氢能源产业研究报告.docx

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氢能源产业研究报告

氢能源产业研究报告

1引言：

为什么要发展氢能源？

低碳清洁发展及保障能源安全，推动探索新型能源

全球气候变化共同命题，低碳发展大势所趋

全球气候变化是全人类面临的严峻挑战，关系世界各国的可持续发展。

1992年联合国大会通过了《联合国气候变化框架公约》，此为世界上第一个关于控制温室气体排放、遏制全球变暖的国际公约，公约明确了世界各国“共同但有区别的责任”、公平、各自能力原则和可持续发展等原则；此后京都议定书、巴厘路线图、哥本哈根协议、巴黎协定等会议信息明确了未来全球应对气候变化的具体安排，长期目标是将全球平均气温较工业化时期上升幅度控制在2℃以内，并努力将温度上升幅度限制在1.5℃以内，该目标在2021年格拉斯哥大会得到强化。

2020年全球二氧化碳排放总量达319.8亿吨，较上世纪末增长38.4%，2020年受疫情影响，全球排放量偏低，2019年为340.4亿吨。

2020年中国、美国、欧盟的二氧化碳排放量分别为98.9亿吨、44.3亿吨、25.5亿吨，占比30.9%、13.9%、8.0%，三者排放量占比超过全球的一半，在全球二氧化碳减排中将扮演重要角色。

从历史排放数据来看，我国碳排放量还处于上升期，美国和欧盟则于2007年左右和上世纪70年代末达到峰值，且承诺在2050年实现碳中和。

“3060”目标对我国碳减排提出更大挑战。

对比美国和欧盟通过50-70年左右时间实现从碳达峰到碳中和的转变，我国划定的目标时间仅为30年，需依靠更强有力的政策和更高的执行力度。

同时，我国制定2035年远景目标，目标到2035年生态环境根本好转，美丽中国建设目标基本实现。

氢能源为清洁无污染能源和工业原料，契合国家战略发展方向。

优化能源结构，保障能源安全

我国能源具有“多煤、贫油、少气”的显著特征，2020年我国能源消费总量49.8亿吨标准煤，其中原煤、原油、天然气占比分别为56.8%、18.9%、8.4%，水电、核电、风电等清洁能源占比仅有15.9%。

当前我国能源消费仍以不可再生的化石燃料为主，化石燃料储备有限，且易造成环境污染。

另外，我国进口能源消费量在可供消费总量中占比逐年上升，2019年已达24.1%，而原油和天然气的该比例更高，我国能源对外具有一定的依赖程度。

在此背景下，我国亟需寻找来源充足、清洁高效、自主可控的新型能源。

氢能优势：

清洁高效、来源多、应用广

氢（H）位于元素周期表第一位，是宇宙中最常见的元素之一，氢主要以化合态的形式存在，通常的单质形态是氢气（H2）。

氢的特点如下：

应用广泛：

氢可作为燃料应用于汽车、轨道交通、船舶等交通领域，亦可作为原料、还原剂或者热源应用于炼化、钢铁、冶金等行业，还可应用于分布式发电，为家庭住宅、商业建筑等供电取暖，且可成为储能工具。

清洁低碳：

氢直接燃烧或进行电化学反应的产物只有无污染的水，可实现零污染零碳排放。

另外，我国在大力发展风电、光伏等清洁可再生一次能源，结合水电解制氢技术，可实现全生命周期的清洁低碳，使氢能成为连接不同能源形式的桥梁。

来源丰富：

氢为二次能源，可通过化石燃料重整制取、氯碱/焦化/钢铁/冶金等工业副产物制取、水电解制取等，制取途径多样。

灵活高效：

根据中国氢能联盟研究院数据，氢的低位热值约为120MJ/kg，为同等质量的标准煤热值的4.1倍、天然气的2.6倍、石油的2.9倍。

综上，氢具备的显著优点使其契合“低碳清洁、安全高效”的国家能源战略。

氢气根据其来源可分为：

灰氢（使用化石燃料制取，并对释放的二氧化碳不做任何处理）、蓝氢（使用化石燃料制取，并对释放的二氧化碳做捕集封存利用）、绿氢（使用可再生能源发电电解或光解制取）。

产业政策：

氢能方兴未艾，未来大有可期

氢能方兴未艾，未来大有可期。

早在2002年发布的863计划电动汽车重大专项中，我国便确立了以混合动力汽车、纯电动汽车、燃料电池汽车为“三纵”、以多能源动力总成控制系统、驱动电机和动力电池为“三横”的电动汽车“三纵三横”研发布局；借助北京奥运会、上海进博会等契机，我国氢能燃料电池车产业获得一定的发展。

“十三五”期间国家明显加强对氢能的支持力度，2016年国务院印发的“十三五”国家战略性新兴产业发展规划目标到2020年实现燃料电池汽车的批量生产和规模化示范应用；

2019年氢能首次编入《政府工作报告》；2020年工信部发布《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）》，目标到2035年燃料电池汽车实现商业化应用。

此外，截至2021年10月底，共有16个省/直辖市/自治区针对氢能源发展提出量化目标，目标到2025年：

1）培育龙头企业数量84-101家；2）推广氢燃料电池汽车数量52500辆；3）建设加氢站数量约1013座；4）氢能源产业链产值突破5640亿元。

氢能作为高效清洁的二次能源，未来具备较大的发展潜力，产业方兴未艾。

2氢能源产业链梳理

氢能产业链复杂绵长，主要包括“制氢→储氢→运氢→加氢→用氢”几个环节，每个环节存在诸多技术工艺。

本章我们将对各个环节做详细梳理。

制氢：

中短期灰氢蓝氢占比高，长期绿氢为主导

化石燃料制氢当前仍占据主导地位。

2019年我国氢气产量约3342万吨，其中，氢气作为独立组分而存在（非合成气或者混合气体中含氢）、达到工业氢气质量标准的产量约为1250万吨。

我国氢气来源目前仍以煤制氢为主，占比高达63.5%，工业副产制氢为21.2%，天然气制氢为13.8%，水电解制氢占比仅为1.5%；从全球来看，天然气制氢比例远高于煤制氢比例，而电解水制氢占比同样较少，与其成本较高有关。

各制氢技术工艺的成本是影响其应用程度的最主要因素，因而我们有必要对其制氢成本做详细测算，测算结果如下。

综合来看，短期内煤制氢仍为我国氢气的主要来源，但随着双碳目标临近，结合CCUS后的煤制氢成本将大幅上升，产品竞争力下降；而我国天然气资源禀赋欠佳，同样不具备大规模推广的条件；中期来看，成本较低的工业副产制氢有望成为供氢主要工艺，但存在纯度较低、受主产物产能约束问题；长期来看，随着可再生能源电价下降，清洁、高效的绿氢将为制氢主流工艺。

煤制氢：

国内应用最广，制氢成本8.7-12.5元/kg

煤制氢依旧为目前成本较为低廉的制氢方式，且原料来源广泛。

但弊端在于，煤制氢原料不可再生，且碳排放水平较高，废水和固废产生量也较大。

1、煤制氢流程：

煤制氢技术包括煤的焦化制氢和煤的气化制氢。

煤的焦化是以制取焦炭为主，焦炉煤气是副产品，其主要成分为氢气（59.3%）、甲烷（18.8%）、一氧化碳（7.8%）、水（6.4%）等；煤气化制氢是指煤和水蒸气在一定温度下发生反应得到合成气，再通过对合成气中的CO做转化处理，将合成气全部转化为氢气。

目前，利用煤制氢主要是通过煤的气化来制取氢气。

2、煤制氢成本：

根据中国工程院中国煤炭清洁高效可持续开发利用战略研究重大项目采用的某煤气化项目的工艺数据，该项目制氢量约23.4吨/天，消耗原煤179吨，在煤价700元/吨、电价0.75元/kwh的情况下，测算总制氢成本约23.9万元/日，其中原料煤成本占比52.5%、外购电成本占比7.8%；对应单位制氢成本为10.19元/kg或0.92元/Nm³，每千克氢气消耗原料煤约7.64kg。

3、考虑碳捕集封存利用成本：

煤制氢所需原料主要为煤炭，煤气经过净化、CO变换、酸性气体脱除后会产生副产物二氧化碳，煤气化制氢中产生的温室气体排放量约19.94-29.01kgCO2e/kgH2。

随着“3060”目标的公布和实施，我国对碳排放控制愈加严格，因此煤制氢需要搭配一定的碳捕集封存利用（CCUS）技术方能实现达标排放。

宝钢（湛江）工厂启动的CCUS项目综合固定成本和运行成本总减排成本为65美元/吨二氧化碳（按照汇率6.3924计算，对应人民币成本为415.5元/吨），该成本具备一定的行业参考意义，我们采用该数据对考虑CCUS后的煤气化制氢成本进行测算，假设单位温室气体排放量为25.23kgCO2e/kgH2，则对应每千克氢气的CCUS成本为10.48元，煤气化制氢总成本提高至20.67元/kg或1.86元/Nm³。

我们将添加CCUS装置前后的煤气化制氢成本作比较分析。

假设电价为0.75元/kwh、CCUS成本为415.5元/吨，安装CCUS装置后，在煤价为500-1000元/吨的情况下，煤制氢成本达到19.14-22.97元/kg，较未安装CCUS装置下的成本增加0.8-1.2倍。

当前全球CCUS应用范围较少，成本较高，未来随着全球主要国家和地区对碳排放的管控愈加严格，CCUS的应用比例预计会提升，随着技术水平的进步和规模效应的显现，CCUS成本未来有望逐渐降低。

对于煤制氢来说，添加CCUS会使其在价格竞争中优势逐渐降低，短期为氢气主要来源，但未来不具备大规模应用的基础。

天然气制氢：

全球应用最广，制氢成本17-33元/kg

天然气制氢为全球应用最为广泛的制氢方式，天然气的主要成分甲烷在各类化合物中氢原子质量占比最大，储氢量为25%，天然气为原料的制氢技术耗水量少、二氧化碳排放量较低、氢气产生率高，对环境影响较小。

但与煤制氢类似，天然气不可再生，且碳排放不可避免。

1、天然气制氢流程：

天然气制氢技术的主体依托于各类甲烷转化制氢反应，包括甲烷水蒸气重整技术和甲烷裂解技术。

其中，甲烷水蒸气重整技术与煤重整制氢类似，即将甲烷和水蒸气在一定温度下反应得到合成气，再将合成气中的CO成分与水反应转化，得到高纯度氢气；甲烷裂解技术是指甲烷在高温环境中受热裂解成碳和氢气，再通过分离提纯产物得到氢气。

甲烷重整制氢为主流技术路线，其主要流程为：

天然气经过增压、预热和脱硫预处理后，与水蒸气高温重整制成合成气，合成气中的CO和水反应，经过变换得到氢气和二氧化碳，在经过变压吸附提纯后即可得到氢气。

2、制氢成本测算：

根据《天然气制氢工艺介绍及成本分析》披露案例，在天然气价格3.0元/m³的情况下，天然气制氢成本中原料占比约71.8%，为最大的成本支出项，电费占比约13.1%，单位制氢成本约22.31元/kg或2.01元/m³；当天然气价格降低至2.0元/m³时，制氢成本下降至17.0元/kg。

每千克氢气消耗原料天然气约5.34kg。

3、考虑碳捕集封存利用成本：

与煤制氢类似，天然气制氢同样伴随着较多的碳排放，在装置容量为1000-100000Nm³/h时，温室气体排放量为10.86-12.49kgCO2e/kgH2。

若CCUS成本为415.5元/tCO2e，生产每千克氢气的CCUS成本为5.19元以内。

上述同等情况下，天然气制氢成本增长至27.5元/kg或2.47元/Nm³。

在天然气价格位于2.0-5.0元/立方米区间时，考虑CCUS成本后的制氢成本提升16%-31%。

受我国天然气资源禀赋影响，未来天然气制氢同样不具备大规模推广的条件。

工业副产制氢：

来源广泛，制氢成本9.23-22.25元/kg

工业副产氢制氢指利用含氢工业尾气为原料制氢的生产方式。

工业含氢尾气主要包括焦炉煤气、氯碱副产气、炼厂干气、合成甲醇及合成氨弛放气等，一般用于回炉助燃或化工生产等用途，利用效率低，有较高比例的富余。

工业副产制氢的成本低廉，来源广泛，且不会产生额外的碳排放。

但工业副产氢气多数回用于工业生产，且受技术限制，氢气纯度较低。

目前主要工业副产制氢包括焦炉煤气制氢、合成氨与合成甲醇制氢、氯碱工业副产氢、乙烷裂解副产氢、丙烷脱氢副产氢，综合制氢成本约9.23-22.25元/kg。

工业副产制氢具备来源广、成本低的优势，中短期内有望成为氢气的主要来源，但氢气产生量受制于主产物的产能，氢产能存在上限。

水电解制氢：

与清洁能源发电契合，未来制氢主流路线

水电解制氢具备巨大的发展潜力。

水资源丰富，制氢原料和燃烧产物均为水，清洁无污染；且水电解制氢纯度较高，并具备储能属性。

制氢成本测算：

水电解制氢的主要成本来自电费支出，商业用电成本较高，且多为火电企业发电，需要考虑间接碳排放成本；当前光伏、风电等可再生能源发电规模快速提升，且随着技术进步，发电成本具备进一步下降空间。

假设该项目规模为2台1000Nm³/h，年生产时间为3500小时，若按照商业用电电价0.75元/kwh测算，水电解制氢的成本为48.37元/kg或4.35元/Nm³；当电价为0.10-0.30元/kg时，水电解制氢的成本约11.5-22.8元/kg，与其他制氢成本相比已具备较强的竞争力。

从温室气体排放角度来看，以水电、风电、光伏等可再生清洁能源为能源的水电解项目碳排放量微乎其微，而火电水电解制氢的温室气体排放量可达44.80-45.64kgCO2e/kgH2，碳排放成本较高。

因此，未来可再生能源水电解制氢为主流发展方向。

水电解制氢技术工艺路线包括碱性电解制氢（AWE）、质子交换膜电解制氢（PEM）、固体氧化物电解制氢（SOE），其中在我国AWE已实现充分产业化，PEM初步商业化，而SOE尚处于初期示范阶段。

AWE工艺需要使用碱性电解液，电解槽造价低，但产气中含碱液、水蒸气等，需经辅助设备除去，运维复杂，启停时间较慢；而PEM工艺以质子交换膜为隔膜，但需要使用贵金属催化剂，目前投资造价也较AWE高很多，但其启停速度更快，能较好地适应可再生能源发电波动性较大的特点，目前许多新建项目开始转向选择PEM电解槽技术。

综上，化石燃料重整制氢中煤制氢和天然气制氢是目前全球应该最为广泛的制氢方式，在不考虑碳排放成本的情况下，制氢成本也较低，其中原料（燃煤、天然气）是最为主要的成本项，在煤价为500-1000元/吨的情况下，煤制氢成本区间为8.7-12.5元/kg，包含CCUS的成本为19.1-23.0元/kg（假设CCUS成本为415.5元/吨）；在天然气价格为2.0-4.5元/m³的情况下，天然气制氢成本区间为17.0-27.6元/kg，包含CCUS的成本为22.2-35.5元/kg。

工业副产制氢来源广泛，也是目前常见的制氢方式之一，其综合成本为9.2-22.3元/kg。

水电解制氢目前在全球应用较少，主要是因为当前电价成本较高，若采用0.80元/kwh的商业用电，则制氢成本为51.2元/kg，且采用火电时的间接碳排放量也较高，不符合当前的政策环境，以风电、光伏、水电为代表的可再生能源的大规模发展和成本降低对水电解制氢的推广至关重要，当电价为0.10-0.30元/kg时，水电解制氢的成本约11.5-22.8元/kg，与其他制氢成本相比已具备较强的竞争力，清洁能源水电解制氢为未来主流制氢方式。

因此，在中短期内化石燃料重整制氢或工业副产制氢+CCUS制取灰氢为氢气的主要来源，而未来随着可再生能源电价逐渐降低，绿氢的优势将日益突出，长期将为制氢的主流途径。

储运氢：

短途气态拖车运氢最佳，中长期液氢运输潜力大

氢气制取后，可通过储存和运输至加氢站或应用终端，实现高效利用。

氢气的储运为氢能产业链利用的关键环节。

目前氢气的主要储运方式包括气态储运（长管拖车、管道）、低温液态储运、有机液体储运、固态储运等。

短中期来看，高压气态储氢具备经济性优势，将为储氢的主要手段；长期来看，低温液态储氢、有机液体储氢和固态储氢在解决技术瓶颈和实现降本后有望实现大规模储氢。

（1）气态储氢：

气态储氢具有技术成熟、充放氢速度快、容器结构简单、发展成熟等优点，为现阶段主要的储氢方式，同时存在体积储氢密度低、容器耐压要求高的缺点。

高压气态储氢一般选用钢制气瓶，商用气瓶的设计压力为20MPa，从安全角度考虑一般只充压至15MPa。

（2）低温液态储氢：

低温液态储氢将氢气冷却至-253℃，存于低温绝热液氢罐中，其密度可达70.6kg/m³，因而具有储氢密度高的特点，液态氢的纯度也较高。

低温液态储氢为理想的储氢方式，但是存在两大技术难题：

①液氢储存容器的绝热问题；②氢液化能耗高，工程实际中氢液化消耗的能量达到了总氢能的30%。

（3）有机液体储氢：

有机液体储氢的储氢密度高、安全性好、储运方便，但是技术操作复杂，目前还处于攻克研发阶段，距离商业化大规模使用尚远。

（4）固态储氢：

固态储氢利用金属合金等对氢的吸附和释放可逆反应实现，具有安全性高、储存压力低、放氢纯度高、运输方便的特点，但是存在成本高、寿命短等劣势，目前大多处于研发试验阶段。

目前技术最为成熟、应用最为广泛的高压气态储氢主要载体为高压储氢瓶。

高压储氢瓶可分为燃料电池车的车载储氢瓶和加氢站的固定式高压储氢罐。

对于燃料电池的车载储氢瓶来说，由于Ⅰ型瓶、Ⅱ型瓶质量储氢密度低、氢脆问题严重，难以满足车载质量储氢密度要求，而III型、IV型瓶由铝内胆或塑料内胆纤维全缠绕，明显减少气瓶质量，提高了单位储氢密度，为目前主要应用载体。

国外已经开始使用质量更轻、储氢密度更高的IV型瓶，而中国的IV型瓶尚处于研发过程中，目前以35MPa和70MPa的Ⅲ型瓶为主；IV型瓶相较III型具有质量更轻、成本更低的优势，未来有望成为车载储氢瓶的主流。

与氢气的储存类似，氢气的运输也包括气态、低温液态、有机液体、固态几种方式。

目前燃料电池车数量较少，氢气需求量不大，适合短距离运输的气态长管拖车是目前主要运氢方式；而管道运输当前面临负荷率较低和前期投资大的问题难以大规模推广，天然气管道掺氢输送为较好的折中方案。

长期来看，伴随着技术突破和成本降低，储氢密度大、适合长距离运输的液氢槽罐车有望成为主流运氢方式。

近距离输氢上，气态长管拖车为主要方式，国内常以20MPa长管拖车运氢，单车载氢量约300kg；国外采用45MPa纤维全缠绕高压氢瓶长管拖车运氢，单车载氢量可达到700kg。

高压气态储氢适合近距离、小体量运输场景。

中远距离输氢上，气态管道运输和低温液态运输为主要方式。

管道运输储氢量大、能耗低、单位成本低，适合长距离、大规模、长期稳定的运输场景;但前期建造投资大且需要跨区域协调；在氢气需求量较少时，管道负荷率较低同样会增加单位氢气运输成本；全球输氢管道长度已超过4500公里，其中美国和欧洲占据90%以上的里程，国内最具有代表性的大口径氢气管道是济源-洛阳（25公里）、巴陵-长岭（43公里）两条输氢管线，输送压力为4MPa。

低温液态运输的运输量是气态长管拖车的10倍以上，运输效率高，综合成本低，适合远距离、大体量运输场景，在国外应用广泛，而国内目前仅应用于航空航天领域，尚无民用案例。

此外，利用现有的天然气管道实现氢气和天然气的混合输送也是实现低成本快速输氢的新方向，且在掺氢比例低于20%时无需对现有管网做更新改造。

德国已有天然气管网20%混氢的工程案例；法国GRHYD项目在2018年开始向天然气管网注入含氢气（掺混率为6%）的天然气，2019年氢气掺混率达到20%；英国在HyDeploy项目中实施了零碳制氢，2020年向天然气管网注入氢气（掺混率为20%）。

当然，我国部分天然气管网较为陈旧，且缺乏在线监测装备，天然气掺氢的应用需要谨慎考察筛选。

加氢：

近年建设提速，建造运营尚需补贴

加氢站是燃料电池车氢能源供应的保障。

1995年5月世界第一座加氢站在德国慕尼黑机场建成，此后世界各国相继开始推动加氢站建设；我国第一座燃料电池加氢站于2006年6月在北京中关村落成。

加氢站按照氢气来源可分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站两类。

外供氢加氢站：

加氢站内无制氢装置，通过高压长管拖车、管道、液氢槽罐车等方式将氢气输送至加氢站后进行压缩、储存、加注；外供氢加氢站需要承担较高的氢气输送成本。

站内制氢加氢站：

站内配备有电解水制氢、工业副产制氢、化石燃料重整制氢等制氢装置，氢气经过纯化和压缩后进行储存、加注；站内制氢可以节省运输成本，但配置加氢装置也进一步提高了内部设备设计和建造的复杂程度。

根据供氢压力等级不同，加氢站有35MPa和70MPa压力供氢两种。

用35MPa压力供氢时，氢气压缩机和高压储氢瓶的工作压力均为45MPa，一般供乘用车使用；用70MPa压力供氢时，氢气压缩机和高压储氢瓶的工作压力分别为98MPa和87.5MPa。

目前国外加氢站加注压力以70MPa为主，技术相对成熟；而国内已建成的加氢站加注压力以35MPa为主，但国内企业也在加大70MPa加氢站的技术布局，2020年国内该规格的加氢站已建成和在建数量超过10座。

在加氢能力上，500kg/d（12h）的加氢站数量占据主导地位，1000kg/d（12h）的加氢站数量逐渐增加，并不断探索有更高能力的加氢站。

全球加氢站数量快速增长。

全球加氢站数量的统计是一项复杂的工作，全球多家机构致力于该项工作，但统计结果不尽相同，全球的加氢站数量仍旧处于“不完全统计”的状况中。

例如：

2020年底全球合计建成540座加氢站（公共加氢站+私人加氢站），其中日本、德国、中国大陆、美国、韩国加氢站数量位居全球前五，分别为137座、90座、85座、63座、52座。

H2stations拥有全球加氢站数量的历史数据，其统计到2020年底全球累计建成加氢站560座，较2015年增长1.62倍，其中日本142座、德国100座、北美75座、中国大陆69座、韩国60座。

需要注意的是，由于国内在加氢站信息公开方面较为欠缺，H2stations对于国内的数据统计并不全面。

GGII统计我国已建成和在建加氢站数量181座。

2006年我国第一座加氢站建成，其后由科技部和北京、上海等地的科技部门陆续支持建设了几座示范加氢站，至2016年期间行业发展持续处于低谷期；2016年开始受各地燃料电池车产业热度兴起和《节能与新能源汽车技术路线图》明确氢能基础设施建设规划，我国加氢站数量加快建设。

根据高工产研氢电研究院（GGII）不完全统计，2020年底全国建成和在建加氢站共181座，其中已建成加氢站124座，2016年以来建设速度明显加快。

从区域分布来看，氢能源发展较快、政府支持力度较大的广东省已建成加氢站数量达到31座，遥遥领先其他地区，山东、江苏、上海加氢站数量均超10座；2020年底全国在建加氢站57座，广东、山东、河北在建数量靠前。

根据北京、广东、上海等16省（市）规划数据，到2025年加氢站数量将达到约1013座，较2020年底的124座将增长7.2倍。

虽然我国加氢站在过去5年建设速度快速提升，但目前仍然面临诸多问题。

监管审批体系尚未完善：

我国在涉及加氢站的诸多环节内的标准仍处于空白，例如加氢站建设标准、车用氢质量标准、储氢标准、加氢站运营资质要求、加氢站安全管理、加氢站核心设备的安全监测等；建设审批手续也涉及多个主管部门，审批时间过长。

核心零部件依赖进口：

加氢站的核心三大件为压缩机、储氢罐、加注机。

虽然国内已具备加注机整机研发集成能力，但加氢枪、拉断阀、流量计和高压阀门管件等管件零部件依赖进口；压缩机方面的国产隔膜式压缩机可靠性尚待验证。

建设成本高，应用较少：

国内加氢站建设成本中设备成本约占70%，不含土地费用，国内建设一座日加氢能力为500kg、加注压力为35MPa的加氢站需要约1200万元，约相当于传统加油站的3倍。

同时，国内燃料电池车数量仍旧较少，导致加氢站实际运营负荷率低，盈利困难。

加氢站为燃料电池车推广的基础设施，当前发展亟需政府补贴。

例如上海市提供：

1）加氢站建设补贴：

对在2025年前完成竣工验收、并取得燃气经营许可证（车用氢气）的加氢站，按照不超过核定投资总额的30%给予补贴；其中，2022年、2023年、2024—2025年取得燃气经营许可证的，每座加氢站补贴资金最高分别不超过500万元、400万元、300万元，资金分三年拨付。

2）氢气零售价格补贴：

2025年前，对氢气零售价格不超过35元/公斤的加氢站运营主体，按照氢气实际销售量给予补贴；其中，2021年度补贴标准为每公斤20元；2022-2023年度每公斤15元；2024-2025年度每公斤10元。

用氢：

应用场景丰富，燃料电池商用车前景可期

氢能作为清洁高效灵活的二次能源，可广泛应用于交通运输、储能、工业生产、建筑用能等领域。

交通运输：

燃料电池车尚处导入期，商用车为主

氢气在交通运输领域的应用主要通过燃料电池来实现