近期，全球加氫站掀起“關停潮”，席卷了德國、美國、韓國、英國、丹麥等多個國家。在全球加氫站發展陷入困境的大背景下，中國加氫站行業正站在一個關鍵的十字路口。

氫能交通急需突破“成本鴻溝”與“基建死亡谷”。

01

全球加氫站關停潮

近期，全球氫能產業發展出現波折，國外加氫站連續出現“關停潮”，給氫能產業發展增添了諸多變數。

1.德國

2025年3-4月，歐洲最大加氫站運營商H2 Mobility宣布分兩階段關閉德國境內22座加氫站，占其網絡規模的25%。第一階段在3月31日前關閉11座小型加氫站，覆蓋諾伊魯平、波恩、弗倫斯堡等多地；第二階段6月底前再關閉11座。這些關停的站點多為2015年前建設的35兆帕小型站，無法滿足商用車對大型基礎設施（如更高的屋頂、更大的卡車操作空間）的需求。同時，德國氫動力乘用車普及率低，這些站點日均服務量不足10車次，難以盈利，導致運營虧損嚴重。

2.美國

殼牌在2024年永久關閉了7座乘用車加氫站，僅保留1座在營。TrueZero也關閉了10座站點，并將氫氣售價提高20%，致使加州75%的加氫站停運或縮短服務時間。加州的加氫站設計主要以乘用車為主，但氫能乘用車競爭力不足，每英里成本高達0.21美元，遠高于電動車的0.04美元，市場需求持續萎縮。此外，加州依賴外部工業副產氫，本地產能僅4噸/日，氫源供應不穩定。

3.韓國

2023年，因現代制鐵副產氫供應中斷，韓國全國3/4的加氫站關閉，剩余站點需排隊數小時且限量加氫。盡管2025年韓國計劃新建35座站點（含17座液氫站），但氫源穩定性依然是巨大挑戰。一旦制氫企業出現設備故障或其他問題，就可能導致交通用氫短缺，影響加氫站的正常運營。

4.英國與丹麥

殼牌關閉了英國3座乘用車站點，Motive Fuels停運倫敦2座站點，且該企業自2019年以來在加氫站上平均每年虧損200萬英鎊。丹麥在2023年關閉了所有5座加氫站，成為首個“零加氫站”國家。英國和丹麥加氫站的關停，反映出在歐洲部分國家，加氫站運營面臨著嚴峻的經濟壓力和市場需求不足的問題。

全球加氫站關停潮揭示了氫能產業從“政策驅動”向“市場驅動”轉型過程中面臨的陣痛。

1.市場需求不足

2023年全球氫燃料電池汽車銷量同比下降30.2%，僅占新能源汽車總量的0.1%。其中，韓國、日本市場降幅達50%。氫燃料電池汽車高昂的購買價格、運行成本，以及車型選擇較少等因素，導致民眾消費熱情不高，市場需求低迷。

以美國加州為例，氫燃料汽車每英里運行成本0.21美元，是電動車的5倍。同時，氫氣零售價從13美元/kg漲至36美元/kg，過高的使用成本使得大量用戶流失，進一步抑制了市場需求。

2.產業鏈瓶頸

加州依賴外部工業副產氫，供應受外部因素影響較大。韓國則因制氫設備故障等問題，導致交通用氫短缺。不穩定的氫源供應，使得加氫站無法保證持續、充足的氫氣供應，影響了正常運營。

目前，氣態儲運單次僅能運輸300公斤，液態儲氫成本達40元/kg，而管道輸氫網絡尚未成型。高昂的儲運成本增加了氫氣的總成本，使得加氫站的運營成本居高不下。

全球加氫站日均加氫量普遍不足設計產能的50%，設備折舊壓力大。單站建設成本在1500-2000萬元，低負荷率導致加氫站難以收回成本，運營困難。

3.技術迭代緩慢

德國關閉的站點多為10年前建設的35兆帕小型站，無法滿足商用車50/70兆帕的需求。對這些老舊站點進行改造的經濟性低于新建，導致設備更新換代困難。

電解水制氫需50kWh/kg，僅能支持氫車行駛80公里，而等量電力可讓電動車行駛400公里。在能源利用效率方面，氫燃料電池汽車與電動車相比存在較大差距。

雖然氫燃料電池汽車加氫時間短，但加氫后需30分鐘壓力恢復時間，而電動車快充已縮短至40分鐘，兩者的技術差距逐漸縮小，氫燃料電池汽車在補能效率方面的優勢不再明顯。

02

中國加氫站發展現狀

中國加氫站行業正處于從“政策驅動”向“市場驅動”轉型的關鍵期。

1.規模與增速

截至2024年底，全國累計建成加氫站540座，較2023年新增66座，但同比增速從2023年的34.8%大幅下降至11%。2024年新建成加氫站僅45座，增速創近五年新低。

在此期間，諸多因素制約了加氫站建設速度，如市場對氫燃料電池汽車的需求尚未充分釋放，導致加氫站運營面臨客源不足的困境；同時，加氫站建設與運營成本居高不下，在缺乏足夠市場支撐的情況下，企業投資新建站點的積極性受挫。

投運率不足的問題也較為突出，已投運站點392座（72.6%），148座未投運或停運。以北京為例，其規劃2025年建成74座加氫站，實際僅完成19座，運營率不足50%。大量加氫站未能投入運營或處于停運狀態，造成了資源的閑置與浪費，也反映出在加氫站建設規劃與實際落地執行過程中，存在諸如項目前期論證不充分、建設過程中遇到技術難題或資金短缺、建成后市場需求未達預期等一系列問題。

加氫站結構方面正朝著大噸位化和綜合能源站主導的方向優化。在大噸位化進程中，1000kg/d及以上加氫站占比提升，這主要是為了適配氫能重卡的需求。氫能重卡作為商用車領域的重要發展方向，其單日耗氫量為8.5-10kg/百公里，遠高于普通乘用車，小型加氫站難以滿足其用氫需求。與之相對，≤500kg/d小型站占比縮減，以更好地適應市場對大噸位加氫服務的需求變化。

在綜合能源站方面，油氫合建站占比達75%，中石化通過“以油養氫”模式建成128座（占全國27.83%）。這種模式充分利用了加油站現有的場地、基礎設施以及客戶資源等優勢，將加油業務與加氫業務有機結合，有效分攤了運營成本，提高了站點的綜合運營效益，為加氫站在當前市場環境下實現可持續運營提供了一種可行路徑。

2.區域分布

在加氫站區域分布上，呈現出頭部省份領跑的格局。第一梯隊中，廣東以69座加氫站的數量位居全國首位，該省憑借在經濟實力、產業基礎、政策支持以及科技創新能力等多方面的優勢，積極推動氫能產業全鏈條發展，在加氫站建設方面成果顯著。河北擁有37座加氫站，依托自身的工業基礎，尤其是在鋼鐵、化工等產業領域的優勢，積極探索工業副產氫的綜合利用，為加氫站建設提供了穩定的氫源支撐。

山東有33座加氫站，該省在能源產業轉型過程中，將氫能作為重要發展方向，通過政策引導和資金扶持，吸引了眾多企業參與加氫站建設。浙江加氫站數量超30座，借助長三角地區的產業協同優勢以及良好的創新創業環境，在氫能技術研發、設備制造和應用推廣等方面取得了積極進展，有力推動了加氫站的建設布局。

此外，京津冀、上海、廣東等五大示范城市群建成239座，占全國44%。這些示范城市群在國家政策引導下，積極開展燃料電池汽車示范應用工作，通過政策協同、產業集聚、技術創新等手段，在加氫站建設、氫燃料電池汽車推廣、產業鏈培育等方面發揮了重要的示范引領作用，成為我國加氫站建設最為密集、氫能產業發展最為活躍的區域。

中西部地區在加氫站建設方面也展現出強勁的發展勢頭。內蒙古新增7座加氫站，該地區擁有豐富的風能、太陽能等可再生能源資源，具備大規模發展綠氫產業的先天優勢。通過大力推動風光制氫項目，內蒙古正逐步構建起綠氫制備、儲運和加注的完整產業鏈。

新疆的哈密、石河子等地也積極布局加氫站，利用當地的資源優勢，如豐富的煤炭資源可通過煤制氫技術為加氫站提供氫源，同時在可再生能源制氫方面也具有較大潛力。

重慶新增4座加氫站，作為西南地區重要的工業基地和交通樞紐，重慶在發展氫能產業方面具有獨特的區位優勢和產業基礎，通過加強與周邊地區的合作，積極推動氫能在交通、工業等領域的應用，促進了加氫站的建設。

香港、青島、臺灣首座加氫站投運，進一步拓展了我國加氫站的布局范圍。中國石化在香港新界凹頭建成香港首座面向公眾開放的“油氣氫電服”綜合加能站，每日加氫能力達到1000公斤，為香港地區氫能產業發展奠定了基礎設施基礎。青島首座具有商業運營資質的海河路加氫站在青島煉化公司氫能“產研加”示范園內開業運營，推動了山東半島地區氫能產業的發展。

臺灣建成首座加氫站用于光刻機供氫，在特定領域開啟了氫能應用的新嘗試。而西藏目前仍是全國唯一沒有加氫站的地區，未來隨著其交通、能源等基礎設施的逐步完善以及對清潔能源需求的增長，有望實現加氫站“零的突破”。

3.技術路線

在加氫站技術路線上，面臨著一些關鍵瓶頸。壓力等級方面，新站中35MPa占比超90%，70MPa高壓站點不足10%。這主要是受制于車輛適配與技術成熟度問題。目前，我國市場上的氫燃料電池汽車多數適配35MPa的加氫壓力，對70MPa高壓加氫的需求相對較少，導致加氫站在建設時多選擇35MPa壓力等級以滿足主流市場需求。

同時，70MPa高壓加氫技術在設備制造、安全保障、運營管理等方面的成熟度相對較低，其關鍵裝備如高壓氫氣壓縮機、儲氫瓶等的性能和可靠性仍有待進一步提升，核心零部件國產化率也有待提高，這在一定程度上制約了70MPa高壓加氫站的大規模建設。

儲運成本高也是一個突出問題。當前，長管拖車運輸成本達11元/kg（200公里），這種運輸方式受運輸距離、車輛裝載量等因素影響較大，隨著運輸距離的增加，成本將大幅上升。液態儲氫成本仍超40元/kg，雖然液態儲氫具有儲氫密度高的優勢，但在儲存和運輸過程中需要極低的溫度條件，對設備的保溫性能和安全性要求極高，導致設備投資和運營成本居高不下。

此外，我國管道輸氫網絡尚未成型，僅有少數地區有小規模的管道輸氫示范項目，難以實現大規模、低成本的氫氣運輸，這嚴重影響了氫氣的供應穩定性和成本競爭力。

在應對技術瓶頸的過程中，我國加氫站在模式創新方面取得了積極進展。

制加氫一體化模式得到推廣，2024年一體站占比提升至23.3%。以內蒙古烏海項目為例，通過采用制加氫一體化模式，實現了氫氣的就地生產和加注，有效減少了氫氣儲運環節，使得儲運成本下降70%。這種模式不僅降低了氫氣成本，還提高了加氫站的供應穩定性，減少了對外部氫源的依賴，為加氫站的可持續運營提供了有力支持。

換氫模式也開始試點。內蒙古烏海站采用換氫模式后，補能時間縮短至35分鐘，相比傳統加氫模式效率提升6倍。換氫模式通過提前在站內對儲氫裝置進行加氫，用戶在到站后只需更換已充滿氫氣的儲氫裝置，即可快速完成補能，大大提高了加氫站的服務效率。

這種模式在一定程度上緩解了加氫時間長的問題，尤其適用于對運營效率要求較高的商用車領域，但目前該模式仍處于試點階段，在設備標準化、運營管理規范等方面還需要進一步完善。

4.企業競爭

在我國加氫站建設運營的市場格局中，國企占據主導地位。中石化依托其龐大的加油站網絡優勢，積極布局加氫站建設，已建成128座油氫合建站，其氫氣零售量在全國位居首位。中石化利用加油站現有的場地、品牌、客戶資源以及供應鏈體系，實現了加油與加氫業務的協同發展，有效降低了加氫站的建設和運營成本，在市場競爭中占據了有利地位。

相比之下，民企在加氫站市場份額不足10%，面臨諸多困境。

由于加氫站建設投資大、回報周期長、技術門檻高，且當前市場需求尚未充分釋放，民企在融資能力、技術研發、資源獲取等方面相對較弱，難以與國企展開有效競爭。

在融資方面，銀行等金融機構對加氫站項目的風險評估較為謹慎，民企融資難度較大，導致其資金短缺，難以大規模投資建設加氫站。

在技術研發上，民企缺乏足夠的資金和人才投入，在關鍵技術如氫氣制備、儲運、加注等方面難以取得突破，設備依賴進口進一步增加了成本。同時，在獲取優質建站資源如土地、氫源等方面，民企也面臨諸多困難。

全行業虧損是當前我國加氫站面臨的嚴峻現實。成本壓力巨大，單站建設成本在1500-2000萬元，其中設備折舊占80%。由于加氫站設備如氫氣壓縮機、儲氫瓶、加氫機等價格昂貴，且使用壽命有限，每年的設備折舊費用成為加氫站運營成本的重要組成部分。高昂的成本使得氫價需達到50元/kg才能盈利，但目前政府補貼上限為30-35元/kg，即便在補貼支持下，加氫站仍難以實現盈利。

利用率低也是導致虧損的重要原因。多數站點日均加氫量不足設計產能50%，北京部分站點甚至因需求不足而停運。

一方面，氫燃料電池汽車保有量較低，市場對加氫服務的需求有限，導致加氫站客源不足。

另一方面，加氫站布局不合理，部分地區加氫站過于密集，而部分地區則嚴重不足，進一步降低了加氫站的利用率。

例如，在一些加氫站建設集中的區域，由于市場競爭激烈，各加氫站均難以達到滿負荷運營狀態，而在偏遠地區或加氫站覆蓋不足的區域，氫燃料電池汽車用戶又面臨加氫難的問題，限制了市場需求的增長。

03

中國的加氫站如何突圍？

中國可以商用車場景綁定、綠氫降本、國產技術突破為重點，構建“區域協同+政策精準+生態閉環”的發展模式。

1.聚焦核心場景

全球加氫站關停潮的教訓表明，氫能乘用車在成本、補能效率和市場接受度上難以與電動車競爭。中國需將重點轉向商用車（重卡、冷鏈物流）和工業領域（鋼鐵、化工脫碳），優先布局京津冀、長三角等氫走廊，形成與電動車的錯位競爭。

內蒙古、新疆等風光資源區通過“綠氫基地+制加氫一體化”模式，將制氫成本降至17元/kg，并就近服務工業園區的脫碳需求。例如，鄂爾多斯風氫一體化項目可為周邊零碳園區年供氫5萬噸，減少儲運成本70%。

2.國產替代與高壓液氫并行

當前中國加氫站以35MPa為主，而商用車需50/70MPa高壓加注。需加速國產壓縮機、IV型儲氫瓶的技術突破。

借鑒韓國液氫站經驗，中國可在西北綠氫基地試點液氫儲運，并規劃跨區域輸氫管道網絡。

3.精準補貼與審批松綁

廣州對500kg/d以上加氫站最高補貼500萬元，湖北計劃2027年建成100座站點。建議延長補貼周期，并引入碳交易機制。

當前加氫站審批涉及18項許可，耗時超1年。可借鑒廣西南寧經驗，將加氫站用地性質明確為“公用設施”，允許在非化工園區建設制氫加氫一體站，并通過“油氣氫電服”綜合站模式分攤土地成本。

4.網絡化布局與生態閉環

規劃京津冀、長三角等氫能高速走廊，串聯港口、物流樞紐與綠氫基地。例如，上海臨港“五位一體”能源站整合光伏發電、制氫、加氫功能。

建立西北（風光制氫）-東部（工業用氫）的氫能交易平臺，通過長期購氫協議鎖定需求。