加氢站走出化工园区

如果加氢站能像加油站一样随处可见，FCV的商业版图会不会迎来发展的黄金期？

近日，继广东、河北等地后，又一地明确制氢加氢站可不入化工园区，绿氢生产不需危化品许可！今年以来，包括辽宁沈阳吉林、河北在内的多地纷纷发布可再生能源制氢在危化品许可方面的政策许可。

虽然只是地区探索性的一步，但却释放出了不一样的信号，为氢能产业链从制氢环节源头上进行了松绑。

对此，业界认为，此举有助于降低当地氢气制造成本，促进氢能行业发展。

11月24日，新疆尔津县人民政府也再次发布关于公开征求对《布尔津县加氢站管理办法（暂行）（征求意见稿）》意见的公告，文件指出：允许在非化工园区建设制氢加氢一体站。

加入的地区越来越多，加氢站的松绑能否成为各地发展氢能产业的跳板，推动氢能产业的破冰。

松绑卸重

继1995年5月世界第一座加氢站在德国慕尼黑机场建成后，世界各国相继开始了加氢站建设进程，我国于2006年迎来第一座燃料电池加氢站，随后中国的加氢站进入长达10年的缓慢发展期。

在2006—2015年，我国所建成的加氢站主要为燃料电池实验车辆、城市燃料电池示范公共汽车提供加注服务，尚未实现商业化运营。

2016年后，中国加氢站建设迎来快速发展时期，截至2023年上半年，我国已建成加氢站350余座，约占全球总数的40%，位居世界第一。

“加氢站数量变化图” （第一元素网整理）

但遗憾的是，数量的攀升并不意味着真正投入运行。

制约我国现阶段加氢站发展的最大绊脚石是其综合建设与运营成本较高。

而加氢站审批困难、办证思路不清晰、项目难落地、运营成本的保障等问题也贯穿在加氢站建设运营的整个过程当中。

虽然各地政策支持，但在实际建设过程中，还是被“安全、标准”的锁链捆绑。据悉，至少一半以上的加氢站由于未取得燃气经营许可与气瓶充装许可等许可证而速发正式对外加注运营。

国内加氢站管理办法等相关文件还未完善，统一标准的缺失以及政策的不明确等因素使得部分站点“望站兴叹””，加氢站的实际投运情况并不乐观。

我国加氢站的服务对象为氢燃料电池汽车，加氢站和氢燃料电池汽车的是双向的，氢燃料电池汽车的数量不仅能够影响加氢站的盈利，氢燃料电池汽车的实际运行也受到加氢站布局投运的限制。

“燃料电池汽车产销及保有量” （第一元素网整理）

2022年，全国燃料电池汽车产销分别达到3628辆、3367辆，相比2021年同期分别增长105.4%和112.8%；截至2022年底，全国燃料电池汽车累计销售1.2万辆。

但300多座加氢站的整体负荷率较低，目前尚未能达到真正的“车、站配套”。

虽然在数量上达到了300多座，但由于受到高运营成本以及加氢站布局不合理等因素的影响，真正服务配套的燃料电池汽车数量却并未达到应有的数字。

此外，长久以来，影响我国加氢站终端氢气售价的主要因素是氢气成本价格（70%），其中包括氢气原材料（50%）、氢气生产运输成本（20%），占据三分之二的储运成本炒热了氢气的价格。

给加氢站解绑，允许园外制氢的政策在无形中为加氢站成本的下降提供了台阶。

采取制加氢一体模式，减少中间储运环节，降低氢能产业成本，促进产业健康发展。允许制氢加氢一体站走出化工园区，解决“车-站-气”协同矛盾，优化加氢基础设施布局，利于氢能汽车产业发展，这是一个双向利好的过程。

好风凭借力

制氢加氢一体站在国外早有实践，在我国，氢气从化学工业品到能源的转变过程中，氢气的制取始终没有走出化工园区。

不少业内专家和从业者开始呼吁，加氢站走出化工园区，适应新的应用场景，亟需新的法规政策的出台为氢能产业服务。

最初国内对于加氢站的角色主要是“示范”的要求，国家层面的加氢站补贴政策几乎为零，但随着氢能产业的发展，各方都认识到加氢站建设不能再遇冷了。

首先是对尚存在缺失以及过时的国内氢能和加氢站标准进行完善出新，大多是近十年颁布的，经过多年的发展，我国加氢站技术标准体 系逐渐完善，但仍有部分标准较为陈旧或缺失。

直到2021年这种情况随着《加氢站技术规范（2021 年修订版）》的发布才有所改善，各地也认识到加氢站产业建设的重要性，秉持着适度超前建设的原则对加氢站建设、运营的初期阶段进行政策上的补贴和支持。

当前阶段不少加氢站也正是借着这股政策的东风拔地而起。

目前已有多省市政府发布加氢站建设补贴，示范城市大多按照加氢站设备投资额或整体投资额的比例给予补贴，最高补贴额200-300万元不等。

此次多地接连试水“加氢站出走”计划，对苦于储运成本的加氢站来说是一个机会，制氢加氢一体站的市场大开。

根据氢气来源不同，加氢站可以分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站。

目前国内已建成的加氢站中约90%的站点采取的是站外供氢模式，按照设计加注量1000kg/d、日均加注负荷50%计算：外供氢加氢站枪口加注成本55-60元/kg，其中氢气到站成本约占76%，站内运营成本占比24%。

制氢基地审批难，建设难；煤制氢、天然气制氢、甲醇制氢、工业副产氢、水电解制氢等不同渠道的氢气难以保证质量的一致性等种种问题都难以保障外供氢的稳定供应。

氢源价格和运输费用使得外供站加注成本被拉高。

高企的生产成本使得企业盈利空间受到限制，制氢加氢一体站的优势明显，同规格下，在电价为0.45元/千瓦时情况时，碱性水电解与PEM电解水制氢成本分别为26元和39元。

虽然制氢加氢一体站在氢源成本上得到控制，但建设成本的高企还是令人望而却步，另外，安全问题始终是一条红线，对于站内制氢氢氧混合的隐患还需提高警惕。

加氢站是氢能产业发展的基础环节，加氢站不破冰，就不能说氢能产业真正迎来春天，面对政策的放开，各地目前尚持观望之态，但这是一个信号，降低加氢站的运维成本，推进氢能产业链扩大的向好信号。