氢能具有清洁、高效、安全及可持续发展等优点，被视为21世纪最具发展潜力的清洁能源之一，成为各国能源战略转移和研究的重点。

加氢站作为氢能应用的重要保障，是氢燃料电池汽车实现商业化的关键基础设施，加氢站的建设数量和普及程度决定了氢燃料电池汽车的商业化进程，是支撑氢能产业链发展必不可少的基石。

随着我国氢能产业呈爆发式的发展，加氢站作为氢能交通的重要基础设施，连接上游氢气制取和运输，下游应用的重要枢纽，引起上至政府下至产业链企业的高度关注，在国家政策和地方政策的大力引导和支持下，我国近年来加氢站建设明显提速。2022年底，国内累计建成加氢站数量超270座，位居世界第一，截至2023上半年累计建成加氢站330座，预计到2025年将超过1000座。

加氢站是为燃料电池汽车充装氢气燃料的专门场所，氢气经氢气压缩增压后，在高压储罐内储存，然后通过氢气加注机为燃料电池汽车加注氢气。根据氢气来源不同，加氢站可分为站外供氢加氢站和站内制氢加氢一体站两类。

目前，国内90%已建成的加氢站都采取站外供氢模式，并且以长管拖车搭载20MPa管式集装箱运氢为主。氢气的体积能量密度极小，70MPa氢气的体积能量密度仅为汽油的15%左右，而20MPa则仅可满载200-300kg氢气，加上回空压力，整体利用率仅有70%-85%。站外供氢方式运输能力低（运载氢气质量约占拖车总质量的1%）、装卸时间长（一般需要4小时左右）、运输成本高，综合能效低，使得在实际的终端氢气成本中，氢气的储运成本就占了20%-30%。可见氢气的储存和运输是影响氢能市场竞争力的关键环节。

氢能从前端制取到终端应用要经过制、储、 运、加、用多个环节，各环节都在一定程度上推高了使用成本。因此，适当减少中间环节也是降低氢能使用成本的有效措施。

站内制氢加氢一体站的模式，减少了中间的储运环节，省去昂贵的氢气运输成本，能有效解决了氢气储运带来的成本偏高的问题。

站内制氢加氢一体站的流程及主要设备则相对简约，它采用“分布式制氢+站内加注设备”提供稳定氢源的氢气供应方式，可以实现氢气的现制现用、自给自足，最大限度减少氢气储运过程带来的高额费用和安全风险，能有效降低车用加氢站氢源成本，降低氢燃料电池汽车用氢价格。并且它省去了氢气运输成本，避免了高压卸气、加气、运输环节的安全隐患，同时可作为加氢母站向周边加氢站供氢，帮助“氢荒”地区解决气源供应问题。

但当前制氢加氢一体站依旧很少，主要源于两个挑战：

首先，氢气在我国属于危险化学品，由于法规的限制，氢气的生产、储存和运输都受到相关法规的限制，制氢项目必须设置在化工园区内。在化工园区以外进行站内制氢，就牵涉到危化品的生产，必须有危化品生产许可证。此外，还要按照危化品建设项目的要求选择制氢地点。如此一来，在化工园区外推进建设制氢加氢一体站就显得难度较大。

其次是相关标准的缺失，氢能作为技术驱动的产业，标准体系的建设对行业的发展起着至关重要的引领作用。

站内制氢加氢一体站的经济性

1. 没有运输的费用负担。目前，氢能供应的各个环节中，我国成本分布大致是：制氢30%-50%，储存和运输35%-55%左右，氢气将本的关键就在于降低制氢和储运的成本。不同制氢方式产生的氢气生产成本不同，但站内制氢加氢一体站的储运环节优势明显，没有运输费用负担，而且站内储氢规模大幅度下降，光是储氢罐投资的明显减少，就可以抵消制氢加氢环节增加的成本。

2. 降低运输的安全成本。除了减少氢气储运带来的成本问题外，氢气是高危险性气体，氢气的爆炸限（4.0%-75%）比天然气的爆炸限（5%-15%）更宽。由于氢气分子量小，高压氢气比天然气更以泄露，而液氢则是轻微的扰动就能造成液氢的爆沸从而引起爆炸的危险。因此运输氢气需要付出更高的安全成本。而站内制氢加氢一体站，可以实现氢气的现用现制，可以最大限度避免氢气储运带来的安全风险。

随着上游制氢、储运技术以及核心加氢装备的进步，中国加氢站的技术水平正在日益提升。未来，随着政策的逐步规范，加氢站技术标准逐渐完善，经济效益更高的综合能源合建站和运营效率更高的站内制氢加氢一体站将成为行业的重点发展方向。