（报告出品方：长江证券）
加氢站：适度超前建设，氢车产业链基础设施
类别划分：外供氢为主，合建站比例预计将提升
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。
1、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（off-site）：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（on-site）：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，但配置制氢装置也进一步提高了内部设备设计和建造的复杂程度。
2、根据建站方式的不同，加氢站可以分为加氢单站和加氢合建站。
加氢单站：指独立的加氢站，站内只具备加氢功能，加氢单站的建设需要遵守《加 氢站技术规范》（GB 50516-2010），需要新选址，审批难度大、时间长，投入成本 高。
加氢合建站：指在原有的加油站、加气站、充电站基础上新增加氢工程设施，使其 具有加油/加气/充电+加氢的多种功能，该模式无需重新选址，不占用新的土地资 源，审批时间缩短。
3、根据供氢压力等级不同，加氢站目前主要有 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。
4、根据储氢容器容量的不同，加氢站可以分为一级、二级、三级加氢站。
核心设备：压缩机、储氢系统、加氢系统
气态加氢站的三大核心设备包括压缩机、储氢设施、加氢机，这三大设备的性能参数决 定了加氢站的整体加注能力和储氢能力。
1、压缩机：氢气具有密度低、体积能量密度小的特点，因而氢气压缩机需要具备密封性 好、承压大、流量大的特质，在防止氢脆现象的同时尽可能减少能量损耗。目前常见的 氢气压缩机包括隔膜式压缩机、液驱式压缩机、离子液压缩机三种。隔膜式压缩机具有 密封性好、氢气纯度高、单级压缩比较大、散热良好的优势，劣势为在加氢站内频繁启 停时容易降低寿命、单机排气量小；液驱式压缩机设计简单、易于维修和保养，单机排 气量大，同等功率下体积更小、效率更高，且可以带压频繁启停，但劣势在于氢气受污 染可能性较大；离子液压缩机制造标准与国内不同，基本在海外应用，国内主要是林德 在部分项目中示范应用。 根据 TrendBank 调研结果，国内加氢站主要采用隔膜压缩机和液驱式压缩机，其中前 者占比约 70%，后者占比约 30%。由于我国隔膜压缩机技术成熟度高，甚至处于国际 领先水平，加氢站审慎起见更加青睐于隔膜式压缩机，目前国内主要的加氢站集成商， 如上海舜华、上海氢枫、国富氢能、液空厚普基本都使用隔膜式压缩机。隔膜式和液驱 式压缩机各有应用场景，未来有望并驾齐驱。
2、储氢设施：加氢站储氢设施可以分为移动式和固定式两种，其中移动式为长管拖车 （常规储氢压力为 20MPa），固定式为储氢瓶组（或储氢罐）。加氢站主要利用储氢容器 和车载供氢系统间的压力差进行加氢，加氢站的最高设计压力也要和车载储氢瓶的压力 等级相匹配，国际上应用比较广泛的车载储氢瓶分为 35MPa 和 70MPa 两个等级，根 据《加氢站技术规范》，当充氢压力为 35MPa 时，加氢站氢气储存系统的工作压力不宜 大于 45MPa；当充氢压力为 70MPa 时，加氢站氢气储存系统的工作压力不宜大于 90MPa。 加氢站内氢气储存压力容器的压力宜按照 2 级~3 级分级设置，例如：南庄制氢加气一 体化站中的储氢系统为多级压力体系，包括：1）20MPa 长管拖车：1 辆 24m³氢气长管 拖车，工作压力 20MPa，工作温度 40℃，氢气储量约为 345kg；2）20MPa 氢气储气 瓶：7 支 2m³氢气储气瓶，工作压力 20MPa，工作温度 40℃，氢气储量约为 201kg； 3）45MPa 氢气储气瓶：9 支 1.5m³氢气储气瓶，工作压力 45MPa，工作温度 40℃，氢 气储量约为 392kg；综上，项目氢气储存规模总计约 938kg。
3、加氢机：加氢站的加氢系统包括高压储氢瓶、顺序控制盘和加氢机，通过顺序控制盘 控制氢气的储存和加注；按高、中、低压瓶顺序向各储氢瓶充气，通过顺序控制盘控制， 按照低、中、高顺序，经加氢机对燃料电池车辆进行加注。加氢机的主要功能为给燃料 电池车的车载储氢瓶充装氢气，加氢机的硬件包括单向阀、过滤器、截止阀、调压阀、 流量计和加氢枪等。由于在冲装氢气时会产生十分显著的温升，而车载储氢瓶采用碳纤 维树脂复合材料缠绕的结构，其树脂在 85℃以上会出现性能的劣化；同时，温升会使得 气瓶需要在更高的压力下才能达到额定的储氢密度和储气量，增加了对加氢站设备的要 求。因此，《加氢站技术规范》规定氢气充装过程中气瓶的温度不得超过 85℃，一般采 取加氢前预冷或设置通讯接口自动调节加氢升压速率的方式来控制温度。
市场：2025 年投运数预计超千座，行业加速释 放
预计 2025 年底我国投运加氢站超千座
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处于“不完全统计”的状况 中。例如：
国际能源署（IEA）发布报告，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，2021 年底累计建成 685 座，较 2015 年增长 2.2 倍，其中日本 159 座、中国大陆 105 座、德国 101 座、北美 86 座、韩国 95 座。需要注意的是，由 于语言不通、信息不完全公开等原因，H2stations 与其他网站公开的数据统计数据 有一定偏差，且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。
2022 年底我国已建成加氢站超 300 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。2016 年以来 我国加氢站建设速度明显加快，根据高工产研氢电研究院（GGII）和势银能链数据，2020- 2022 年我国新建成加氢站数量分别为 55 座、101 座、94 座，其中 2021 年建成数量为 历年最高，主要受到中石化发布加氢站“百站计划”、示范城市群政策即将落地、北京冬 奥会氢能应用等利好因素影响，2022 年疫情扩散对加氢的建设进度产生一定影响。 从区域分布来看，2022 年诸多省份实现加氢站零的突破，目前已覆盖出青海和西藏外 的所有大陆省（市），由以长三角、珠三角、京津冀地区发展最快。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 54 座，遥遥领先其他地区，山东、江 苏、浙江加氢站数量均超 20 座。
近年来我国加氢站的建设呈现出以下发展趋势： 1）合建站比重提高：考虑到单独运营的加氢站可能面临的亏损压力，多地选择合建站 而非单独作为加氢站使用，加油、加气、充电、加氢、换电等模式混合发展；2021 年全 年新建成的 101 座加氢站中，合建站占比上升至近 50%；2022 年比重约六成。 2）日加氢能力向大规模发展：根据势银能链统计，截至 2021 年底已建成的加氢站中， 加注能力在1000公斤及以上的占比3成以上，500到1000公斤的占比最多，达到54%。 平均加注能力从 2017 年以前的 425kg/d 增长到 2022 年 800kg/d，总体向加注能力 1000 公斤及以上发展趋势。 3）70MPa 加氢站数量增加：我国加氢站目前仍然以 35MPa 为主、70MPa 为辅，70MPa 加氢站的建设主要受燃料电池车型及车载储氢瓶发展驱动，势银能链统计 2016 年以来 我国累计建成 70MPa 加氢站 16 座，主要为 2022 年北京冬奥会配套站及国内汽车主机 厂测试自用站。4）首座液氢油电综合供能服务站投运：浙江嘉兴平湖市钟埭街道浙江石油虹光（樱花） 综合供能服务站设有一座 14 立方的液氢储罐、两台 90MPa 的高压储氢瓶，并配套建设 一台 120kW 充电桩整流柜及两个充电车位。 5）多地加氢站实现零的突破：宁夏、海南、湖北、贵州等地建成省内首座加氢站。
发展规划：根据北京、广东、上海等 15 省/市规划数据，到 2025 年加氢站数量将达到 约 1021 座，其中广东省规划建成 200 座，远超其他地区；而中石化目标“十四五”期 间建成 1000 座加氢站，因此预计到 2025 年全国加氢站数量将远超 1000 座。全球来 看，到 2025 年美国和欧洲规划加氢站数量分别为 1000 座（汽车）、约 1500 座，日本 到 2030 年约 900 座，韩国到 2040 年约 1200 座。我国加氢站建设规划在全球来看依 旧处于领先地位。
十四五加氢站累计投资空间约 115 亿元
市场空间：我们预计到 2025 年加氢站数量达到 950-1050 座，2030 年达到 3800-5000 座，对应新建加氢站数量在 2023-2025 年复合增速 45.5%-54.1%、2026-2030 年为 26.0%-31.3%。2021 年单站建设成本预估 1500 万元，此后每年假设成本降低 5%，对 应“十四五”期间加氢站的累计投资空间 109-121 亿元，“十五五”达到 291-402 亿元。
我们对加氢站的核心设备对应的年投资规模做测算。以上述气态加氢站的 4 类设备投资 比例平均值来看，冷却设备占比 16.6%、压缩机占比 18.6%、加注机占比 11.6%、储氢 系统占比 25.7%，不考虑更换需求，据此估计冷却设备“十四五”和“十五五”期间的 累计投资规模分别为 19 亿元和 59 亿元，压缩机为 21 亿元和 66 亿元、加注机为 13 亿 元和 41 亿元、储氢系统为 30 亿元和 92 亿元。
经济性：单位加氢运营成本为 5-12 元/kg
不同规格加氢站投资及运营成本构成
气态加氢站的工作流程为：氢气长管拖车→卸气柱→压缩机→储氢罐→加注机。运载 20MPa 压缩氢气的长管拖车停靠在加氢站内的卸气柱，通过压缩机将氢气卸载至站内 高压储氢罐中，车辆加氢时，长管拖车或储氢罐中输出的氢气通过加氢机充装到燃料电 池汽车的车载储氢瓶中。
我们对气态和液态加氢站、500kg/d 和 1000kg/d 加氢站、35MPa 和 70MPa 加氢站的 投资及运营成本做了详细测算。同等加注能力的气态加氢站，压强越大，投资成本和单 位运营成本越高；同等压强，加注能力越大，投资成本越高而单位运营成本越低。整体 来看，加氢站的投资造价在 1000-1850 万元之间，而单位加氢运营成本为 5-12 元/kg。
（1）日加氢能力 500kg/d、35MPa 气态加氢站
投资成本：该项目的固定投资成本为 1066 万元，其中压缩机投资 104 万元，占比 9.7%；与压缩机配套的冷却设备投资占比 18.3%；分级加注系统（储氢系统）投 资 301 万元，占比 28.2%；加注机投资 155 万元，占比 14.6%。
运营成本：不考虑采购氢气成本的情况下，年运营成本 158 万元，其中折旧成本 占比最高，达到 33.7%，租金成本占比 20.7%，电力成本占比 8.9%，维护和维修 费用占比 8.7%；年加注氢气量约 182.5 吨，单位氢气加注成本约 8.68 元/kg。
（2）日加氢能力 500kg/d、70MPa 气态加氢站
投资成本：该项目的固定投资成本为 1536 万元，其中压缩机投资 214 万元，占比 14.0%；与压缩机配套的冷却设备投资占比 17.1%；分级加注系统（储氢系统）投 资 503 万元，占比 32.7%；加注机投资 155 万元，占比 10.1%。
运营成本：不考虑采购氢气成本的情况下，年运营成本 211 万元，其中折旧成本 占比最高，达到 36.4%，租金成本占比 15.8%，电力成本占比 11.3%，维护和维 修费用占比 10.2%；年加注氢气量约 182.5 吨，单位氢气加注成本约 11.58 元/kg。
（3）日加氢能力 1000kg/d、35MPa 气态加氢站
投资成本：该项目的固定投资成本为 1177 万元，其中压缩机投资 249 万元，占比 21.2%；与压缩机配套的冷却设备投资占比 16.6%；分级加注系统（储氢系统）投 资 237 万元，占比 20.1%；加注机投资 155 万元，占比 13.2%。
运营成本：不考虑采购氢气成本的情况下，年运营成本 184 万元，其中折旧成本 占比最高，达到 32.0%，电力成本占比 12.5%，维护和维修费用占比 10.3%，租 金成本占比 17.5%；年加注氢气量约 365 吨，单位氢气加注成本约 5.05 元/kg。
（4）日加氢能力 1000kg/d、70MPa 气态加氢站
投资成本：该项目的固定投资成本为 1837 万元，其中压缩机投资 545 万元，占比 29.7%；与压缩机配套的冷却设备投资占比 14.3%；分级加注系统（储氢系统）投 资 402 万元，占比 21.9%；加注机投资 155 万元，占比 8.5%。
运营成本：不考虑采购氢气成本的情况下，年运营成本 265 万元，其中折旧成本 占比最高，达到 34.7%，电力成本占比 15.4%，维护和维修费用占比 12.8%，租 金成本占比 12.2%；年加注氢气量约 365 吨，单位氢气加注成本约 7.26 元/kg。
（5）日加氢能力 1000kg/d、35MPa 液态加氢站
液氢加氢站的工作流程为：液氢拖车→液氢储罐→液氢泵→汽化器→储氢罐→加注机。
投资成本：该项目的固定投资成本为 1048 万元，其中液氢低温储罐投资 186 万 元，占比 17.7%；高压低温液氢泵投资 182 万元，占比 17.4%；分级加注系统（储 氢系统）投资 143 万元，占比 13.7%；加注机投资 155 万元，占比 14.8%。
运营成本：不考虑采购氢气成本的情况下，年运营成本 209 万元，其中折旧成本 占比最高，达到 25.0%，租金成本占比 27.1%，气化损耗占比 9.5%，劳动力成本 占比 9.1%；年加注氢气量约 365 吨，单位氢气加注成本约 5.73 元/kg。
（6）日加氢能力 1000kg/d、70MPa 液态加氢站
投资成本：该项目的固定投资成本为 1295 万元，其中液氢低温储罐投资 186 万 元，占比 14.3%；高压低温液氢泵投资 300 万元，占比 23.1%；分级加注系统（储 氢系统）投资 224 万元，占比 17.3%；加注机投资 155 万元，占比 12.0%。
运营成本：不考虑采购氢气成本的情况下，年运营成本 241 万元，其中折旧成本 占比最高，达到 26.9%，租金成本占比 27.1%，气化损耗占比 9.5%，劳动力成本 占比 9.1%；年加注氢气量约 365 吨，单位氢气加注成本约 6.59 元/kg。
（7）站内电解水制氢加氢站
考虑到目前长距离的氢气储运成本较高，在氢气需求量较大的地区建设站内制氢项目长 期看具有经济性优势。 投资成本：该项目的设备采购和安装总投资约 2088 万元，因其包含制氢设备和加氢设 备，投资成本明显高于站外制氢加氢站。其中电解槽投资 851 万元，占比 40.8%；压缩 机占比 8.2%、储氢罐占比 6.8%、加注机占比 12.1%。
站内制氢具备一定的价格优势：根据《中国氢能产业发展报告 2020》，以产能为 500Nm ³/h 的站内碱性电解水制氢项目为例，假设项目总投资 2088 万元，折旧期限 20 年，在 电价 0.3 元/kwh 的情况下，制氢成本约 26.9 元/kg。而外供加氢站，我国工业副产氢制 氢成本为 9.23-22.25 元/kg，电解水制氢成本 22.8 元/kg 以上（电价超过 0.30 元/kwh 时），且目前氢气运输成本居高不下，常见的长管拖车运氢在运输距离 100km 和 200km 时的单价分别约 3.9 元/kg 和 7.6 元/kg，因此目前多数加氢站的到站氢气价格较高。与 外供氢加氢站相比，站内制氢具备一定的成本优势，但制氢加氢一体站涉及制氢环节， 而氢气在我国仍然属于危险化学品，其选址和审批难度较大，制约其快速复制扩张。
加氢单站 VS 合建站，能源一体化收益显著
假设加氢站为加注压力 35MPa、加注能力 1000kg/d、外供氢气态加氢站，总投资 1177 万元，运营期 20 年，建设中不考虑建设补贴。通过测算，我们可以发现，加氢站运营 负荷率、氢气售价、氢气采购价格 3 个因素对项目盈利性的影响最大。
运营负荷率：截至 2021 年底我国燃料电池车保有量约 1 万辆，但受高运营成本和 加氢站布局较为偏远等因素影响，实际在运营中的燃料电池车数量较少，导致加氢 站整体负荷率较低。运营负荷率对加氢站的盈利影响重大，在氢气售价 50 元/kg、 氢气成本价35元/kg的情况下，负荷率为50%和80%时IRR分别为8.5%和20.5%。
氢气售价：多地政府出台加氢站运营补贴政策，以上海为例，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，即终端售价可能在 45-55 元/kg 之间（含补贴）；而在实际情况 中，目前多数加氢站的售价可能在 50 元/kg 以上。
氢气采购价格：氢气采购价格与制氢、输氢成本关联度大，假设项目为光伏电解水 制氢，在电价 0.35 元/kwh 时制氢成本估算在 25 元/kg 左右，气态长管拖车 200 公里运输成本在 8-10 元/kg 左右，再加上各环节的利润，氢气到站价格可能在 35 元/kg 以上，整体仍处于较高水平。
从加氢站的成本构成中可以发现，氢气的单位销售成本为 45.7 元/kg，其中氢气采购成 本 35 元/kg，占比高达 76.7%，而折旧、租金、人工、水电费等成本合计 10.7 元/kg， 占比 23.3%。因此，影响加氢站运营的核心成本还是氢气的到站价格，未来加氢站如果 想要在维持盈利的情况下降低终端售价，势必要降低到站价格，而这又与制氢技术和储 运技术密切相关。
加氢站与加油/加气/充电合建站为未来的发展趋势，在当前氢能燃料电池车尚未大规模 普及的情况下，合建站可以实现“以油养氢”或“以气养氢”等，度过市场培育阶段。 我们考虑加氢加油合建站的盈利模型，假设该项目的加氢能力为 35MPa&1000kg/d 气 态外供氢加氢；加油能力上配备 30m³埋地卧式 FF 汽油储罐 4 个，30m³埋地卧式 FF 柴油储罐 1 个，可实现汽油年销量 2115 吨、柴油年销量 1400 吨；项目总投资约 2177 万元，运营期 20 年；氢气采购价格 35 元/kg、售价 50 元/kg，汽油采购价格 7.78 元 /kg、售价 9.72 元/kg，柴油采购价格 7.14 元/kg、售价 8.93 元/kg。 我们测算，在加油业务负荷率 90%、加氢业务负荷率 40%的情况下，年营收 3706 万元 （售氢营收 730 万+售油营收 2976 万元），净利润 251 万元，净利率 6.8%，IRR 为 19.6%。
在上述汽油/柴油、氢气采购和销售价格假设条件下，合建站的 IRR 和净利润远高于单 站。在加氢负荷率 40%时，加氢单站为亏损状态，IRR 仅为 3.5%，而合建站净利润可 达到 251 万元，IRR 做到 19.6%。
地方财政补贴支持，监管上位法仍缺失
政府对加氢站的建造阶段和运营初期给予补贴支持
加氢站为氢能产业链的基础设施，各地都秉持着适度超前建设的原则做目标规划。而由 于加氢站占地面积大、设备国产化率低、设备设施复杂等原因，目前加氢站建造成本偏 高，且燃料电池车保有量数量尚少（截至 2021 年底不足万辆），难以实现盈利。因此， 政府对加氢站的建造阶段和运营初期给予补贴支持。
建造阶段：根据加氢站日加氢能力不同给予不同的补贴支持，加氢能力越大，补贴 绝对金额越大，通常各地给予补贴比例不超过投资总额的 30%或 50%，且最高补 贴不超过一定金额（上海 2022 年为 500 万元、广东为 500 万元、成都最高给予 1000 万元补贴）。与日本相比，我国给予加氢站补贴比例并不激进，日本按照加氢 设备购买成本的 1/2 或 2/3 和单项补贴金额上限的孰低值给予补贴。
运营阶段：加氢单价补贴范围为 10-20 元/kg 之间，以使得最终售价不超过 35 元 /kg（部分地区划定价格高于该值），且随着时间的推移，单价补贴金额呈下降趋势。 日本补贴额度为加氢站运营成本的 2/3 和按照不同供氢方式对应补贴金额上限两 者中的孰低值；其中，现场制氢和外供氢加氢站每年补贴金额上限 2200 万日元（约 123.2 万元人民币）。按照我国加氢站售价补贴前 45-55 元/kg 计算，补贴比例约 22%-36%，低于日本的补贴强度。
加氢站标准更新完善，但部分标准缺失或陈旧
国内氢能和加氢站标准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。《加氢站技术规范》涵盖了加氢站的设 计、施工、建造、运行及安全等方面的内容，处于标准体系的核心地位，初版文件发布 于 2010 年，部分条款已不适用于当前现状，国家着手对其进行修订。2021 年 4 月，住 建部发布《加氢站技术规范（2021 年修订版）》，其主要修订内容包括：1）允许液氢供应和站内制氢：“加氢站应结合供氢方式进行设计。加氢站可采用氢气长管拖车运输、氢 气管束式集装箱运输、液氢罐车运输、液氢罐式集装箱运输、管道输送或站内制氢系统 等方式供氢”；2）等级规模调整：将三级与二级加氢站的总容量分界线从 1000kg 上升 至 3000kg，二级与一级加氢站的总容量分界线从 4000kg 上升至 5000kg。
2021 年为进一步指导纯氢站及合建站的设计，《加氢站技术规范（2021 年修订版）》移 除了合建站内容，将合建站并入 2021 年颁布的新版《汽车加油加气加氢站技术标准》， 两个文件成为未来纯氢站和合建站的设计依据。
参考广东省发布的加氢站相关标准情况，加氢站中的核心设备压缩机、加氢车、加氢仪 表、液氢材料和结构设计相关标准目前仍有较多缺位。
国家层面立法缺位，审批监管部门尚不统一
燃气经营许可还是危化品经营许可？因无国家统一的法律、法规明确加氢站经营管理参 照标准，各地给予加氢站的经营许可类型也不尽相同。根据国家安全监管总局 2011 年 发布的《首批重点监管的危险化学品名录》和 2015 年发布的《危险化学品名录》（2015）， 氢气（化学名称“氢”）属于危险化学品，成都、大连、福州等地从事加氢站经营活动须 申请办理《危险化学品经营许可证》。而我国加氢站发展较晚，尚无国家层面对加氢站的 建设和经营管理做立法规范，因氢气与 LNG 相似度高，多地将氢气参照城镇燃气进行 管理，参照《城镇燃气管理条例》申报燃气经营许可证或加氢站经营许可证，例如上海、 广州、济南、郑州、乌海等。加氢站作为给燃料电池汽车提供氢气的基础设施，其在法 律监管的性质上属于危险化学品经营场所还是城市燃气设施，目前尚无统一定论，国家 层面的立法缺失已经成为制约加氢站发展的重要因素。
加氢站建造审批的主管部门不尽相同。例如，济南市对加氢站项目参照天然气汽车加气 站（CNG）管理模式实施管理，而市住房城乡建设部门作为市级燃气行政主管部门，负 责统筹推进全市汽车加氢站项目规划建设工作；成都市将经济和信息化局作为加氢站项 目市级行政管理部门；广州市城市管理部门是本市加氢站项目的运营管理部门，参照《广 州市燃气管理办法》对加氢站进行管理；大连市由市发展改革委统筹协调推进加氢站审 批、建设、管理。尽管加氢站审批主管部门不同，但加氢站的建造是个系统复杂工程， 需要各地多个部门协同、各司其职。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
精选报告来源：【未来智库】。
