氫能源加氫站行業(yè)研究：燃料電池車先鋒軍

氫能源加氫站行業(yè)研究：燃料電池車先鋒軍加氫站：適度超前建設(shè)，氫車產(chǎn)業(yè)鏈基礎(chǔ)設(shè)施類別劃分：外供氫為主，合建站比例預(yù)計(jì)將提升加氫站是燃料電池車氫能源供應(yīng)的保障。1995年5月世界第一座加氫站在德國(guó)慕尼黑機(jī)場(chǎng)建成，此后世界各國(guó)相繼開始推動(dòng)加氫站建設(shè)；我國(guó)第一座燃料電池加氫站于2006年6月在北京中關(guān)村落成。1、加氫站按照氫氣來(lái)源可分為外供氫加氫站和站內(nèi)制氫加氫站兩類。外供氫加氫站（off-site）：加氫站內(nèi)無(wú)制氫裝置，通過(guò)高壓長(zhǎng)管拖車、管道、液氫槽罐車等方式將氫氣輸送至加氫站后進(jìn)行壓縮、儲(chǔ)存、加注；外供氫加氫站需要承擔(dān)較高的氫氣輸送成本。站內(nèi)制氫加氫站（on-site）：站內(nèi)配備有電解水制氫、工業(yè)副產(chǎn)制氫、化石燃料重整制氫等制氫裝置，氫氣經(jīng)過(guò)純化和壓縮后進(jìn)行儲(chǔ)存、加注；站內(nèi)制氫可以節(jié)省運(yùn)輸成本，但配置制氫裝置也進(jìn)一步提高了內(nèi)部設(shè)備設(shè)計(jì)和建造的復(fù)雜程度。2、根據(jù)建站方式的不同，加氫站可以分為加氫單站和加氫合建站。加氫單站：指獨(dú)立的加氫站，站內(nèi)只具備加氫功能，加氫單站的建設(shè)需要遵守《加氫站技術(shù)規(guī)范》（GB50516-2010），需要新選址，審批難度大、時(shí)間長(zhǎng)，投入成本高。加氫合建站：指在原有的加油站、加氣站、充電站基礎(chǔ)上新增加氫工程設(shè)施，使其具有加油/加氣/充電+加氫的多種功能，該模式無(wú)需重新選址，不占用新的土地資源，審批時(shí)間縮短。3、根據(jù)供氫壓力等級(jí)不同，加氫站目前主要有35MPa和70MPa壓力供氫兩種。用35MPa壓力供氫時(shí)，氫氣壓縮機(jī)和高壓儲(chǔ)氫瓶的工作壓力均為45MPa，一般供乘用車使用；用70MPa壓力供氫時(shí)，氫氣壓縮機(jī)和高壓儲(chǔ)氫瓶的工作壓力分別為98MPa和87.5MPa。目前國(guó)外加氫站加注壓力以70MPa為主，技術(shù)相對(duì)成熟；而國(guó)內(nèi)已建成的加氫站加注壓力以35MPa為主，但國(guó)內(nèi)企業(yè)也在加大70MPa加氫站的技術(shù)布局，2020年國(guó)內(nèi)該規(guī)格的加氫站已建成和在建數(shù)量超過(guò)10座。4、根據(jù)儲(chǔ)氫容器容量的不同，加氫站可以分為一級(jí)、二級(jí)、三級(jí)加氫站。核心設(shè)備：壓縮機(jī)、儲(chǔ)氫系統(tǒng)、加氫系統(tǒng)氣態(tài)加氫站的三大核心設(shè)備包括壓縮機(jī)、儲(chǔ)氫設(shè)施、加氫機(jī)，這三大設(shè)備的性能參數(shù)決定了加氫站的整體加注能力和儲(chǔ)氫能力。1、壓縮機(jī)：氫氣具有密度低、體積能量密度小的特點(diǎn)，因而氫氣壓縮機(jī)需要具備密封性好、承壓大、流量大的特質(zhì)，在防止氫脆現(xiàn)象的同時(shí)盡可能減少能量損耗。目前常見的氫氣壓縮機(jī)包括隔膜式壓縮機(jī)、液驅(qū)式壓縮機(jī)、離子液壓縮機(jī)三種。隔膜式壓縮機(jī)具有密封性好、氫氣純度高、單級(jí)壓縮比較大、散熱良好的優(yōu)勢(shì)，劣勢(shì)為在加氫站內(nèi)頻繁啟停時(shí)容易降低壽命、單機(jī)排氣量??；液驅(qū)式壓縮機(jī)設(shè)計(jì)簡(jiǎn)單、易于維修和保養(yǎng)，單機(jī)排氣量大，同等功率下體積更小、效率更高，且可以帶壓頻繁啟停，但劣勢(shì)在于氫氣受污染可能性較大；離子液壓縮機(jī)制造標(biāo)準(zhǔn)與國(guó)內(nèi)不同，基本在海外應(yīng)用，國(guó)內(nèi)主要是林德在部分項(xiàng)目中示范應(yīng)用。根據(jù)TrendBank調(diào)研結(jié)果，國(guó)內(nèi)加氫站主要采用隔膜壓縮機(jī)和液驅(qū)式壓縮機(jī)，其中前者占比約70%，后者占比約30%。由于我國(guó)隔膜壓縮機(jī)技術(shù)成熟度高，甚至處于國(guó)際領(lǐng)先水平，加氫站審慎起見更加青睞于隔膜式壓縮機(jī)，目前國(guó)內(nèi)主要的加氫站集成商，如上海舜華、上海氫楓、國(guó)富氫能、液空厚普基本都使用隔膜式壓縮機(jī)。隔膜式和液驅(qū)式壓縮機(jī)各有應(yīng)用場(chǎng)景，未來(lái)有望并駕齊驅(qū)。2、儲(chǔ)氫設(shè)施：加氫站儲(chǔ)氫設(shè)施可以分為移動(dòng)式和固定式兩種，其中移動(dòng)式為長(zhǎng)管拖車（常規(guī)儲(chǔ)氫壓力為20MPa），固定式為儲(chǔ)氫瓶組（或儲(chǔ)氫罐）。加氫站主要利用儲(chǔ)氫容器和車載供氫系統(tǒng)間的壓力差進(jìn)行加氫，加氫站的最高設(shè)計(jì)壓力也要和車載儲(chǔ)氫瓶的壓力等級(jí)相匹配，國(guó)際上應(yīng)用比較廣泛的車載儲(chǔ)氫瓶分為35MPa和70MPa兩個(gè)等級(jí)，根據(jù)《加氫站技術(shù)規(guī)范》，當(dāng)充氫壓力為35MPa時(shí)，加氫站氫氣儲(chǔ)存系統(tǒng)的工作壓力不宜大于45MPa；當(dāng)充氫壓力為70MPa時(shí)，加氫站氫氣儲(chǔ)存系統(tǒng)的工作壓力不宜大于90MPa。加氫站內(nèi)氫氣儲(chǔ)存壓力容器的壓力宜按照2級(jí)~3級(jí)分級(jí)設(shè)置，例如：南莊制氫加氣一體化站中的儲(chǔ)氫系統(tǒng)為多級(jí)壓力體系，包括：1）20MPa長(zhǎng)管拖車：1輛24m3氫氣長(zhǎng)管拖車，工作壓力20MPa，工作溫度40℃，氫氣儲(chǔ)量約為345kg；2）20MPa氫氣儲(chǔ)氣瓶：7支2m3氫氣儲(chǔ)氣瓶，工作壓力20MPa，工作溫度40℃，氫氣儲(chǔ)量約為201kg；3）45MPa氫氣儲(chǔ)氣瓶：9支1.5m3氫氣儲(chǔ)氣瓶，工作壓力45MPa，工作溫度40℃，氫氣儲(chǔ)量約為392kg；綜上，項(xiàng)目氫氣儲(chǔ)存規(guī)?？傆?jì)約938kg。3、加氫機(jī)：加氫站的加氫系統(tǒng)包括高壓儲(chǔ)氫瓶、順序控制盤和加氫機(jī)，通過(guò)順序控制盤控制氫氣的儲(chǔ)存和加注；按高、中、低壓瓶順序向各儲(chǔ)氫瓶充氣，通過(guò)順序控制盤控制，按照低、中、高順序，經(jīng)加氫機(jī)對(duì)燃料電池車輛進(jìn)行加注。加氫機(jī)的主要功能為給燃料電池車的車載儲(chǔ)氫瓶充裝氫氣，加氫機(jī)的硬件包括單向閥、過(guò)濾器、截止閥、調(diào)壓閥、流量計(jì)和加氫槍等。由于在沖裝氫氣時(shí)會(huì)產(chǎn)生十分顯著的溫升，而車載儲(chǔ)氫瓶采用碳纖維樹脂復(fù)合材料纏繞的結(jié)構(gòu)，其樹脂在85℃以上會(huì)出現(xiàn)性能的劣化；同時(shí)，溫升會(huì)使得氣瓶需要在更高的壓力下才能達(dá)到額定的儲(chǔ)氫密度和儲(chǔ)氣量，增加了對(duì)加氫站設(shè)備的要求。因此，《加氫站技術(shù)規(guī)范》規(guī)定氫氣充裝過(guò)程中氣瓶的溫度不得超過(guò)85℃，一般采取加氫前預(yù)冷或設(shè)置通訊接口自動(dòng)調(diào)節(jié)加氫升壓速率的方式來(lái)控制溫度。市場(chǎng)：2025年投運(yùn)數(shù)預(yù)計(jì)超千座，行業(yè)加速釋放預(yù)計(jì)2025年底我國(guó)投運(yùn)加氫站超千座全球加氫站數(shù)量快速增長(zhǎng)。全球加氫站數(shù)量的統(tǒng)計(jì)是一項(xiàng)復(fù)雜的工作，全球多家機(jī)構(gòu)致力于該項(xiàng)工作，但統(tǒng)計(jì)結(jié)果不盡相同，全球的加氫站數(shù)量仍處于“不完全統(tǒng)計(jì)”的狀況中。例如：國(guó)際能源署（IEA）發(fā)布報(bào)告，2020年底全球合計(jì)建成540座加氫站（公共加氫站+私人加氫站），其中日本、德國(guó)、中國(guó)大陸、美國(guó)、韓國(guó)加氫站數(shù)量位居全球前五，分別為137座、90座、85座、63座、52座。H2stations擁有全球加氫站數(shù)量的歷史數(shù)據(jù)，其統(tǒng)計(jì)到2020年底全球累計(jì)建成加氫站560座，2021年底累計(jì)建成685座，較2015年增長(zhǎng)2.2倍，其中日本159座、中國(guó)大陸105座、德國(guó)101座、北美86座、韓國(guó)95座。需要注意的是，由于語(yǔ)言不通、信息不完全公開等原因，H2stations與其他網(wǎng)站公開的數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)有一定偏差，且國(guó)內(nèi)在加氫站信息公開方面較為欠缺，H2stations對(duì)于國(guó)內(nèi)的數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)并不全面。2022年底我國(guó)已建成加氫站超300座。2006年我國(guó)第一座加氫站建成，其后由科技部和北京、上海等地的科技部門陸續(xù)支持建設(shè)了幾座示范加氫站，至2016年期間行業(yè)發(fā)展持續(xù)處于低谷期；2016年開始受各地燃料電池車產(chǎn)業(yè)熱度興起和《節(jié)能與新能源汽車技術(shù)路線圖》明確氫能基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)規(guī)劃，我國(guó)加氫站數(shù)量加快建設(shè)。2016年以來(lái)我國(guó)加氫站建設(shè)速度明顯加快，根據(jù)高工產(chǎn)研氫電研究院（GGII）和勢(shì)銀能鏈數(shù)據(jù)，2020-2022年我國(guó)新建成加氫站數(shù)量分別為55座、101座、94座，其中2021年建成數(shù)量為歷年最高，主要受到中石化發(fā)布加氫站“百站計(jì)劃”、示范城市群政策即將落地、北京冬奧會(huì)氫能應(yīng)用等利好因素影響，2022年疫情擴(kuò)散對(duì)加氫的建設(shè)進(jìn)度產(chǎn)生一定影響。從區(qū)域分布來(lái)看，2022年諸多省份實(shí)現(xiàn)加氫站零的突破，目前已覆蓋出青海和西藏外的所有大陸?。ㄊ校梢蚤L(zhǎng)三角、珠三角、京津冀地區(qū)發(fā)展最快。氫能源發(fā)展較快、政府支持力度較大的廣東省已建成加氫站數(shù)量達(dá)到54座，遙遙領(lǐng)先其他地區(qū)，山東、江蘇、浙江加氫站數(shù)量均超20座。近年來(lái)我國(guó)加氫站的建設(shè)呈現(xiàn)出以下發(fā)展趨勢(shì)：1）合建站比重提高：考慮到單獨(dú)運(yùn)營(yíng)的加氫站可能面臨的虧損壓力，多地選擇合建站而非單獨(dú)作為加氫站使用，加油、加氣、充電、加氫、換電等模式混合發(fā)展；2021年全年新建成的101座加氫站中，合建站占比上升至近50%；2022年比重約六成。2）日加氫能力向大規(guī)模發(fā)展：根據(jù)勢(shì)銀能鏈統(tǒng)計(jì)，截至2021年底已建成的加氫站中，加注能力在1000公斤及以上的占比3成以上，500到1000公斤的占比最多，達(dá)到54%。平均加注能力從2017年以前的425kg/d增長(zhǎng)到2022年800kg/d，總體向加注能力1000公斤及以上發(fā)展趨勢(shì)。3）70MPa加氫站數(shù)量增加：我國(guó)加氫站目前仍然以35MPa為主、70MPa為輔，70MPa加氫站的建設(shè)主要受燃料電池車型及車載儲(chǔ)氫瓶發(fā)展驅(qū)動(dòng)，勢(shì)銀能鏈統(tǒng)計(jì)2016年以來(lái)我國(guó)累計(jì)建成70MPa加氫站16座，主要為2022年北京冬奧會(huì)配套站及國(guó)內(nèi)汽車主機(jī)廠測(cè)試自用站。4）首座液氫油電綜合供能服務(wù)站投運(yùn)：浙江嘉興平湖市鐘埭街道浙江石油虹光（櫻花）綜合供能服務(wù)站設(shè)有一座14立方的液氫儲(chǔ)罐、兩臺(tái)90MPa的高壓儲(chǔ)氫瓶，并配套建設(shè)一臺(tái)120kW充電樁整流柜及兩個(gè)充電車位。5）多地加氫站實(shí)現(xiàn)零的突破：寧夏、海南、湖北、貴州等地建成省內(nèi)首座加氫站。發(fā)展規(guī)劃：根據(jù)北京、廣東、上海等15省/市規(guī)劃數(shù)據(jù)，到2025年加氫站數(shù)量將達(dá)到約1021座，其中廣東省規(guī)劃建成200座，遠(yuǎn)超其他地區(qū)；而中石化目標(biāo)“十四五”期間建成1000座加氫站，因此預(yù)計(jì)到2025年全國(guó)加氫站數(shù)量將遠(yuǎn)超1000座。全球來(lái)看，到2025年美國(guó)和歐洲規(guī)劃加氫站數(shù)量分別為1000座（汽車）、約1500座，日本到2030年約900座，韓國(guó)到2040年約1200座。我國(guó)加氫站建設(shè)規(guī)劃在全球來(lái)看依舊處于領(lǐng)先地位。十四五加氫站累計(jì)投資空間約115億元市場(chǎng)空間：我們預(yù)計(jì)到2025年加氫站數(shù)量達(dá)到950-1050座，2030年達(dá)到3800-5000座，對(duì)應(yīng)新建加氫站數(shù)量在2023-2025年復(fù)合增速45.5%-54.1%、2026-2030年為26.0%-31.3%。2021年單站建設(shè)成本預(yù)估1500萬(wàn)元，此后每年假設(shè)成本降低5%，對(duì)應(yīng)“十四五”期間加氫站的累計(jì)投資空間109-121億元，“十五五”達(dá)到291-402億元。我們對(duì)加氫站的核心設(shè)備對(duì)應(yīng)的年投資規(guī)模做測(cè)算。以上述氣態(tài)加氫站的4類設(shè)備投資比例平均值來(lái)看，冷卻設(shè)備占比16.6%、壓縮機(jī)占比18.6%、加注機(jī)占比11.6%、儲(chǔ)氫系統(tǒng)占比25.7%，不考慮更換需求，據(jù)此估計(jì)冷卻設(shè)備“十四五”和“十五五”期間的累計(jì)投資規(guī)模分別為19億元和59億元，壓縮機(jī)為21億元和66億元、加注機(jī)為13億元和41億元、儲(chǔ)氫系統(tǒng)為30億元和92億元。經(jīng)濟(jì)性：?jiǎn)挝患託溥\(yùn)營(yíng)成本為5-12元/kg不同規(guī)格加氫站投資及運(yùn)營(yíng)成本構(gòu)成氣態(tài)加氫站的工作流程為：氫氣長(zhǎng)管拖車→卸氣柱→壓縮機(jī)→儲(chǔ)氫罐→加注機(jī)。運(yùn)載20MPa壓縮氫氣的長(zhǎng)管拖車停靠在加氫站內(nèi)的卸氣柱，通過(guò)壓縮機(jī)將氫氣卸載至站內(nèi)高壓儲(chǔ)氫罐中，車輛加氫時(shí)，長(zhǎng)管拖車或儲(chǔ)氫罐中輸出的氫氣通過(guò)加氫機(jī)充裝到燃料電池汽車的車載儲(chǔ)氫瓶中。我們對(duì)氣態(tài)和液態(tài)加氫站、500kg/d和1000kg/d加氫站、35MPa和70MPa加氫站的投資及運(yùn)營(yíng)成本做了詳細(xì)測(cè)算。同等加注能力的氣態(tài)加氫站，壓強(qiáng)越大，投資成本和單位運(yùn)營(yíng)成本越高；同等壓強(qiáng)，加注能力越大，投資成本越高而單位運(yùn)營(yíng)成本越低。整體來(lái)看，加氫站的投資造價(jià)在1000-1850萬(wàn)元之間，而單位加氫運(yùn)營(yíng)成本為5-12元/kg。（1）日加氫能力500kg/d、35MPa氣態(tài)加氫站投資成本：該項(xiàng)目的固定投資成本為1066萬(wàn)元，其中壓縮機(jī)投資104萬(wàn)元，占比9.7%；與壓縮機(jī)配套的冷卻設(shè)備投資占比18.3%；分級(jí)加注系統(tǒng)（儲(chǔ)氫系統(tǒng)）投資301萬(wàn)元，占比28.2%；加注機(jī)投資155萬(wàn)元，占比14.6%。運(yùn)營(yíng)成本：不考慮采購(gòu)氫氣成本的情況下，年運(yùn)營(yíng)成本158萬(wàn)元，其中折舊成本占比最高，達(dá)到33.7%，租金成本占比20.7%，電力成本占比8.9%，維護(hù)和維修費(fèi)用占比8.7%；年加注氫氣量約182.5噸，單位氫氣加注成本約8.68元/kg。（2）日加氫能力500kg/d、70MPa氣態(tài)加氫站投資成本：該項(xiàng)目的固定投資成本為1536萬(wàn)元，其中壓縮機(jī)投資214萬(wàn)元，占比14.0%；與壓縮機(jī)配套的冷卻設(shè)備投資占比17.1%；分級(jí)加注系統(tǒng)（儲(chǔ)氫系統(tǒng)）投資503萬(wàn)元，占比32.7%；加注機(jī)投資155萬(wàn)元，占比10.1%。運(yùn)營(yíng)成本：不考慮采購(gòu)氫氣成本的情況下，年運(yùn)營(yíng)成本211萬(wàn)元，其中折舊成本占比最高，達(dá)到36.4%，租金成本占比15.8%，電力成本占比11.3%，維護(hù)和維修費(fèi)用占比10.2%；年加注氫氣量約182.5噸，單位氫氣加注成本約11.58元/kg。（3）日加氫能力1000kg/d、35MPa氣態(tài)加氫站投資成本：該項(xiàng)目的固定投資成本為1177萬(wàn)元，其中壓縮機(jī)投資249萬(wàn)元，占比21.2%；與壓縮機(jī)配套的冷卻設(shè)備投資占比16.6%；分級(jí)加注系統(tǒng)（儲(chǔ)氫系統(tǒng)）投資237萬(wàn)元，占比20.1%；加注機(jī)投資155萬(wàn)元，占比13.2%。運(yùn)營(yíng)成本：不考慮采購(gòu)氫氣成本的情況下，年運(yùn)營(yíng)成本184萬(wàn)元，其中折舊成本占比最高，達(dá)到32.0%，電力成本占比12.5%，維護(hù)和維修費(fèi)用占比10.3%，租金成本占比17.5%；年加注氫氣量約365噸，單位氫氣加注成本約5.05元/kg。（4）日加氫能力1000kg/d、70MPa氣態(tài)加氫站投資成本：該項(xiàng)目的固定投資成本為1837萬(wàn)元，其中壓縮機(jī)投資545萬(wàn)元，占比29.7%；與壓縮機(jī)配套的冷卻設(shè)備投資占比14.3%；分級(jí)加注系統(tǒng)（儲(chǔ)氫系統(tǒng)）投資402萬(wàn)元，占比21.9%；加注機(jī)投資155萬(wàn)元，占比8.5%。運(yùn)營(yíng)成本：不考慮采購(gòu)氫氣成本的情況下，年運(yùn)營(yíng)成本265萬(wàn)元，其中折舊成本占比最高，達(dá)到34.7%，電力成本占比15.4%，維護(hù)和維修費(fèi)用占比12.8%，租金成本占比12.2%；年加注氫氣量約365噸，單位氫氣加注成本約7.26元/kg。（5）日加氫能力1000kg/d、35MPa液態(tài)加氫站液氫加氫站的工作流程為：液氫拖車→液氫儲(chǔ)罐→液氫泵→汽化器→儲(chǔ)氫罐→加注機(jī)。投資成本：該項(xiàng)目的固定投資成本為1048萬(wàn)元，其中液氫低溫儲(chǔ)罐投資186萬(wàn)元，占比17.7%；高壓低溫液氫泵投資182萬(wàn)元，占比17.4%；分級(jí)加注系統(tǒng)（儲(chǔ)氫系統(tǒng)）投資143萬(wàn)元，占比13.7%；加注機(jī)投資155萬(wàn)元，占比14.8%。運(yùn)營(yíng)成本：不考慮采購(gòu)氫氣成本的情況下，年運(yùn)營(yíng)成本209萬(wàn)元，其中折舊成本占比最高，達(dá)到25.0%，租金成本占比27.1%，氣化損耗占比9.5%，勞動(dòng)力成本占比9.1%；年加注氫氣量約365噸，單位氫氣加注成本約5.73元/kg。（6）日加氫能力1000kg/d、70MPa液態(tài)加氫站投資成本：該項(xiàng)目的固定投資成本為1295萬(wàn)元，其中液氫低溫儲(chǔ)罐投資186萬(wàn)元，占比14.3%；高壓低溫液氫泵投資300萬(wàn)元，占比23.1%；分級(jí)加注系統(tǒng)（儲(chǔ)氫系統(tǒng)）投資224萬(wàn)元，占比17.3%；加注機(jī)投資155萬(wàn)元，占比12.0%。運(yùn)營(yíng)成本：不考慮采購(gòu)氫氣成本的情況下，年運(yùn)營(yíng)成本241萬(wàn)元，其中折舊成本占比最高，達(dá)到26.9%，租金成本占比27.1%，氣化損耗占比9.5%，勞動(dòng)力成本占比9.1%；年加注氫氣量約365噸，單位氫氣加注成本約6.59元/kg。（7）站內(nèi)電解水制氫加氫站考慮到目前長(zhǎng)距離的氫氣儲(chǔ)運(yùn)成本較高，在氫氣需求量較大的地區(qū)建設(shè)站內(nèi)制氫項(xiàng)目長(zhǎng)期看具有經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢(shì)。投資成本：該項(xiàng)目的設(shè)備采購(gòu)和安裝總投資約2088萬(wàn)元，因其包含制氫設(shè)備和加氫設(shè)備，投資成本明顯高于站外制氫加氫站。其中電解槽投資851萬(wàn)元，占比40.8%；壓縮機(jī)占比8.2%、儲(chǔ)氫罐占比6.8%、加注機(jī)占比12.1%。站內(nèi)制氫具備一定的價(jià)格優(yōu)勢(shì)：根據(jù)《中國(guó)氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展報(bào)告2020》，以產(chǎn)能為500Nm3/h的站內(nèi)堿性電解水制氫項(xiàng)目為例，假設(shè)項(xiàng)目總投資2088萬(wàn)元，折舊期限20年，在電價(jià)0.3元/kwh的情況下，制氫成本約26.9元/kg。而外供加氫站，我國(guó)工業(yè)副產(chǎn)氫制氫成本為9.23-22.25元/kg，電解水制氫成本22.8元/kg以上（電價(jià)超過(guò)0.30元/kwh時(shí)），且目前氫氣運(yùn)輸成本居高不下，常見的長(zhǎng)管拖車運(yùn)氫在運(yùn)輸距離100km和200km時(shí)的單價(jià)分別約3.9元/kg和7.6元/kg，因此目前多數(shù)加氫站的到站氫氣價(jià)格較高。與外供氫加氫站相比，站內(nèi)制氫具備一定的成本優(yōu)勢(shì)，但制氫加氫一體站涉及制氫環(huán)節(jié)，而氫氣在我國(guó)仍然屬于危險(xiǎn)化學(xué)品，其選址和審批難度較大，制約其快速?gòu)?fù)制擴(kuò)張。加氫單站VS合建站，能源一體化收益顯著假設(shè)加氫站為加注壓力35MPa、加注能力1000kg/d、外供氫氣態(tài)加氫站，總投資1177萬(wàn)元，運(yùn)營(yíng)期20年，建設(shè)中不考慮建設(shè)補(bǔ)貼。通過(guò)測(cè)算，我們可以發(fā)現(xiàn)，加氫站運(yùn)營(yíng)負(fù)荷率、氫氣售價(jià)、氫氣采購(gòu)價(jià)格3個(gè)因素對(duì)項(xiàng)目盈利性的影響最大。運(yùn)營(yíng)負(fù)荷率：截至2021年底我國(guó)燃料電池車保有量約1萬(wàn)輛，但受高運(yùn)營(yíng)成本和加氫站布局較為偏遠(yuǎn)等因素影響，實(shí)際在運(yùn)營(yíng)中的燃料電池車數(shù)量較少，導(dǎo)致加氫站整體負(fù)荷率較低。運(yùn)營(yíng)負(fù)荷率對(duì)加氫站的盈利影響重大，在氫氣售價(jià)50元/kg、氫氣成本價(jià)35元/kg的情況下，負(fù)荷率為50%和80%時(shí)IRR分別為8.5%和20.5%。氫氣售價(jià)：多地政府出臺(tái)加氫站運(yùn)營(yíng)補(bǔ)貼政策，以上海為例，2025年前，對(duì)氫氣零售價(jià)格不超過(guò)35元/公斤的加氫站運(yùn)營(yíng)主體，按照氫氣實(shí)際銷售量給予補(bǔ)貼；其中，2021年度補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)為每公斤20元、2022-2023年度每公斤15元、2024-2025年度每公斤10元，即終端售價(jià)可能在45-55元/kg之間（含補(bǔ)貼）；而在實(shí)際情況中，目前多數(shù)加氫站的售價(jià)可能在50元/kg以上。氫氣采購(gòu)價(jià)格：氫氣采購(gòu)價(jià)格與制氫、輸氫成本關(guān)聯(lián)度大，假設(shè)項(xiàng)目為光伏電解水制氫，在電價(jià)0.35元/kwh時(shí)制氫成本估算在25元/kg左右，氣態(tài)長(zhǎng)管拖車200公里運(yùn)輸成本在8-10元/kg左右，再加上各環(huán)節(jié)的利潤(rùn)，氫氣到站價(jià)格可能在35元/kg以上，整體仍處于較高水平。從加氫站的成本構(gòu)成中可以發(fā)現(xiàn)，氫氣的單位銷售成本為45.7元/kg，其中氫氣采購(gòu)成本35元/kg，占比高達(dá)76.7%，而折舊、租金、人工、水電費(fèi)等成本合計(jì)10.7元/kg，占比23.3%。因此，影響加氫站運(yùn)營(yíng)的核心成本還是氫氣的到站價(jià)格，未來(lái)加氫站如果想要在維持盈利的情況下降低終端售價(jià)，勢(shì)必要降低到站價(jià)格，而這又與制氫技術(shù)和儲(chǔ)運(yùn)技術(shù)密切相關(guān)。加氫站與加油/加氣/充電合建站為未來(lái)的發(fā)展趨勢(shì)，在當(dāng)前氫能燃料電池車尚未大規(guī)模普及的情況下，合建站可以實(shí)現(xiàn)“以油養(yǎng)氫”或“以氣養(yǎng)氫”等，度過(guò)市場(chǎng)培育階段。我們考慮加氫加油合建站的盈利模型，假設(shè)該項(xiàng)目的加氫能力為35MPa&1000kg/d氣態(tài)外供氫加氫；加油能力上配備30m3埋地臥式FF汽油儲(chǔ)罐4個(gè)，30m3埋地臥式FF柴油儲(chǔ)罐1個(gè)，可實(shí)現(xiàn)汽油年銷量2115噸、柴油年銷量1400噸；項(xiàng)目總投資約2177萬(wàn)元，運(yùn)營(yíng)期20年；氫氣采購(gòu)價(jià)格35元/kg、售價(jià)50元/kg，汽油采購(gòu)價(jià)格7.78元/kg、售價(jià)9.72元/kg，柴油采購(gòu)價(jià)格7.14元/kg、售價(jià)8.93元/kg。我們測(cè)算，在加油業(yè)務(wù)負(fù)荷率90%、加氫業(yè)務(wù)負(fù)荷率40%的情況下，年?duì)I收3706萬(wàn)元（售氫營(yíng)收730萬(wàn)+售油營(yíng)收2976萬(wàn)元），凈利潤(rùn)251萬(wàn)元，凈利率6.8%，IRR為19.6%。在上述汽油/柴油、氫氣采購(gòu)和銷售價(jià)格假設(shè)條件下，合建站的IRR和凈利潤(rùn)遠(yuǎn)高于單站。在加氫負(fù)荷率40%時(shí)，加氫單站為虧損狀態(tài)，IRR僅為3.5%，而合建站凈利潤(rùn)可達(dá)到251萬(wàn)元，IRR做到19.6%。地方財(cái)政補(bǔ)貼支持，監(jiān)管上位法仍缺失政府對(duì)加氫站的建造階段和運(yùn)營(yíng)初期給予補(bǔ)貼支持加氫站為氫能產(chǎn)業(yè)鏈的基礎(chǔ)設(shè)施，各地都秉持著適度超前建設(shè)的原則做目標(biāo)規(guī)劃。而由于加氫站占地面積大、設(shè)備國(guó)產(chǎn)化率低、設(shè)備設(shè)施復(fù)雜等原因，目前加氫站建造成本偏高，且燃料電池車保有量數(shù)量尚少（截至2021年底不足萬(wàn)輛），難以實(shí)現(xiàn)盈利。因此，政府對(duì)加氫站的建造階段和運(yùn)營(yíng)初期給予補(bǔ)貼支持。建造階段：根據(jù)加氫站日加氫能力不同給予不同的補(bǔ)貼支持，加氫能力越大，補(bǔ)貼絕對(duì)金額越大，通常各地給予補(bǔ)貼比例不超過(guò)投資總額的30%或50%，且最高補(bǔ)貼不超過(guò)一定金額（上海2022年為500萬(wàn)元、廣東為500萬(wàn)元、成都最高給予1000萬(wàn)元補(bǔ)貼）。與日本相比，我國(guó)給予加氫站補(bǔ)貼比例并不激進(jìn)，日本按照加氫設(shè)備購(gòu)買成本的1/2或2/3和單項(xiàng)補(bǔ)貼金額上限的孰低值給予補(bǔ)貼。運(yùn)營(yíng)階段：加氫單價(jià)補(bǔ)貼范圍為10-20元/kg之間，以使得最終售價(jià)不超過(guò)35元/kg（部分地區(qū)劃定價(jià)格高于該值），且隨著時(shí)間的推移，單價(jià)補(bǔ)貼金額呈下降趨勢(shì)。日本補(bǔ)貼額度為加氫站運(yùn)營(yíng)成本的2/3和按照不同供氫方式對(duì)應(yīng)補(bǔ)貼金額上限兩者中的孰低值；其中，現(xiàn)場(chǎng)制氫和外供氫加氫站每年補(bǔ)貼金額上限2200萬(wàn)日元（約123.2萬(wàn)元人民幣）。按照我國(guó)加氫站售價(jià)補(bǔ)貼前45-55元/kg計(jì)算，補(bǔ)貼比例約22%-36%，低于日本的補(bǔ)貼強(qiáng)度。加氫站標(biāo)準(zhǔn)更新完善，但部分標(biāo)準(zhǔn)缺失或陳舊國(guó)內(nèi)氫能和加氫站標(biāo)準(zhǔn)大多是近十年頒布的，經(jīng)過(guò)多年的發(fā)展，我國(guó)加氫站技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)體系逐漸完善，但仍有部分標(biāo)準(zhǔn)較為陳舊或缺失?！都託湔炯夹g(shù)規(guī)范》涵蓋了加氫站的設(shè)計(jì)、施工、建造、運(yùn)行及安全等方面的內(nèi)容，處于標(biāo)準(zhǔn)體系的核心地位，初版文件發(fā)布于2010年，部分條款已不適用于當(dāng)前現(xiàn)狀，國(guó)家著手對(duì)其進(jìn)行修訂。2021年4月，住建部發(fā)