近期，全球加氢站掀起“关停潮”，席卷了德国、美国、韩国、英国、丹麦等多个国家。在全球加氢站发展陷入困境的大背景下，中国加氢站行业正站在一个关键的十字路口。

氢能交通急需突破“成本鸿沟”与“基建死亡谷”。

01

全球加氢站关停潮

近期，全球氢能产业发展出现波折，国外加氢站连续出现“关停潮”，给氢能产业发展增添了诸多变数。

1.德国

2025年3-4月，欧洲最大加氢站运营商H2 Mobility宣布分两阶段关闭德国境内22座加氢站，占其网络规模的25%。第一阶段在3月31日前关闭11座小型加氢站，覆盖诺伊鲁平、波恩、弗伦斯堡等多地；第二阶段6月底前再关闭11座。这些关停的站点多为2015年前建设的35兆帕小型站，无法满足商用车对大型基础设施（如更高的屋顶、更大的卡车操作空间）的需求。同时，德国氢动力乘用车普及率低，这些站点日均服务量不足10车次，难以盈利，导致运营亏损严重。

2.美国

壳牌在2024年永久关闭了7座乘用车加氢站，仅保留1座在营。TrueZero也关闭了10座站点，并将氢气售价提高20%，致使加州75%的加氢站停运或缩短服务时间。加州的加氢站设计主要以乘用车为主，但氢能乘用车竞争力不足，每英里成本高达0.21美元，远高于电动车的0.04美元，市场需求持续萎缩。此外，加州依赖外部工业副产氢，本地产能仅4吨/日，氢源供应不稳定。

3.韩国

2023年，因现代制铁副产氢供应中断，韩国全国3/4的加氢站关闭，剩余站点需排队数小时且限量加氢。尽管2025年韩国计划新建35座站点（含17座液氢站），但氢源稳定性依然是巨大挑战。一旦制氢企业出现设备故障或其他问题，就可能导致交通用氢短缺，影响加氢站的正常运营。

4.英国与丹麦

壳牌关闭了英国3座乘用车站点，Motive Fuels停运伦敦2座站点，且该企业自2019年以来在加氢站上平均每年亏损200万英镑。丹麦在2023年关闭了所有5座加氢站，成为首个“零加氢站”国家。英国和丹麦加氢站的关停，反映出在欧洲部分国家，加氢站运营面临着严峻的经济压力和市场需求不足的问题。

全球加氢站关停潮揭示了氢能产业从“政策驱动”向“市场驱动”转型过程中面临的阵痛。

1.市场需求不足

2023年全球氢燃料电池汽车销量同比下降30.2%，仅占新能源汽车总量的0.1%。其中，韩国、日本市场降幅达50%。氢燃料电池汽车高昂的购买价格、运行成本，以及车型选择较少等因素，导致民众消费热情不高，市场需求低迷。

以美国加州为例，氢燃料汽车每英里运行成本0.21美元，是电动车的5倍。同时，氢气零售价从13美元/kg涨至36美元/kg，过高的使用成本使得大量用户流失，进一步抑制了市场需求。

2.产业链瓶颈

加州依赖外部工业副产氢，供应受外部因素影响较大。韩国则因制氢设备故障等问题，导致交通用氢短缺。不稳定的氢源供应，使得加氢站无法保证持续、充足的氢气供应，影响了正常运营。

目前，气态储运单次仅能运输300公斤，液态储氢成本达40元/kg，而管道输氢网络尚未成型。高昂的储运成本增加了氢气的总成本，使得加氢站的运营成本居高不下。

全球加氢站日均加氢量普遍不足设计产能的50%，设备折旧压力大。单站建设成本在1500-2000万元，低负荷率导致加氢站难以收回成本，运营困难。

3.技术迭代缓慢

德国关闭的站点多为10年前建设的35兆帕小型站，无法满足商用车50/70兆帕的需求。对这些老旧站点进行改造的经济性低于新建，导致设备更新换代困难。

电解水制氢需50kWh/kg，仅能支持氢车行驶80公里，而等量电力可让电动车行驶400公里。在能源利用效率方面，氢燃料电池汽车与电动车相比存在较大差距。

虽然氢燃料电池汽车加氢时间短，但加氢后需30分钟压力恢复时间，而电动车快充已缩短至40分钟，两者的技术差距逐渐缩小，氢燃料电池汽车在补能效率方面的优势不再明显。

02

中国加氢站发展现状

中国加氢站行业正处于从“政策驱动”向“市场驱动”转型的关键期。

1.规模与增速

截至2024年底，全国累计建成加氢站540座，较2023年新增66座，但同比增速从2023年的34.8%大幅下降至11%。2024年新建成加氢站仅45座，增速创近五年新低。

在此期间，诸多因素制约了加氢站建设速度，如市场对氢燃料电池汽车的需求尚未充分释放，导致加氢站运营面临客源不足的困境；同时，加氢站建设与运营成本居高不下，在缺乏足够市场支撑的情况下，企业投资新建站点的积极性受挫。

投运率不足的问题也较为突出，已投运站点392座（72.6%），148座未投运或停运。以北京为例，其规划2025年建成74座加氢站，实际仅完成19座，运营率不足50%。大量加氢站未能投入运营或处于停运状态，造成了资源的闲置与浪费，也反映出在加氢站建设规划与实际落地执行过程中，存在诸如项目前期论证不充分、建设过程中遇到技术难题或资金短缺、建成后市场需求未达预期等一系列问题。

加氢站结构方面正朝着大吨位化和综合能源站主导的方向优化。在大吨位化进程中，1000kg/d及以上加氢站占比提升，这主要是为了适配氢能重卡的需求。氢能重卡作为商用车领域的重要发展方向，其单日耗氢量为8.5-10kg/百公里，远高于普通乘用车，小型加氢站难以满足其用氢需求。与之相对，≤500kg/d小型站占比缩减，以更好地适应市场对大吨位加氢服务的需求变化。

在综合能源站方面，油氢合建站占比达75%，中石化通过“以油养氢”模式建成128座（占全国27.83%）。这种模式充分利用了加油站现有的场地、基础设施以及客户资源等优势，将加油业务与加氢业务有机结合，有效分摊了运营成本，提高了站点的综合运营效益，为加氢站在当前市场环境下实现可持续运营提供了一种可行路径。

2.区域分布

在加氢站区域分布上，呈现出头部省份领跑的格局。第一梯队中，广东以69座加氢站的数量位居全国首位，该省凭借在经济实力、产业基础、政策支持以及科技创新能力等多方面的优势，积极推动氢能产业全链条发展，在加氢站建设方面成果显著。河北拥有37座加氢站，依托自身的工业基础，尤其是在钢铁、化工等产业领域的优势，积极探索工业副产氢的综合利用，为加氢站建设提供了稳定的氢源支撑。

山东有33座加氢站，该省在能源产业转型过程中，将氢能作为重要发展方向，通过政策引导和资金扶持，吸引了众多企业参与加氢站建设。浙江加氢站数量超30座，借助长三角地区的产业协同优势以及良好的创新创业环境，在氢能技术研发、设备制造和应用推广等方面取得了积极进展，有力推动了加氢站的建设布局。

此外，京津冀、上海、广东等五大示范城市群建成239座，占全国44%。这些示范城市群在国家政策引导下，积极开展燃料电池汽车示范应用工作，通过政策协同、产业集聚、技术创新等手段，在加氢站建设、氢燃料电池汽车推广、产业链培育等方面发挥了重要的示范引领作用，成为我国加氢站建设最为密集、氢能产业发展最为活跃的区域。

中西部地区在加氢站建设方面也展现出强劲的发展势头。内蒙古新增7座加氢站，该地区拥有丰富的风能、太阳能等可再生能源资源，具备大规模发展绿氢产业的先天优势。通过大力推动风光制氢项目，内蒙古正逐步构建起绿氢制备、储运和加注的完整产业链。

新疆的哈密、石河子等地也积极布局加氢站，利用当地的资源优势，如丰富的煤炭资源可通过煤制氢技术为加氢站提供氢源，同时在可再生能源制氢方面也具有较大潜力。

重庆新增4座加氢站，作为西南地区重要的工业基地和交通枢纽，重庆在发展氢能产业方面具有独特的区位优势和产业基础，通过加强与周边地区的合作，积极推动氢能在交通、工业等领域的应用，促进了加氢站的建设。

香港、青岛、台湾首座加氢站投运，进一步拓展了我国加氢站的布局范围。中国石化在香港新界凹头建成香港首座面向公众开放的“油气氢电服”综合加能站，每日加氢能力达到1000公斤，为香港地区氢能产业发展奠定了基础设施基础。青岛首座具有商业运营资质的海河路加氢站在青岛炼化公司氢能“产研加”示范园内开业运营，推动了山东半岛地区氢能产业的发展。

台湾建成首座加氢站用于光刻机供氢，在特定领域开启了氢能应用的新尝试。而西藏目前仍是全国唯一没有加氢站的地区，未来随着其交通、能源等基础设施的逐步完善以及对清洁能源需求的增长，有望实现加氢站“零的突破”。

3.技术路线

在加氢站技术路线上，面临着一些关键瓶颈。压力等级方面，新站中35MPa占比超90%，70MPa高压站点不足10%。这主要是受制于车辆适配与技术成熟度问题。目前，我国市场上的氢燃料电池汽车多数适配35MPa的加氢压力，对70MPa高压加氢的需求相对较少，导致加氢站在建设时多选择35MPa压力等级以满足主流市场需求。

同时，70MPa高压加氢技术在设备制造、安全保障、运营管理等方面的成熟度相对较低，其关键装备如高压氢气压缩机、储氢瓶等的性能和可靠性仍有待进一步提升，核心零部件国产化率也有待提高，这在一定程度上制约了70MPa高压加氢站的大规模建设。

储运成本高也是一个突出问题。当前，长管拖车运输成本达11元/kg（200公里），这种运输方式受运输距离、车辆装载量等因素影响较大，随着运输距离的增加，成本将大幅上升。液态储氢成本仍超40元/kg，虽然液态储氢具有储氢密度高的优势，但在储存和运输过程中需要极低的温度条件，对设备的保温性能和安全性要求极高，导致设备投资和运营成本居高不下。

此外，我国管道输氢网络尚未成型，仅有少数地区有小规模的管道输氢示范项目，难以实现大规模、低成本的氢气运输，这严重影响了氢气的供应稳定性和成本竞争力。

在应对技术瓶颈的过程中，我国加氢站在模式创新方面取得了积极进展。

制加氢一体化模式得到推广，2024年一体站占比提升至23.3%。以内蒙古乌海项目为例，通过采用制加氢一体化模式，实现了氢气的就地生产和加注，有效减少了氢气储运环节，使得储运成本下降70%。这种模式不仅降低了氢气成本，还提高了加氢站的供应稳定性，减少了对外部氢源的依赖，为加氢站的可持续运营提供了有力支持。

换氢模式也开始试点。内蒙古乌海站采用换氢模式后，补能时间缩短至35分钟，相比传统加氢模式效率提升6倍。换氢模式通过提前在站内对储氢装置进行加氢，用户在到站后只需更换已充满氢气的储氢装置，即可快速完成补能，大大提高了加氢站的服务效率。

这种模式在一定程度上缓解了加氢时间长的问题，尤其适用于对运营效率要求较高的商用车领域，但目前该模式仍处于试点阶段，在设备标准化、运营管理规范等方面还需要进一步完善。

4.企业竞争

在我国加氢站建设运营的市场格局中，国企占据主导地位。中石化依托其庞大的加油站网络优势，积极布局加氢站建设，已建成128座油氢合建站，其氢气零售量在全国位居首位。中石化利用加油站现有的场地、品牌、客户资源以及供应链体系，实现了加油与加氢业务的协同发展，有效降低了加氢站的建设和运营成本，在市场竞争中占据了有利地位。

相比之下，民企在加氢站市场份额不足10%，面临诸多困境。

由于加氢站建设投资大、回报周期长、技术门槛高，且当前市场需求尚未充分释放，民企在融资能力、技术研发、资源获取等方面相对较弱，难以与国企展开有效竞争。

在融资方面，银行等金融机构对加氢站项目的风险评估较为谨慎，民企融资难度较大，导致其资金短缺，难以大规模投资建设加氢站。

在技术研发上，民企缺乏足够的资金和人才投入，在关键技术如氢气制备、储运、加注等方面难以取得突破，设备依赖进口进一步增加了成本。同时，在获取优质建站资源如土地、氢源等方面，民企也面临诸多困难。

全行业亏损是当前我国加氢站面临的严峻现实。成本压力巨大，单站建设成本在1500-2000万元，其中设备折旧占80%。由于加氢站设备如氢气压缩机、储氢瓶、加氢机等价格昂贵，且使用寿命有限，每年的设备折旧费用成为加氢站运营成本的重要组成部分。高昂的成本使得氢价需达到50元/kg才能盈利，但目前政府补贴上限为30-35元/kg，即便在补贴支持下，加氢站仍难以实现盈利。

利用率低也是导致亏损的重要原因。多数站点日均加氢量不足设计产能50%，北京部分站点甚至因需求不足而停运。

一方面，氢燃料电池汽车保有量较低，市场对加氢服务的需求有限，导致加氢站客源不足。

另一方面，加氢站布局不合理，部分地区加氢站过于密集，而部分地区则严重不足，进一步降低了加氢站的利用率。

例如，在一些加氢站建设集中的区域，由于市场竞争激烈，各加氢站均难以达到满负荷运营状态，而在偏远地区或加氢站覆盖不足的区域，氢燃料电池汽车用户又面临加氢难的问题，限制了市场需求的增长。

03

中国的加氢站如何突围？

中国可以商用车场景绑定、绿氢降本、国产技术突破为重点，构建“区域协同+政策精准+生态闭环”的发展模式。

1.聚焦核心场景

全球加氢站关停潮的教训表明，氢能乘用车在成本、补能效率和市场接受度上难以与电动车竞争。中国需将重点转向商用车（重卡、冷链物流）和工业领域（钢铁、化工脱碳），优先布局京津冀、长三角等氢走廊，形成与电动车的错位竞争。

内蒙古、新疆等风光资源区通过“绿氢基地+制加氢一体化”模式，将制氢成本降至17元/kg，并就近服务工业园区的脱碳需求。例如，鄂尔多斯风氢一体化项目可为周边零碳园区年供氢5万吨，减少储运成本70%。

2.国产替代与高压液氢并行

当前中国加氢站以35MPa为主，而商用车需50/70MPa高压加注。需加速国产压缩机、IV型储氢瓶的技术突破。

借鉴韩国液氢站经验，中国可在西北绿氢基地试点液氢储运，并规划跨区域输氢管道网络。

3.精准补贴与审批松绑

广州对500kg/d以上加氢站最高补贴500万元，湖北计划2027年建成100座站点。建议延长补贴周期，并引入碳交易机制。

当前加氢站审批涉及18项许可，耗时超1年。可借鉴广西南宁经验，将加氢站用地性质明确为“公用设施”，允许在非化工园区建设制氢加氢一体站，并通过“油气氢电服”综合站模式分摊土地成本。

4.网络化布局与生态闭环

规划京津冀、长三角等氢能高速走廊，串联港口、物流枢纽与绿氢基地。例如，上海临港“五位一体”能源站整合光伏发电、制氢、加氢功能。

建立西北（风光制氢）-东部（工业用氢）的氢能交易平台，通过长期购氢协议锁定需求。