近两年来，出台了多项支持氢能产业发展的国家及地方政策。据悉，我国加氢站数量已累计超过250座，达到世界第一，作为氢能产业化、商业化的重要基础设施，加氢站数量不足的问题制约着燃料电池汽车的商业应用发展，而成本高、设备性能欠缺等问题仍然是加氢站建设需要面对的问题。面对高成本，如何有效解决降本问题？

加氢站分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站。国内现有的加氢站基本都是外供氢加氢站，即氢气储存运输到加氢站后，在加氢站内压缩储存加注。根据中国氢能联盟的数据，中国建设一个日加氢能力500公斤、加注压力35MPa的加氢站，投资成本接近1200万元(不含土地成本)，大约是传统加油站的3倍。

目前加氢站建设周期长、审批验收流程复杂、氢气价格高、进口设备昂贵、高压氢气系统核心设备运行故障率高等因素的叠加直接导致中国几乎所有建成的加氢站都难以盈利。

加氢站核心设备急需国产化

目前，加氢站的设备成本约占投资成本的70%（不包括土地成本）。因此，首先要解决加氢站核心设备的国产化替代问题，才能促进加氢站的降本。加氢站的核心设备依赖于进口，包括压缩机、加氢枪及其软管、流量计、安全阀、氢气管道和阀门。

国内加氢站采用美国PDC隔膜压缩机，该款压缩机占全球氢气隔膜压缩机市场份额的70%-75%。然而，随着国内厂商的研发进展，氢气压缩机的国产化进程加快，国内厂商推出了符合要求的90MPa压缩机和70MPa压缩机。储氢装置加注设备、站控系统等设备也在加速国产化替代。

未来，随着核心设备国产化的提高和建设数量的增加，国内加氢站的建设投资将大幅下降，预计最终接近传统加油站的投资规模。

制储运环节成本制约

受制于制氢、储运环节，制氢方面下降成本，主要从电价、电解槽、技术方面入手。通威集团董事局主席刘汉元曾表示，我国光伏发电成本已经降到了0.3元/kWh以内，部分地区已经具备与新建燃煤发电竞争的能力，相信未来可再生能源电力成本将持续下降。

储氢方法主要分为气态储氢、液态储氢和固体储氢。高压气态储氢也是现阶段的主要储氢方式。在国内现有技术条件下，国内储氢运输方式主要采用高压气态储氢结合管束车运输，且成本高。与国外技术差距相比，需要突破技术瓶颈，才能有效降低成本，助力下游市场发展。

政策需完善

近两年虽然氢能各地区政策频出，但大多从规划层面出发，目前仅有部分城市出台相应加氢站建设运营管理规定，从现行政策来看，商业用地的审批环节相当复杂。由于氢能产业是一个新兴产业，地方政府在规划、项目审批、运营监督方面缺乏具体的政策和制度，土地审批客观地限制了加氢站的建设。氢气未来网认为，地方政府应重视加氢站的审批环节，实施相关政策，助力加氢站建设。

前景明朗，切忌一哄而上

加氢站作为上下游连接枢纽，是产业链的核心。从市场的角度来看，目前国内加氢站数量较少，主要是示范运营，服务于公共交通、物流车辆等公共领域。市场规模较小，短期内无法进行大规模的商业应用。

值得注意的是，目前资本也更热衷于氢燃料电池、整车生产等领域，加氢站的高成本、盈利有限反而会限制企业的积极性，导致投资遇冷。

从政策、法规、流程、标准、消防、环境保护等方面，再到不断探索盈利模式，加氢站的发展都需要循序渐进、步步为营，需要企业、政府和资本互相合作。