| 1、加氢站设施建设是氢能利用的保障 国际氢能委员会发布了全球首份氢能源未来发展趋势调查，报告中指出：到2050年，氢能有望承担全球18%的能源需求，创造2.5万亿美元的市场价值，减少二氧化碳排放量高达6×109吨。
作为氢能产业上游制、储环节与下游应用市场的枢纽，加氢站的建设受到了各个国家和地区的高度重视。根据中国氢能联盟的预计，到2050年，氢能在中国能源利用体系中的占比有望超过10%，需求量接近6000万吨，而交通领域作为氢能消费的重要突破口，用氢量将达到2458万吨，约占该领域总用能量的19%（乐观情景达到4178万吨/年，占交通领域整体用能的28%）。当前，全球燃料电池汽车发展全面加速，预计到2030年，中国的燃料电池汽车保有量将超过全球其他国家，达到100万辆。燃料电池汽车的广泛采用，与氢能基础设施建设的发展紧密相关。  1.1、加氢站建设技术路线分为外供和内制 加氢站建设技术路线根据氢气来源可分为：外供氢加氢站和内制氢加氢站。  （1）外供氢加氢站：站内无制氢装置，氢气通过长管拖车、液氢槽车或者氢气管道由制氢厂运输至加氢站，由氢气压缩机压缩并输送入高压储氢瓶内存储，最终通过氢气加气机加注到氢能源燃料电池汽车中使用。根据氢气存储方式的不同，又可进一步分为高压气氢站和液氢站，全球约30%为液氢储运加氢站，主要分布在美国和日本，中国现阶段全部为高压气氢站。相比气氢储运，液氢储运加氢站占地面积更小，存储量更大，但是建设难度也相对更大，适合大规模加氢需求。 （2）内制氢加氢站：在站内建有制氢系统，制氢技术包括电解水制氢、天然气重整制氢、可再生能源制氢等，站内制备的氢气一般需经纯化、干燥后再进行压缩、存储及加注等步骤。其中，电解水制氢和天然气重整制氢技术由于设备便于安装、自动化程度较高，且天然气重整技术可依托天然气基础设施建设发展，因而在站内制氢加氢站中应用最多，欧洲内制氢加氢站主要采用这两种制氢方式。   根据供氢压力等级不同，加氢站分为35MPa和70MPa两种压力供氢。国外市场大多采用70MPa氢气，国内加氢站受现有压缩机和储氢瓶技术发展的限制，大部分采用35MPa氢气压力标准。用35MPa压力供氢时，氢气压缩机的工作压力为45MPa，高压储氢瓶工作压力为45MPa，一般供乘用车使用；用70MPa压力供氢时，氢气压缩机的工作压力为98MPa，高压储氢瓶工作压力为87.5MPa。 在原有或新的加油站、加气站的基础上加入加氢功能设施，使站内具有加油、加气、加氢等多种功能。根据《加氢站技术规范（GB50516-2010）》，加氢站可以单站建设，需要重新选址、投入成本高；油氢混合站是未来加氢站发展的方向，也可以规避锂电新能源车充电需要更多场地及时间等问题；中石油、中石化等已经开始进行相关的研究和建设工作。2019年7月1日，国内首座油氢合建站——中国石化佛山樟坑油氢合建站正式建成，这是全国首座集油、氢、电能源供给及连锁便利服务于一体的新型网点，日供氢能力为500kg。 按建设形式不同，加氢站可分为固定式、撬装式和移动式加氢站。固定式加氢站占地面积约为2000-4000m2，需要在城市总体规划中详细地划定用地边界，在当下城市建设用地紧张、用地价值高以及加氢站未来发展不确定性的情况下，寻找用于建设加氢站的独立用地存在一定困难，且有可能影响用地的开发价值。而撬装式和移动式加氢站将压缩机、储氢装置、加氢机等设备进行集成化、模块化设置，设备的占地面积很小，可小于600m2，一般不需要在城市规划中单独控制用地，较为适合与加气、加油站、环卫厂区、物流园区等合建。  1.2、美、日、欧加氢站进入加速建设阶段 截止2018年底，全球公开运营的加氢站数目达到369座，较2017年增加了48座，其中152座位于欧洲，亚洲136座，北美78座，这些加氢站中有273座对外开放，占全球加氢站总数的74%（根据H2stations数据统计）。 从国家来看，日本、德国、美国拥有加氢站数量位居前三位，分别为96座、60座和42座，占全球总数的54%，显示出这三个国家在氢能利用方面的高度重视。其他国家也正在积极部署加氢站建设，计划建设加氢站较多的国家包括德国（38座）、荷兰（17座）、法国（12座）、韩国（27座）等。  从发展历程来看，日本、欧洲氢能利用的商业化进程较快，美国目前趋于商业化。氢燃料电池、氢燃料电池汽车的研发与商业化在日本、美国及欧洲各国迅速发展，作为燃料电池汽车动力的补给点，加氢站的建设也进入了一个快速发展阶段，各个国家和地区积极制定了氢能相关的发展战略。  日本加氢站建设发展 日本是全球氢能发展最积极，加氢站建设数量最多的国家，其称氢能利用是解决能源安全保障和全球变暖问题的“王牌”： （1）以改善国内95%的化石能源依赖进口的现状； （2）以减少碳排放，应对全球变暖问题。 截止2018年底，日本加氢站建设达96座，可在70MPa压力标准下，3min左右加注5kg氢气。 从布局上看：日本加氢站主要围绕东京、大阪、名古屋、福冈四大都市区建设，由城市向周围地区辐射，以形成区域联动加氢网络。 从成本和补贴上看：日本建设一座加氢站其成本约为500-550万美元，政府可对加氢站建设项目给予50%的成本补贴，补贴上限由2013年的2.5亿日元逐年上升到2017年的4.2亿日元。 从产业角度：2018年2月，丰田、日产汽车、本田技研工业、JXTG能源、出光兴业、岩谷产业、东京燃气、东邦燃气、AirLiquidJapanLtd.、丰田通商、日本政策投资银行11家企业联合成立了JapanH2Mobility公司，统一对其管理的加氢站进行投资部署、建设运营和商业模式探索。根据日本经济产业省制定的《氢能与燃料电池战略路线图》日本实现氢能社会建设目标分为三步走： （1）到2025年加速推广和普及氢能利用市场； （2）到2030年建立大规模氢能供给体系并实现氢燃料发电； （3）到2040年完成零碳氢燃料供给体系建设。 欧洲加氢站建设发展 全球范围内，欧洲拥有的加氢站数量最多，共152座，其中德国建设量居首，共60座，其次为法国19座、英国17座、丹麦11座。2008年欧盟成立燃料电池与氢能联合组织（FCHJU），该组织致力于将先进的氢能和燃料电池技术引入欧洲。2019年2月FCHJU发布了《欧洲氢能路线图》，提出了欧洲氢能未来30年的发展规划，并得到欧洲17家氢能公司和组织的支持。从欧洲各国2015—2020年加氢站的建设及规划情况来看，欧洲加氢站建设发展较快且维持了较高的热度。 德国是欧洲发展氢能基础设施建设和燃料电池最领先的国家，由法液空集团（AirLiquid）、戴姆勒、林德、OMV、壳牌、道达尔以及长城汽车合资成立的H2Mobility是世界领先的加氢站运营商。H2M的加氢站建设规划中，第一阶段（截至2019年）将在德国汉堡、柏林、莱茵-鲁尔、法兰克福、纽伦堡、斯图加特和慕尼黑七大都市区间最常使用的高速公路沿线建成100座加氢站，此后，随着燃料电池汽车数量的增加将再建成300座加氢站，从而在德国全国范围内建成世界上最大规模的氢气站网络。 截止2019年7月7日，德国现已建成加氢站71座，均能实现70MPa压力加注，立项规划11座，正在审批6座，正在建设6座，调试阶段6座。 美国加氢站建设发展 美国现有加氢站共42座，其中加州集中度最高。美国加州已开放运营的加氢站共40座，2座现阶段为试运营，正在开发的零售加氢站共25座，预计2019年将有14座建成投运，其加氢站供应规模为100-350kg/d，可实现35MPa和70MPa双压力加注。 美国除加州以外，其他地区加氢站建设发展不及预期，主要因为： （1）成本：加氢站建设成本较高，发展前期需要政府投入大量资金进行支持，现阶段氢能使用成本未显优势； （2）其他可替代能源：美国近几年“页岩气革命”使得天然气产量大幅增加，天然气使用价格下降，加之其他清洁能源比例上升，对氢能利用产生冲击。  从布局上看：加州的零售加氢站主要分布在旧金山湾区、洛杉矶、奥兰治县及其附近的西海岸城市，形成了南加州以洛杉矶为中心、北加州以旧金山湾区为中心的两个零售加氢站集群。其中，高压气氢站最多，共35座，占比为83.3%，尤以外部长管拖车运氢的方式最常用，占比达69%。1座为站内电解水制氢和外部拖车运氢结合建设，5座为液氢加氢站。 加州建设规划目标：到2020年建立100个加氢站，2025年建立200个加氢站，并到2030年在加州实现500万辆零排放汽车目标，计划2030年拥有1000座加氢站，为100万辆燃料电池汽车提供服务。 从成本方面来看：在美国投资建设一座中型加氢站约需要220-350万美元。 从产业角度：生产端，有AirProducts、Praxair等世界先进的气体公司，掌握着技术领先的质子膜纯水电解制氢技术和液氢储气瓶、储氢瓶等核心技术；需求端，拥有世界最大的燃料电池叉车企业PlugPower，燃料电池叉车和乘用车保有量领先全球，且燃料电池汽车液氢使用量很高，全年液氢市场需求量的14%都被用于燃料电池汽车。 总体来看，日本、美国、欧洲的加氢站发展呈现出以下特点： （1）欧、美、日地区的加氢站建设已进入快速发展期，各国加氢站规划、布局清晰，各具特色； （2）欧洲、美国氢能发展主要受法规、政策驱动，其中，美国其他清洁能源发展对氢能发展产生的冲击较大，日本主要受其国内能源结构驱动，但都表现出政策主导，社会资本辅助共同促进的发展态势； （3）加氢站基础设施建设与氢燃料电池汽车同步发展，相互促进，积极进行技术革新，降低建设成本，促进氢能利用产业化、商业化。 1.3、压、储是加速发展、成本降低的核心 加氢站的主要系统包括： （1）输送系统（外供氢）或制氢系统（内制氢）、（2）氢气压缩系统、（3）氢气储气系统、（4）售气加注系统、（5）控制系统，其中压缩系统和储氢系统占加氢站总建设成本的比重较高。因此，我们主要对加氢站中的压缩机和储气瓶的技术发展现状进行分析。出于安全考虑的明确要求，我国现有加氢站主要为外供氢加氢站，其储、运及加注过程是加氢站安全、高效、低成本运营的关键。为了达到加氢站工作参数要求、降低建设成本，众多国家及机构对相应的关键设备展开了大量的研究工作。  1.3.1、膜式压缩机技术发展较为成熟，广泛使用 现有压缩机根据工作原理及结构不同可分为机械式压缩机和非机械式压缩机。其中机械式压缩机包括往复活塞式压缩机、膜式压缩机、线性压缩机和液体压缩机，非机械式压缩机包括低温液体泵、金属氢化物压缩机、电化学氢气压缩机和吸附型压缩机等。由于氢气是已知密度最小的气体，具有很低的体积能量密度（0.01079MJ/L，作为对比，石油体积能力密度达34MJ/L），为了提高储运效率，最常用的方法就是将氢气进行压缩。 考虑氢气特殊的性质，通常要求氢气压缩机工作压力大、流量范围广、易于控制、操作安全、密封性好，同时需在工作中能保证被压缩氢气的纯度，压缩效率高能量消耗少，且对材质有较高要求以避免产生氢脆等现象。 目前加氢站使用的主要是容积型、往复式机组，包括活塞式和隔膜式压缩机，未来如离子液体压缩机有望成为下一步研究发展的方向之一。 （1）活塞式压缩机：工作原理是主电机通过联轴器带动主机做往复活塞运动，推动活塞在对气缸中气体进行压缩。活塞式压缩机的优点是技术发展较为成熟，生产使用经验丰富，压力范围广，系统较为简单，可在无润滑油的条件下工作，保证了氢气的纯度。其也存在一定的不足：此类压缩机的经济性并不是最高的，排气压力为25MPa，流量为890kg/h的活塞式压缩机功耗可高达11.2MW；受自身结构以及压缩速度的限制，活塞式压缩机无法满足高压、大排量的使用场合，一般适用于中等排量、高压工作条件；另外，由于活塞等移动部件的存在，使得易损件较多且维修不便。 目前，活塞式压缩机的输出压力可达到100MPa，流量为300Nm3/h。HydroPac公司研制出出口压力为85.9MPa的高压活塞式压缩机，其入口压力为35MPa，流量为430kg/h。 （2）隔膜式压缩机：工作原理是电动机驱动曲轴转动，再经过连杆使油缸中的活塞作往复直线运动，推动油液，使膜片作往复振动，完成吸、排气过程。隔膜式压缩机的优点是密封性非常好，压缩气体的洁净度极高，气缸散热性好，容积效率更高，单机压力比大，可适用于进、排气压力调整范围大的高压工况。其缺点与活塞式相似，由于结构的限制，一般适用于小排量高压的工况。 隔膜压缩机的膜片一边与氢气直接接触，另一边与油缸中的油液接触，因此膜片材料的选择是关键。不锈钢、镍铬钢、铜铍合金和双相钢是隔膜板常用的材料。国际上先进的隔膜式压缩机排气压力可达100MPa，对应流量为200-700Nm3/h，效率可达80%-85%。美国掌握三层金属隔膜结构的氢气压缩机制造技术，其输出压力可超过85MPa。美国PDCmachines研制的氢燃料电池汽车车载隔膜式压气机排气压力可达到51.7MPa，流量为50-280Nm3/h。 目前我国具备45MPa小流量压缩机的完全自主研发制造能力，但在实际应用中故障率较高；我国同时拥有87.5MPa压力等级压缩机的试验样机，但其关键部件仍需进口。   （3）线性压缩机是未来成本降低的一个方向。该类压缩机采用直线电机驱动，将电磁力直接转化为活塞往复运动的驱动力，避免了活塞式及隔膜式压缩机由曲柄连杆机构转化所带来的损失；其采用柔性板弹簧为活塞提供径向支撑和轴向自由往复运动，省去了大量的支撑部件，结构更加紧凑，效率增加，因而线性压缩机的经济性潜力大。目前，尚未有线性压缩机应用于氢气压缩的实例。美国为了实现能源部对于提高氢气压缩机效率、降低压缩成本的目标，正在研制排气压力为86-95MPa、气体排量高于112Nm3/h、效率超过73%的线性压缩机。 （4）离子液体压缩机成本大幅降低。该类压缩机是液体压缩机的一种，采用在常温下为液态的低熔点盐替代活塞，在等温条件下（离子液体具有良好的导热性）对氢气进行压缩。这种压缩机使用寿命更长，相比活塞式压缩机可节省20%的能耗。离子液体压缩机由德国Linde公司研制，构造简单，所需零件由普通压缩机的500个大幅降低到8个，因而成本也大大降低。现已应用到加氢站的离子液体压缩机排气压力为45-90MPa，流量为90-340Nm3/h，效率高于65%，最高排气压力可到100MPa，排量为376-753Nm3/h。   （5）低温液态泵被用于低温高压储氢技术中，以进一步提高氢气利用的体积能量密度。但是这种方法的成本较高，且需要对氢气储、运过程进行严格的保温，以维持其低温状态。该技术中使用低温液态泵直接将低温液态氢升压至所需压力，再通过蒸发器，将液氢汽化注入高压储氢瓶中，排气压力可达到85MP，氢气排量100kg/h，氢气储存密度达80g/L。低温高压储存技术相比于普通的高压气态储存，储存相同量的氢气可以降低氢气压力，常温下100L储罐中存储4.1kg氢气其压力需要达到75MPa，而当氢气温度降到77K时，储存相同量的氢气在100L储罐中压力仅为15MPa。Linde公司采用的低温液态泵其排气压力35-90MPa，排量超过1000Nm3/h。 （6）金属氢化物压缩机、电化学型压缩机及吸收型压缩机也正在进行研制，由于技术尚不成熟，还未使用到现有的加氢站建设中。相关技术的发展使氢气压缩机朝着紧凑型、低成本、低能耗、高压力、大排量的方向发展，对未来加氢站降低成本有着重要的作用。 1.3.2、现阶段多采用钢内筒钢带缠绕容器进行储氢，全复合纤维缠绕储氢瓶是未来的发展方向 高效储氢技术是加氢站氢储备系统的关键环节，储氢方式分为物理储氢和化学储氢两大类。其中，高压气态储氢技术已成为较为成熟的储氢方案，我国现有加氢站全部采用高压气态储氢方式。 高压储氢瓶的发展主要经历了金属储氢瓶、金属内衬纤维缠绕储氢瓶以及全复合储氢瓶等三个阶段，全复合纤维缠绕结构的轻质高压储氢瓶是未来发展的主要方向。目前我国20MPa钢制氢瓶已得到广泛的工业应用。加氢站加注压力为35MPa时，其储气瓶的压力通常为40-45MPa，加注压力为70MPa时，储气瓶的压力通常为80-90MPa。 我国现阶段固定储氢装置多为钢内筒钢带缠绕容器。我国具有45MPa固定储氢容器完全自主知识产权，其每立方米水容积的使用价格超过20万元；同时具有98MPa固定储氢容器设计与制造能力，每立方米水容积的使用价格超过100万元。（数据来源：《中国氢能基础设施产业发展战略研究》（凌文等）） 大连70MPa同新加氢站中采用的87.5MPa缠绕大容积储氢容器，是国内第一例采用碳纤维全缠绕增强钢内胆结构形式的固定储氢容器。其生产制作厂家为石家庄安瑞科气体机械有限公司，该储氢容器的成功研制填补了国内技术空白。 总体上看： （1）我国已经具备了生产30MPa、70MPaⅢ型储氢瓶的能力，且30MPaⅢ型储氢瓶具有成熟的产品，而对于70MPaⅢ型储氢瓶，据中国储能电站网报道，国内仅有5家企业正在研发或已具备量产能力（科泰克、天海工业、中材科技、富瑞氢能、斯林达）。 （2）国际上，日本、美国等国家已经开始广泛使用耐压超过70MPa的碳纤维复合材料和铝合金内胆等材料制成的高压储氢容器，Ⅳ型全复合材料气瓶也已经进入了示范使用阶段。 2、中国加氢站建设瓶颈待破，理想丰满 2.1、我国加氢站分布呈现出明显的产业集聚效应 截至2018年底，我国共建成加氢站23座，其中固定式11座、撬装站10座、厂内站2座。加氢规模500kg以上的占39%，多以试验及内部使用为主，商业化运营的加氢站6座，占比为26%，在建加氢站合计约40余座。 从技术路线来看：我国现已建成的加氢站中仅大连同济-新源加氢站及北京永丰加氢站具备站内制氢能力，其中大连同济-新源加氢站采用可再生能源站内制氢加氢站，其他均为外供氢气式加氢站，加注压力基本为35MPa。大连同济-新能源加氢站的建成是我国在90MPa超高压氢气压缩和存储技术、70MPa加注技术以及70MPa加氢站集成技术研发与示范上迈出的坚实一步。随着技术的发展，我国加氢站的日加注能力已逐渐从200kg/d提高到1000kg/d甚至2000kg/d。 从布局来看：氢能利用产业区域产业集聚效应显著，产业链企业集中聚集地的氢能基础设施建设也依托其自身资源禀赋得到快速发展。我国现运营的加氢站主要集中在上海、江苏、广东、湖北四个省份，约占全部加氢站的65%。结合我国氢能产业整体布局来看，东部区域氢能利用产业主要集中在山东、江苏和上海，该地区也是我国最早进行燃料电池研发与示范的地区，该区域共有规模以上企业68家，示范运行燃料电池车563辆，现有加氢站约12座，并计划到2020年建成50座加氢站。南部地区主要以广东佛山和云浮为首，依托燃料电池及燃料电池汽车的大规模示范，该地氢能产业链逐步完善，共有规模以上企业32家，示范运行燃料电池车95量，加氢站7座，计划到2020年建成40座。国内制氢企业分布也明显呈现出东部沿海多内陆少，北京、山东、江苏、上海和广东氢气产量占全国制氢总量超过60%。 总体看来： （1）我国加氢站基础设施建设处于导入阶段，加氢站建设数量、速度及运行参数未达预期，与发达国家存在一定差距； （2）我国加氢站分布呈现出明显的产业集聚效应，东部沿海及南部地区凭借天然优势，由龙头企业带动产业技术进步，加氢站建设步伐较快。 2.2、补贴多在燃料电池车，未来有望向加氢站倾斜 国家及各地政府对氢能利用、新能源汽车的发展给予高度重视，相继出台了一些政策扶持氢能推广、燃料电池和加氢站关键技术研究及相应基础设施的建设，我们主要对涉及燃料电池汽车及加氢站建设补贴的相关政策进行分析。 2.2.1、国家层面对燃料电池汽车及加氢站建设的补贴政策 2015年财政部、科技部、工业和信息化部、发展改革委发布了《关于2016年-2020年新能源汽车推广应用财政支持政策的通知》，在补助标准上规定了2017-2020年除燃料电池汽车外其他车型补助标准适当退坡，给予燃料电池乘用车补贴20万/辆，轻型客车货车30万/辆，大中型客车和中重型货车50万/辆。 较之前的补贴力度，2018年对燃料电池汽车的补贴政策基本不变，力度不减。2018年，四部委联合发布了《关于调整完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》，要求燃料电池乘用车依然按燃料电池系统的额定功率进行补贴，补贴标准为6000元/kW，上限为20万元/辆；轻型燃料电池客车、货车以及大中型客车、中重型货车依然采用定额补贴方式，补贴上限不变，分别为30万元/辆和50万元/辆。在技术要求上，乘用车燃料电池系统的额定功率不小于10kW，商用车燃料电池系统的额定功率不小于30kW。 2019年发布的通知中强调了重视加氢站基础设施建设的补贴。2019年3月，国家财政部官网再次发布了《关于进一步完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》，该通知从2019年3月26日起实施，2019年3月26日-6月25日为过渡期，过渡期期间销售上牌的燃料电池汽车按2018年对应标准的0.8倍补贴，而除燃料电池汽车外的其他新能源汽车根据是否符合技术指标要求按2018年对应标准的0.1倍或0.6倍进行补贴，且过渡期后取消地方对新能源汽车(新能源公交车和燃料电池汽车除外)给予的购置补贴，并特别强调将地方补贴转为用于支持充电(加氢)基础设施“短板”建设和配套运营服务等方面。 我们认为未来燃料电池汽车的政府补贴是与燃料电池汽车生产成本挂钩的。虽然燃料电池汽车补贴政策尚未真正落定，但本次补贴中规定的过渡期间销售上牌的燃料电池汽车按2018年对应标准的0.8倍补贴，减少20%的补贴，随着技术的不断进步，成本较之前将会大幅降低，补贴力度的调整或将与之基本一致。 另一方面，国家对于加氢站建设成本的补贴继2014年发布的《关于新能源汽车充电设施建设奖励的通知》后并没有其他递接政策出台，该通知中规定对2013至2015年符合国家技术标准且日加氢能力不少于200公斤的新建燃料电池汽车加氢站每个站奖励为400万元，但此项政策已于颁布一年后过期。本次《关于进一步完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》中关于“将地方补贴转为用于支持充电(加氢)基础设施“短板”建设和配套运营服务等方面”的条款无疑为加氢站基础设施建设带来了好消息。 2.2.2、地方政府层面对燃料电池汽车及加氢站建设的相关政策 在国家政策的引导下，各地政府纷纷响应号召，根据实际情况对未来加氢站建设及燃料电池汽车的发展进行规划布局，并出台相关补贴政策进行支持。 规划建设加氢基础设施建设最多的当属浙江省。2019年4月16日，浙江省发改委发布了《浙江省培育氢能产业发展的若干意见（征求意见稿）》，其目标为到2022年，建成加氢站（含加氢功能的综合供能站）30座以上，累积推广氢燃料电池汽车1000辆；列出了四项重点任务，包括在全省规划建设700座综合供能服务站并根据需要预留加氢装置空间。若未来这700座综合供能服务站均配备加氢装置，浙江省加氢站将达到700座，这是所有省份中对加氢站规划数量之首。另外，浙江省还对嘉兴、宁波、湖州、杭州等地未来加氢站和燃料汽车进行了规划，以加速开展氢能产业化和应用示范试点。氢能发展主要区域上海、武汉、佛山等地均积极部署氢能产业发展路线。 根据国家发布的《关于调整完善新能源汽车推广应用财政补贴政策的通知》中对于燃料电池汽车的补贴政策，各地政府积极跟进地方对燃料电池汽车的补贴力度。 坚持“以车带站”的发展路线，各地在大力推广燃料电池汽车应用的同时积极推进加氢站基础设施的建设，为减小加氢站高额建设投资成本对其发展的阻碍，各地积极推出加氢站补贴政策。 放眼全国，广东省佛山市是在加氢站建设方面行动最积极、政策最详实的，其加氢站建设补贴力度最大。2018年4月12日，《佛山市南海区促进加氢站建设运营及氢能源车辆运行扶持办法（暂行）》出台，对南海区加氢站建设及运营进行补贴，扶持办法中对新建的固定式加氢站最高补贴金额达800万元，是目前加氢站扶持政策中最高的，且当地企业不仅可享受南海区的补贴政策，还可以同时享受上级相关补贴政策。 3、规模化或使未来加氢站成本降低空间达40% 加氢站的建设与氢燃料电池汽车的推广应用看似是一个“鸡与蛋”式的困境，但是，现在越来越多的政府、企业和机构开始认识到，加氢站的建设与燃料电池汽车的发展应该齐头并进，这样才能实现未来氢能源利用的商业化，同时降低氢能源的使用成本及燃料电池的价格。 建设加氢站的首要难题就是巨额的建设成本，因此我们将针对加氢站的建设成本详细地进行分析和比较。 加氢站从组成上主要包含制氢系统（仅适应于具有内制氢能力的加氢站）、纯化系统（内制氢加氢站中用于纯化站内制备的氢气，以达到使用标准）、压缩系统、储氢系统、加氢系统、安全监控、电气设备以及其他机械设备（包括管道、配件、阀门等）。 3.1、外供氢式高压氢气加氢站的建设成本最低 我们对外供氢高压氢气加氢站、外供液氢加氢站以及内制氢加氢站，三种不同技术路线加氢站的建设总成本进行了对比分析。由于我国现阶段加氢站全部为高压氢气储存加氢站，为了比较不同类型加氢站建设成本，我们以2015财年，美国加利福尼亚洲这三种不同类型加氢站的建设成本为例进行分析。 3.1.1、外供氢高压氢气加氢站建设成本 以日供氢能力为180kg/d，存储能力为250kg的外供氢高压氢气加氢站为分析对象，其氢气运输方式为集装管束拖车运输，加氢站同时具备35MPa和70MPa两种加氢压力。当加氢压力达到70MPa时，需要添加冷却系统，在加氢过程中对氢气进行预冷，以防止加氢过程中由于氢气温度过高而引发的安全事故。 加州能源局的研究数据表明，该类型加氢站建成所需的与设备相关的费用约为160万美元，考虑投入使用前所需的调试费用、工程设计费用、管理费用、建筑施工费用等其他费用，总成本将超过200万美元。  如果生产规模增加到100套/年，加氢站建设成本较2015年可降低40%左右。未来，随着设备生产规模的扩大，规模经济影响显著，压缩系统、储氢系统以及加氢系统的成本将明显下降，外供氢高压氢气加氢站的总成本将有很大的下降空间。  3.1.2、外供液氢加氢站建设成本 下面对一个日供氢能力为350kg/d，同样具备35MPa和70MPa两种加氢压力的外供液氢加氢站进行建设成本分析。相比于外供高压氢气加氢站，外供液氢加氢站在运输之前需要耗能将氢气温度降低到零下253℃，以液态氢的形式进行运输。加氢站中需要添加额外的储氢瓶和冷却系统保证加氢站的正常运行，占地面积更大，因此液态加氢站的建设成本高于高压氢气加氢站。 加州能源局的研究数据表明，外供液氢加氢站建成所需的与设备相关的费用约为193万美元（高于外供氢高压氢气加氢站的160万美元），考虑投入使用前所需的调试费用、工程设计费用、管理费用、建筑施工费用等其他费用，总成本约为280万美元。  3.1.3、站内电解水制氢加氢站建设成本分析 美国加利福尼亚州HyGen加氢站采用站内电解水制氢，该加氢站日供氢能力为130kg/d，同样具备35MPa和70MPa两种加氢压力，下面对该加氢站的建设成本进行分析。 站内电解水制氢加氢站由于站内具备制氢能力，与外供氢加氢站相比，省去了将氢气由制氢厂运至加氢站的运输费用。受益于模块化的设计，电解水制氢系统包含的所有设备都可以放置于20-40英尺的国际标准集装箱中，英国ITMPower、加拿大的HydrogenTechnologyandEnergy(HTEC)公司以及美国HyGenIndustries等企业都提供这种集装箱式电解水制氢系统。 本部分对外供氢加氢站的分析中并没有考虑集装管束拖车的制造/使用成本、氢气运输成本等，仅针对加氢站建设投资成本进行分析比较。 加州能源局的研究数据表明，HyGen电解水制氢加氢站总建设成本超过320万美元，远远超过外供氢高压氢气加氢站（200万美元）和液氢加氢站（280万美元），其中电解水制氢装置成本约131万美元。 综合来看，现阶段外供氢高压氢气加氢站的建设成本最低，且随着生产规模的扩大，成本将有大幅降低的可能，进一步考虑氢气生产和运输费用后的氢气使用成本将增加。 3.2、压、储、加三大系统成本规模经济性显著 国内现阶段主要为外供氢高压氢气加氢站，因此，本节中我们对外供氢高压氢气加氢站中最为重要的三大系统——压缩、储氢及加氢系统，进行建设成本的分析。 根据AhmadMayyas等人的研究，直接成本可分为系统核心部件成本及辅助设备成本（Balanceofsystem，BOS）两部分进行分析，主要包括与设备生产有关的设备/建筑成本、材料成本、废料成本、工人工资费用、生产耗能、设备及厂房维护费用以及资本成本。另外，考虑系统建设产生的装配费，从而得到加氢站中相应系统生产建设所需的成本。 3.2.1、压缩系统成本随生产规模扩大而大幅降低 假设加氢站压缩系统中采用活塞式压缩机，其直接成本包括与压缩机壳体及内部结构加工制造相关的系统核心部件成本，以及与电机、控制单元、管路系统等相关的辅助设备成本。 根据AhmadMayyas等人的研究，通过对比压缩系统建设成本与生产规模的关系我们发现： （1）随着生产规模的增加，压缩系统核心部件的直接生产成本将大幅降低，当生产规模由10套/年增加到100套/年时，核心部件直接生产成本降低约82%； （2）核心部件直接生产成本降低的主要原因是由于随着生产规模的增加，平均到每套压缩系统的资本成本及设备/建筑成本明显降低； （3）辅助设备成本随生产规模的增加变化很小，其中系统的控制单元价格最高，占辅助设备成本的58%，高精度的控制单元成本约为13000美元； （4）考虑压缩系统直接成本及装配成本的总成本随生产规模的增加而降低，生产规模由10套/年增加到100套/年时，总成本降低约56%。  我们预测在未来，压缩系统的成本降低空间将更大。随着生产规模的增加，辅助设备成本在总成本中的占比将超过直接成本，未来随着需求的增加，针对不同参数压缩系统的阀组、接头、传感器等辅助部件将趋于更加标准化、集成化的生产制造模式，届时，辅助设备成本将大幅降低，这使得压缩系统的成本在未来将有很大的降低空间。 3.2.2、储氢系统成本随生产规模扩大降幅有限 储氢系统成本分析分为储氢瓶直接成本以及辅助设备成本两部分。假设加氢站采用Ⅰ型储氢瓶，储氢压力为38MPa时容量为30kg。 根据AhmadMayyas等人的研究，通过进一步分析我们发现： （1）材料费用是储氢系统成本的主要部分，其次为人工费用； （2）由于材料费用为主要成本构成，且随生产规模变化不大，因此储氢系统成本随生产规模的增加降低较小； （3）当生产规模由100套/年增加到1000套/年时，与储氢系统直接生产建设相关的成本将可降低8.5%。  3.2.3、加氢系统成本随生产规模扩大而降低 对于加氢系统的成本分析，我们考虑两种情况： （1）只有35MPa加注口的加氢机； （2）同时配有35MPa和70MPa两种加注口的加氢机。 加氢系统相关部件可直接购买并进行组装，成本可分为设备成本及人工费用。在已有加气站加气系统的建设经验基础上，加氢系统中的相关部件现已形成了较为标准化的生产制造，包括加氢机外壳、相关阀门组件、流量计、压力计、加氢枪、控制及显示面板、相关按键等。 根据AhmadMayyas等人的研究： （1）设备成本中最主要的为阀门和计量仪表等，占设备成本的60%左右，用于监测压力以及氢泄露相关的传感器也是加氢系统成本的重要组成部分； （2）加氢枪组件成本在H35/H70加氢系统中的占比高于在H35单加注口加氢系统成本中的占比。这是由于70MPa加氢枪组件成本相比于35MPa成本更高，且能够制造成熟产品的供应商更少； （3）H35单一加注口加氢系统设备成本约为35048美元，H35/H70双加注口加氢系统的设备成本约为67595美元； （4）加氢系统的成本随着生产规模的增加而降低。   35MPa/70MPa双加注口加氢系统总成本较35MPa单加注口加氢系统成本增加约一倍。生产规模由10套/年增加到500套/年，加氢系统总成本可降低30%-35%。   3.3、中国加氢站建设成本较其他国家优势明显 我们将我国加氢站压缩、储氢及加氢三大系统的建设成本与美国、日本、德国等其他国家的建设成本进行了比较，以分析中国在加氢站建设成本方面的国际竞争力。 各国压缩机系统建设成本比较： （1）我国压缩系统建设的直接成本和装配成本在国际上具有明显优势，明显低于美国、日本、德国等氢能利用更为广泛的国家； （2）考虑压缩机制造企业加权平均资本成本要求后，我国压缩机建设成本的优势降低，但依然低于其他发达国家； （3）我国加氢站压缩系统建设成本较低的优势在于较低的人工费用及设备/建筑成本。 各国储氢系统建设成本比较：   （1）若只考虑系统的直接成本，我国加氢站储氢系统建设成本依然低于其他国家； （2）若综合考虑企业的加权平均资本成本要求，美国、加拿大、墨西哥的储氢系统总成本将低于我国； （3）我国加氢站储氢系统建设成本优势来源依然是我国较低的人工费用。  各国加氢系统建设成本比较： 同样的，对于加氢站加氢系统建设成本来说，我国的建设成本设备成本及人工费用低于其他国家，而较高的公司加权平均资本成本要求使得我国加氢站建设的总成本优势下降。     总的来说，由于我国拥有更低的人力成本及建筑成本，使得我国在加氢站关键系统建设成本上较其他国家具有一定优势，但是成本降低的关键还是在于生产规模的扩大和技术的进一步发展，加速发展氢能利用产业，形成上下一体的商业化产业链及标准化部件迫在眉睫。 4、投资建议 （1）作为氢能利用的中间桥梁，加氢站的建设得到了各方极大的重视，随着社会资本和法规政策的落实与就位，加氢站设备提供商及加氢站设计、建设与运营商将最先受益； （2）继续关注各关键设备供应商——厚普股份、雪人股份、京城股份、深冷股份、富瑞特装等，其开发、生产的压缩机、储氢容器及加氢设备是加氢站建设的三大关键组成； （3）继续关注加氢站建设运营商——中石化、中石油、氢枫能源、舜华新能源、中国神华、明天氢能等，在当下各地加氢站建设规划如火如荼、补贴政策陆续颁布的背景下，加氢站设计、建设及运营将带来投资机会。 来源：光大证券 |
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