將氫氣長管拖車也作為一級儲氣設施，構成氫氣長管拖車、低壓儲氫罐、中壓儲氫罐及高壓儲氫罐共4級儲氣的方式。每輛氫氣長管拖車實際儲氫量約為250kg，加氫站內可以同時連接2輛氫氣長管拖車，故氫氣長管拖車總儲氫量約為500kg。

上海世博加氫站的加氫機額定加注壓力分為25MPa和35MPa兩種，采用4臺雙槍加氫機，每臺加氫機雙槍最大加注能力為3kg/min。另外，根據國際標準ISO/TS15869—2009《氣態氫和氫的混合物——陸地車輛油箱》的規定，車載儲氫瓶的溫度不可超過85°C。因此，氫氣在加注前需要經過管道換熱預冷。上海世博加氫站在加注氫氣前，先將氫氣預冷至-20°C。其冷卻方式是，氫氣從儲氫罐來到加氫機時，先進入一個換熱裝置與其中的冷流體充分換熱后降溫，然后氫氣通過加氫機為燃料電池汽車加注氫氣。

以北京加氫站為例說明站內制氫加氫站的運行情況

北京加氫站是國內第一座高壓加氫站，于2006年建成運行，二期改造后加入了天然氣重整站內制氫裝置，工藝流程是天然氣重整制氫裝置生產的氫氣由一臺產品氫氣壓縮機增壓到200Bar進入長管拖車儲存，使用時加注壓縮機把長管拖車中的氫氣增壓到400Bar進入高壓儲氫瓶組，加注時由高壓儲氫瓶組的氫氣經加注機進入燃料電池電動車輛。

天然氣重整制氫設備采用我國具有四十多年制造和操作經驗并且技術可靠的蒸汽轉化工藝和一段變壓吸附凈化法(PSA凈化法)。主要生產過程以天然氣為原料，采用烴類水蒸汽轉化造氣工藝制取粗氫氣。轉化壓力2.0MPa(G)，合成氣經變換和PSA分離雜質后得到合格的產品氫氣，整個工藝分為原料脫硫、烴類的蒸汽轉化、一氧化碳變換、變壓吸附(PSA)氫氣提純四個主要工藝過程。額定產氣量為50Nm3/h。

北京加氫站可利用天然氣重整裝置每天生產高品質氫氣1200Nm3，利用外供氫每天提供高品質氫氣2000Nm3，完全滿足20輛燃料電池小轎車和3輛燃料電池大客車每天運行所需的氫氣要求，根據氫氣的消耗量，天然氣重整制氯裝置的生產能力可以在40一100%之間調節，結合外供氫氣的合理調度，能夠滿足不同氫氣用量的要求。

北京加氫站的壓縮機由美國PDC公司提供，額定流量55Nm3/h，最高壓力可達400Bar。其功能是把天然氣重整制氫設備生產的氫氣加壓送入長管拖車內儲存。

北京加氫站的儲罐由美國CPI公司提供。選用的高壓氫氣儲罐為二組氣瓶，氫氣儲罐的額定工作壓力為420bar，水容積為1.7m3，町儲存氫氣65Kg。

北京加氫站的加注機由美國Genesys公司提供，型號為Series300型，最大充裝速度可以達到600kg/h。

據H2stations(H2stations.org網站)統計，截至2018年底全球加氫站數目達到369座，新增48座:其中歐洲152座，亞洲136座，北美78座。在全部369座加氫站中，有273座是零售型加氫站，對外開放，其余的站點則為封閉用戶群提供服務，比如公共汽車或車隊用戶。

截至2018年底，全球擁有10座以上加氫站的國家有日本(102座)、德國(60座)、美國(42座)、中國(23座)、法國(19座)、英國(17座)、韓國(14座)、丹麥(11座)。日本、德國和美國加氫站共有204座，占全球總數的55%，這三個國家在氫能與燃料電池技術領域在全球處于絕對領先地位。

目前全球氫能源產業還處于導入期，加氫站的建設規模還較小，截至2018年底，已經規劃的新增加氫站計劃較大的有德國(38座)、荷蘭(17座)、法國(12座)、加拿大(7座)、韓國(27座)、中國(18座)。

4.1、國外加氫站的建設情況

4.1.1、日本加氫站建設及相關政策

日本加氫站網絡建設相關政策

早在2002年，為推動加氫站的建設，日本就開始了JHFC示范項目，該示范項目到2010年結束。JHFC項目共建成了11座加氫站，并與其他4座加氫站合作，通過對這15座加氫站的運營來研究不同類型加氫站的可行性，這些加氫站中10座位于關東地區、3座位于中部地區、2座位于九州地區。此外，為向民眾展示研究成果，JHFC還開放一個氫主題公園。JHFC項目的結束標志著日本完成了對加氫站的初步技術實證。

2010年7月，隸屬于日本經濟貿易產業省的燃料電池實用化推進協商會(FCCJ)發布了《燃料電池汽車和加氫站2015年商業化路線圖》，明確指出2011-2015年開展燃料電池汽車技術驗證和市場示范，隨后進入商業化示范推廣前期。根據路線圖，日本將在2015年建成100座加氫站，此后開始建立商用加氫站，到2025年加氫站將實現自力發展。

2014年日本官方新能源及產業技術綜合開發機構發布了《氫能源白皮書》，為緩解建設加氫站所需的巨額建設成本，日本政府專門制定了“氫氣供給設備整備事業費輔助金”制度，補助金的申請和發放通過下一代車振興中心實施。除國家補助外，向站點提供補助金的地方補貼也在增加。自2013年起對加氫站建設項目補貼其建設成本的一半，上限為2.5億日元，2014年又增加了定額性補貼政策，上限達到2.8億日元，2017年又對補貼政策做出了調整，上限進一步上調到4.2億日元。

日本主要的加氫站建設運營商巖谷產業曾預計，加氫站的一年運營費用為5000萬日元左右，要想實現盈利，每個站點需要有700-1000輛FCV(固定客戶)來加氫，然而在目前的普及程度上，這是不可能達到的，因此除補助加氫站的建設成本外，日本政府也每年給予2200萬日元的運營補貼，豐田、本田和日產三家汽車廠商再額外提供每年1100萬日元的運營補貼。但日本政府提供運營補貼的期限是3年，汽車廠商的補貼則將于2020年左右結束，因此日本政府又制定了到2020年將加氫站的建設費用和運營費用減半的目標，通過更改《高壓氣體安全法》規定的隔離距離和有關設置加氫站的規定，放寬禁止普通消費者加氫的限制等，這樣可以削減設備費用和人工費用。

2014年6月，日本經濟貿易產業省成立的氫能/燃料電池戰略協會發布了名為《氫能及燃料電池戰略路線圖——氫能社會的加速投入》的路線圖，它總結了氫氣制造、運輸、存儲、利用各階段的目標和實現目標所需產業界、教育界和政界的努力。2016年3月，日本經產省對路線圖的目標進行了調整，計劃至2020年建成約160座加氫站，2025年建成約320座。日本加氫站的建設情況

根據日本燃料電池商用化協會(FCCJ)最新的統計，截止到2018年11月，日本正在運營的加氫站共有102座，其中52座為移動加氫站、50座為固定站(15座站內制氫加氫站、35座站外供氫加氫站)，規劃建設的加氫站13座，是世界上加氫站數量最多的國家。

日本加氫站集中于關東、中部及九州地區，且圍繞東京、大阪、名古屋、福岡4大城市圈為中心而建，目前正在運營及規劃中的加氫站的詳細分布如下:北海道·東北地區(北海道、宮城、福島、新潟)有4座加氫站正在運營、2座在規劃中;關東地區(茨城、琦玉、千葉、東京、神奈川、山梨縣)有41座加氫站正在運營(15座移動站)、4座在規劃中;中部地區(靜岡、岐阜、愛知縣)有24座加氫站正在運營(9座移動站)、5座在規劃中;近畿地區(三重、滋賀縣、京都、大阪、兵庫縣、和歌山)有14座加氫站正在運營(4座移動站)、2座在規劃中;中國-四國地區(岡山、廣島、山口、德島、香川)有8座正在運營(6座移動站);九州地區(福岡、佐賀、大分)有11座加氫站正在運營(2座移動站)。

日本加氫站的主要運營商有:日本巖谷產業株式會社、JXTG能源公司(ENEOS)、JHyM、大阪燃氣有限公司、三重氫站有限責任公司、出光興產株式會社、廣島豐田公司等等。日本加氫站的氫氣零售價格根據運營商的不同，從1000日元/千克到1500日元/千克不等。此外，日本還建成了一系列多功能加氫站:綜合加注站可加注氫氣、汽油、CNG和LPG;加氫/加氣合建站，可加注氫氣、CNG和LPG;內建有便利店的加氫站，高速公路加氫站，機場加氫站等。

4.1.2、德國加氫站建設及相關政策歐盟加氫站網絡建設相關政策

歐盟作為最早涉及燃料電池的地區之一，一直致力于發展燃料電池產業。其中最重要的政策莫過于2008年成立的歐盟燃料電池與氫能聯合事業(FCHJU)。FCHJU成立的目的是支持歐洲燃料電池和氫能技術的研究、開發和示范活動。

FCHJU的三名成員是代表歐盟的歐盟委員會、代表燃料電池和氫氣行業的氫氣歐洲(HYDROGENEUROPE)以及代表研究團體的N.ERGHY組織，它的目標是通過多方的集中努力把氫和燃料電池技術帶入歐洲。為此，FCHJU每年都會主持并資助數項與氫能和燃料電池相關的項目，現階段的戰略目標是到2020年，燃料電池和氫氣技術成為未來歐洲能源和運輸系統的支柱之一，為2050年向低碳經濟轉型做出重要貢獻。

FCHJU成立之前，歐盟在第6框架研究計劃(The6thFrameworkProgrammeforResearch，FP6)的背景下進行了兩項關于燃料電池大巴(FCB)和配套基礎設施加氫站的研究，這兩個項目是歐洲清潔城市交通(CUTE:2001-2006年，9個歐洲國家為期兩年的FCV示范運行，探尋不同供氫方式加氫站的效率及可靠性)和歐洲的燃料電池客車示范計劃(HyFLEET:CUTE:2006-2009年，CUTE的延續，優化現有的加氫站的效率以及可靠性，在柏林開發并建造新型的加氫站)。FCHJU成立后，歐盟關于氫和燃料電池的項目都由FCHJU主持并提供研究經費。

德國加氫站網絡建設相關政策

德國是歐洲國家中推廣氫能與燃料電池最早和最為積極的國家。2002年12月即由德國交通運輸部和相關行業領導者聯合倡議成立了CEP(CleanEnergyPartership)合作框架，其最初目的是測試氫氣作為燃料的適用性，有20個行業合作伙伴，比如AirLiquide，BMW、戴姆勒、福特、殼牌、西門子、豐田及大眾等，為氫燃料電池汽車的市場推廣鋪平道路。此外，CEP為氫能技術制定了通用的標準和規范，是德國的氫能基礎設施擴張的基石和開創性的示范項目。

2004年德國政府牽頭成立了國家氫能與燃料電池組織(NOWGmbH)，以支持氫能經濟的初期發展。該組織的管理層由德國聯通署、建筑與城市發展部等5個部門組成。

2005年，林德集團提出在德國修建1800千米的“氫氣高速公路”，并沿路建立40座加氫站，將德國主要城市連接起來，形成環狀“氫氣高速公路”網絡。

2006年。德國政府、產業界和學術界聯合出臺“氫能和燃料電池技術國家創新計劃(NationalInnovationProgramHydrogenandFuelCellTechnology，NIP)”。NIP旨在加速基于這種面向未來技術產品的市場準備過程。截至2016年，NIP在過去的10年間總共投資14億歐元，其中一半資金由聯邦政府提供，而另一半則由參與創新計劃的企業共同資助。

2012年6月，德國交通部和業界合作伙伴(法液空、空氣產品、戴姆勒、林德和道達爾)聯合簽署了一份關于未來氫氣供應的合作文件:聯合開發加氫站網絡。在第一階段，由國家創新計劃支持，將在柏林、漢堡、杜塞爾多夫、法蘭克福、斯圖加特和慕尼黑等大都市地區以及沿著連接這些城市的高速公路上繼續推行CEP，建設50座加氫站。這種基本的氫氣供應網絡對于支持第一階段燃料電池車輛的銷售是必要的。

2013年9月，HydrogenMobility(H2Mobility)倡議合作伙伴由法液空、戴姆勒、林德、OMV、殼牌和道達爾開啟。該項目計劃投入3.9億美元使德國加氫站到2023年增加到400座，高速公路沿線相鄰兩座加氫站之間的距離不超過90千米且德國主要大城市至少擁有10座加氫站。H2Mobility將沿用CEP開發的加氫站標準來進行加氫站的規劃、建造和運營。加氫站將可能加建于現有加油站內，以便節省空間與成本。H2Mobility還將設計用于氫儲存，壓縮和加注的系統標準化組件，通過規模化經濟來降低加氫站成本，標準化組件的設計也有助于把加氫站的建設周期降至4到8周。

2016年9月，德國政府通過了未來十年(2016-2026)氫能和燃料電池國家創新計劃(NIP)，這是對NIP第一階段(2007-2016)的延續。NIP第二階段將聚焦于進一步的降低成本、提高氫能和燃料電池技術的可靠性以及市場推廣。根據該計劃，德國政府未來十年將投入超過20億歐元來實現氫能和燃料電池技術的創新，其中40%的資金將用于研發示范和市場開發，而剩余的60%主要用于支持市場推廣。該計劃肯定了H2Mobility加氫站網絡計劃的部署，并支持使用公共資金在非盈利階段建立加氫站網絡。

德國加氫站的建設情況

德國正在運營的加氫站有60座，另有38座在建設或規劃中，柏林、漢堡、萊茵一魯爾地區、斯圖加特及慕尼黑等主要城市早已經覆蓋，2015年05月，德國第一座高速公路加氫站正式營業，這座加氫站位于維爾茨堡和紐倫堡之間的A3高速公路上的道達爾服務區，在這之后，德國不斷有位于高速公路上或樞紐位置的加氫站開放，這些加氫站試圖將德國主要城市連接起來，形成環狀“氫氣高速公路”網絡，截至目前，德國的南部、中部、北部地區都有加氫站分布，駕駛燃料電池汽車貫穿德國已經可以實現，德國已經形成了基本的加氫站網絡。

在公布氫氣來源的21座加氫站中，有20座采用的是拖車運輸站外供氫(5座站采用液態氫運輸，其余均為氣態氫)，5座采用電解水現場制氫，1座采用管道運輸。德國目前開放加氫站主要由道達爾(Total)、殼牌(Shell)、大瀑布電力公司(Vattenfall)、法液空(Airliquide)、OMV、FhgISE等6家公司負責運營。

4.1.3、美國加州加氫站建設及運營現狀

美國國內的加氫站大部分分布在加利福利亞州，因此這里我們主要介紹加州的加氫站建設情況。加州加氫站網絡建設相關政策:

2012年6月，加州燃料電池聯盟(CaFCP)發布了加州氫燃料電池路線圖:氫燃料電池電動汽車商業化(ACaliforniaRoadMap:TheCommercializationofHydrogenFuelCellVehicles)。根據路線圖，空氣資源委員會(ARB)、學術/研究機構、汽車制造商、加州能源委員會(CEC)、加氫站運營商、美國能源部(DOE)下屬國家實驗室將聯合起來，為燃料電池電動汽車的大規模商業化建立基礎。2014年，CaFCP對路線圖進行了更新，提出了加氫站網絡建設和燃料電池汽車運行數量的新目標，到2020年加氫站數量要達到87座，到2023年要達到123座、燃料電池汽車要達到6萬輛。

2013年初，加州眾議院通過第八號法案(AssemblyBill8，AB8)，為最初的加氫站網絡提供資金支持。該法案的內容包括至少為100個加氫站提供資金支持，并且承諾每年通過能源委員會的可再生替代燃料與車輛技術工程辦公室，每年建設8座加氫站，為每座站提供高達2000萬美元的資金。這一法案構建了能源委員會、空氣資源委員會與產業界前所未有的合作，從而實現在早期的商業化過程中能夠實事求是地規劃網絡，并保證加氫站網絡符合早期消費者的需求。該法案通過的同時，眾多汽車制造商也發布了自己的燃料電池電動汽車商業化計劃，豐田、現代、通用、本田、梅賽德斯/戴姆勒等制造商一直致力于燃料電池的商業化發展。

在燃料電池電動汽車的時代真正到來之前，氫能源基礎設施的建設仍然是其實現商業化的最大挑戰。為了應對這一挑戰，2013年5月，美國能源部(DOE)與汽車制造商以及其他主要利益相關者一起推出了H2USA這一全新的公私合作關系，來應對建設氫能源基礎設施所面臨的關鍵挑戰。H2USA的目標是解決建設加氫基礎設施所面臨的障礙，引進燃料電池電動汽車，最終在全美實現燃料電池電動汽車的大規模使用。到目前為止，H2USA支持了約25座加氫站的示范與技術驗證項目。

2014年，美國能源部(DOE)燃料電池技術辦公室(FCTO)推出氫燃料基礎設施研究和站點技術(H2FIRST)項目，試圖利用國家實驗室的科研能力來解決與加氫站建設等相關的技術挑戰，該項目由桑迪亞國家實驗室(SNL)和國家可再生能源實驗室(NREL)牽頭，并得到廣泛的公私合作伙伴的支持。H2FIRST的目標是在燃料電池電動汽車引入市場之后(2015-2017年)，確保客戶具有在傳統汽油/柴油站加油相類似的體驗，2017年之后向更高級的加氫技術過渡。

2016年9月，加州氫業務理事會(CHBC)舉行了“融資建設第101個加氫站”的專家研討會。會議認為市場的發展必須要引入更多的私人融資，而加氫站數年之后也會變為吸引私人資本的經濟產業。盡管在未來可以吸引私人資本的投入，從而代替政府的資金扶持，但是加氫站的發展建設仍然離不開政府層面的支持。除了為加氫站提供建設和運營資金之外，還可以為建設運營商提供多種形式的鼓勵政策，比如:稅收優惠、低成本貸款和貸款擔保等。

2017年2月，加州能源委員會宣布將通過GrantFundingOpportunity(GFO)16—605基金，在加州地區將繼續建設16個高容量加氫站，擴大現有的加氫站網絡，這些加氫站將會在2019年對外開放。這些加氫站將會進一步提升加氫站網絡的密度，助力燃料電池汽車的發展。在2017年6月15號加州能源委員會舉辦的商務會議，能源委員會發起了眾多項目和資助，包括擴大國家現有的加氫站網絡、資助能源創新和地熱能源的開發。會議批準將資助9座加氫站的建設，這些加氫站將有效地加強加州能源基礎設施網絡。

加州地區加氫站建設情況

截至2018年底，美國正在運營的加氫站有42座，根據加州燃料電池聯盟(CaFCP)的數據，其中39座就位于加州地區，全部為零售型加氫站，此外，維護中、在建或計劃中的加氫站有9座，政府議案中提議要建的加氫站有16座。這些加氫站主要由6個運營商負責運營:真零(TrueZero)公司、空氣產品(AirProducts)公司、林德(Linde)公司、法液空(AirLiquide)、ITM能源和殼牌(Shell)公司。

39座零售加氫站都能實現35MPa和70MPa雙壓力加注，而德國和日本極少有雙壓力加注的站，并且大部分是24小時運營，且一周開放7天。在可查詢供應規模的加氫站中，日供應規模都在140-200kg/天的范圍之內。在氫氣來源方面，大部分加氫站采用的是拖車運輸站外供氫并且以氣態運輸為主。

4.2、國內加氫站的建設情況

國內加氫站網絡建設相關政策

我國十分重視新能源汽車的發展，科技部自“十五”以來就不間斷的部署了一批氫能與燃料電池方面的研發項目，支持國內燃料電池汽車和加氫站的研發和示范。2006年發布的《國家中長期科學和技術發展規劃綱要(2006-2020年)》中，在先進能源技術領域中明確規劃了氫能與燃料電池的發展方向。

2012年，國務院頒布了《節能與新能源汽車產業發展規劃(2012-2020年)》，提出燃料電池汽車、車用氫能源產業與國際同步發展，并繼續支持開展燃料電池汽車運行示范，帶動氫的制備、儲運和加注技術發展。

2014年，為進一步加快發展新能源汽車，財政部、國家發改委等部委發布了《關于新能源汽車充電設備建設獎勵的通知》，其中規定對符合國家技術標準且日加氫能力不少于200千克的新建燃料電池加氫站每個站獎勵400萬元。

2014年11月，國務院印發了《能源發展戰略行動計劃(2014-2020年)》，氫能與燃料電池技術創新列為15項重點任務之一，氫能產業首次被提升到國家能源發展戰略高度。

2015年，工信部發布了《中國制造2025》，提出到2020年，生產1000輛燃料電池汽車并進行示范運行;到2025年，制氫、加氫等配套基礎設施基本完善，燃料電池汽車實現區域小規模運行。

2016年10月，由中國標準化研究院和全國氫能標準化技術委員會聯合研究編著的《中國氫能產業基礎設施發展藍皮書(2016)》發布。該書深入剖析了我國氫能產業基礎設施的發展現狀、存在的問題及發展前景，明確了我國氫能產業基礎設施在近期(2016-2020年)、中期(2020-2030年)和遠期(2030-2050年)三個階段的發展目標和主要任務，首次提出了發展路線圖，并就加快發展氫能產業基礎設施提出了政策建議。到2020年，我國氫能產業基礎設施發展將取得重大突破，其中，以能源形式利用的氫氣產能規模將達到720億m3、加氫站數量達到100座、燃料電池車輛達到10000輛、氫能軌道交通車輛達到50列、行業總產值達到3000億元。到2030年，氫能產業將成為我國新的經濟增長點和新能源戰略的重要組成部分，產業產值將突破10000億元、加氫站數量達到1000座、燃料電池車輛保有量達到200萬輛、高壓氫氣長輸管道建設里程達到3000千米，氫能產業基礎設施技術標準體系完善程度迫近發達國家水平，氫能與燃料電池檢驗檢測技術發展及服務平臺建設形成對氫能產業發展的有效支撐。

同月召開的2016中國汽車工程學會年會上《節能與新能源汽車技術路線圖》也正式發布，該路線圖的出臺是為了推動《中國制造2025》在汽車技術層面的貫徹落實。由工信部委托中國汽車工程學會組織行業力量開展了節能與新能源汽車技術路線圖的研究及編制工作，包括節能汽車、純電動和插電式混合動力汽車、燃料電池汽車、智能網聯汽車、汽車制造技術、汽車輕量化技術及動力電池技術等七大領域。其中的燃料電池汽車發展路線圖中也涵蓋了氫能基礎設施的發展路線目標，其中的加氫站發展目標與前述藍皮書一致。在上述路線圖及藍皮書的指引下，中國的氫能燃料電池產業發展已呈現出進入快車道的趨勢，上海市率先出臺了國內首個地方氫能燃料電池產業發展規劃《上海市燃料電池汽車發展規劃》，其中關于加氫站的發展目標是在2020年建設加氫站5-10座，至2025年建成50座。

國內加氫站的建設情況

截至2018年底，我國已有23座加氫站在運營，大部分都是以35Mpa加注氫氣，并且以外供氫氣為主。

對于全球而言，通過上文的分析，我們認為加氫站及網絡的建設主要難點并不是在技術層面上，其主要難點是如何降低成本。不僅是建設成本，還有日常運營成本。據日本主要的加氫站建設運營商巖谷產業預計，加氫站的一年運營費用為5000萬日元(300萬人民幣)左右，要想實現盈利，每個站點需要有700-1000輛FCV(固定客戶)來加氫，然而在目前的普及程度上，這是不可能達到的。

我國在加氫網絡的建設上還處于起步階段，核心設備基本依賴進口，加氫站數量也比較少，整體比較薄弱。通過對日本、德國、美國的加氫站及網絡建設情況的分析，我們可以借鑒: