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近日，河北省科技厅公示2023年第二批拟新建省级产业技术研究院名单，由未势能源牵头建立的“河北省氢燃料电池商用车产业技术研究院”，经各市择优推荐申报、省科技厅组织专家评审和厅党组会议审议通过，获批准建设。 河北省氢燃料电池商用车产业技术研究院，以未势能源科技河北有限公司为依托单位，由华北电力大学、如果科技有限公司、特嗨氢能检测（保定）有限公司、河北长征汽车制造有限公司参与联合共建，整体项目规划建设周期为5年，将重点围绕燃料电池汽车产业发展创新需求，聚集整合产业技术创新资源，开展产业关键共性技术研发、科技成果转移转化、技术创新服务供给、集聚培养创新人才、产业发展战略研究等科技创新活动，打造高标准的产业公共技术研发服务平台，以及具有鲜明特色的国内先进水平的氢燃料电池商用车产业技术创新平台、科技成果转化平台、科技资源交流共享平台、关键共性技术研发平台和产业发展咨询服务平台五大功能平台。 同时，研究院将根据全国氢能行业发展的重大战略需求及相关行业标准、产业技术政策，以市场为导向，着眼于解决重大关键技术问题，开展氢燃料电池商用车基础研究和前瞻性研究，研究方向包括：高储氢密度车载储氢系统及关键部件、高效燃料电池动力系统与优化技术、车用燃料电池测试评价关键技术、氢燃料电池商用车专用底盘和能量管理策略、燃料电池汽车产业发展战略等，将进一步推动河北省氢燃料电池商用车产业的发展“上档升级”，打造全国领先的氢能发展行业标杆和产业高地。 此次，未势能源牵头省内上下游龙头企业、科研院所和高校共同组建“河北省氢燃料电池商用车产业技术研究院”，充分体现了公司在氢能领域的技术水平、行业地位与影响力，以及坚持关键技术创新、加快攻关“卡脖子”技术，积极践行绿色可持续发展的承诺与信心，为进一步助推技术水平持续提升奠定了坚实基础。
近日，阳光新能源开发股份有限公司（简称“阳光新能源”）公安县4000标方制氢储氢设施建设项目开工仪式在青吉工业园举行。 据了解，该项目规划总占地面积约30亩，总投资约2.5亿元。项目建成运营后，每年可产出氢气约2700吨，达产年产值约9450万元，将为氢燃料车、周边用氢企业和加氢站提供清洁氢气，推动湖北公安县新能源产业集群跨越发展。 资料显示，阳光新能源是一家专注于新能源开发利用的国家高新技术企业。作为阳光电源旗下的新能源开发投资平台，阳光新能源聚焦光伏、风电、风光储氢充多能融合等领域，提供覆盖系统研发、开发投资、设计建设、运营管理等新能源开发全生命周期整体解决方案，在全球光伏电站开发商中位居前列。 阳光新能源与大同市人民政府签订大同阳光储能产业项目投资合作协议。根据协议，阳光新能源开发股份有限公司将发挥产业链引领带动作用，依托自身行业技术和产业规模优势，参与大同市储能产业发展，项目规划投资约17亿元，打造以“光储充氢维”户外实证基地、储能系统集成、PACK制造、储能逆变器设备为一体的储能制造全产业链，以及磷酸铁锂电池综合利用项目。
11月15日，吉林省人民政府印发《吉林省氢能产业安全管理办法（试行）》。 以下为原文： 吉林省人民政府办公厅关于印发吉林省氢能产业安全管理办法（试行）的通知 吉政办规〔2023〕1号 各市（州）人民政府，长白山管委会，各县（市）人民政府，省政府各厅委办、各直属机构，驻吉中直有关部门、单位： 《吉林省氢能产业安全管理办法（试行）》已经省政府同意，现印发给你们，请认真抓好贯彻落实。 吉林省人民政府办公厅 2023年11月15日 （此件公开发布） 吉林省氢能产业安全管理办法（试行） 第一章 总 则 第一条 为加快推进《“氢动吉林”中长期发展规划（2021-2035年）》（吉政办发〔2022〕36号）重点任务实施，有效管控氢能产业全链条重大安全风险，促进氢能产业安全发展，根据《中华人民共和国安全生产法》《中华人民共和国消防法》《危险化学品安全管理条例》《吉林省安全生产条例》等法律、法规，结合我省实际，制定本办法。 第二条 本办法所称氢能产品是指不按照危险化学品管理的、作为能源使用的氢产品。本省区域内涉及氢能产品生产、储存、运输、充装、使用的安全管理，适用本办法。作为工业生产原料使用的，不适用本办法。 有关法律、行政法规另有规定的，适用其规定。 第三条 氢能产品生产、储存、运输、充装、使用企业（以下统称氢能企业）是安全生产的责任主体，主要负责人是企业安全生产第一责任人，对本企业的安全生产工作全面负责，其他负责人对职责范围内的安全生产工作负责。 氢能企业应具备法律、法规和国家标准或行业标准规定的安全生产条件，建立健全全员安全生产责任制和安全生产规章制度，加大安全生产投入，改善安全生产条件，加强安全生产标准化、信息化建设，构建安全风险分级管控和隐患排查治理双重预防机制，健全风险防范化解机制，确保安全生产。 第四条 各级有关部门按照《吉林省管行业必须管安全、管业务必须管安全、管生产经营必须管安全实施细则》（吉安委〔2023〕8号）规定和“谁主管谁负责、谁审批谁负责、谁靠近谁负责、谁使用谁负责”原则实施对氢能产业的安全监督管理。 第五条 县级以上人民政府应加强对氢能安全工作的领导，建立健全氢能安全生产工作协调机制，支持、督促各有关部门依法履行安全生产监督管理职责，及时解决安全生产监督管理中存在的重大问题。 第六条 县级以上人民政府应建立完善氢能产业安全发展支持政策，鼓励氢能安全生产科学技术研究和先进工艺技术推广应用，提高安全生产水平。 第二章 基本要求 第七条 吉林省行政区域内氢能建设项目应符合国家和省氢能产业总体发展规划布局与产业政策要求，按照行业发展规划管理。氢能建设项目选址布局应符合国土空间规划，应充分考虑交叉安全风险。 第八条 氢能建设项目应依法履行核准或备案及其他相关手续，并依法办理城乡规划、土地使用、生态环境、资源利用、安全生产、消防、特种设备等相关手续。 电解水制氢（太阳能、风能等可再生能源）等绿氢生产项目及其制氢加氢一体站不需在化工园区内建设。 第九条 氢能企业按行业类别归口安全监督管理。化工企业的氢能生产，应取得危险化学品安全生产许可。绿氢生产不需取得危险化学品安全生产许可。 加氢站参照天然气加气站管理模式，经营性加氢站应取得燃气经营许可。氢能运输按照危险货物运输管理，应取得危险货物运输相关许可。移动式压力容器、气瓶的充装单位应取得充装许可。 第十条 氢能企业应依照法律、法规规定设置安全生产管理机构或配备专职安全生产管理人员。主要负责人和安全生产管理人员必须具备与所从事的生产经营活动相应的安全生产知识和管理能力。 第十一条 氢能企业应对从业人员进行安全生产教育培训，确保从业人员具备必要的安全生产知识、熟悉有关安全生产规章制度和安全操作规程、掌握本岗位安全操作技能、熟练掌握事故应急处理措施、知悉自身在安全生产方面的权利和义务，未经安全生产教育培训合格的，不得上岗作业。特种作业人员和特种设备作业人员应取得相应资格证书，持证上岗。 第十二条 氢能企业主要负责人负责组织制定实施本单位安全生产责任制、安全生产管理规章制度和操作规程并及时修订。 氢能企业应当建立安全风险分级管控制度，按照安全风险分级采取相应的管控措施；应当建立健全并落实生产安全事故隐患排查治理制度，采取技术、管理措施，及时发现并消除事故隐患。 第十三条 氢能企业应当制定本单位生产安全事故应急救援预案，与所在地县级以上地方人民政府组织制定的生产安全事故应急救援预案相衔接，并定期组织演练。 第十四条 氢能建设项目采用的工艺技术应成熟先进、安全可靠。新建、改建、扩建项目的安全设施，必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用。 第十五条 氢能生产、储存、充装项目建设单位，应委托具有工程设计综合甲级资质或化工石化医药行业、专业相应甲级资质的设计单位设计。涉及压力容器、压力管道设计的，设计单位应取得压力容器、压力管道设计许可。 氢能建设项目的设备制造、施工、安装、监理等单位应具备相应的资质。 第十六条 特种设备应办理使用登记并取得使用登记证书，按规定进行年度检查。国家规定实行检验的特种设备应及时申报并接受检验。特种设备的安全附件、安全保护装置应定期校验、检定、校准、巡检。 第十七条 临氢容器、设备和管道及其附件材料应满足强度、低温韧性、抗氢渗透性能、氢脆敏感性等要求。 第十八条 氢能企业应在作业场所设置相应的监测、监控、通风、防火、防爆、泄压、防雷、防静电、防泄漏等安全设施设备，并按国家标准、行业标准或国家有关规定进行定期检测和经常性维护、保养，建立台账，保证正常使用。 第十九条 爆炸危险区域的电气设备和线路的设计、选型、安装、使用、维护和管理，应符合《爆炸危险环境电力装置设计规范》（GB50058）和《危险场所电气防爆安全规范》（AQ3009）等要求。 第二十条 防雷设施应符合《建筑物防雷设计规范》（GB50057）和《石油化工装置防雷设计规范》（GB50650）等要求，并定期开展雷电防护装置检测。 防静电设施应符合《防止静电事故通用导则》（GB12158）等要求，可能产生静电危险的金属设备、管道等应可靠接地。涉氢区域入口处，应设置本质安全型人体静电导除装置。 第二十一条 可能出现氢气泄漏或液氢溢出的位置、氢气可能聚集的位置、可能释放氢气的建筑物排空口、可能吸入氢气的建筑物吸入口等涉氢区域应设置固定式可燃气体检测报警仪，并配备便携式氢气检测报警仪。可能引发火灾的位置应设置火灾探测器，并配备便携式氢火焰检测报警仪。报警装置应具备声光报警功能。 第二十二条 氢系统界区进出口处、危险性较大的设施设备上以及有相关规定的其他部位，应设置明显的安全警示标志。安全警示标志应符合《安全标志及其使用导则》（GB2894）和《化学品作业场所安全警示标志规范》（AQ3047）等要求。 第二十三条 动火、进入受限空间等特殊作业参照《危险化学品企业特殊作业安全规范》（GB30871）管理，履行审批手续、辨识作业风险、落实安全措施。涉氢装置未经安全处置，不得进行检维修。 第二十四条 鼓励氢能企业利用互联网等科技手段，推动安全风险管控数字化转型、智能化升级。推进氢能产业全生命周期信息化系统建设，对生产、储存、运输、充装、使用全产业链各环节实行数字化安全监管。 第三章 生产安全 第二十五条 氢能生产系统平面布置、防火间距应满足《工业企业总平面设计规范》（GB50187）、《化工企业总图运输设计规范》（GB50489）、《建筑防火通用规范》（GB55037）和《氢系统安全的基本要求》（GB/T29729）等要求。氢气站还应满足《氢气站设计规范》（GB50177）等要求。 水电解制氢装置的设计、制造和安装，应符合《水电解制氢系统技术要求》（GB/T19774）和《氢气站设计规范》（GB50177）等相关规范的规定。 化石能源制氢系统的设计、制造和安装，应符合《变压吸附提纯氢系统技术要求》（GB/T19773）和《氢气站设计规范》（GB50177）等国家标准和行业标准的规定。 第二十六条 制氢系统应考虑正常工况和非正常工况下危险物料的安全控制，实现全流程自动化，设置氢泄漏和火焰检测报警、紧急切断、联锁保护、安全泄压、事故排放和安全仪表等系统。设置蒸汽或氮气供给设施，用于氢气系统吹扫、置换、灭火等。 第二十七条 氢能生产区域内原则上不得布置控制室，确需布置的，应采用抗爆设计。装置区内不得设置办公室、交接班室、休息室、外操室、巡检室等人员聚集场所，最大限度减少危险环境中人员数量。 第二十八条 制氢装置宜采用敞开或半敞开式布置。需要采用室内布置的，应设置必要的泄压设施，泄压设施宜采用非燃烧体轻质屋盖作为泄压面积。 第二十九条 建筑物内有氢储存或操作设备时，应设有通风系统，风机需采用防爆风机。通风系统进口宜设于墙体底部，出口宜设于墙体顶部或建筑物顶部且朝向安全区域，并应设置雷电防护装置。 第三十条 氢压机冷却水系统宜独立设置。氢压机进口应设置压力高、低限报警系统，出口应设置压力和温度高高限停机联锁系统，具备自动/手动操作模式。每台氢压机均应配备隔离阀。采用膜式压缩机时，应设膜片破裂报警装置。氢压机应按要求定期进行维护保养和检维修。 第三十一条 液氢系统应采取防止氧化性物质富集爆炸的措施。液氢系统冷箱运行及临时停车保冷期间，应监控冷箱夹层密封气的压力变化，当压力出现高限报警且含氧量超标时，应停止运行。 第三十二条 氢能企业应对重大危险源登记建档。依照有关法律、法规规定进行定期检测、评估、监控、备案和安全管理，落实重大危险源安全包保责任制。 第四章 储存安全 第三十三条 氢储存场所应自然通风良好，宜布置在全年最小频率风向的上风侧，与民用建筑物、重要公共建筑物、架空电力线、明火或散发火花地点等的安全距离应满足《氢气站设计规范》（GB50177）和《建筑设计防火规范》（GB50016）等要求。 第三十四条 氢气罐应符合《固定式压力容器安全技术监察规程》（TSG21）的要求。氢气罐应设置超压泄放装置、压力测量仪表、压力传感器、氢气泄漏报警装置、氮气吹扫置换接口等安全附件，配置禁油压力表。液氢储罐还应设置液位计、紧急切断阀、真空夹层安全泄放装置、夹层真空检测装置和液位高位报警联锁装置。 第三十五条 氢气罐应安装在高于地面的基座上，基座和装卸平台地面应做到平整、耐磨、不产生静电、不发火花。按照《液氢贮存和运输技术要求》（GB40060），液氢储罐支承和基座应为绝热非燃烧体并确保牢固，基座应高于地面0.3米。 氢气罐罐区应通风良好，设有防撞围墙或围栏，并设置明显的禁火标志。 第三十六条 氢气排空应符合《氢气使用安全技术规程》（GB4962）等要求，氢气罐放空阀、安全阀和置换排放管道系统均应设排放管，排放管应装有阻火器并设置蒸汽或氮气稀释灭火设施。排放管应高于屋面或操作平台2米以上，距地面不应小于5米，并采取防雨雪侵入和防堵塞措施。 第三十七条 氢设备所用的仪表及阀门等零部件密封应确保良好。氢设备运行时，禁止敲击、带压维修和紧固，不得超压，禁止负压。 液氢储存容器及管道应符合《氢系统安全的基本要求》（GB/T29729）中的相关规定。应设有绝热效果良好的绝热系统和安全泄放装置；汽化器及其管路应设有超压泄压保护装置。在汽化器排气处应采取措施避免液氢流入其他设备中，汽化器应设有防止氢气回流装置。 液氢储存应符合《液氢贮存和运输技术要求》（GB/T40060）等规定，液氢罐区应设有氢气浓度检测报警系统，报警浓度限值应不大于0.4%（体积分数），响应时间不大于30秒。 有机液体储氢应符合有关国家、行业标准规范要求，没有国家、行业标准规范的首次使用工艺、设备，在工业化生产前，应由行业主管部门组织科研机构和行业专家开展安全风险评估论证。 第三十八条 固态储氢容器应防止固态填充物局部堆积，单管或列管的管端均应设置过滤精度与固态储氢物质颗粒相匹配的过滤器。 根据储氢容量大小和固态储氢材料热效应高低，固态储氢容器宜设热交换结构。 第五章 运输安全 第三十九条 氢能产品运输应满足国家和地方关于危险（易燃）品运输的法律、法规规定。从事氢能产品道路运输、水路运输的，应分别取得危险货物道路运输许可、危险货物水路运输许可。托运人应委托依法取得危险货物道路、水路运输许可的企业承运。 第四十条 氢能产品运输车辆及其维护、保养、检测应符合《危险货物运输车辆结构要求》（GB21668）和《危险货物道路运输营运车辆安全技术条件》（JT/T1285）等要求。 氢能产品运输车辆应配备防撞报警系统、远程提醒监控系统，实行车辆行驶轨迹、驾驶员状态及车辆技术状况全程监控记录。 第四十一条 氢能产品运输容器的材料、设计、制造、改造、维修、使用、充装、检验检测和监督管理等应符合《移动式压力容器安全技术监察规程》（TSGR0005）和《危险货物道路运输规则》（JT/T617）等要求。氢能产品运输容器应设置超压、泄漏等异常情况报警和紧急切断装置。 第四十二条 氢能产品道路运输、水路运输企业的驾驶员、船员、押运员等应考核合格，取得从业资格，方可从事运输活动。 第四十三条 氢能产品运输车辆应严格遵守危险货物运输线路、时间、速度等方面的有关规定。运输车辆应露天停放，不得停放在靠近桥梁、隧道或地下通道的场所，停放时应接地、设置警戒带并采取相应的安全防范措施。 第四十四条 氢能运输企业应当制定相应的事故应急专项预案，建立相应的应急救援组织机构和响应体系，配置与之适应的应急救援装备，并定期组织演练。 第四十五条 输氢管道应采取外防腐层加阴极保护等联合防护措施，设置里程桩、测试桩、转角桩、标志桩、交叉桩、加密桩和警示牌等永久性标识，配备专人进行日常巡护。 第四十六条 输氢管道应满足完整性管理的要求，开展周期性高后果区识别评价，落实风险削减措施，建立健全高后果区安全风险管控政企联动机制。 第六章 充装、使用安全 第四十七条 加氢站的设计、施工、验收和安全管理等，应符合《氢气站设计规范》（GB50177）、《加氢站技术规范》（GB50516）和《汽车加油加气加氢站技术标准》（GB50156）等要求。 加氢站是指为燃料电池汽车的储氢瓶充装氢燃料的专门场所，包括单独建设的加氢站、供氢站、制氢加氢一体站。 第四十八条 加氢站主要负责人、安全生产管理人员以及运行、维护和抢修人员应经专业培训并考核合格。 第四十九条 加油加气加氢合建站和制氢加氢一体站建设，选址布局应符合国土空间规划，应充分考虑交叉安全风险。城市中心区内的加氢站宜靠近城市道路，但不宜选在城市主干道的交叉路口附近。加氢站应与高敏感防护目标、重要防护目标、一类防护目标保持足够的外部安全距离。在城市中心区不应建设一级加氢站。 第五十条 设置有储氢容器、氢气压缩机的区域应按照《汽车加油加气加氢站技术标准》（GB50156）等要求，设置实体墙与公众可进入区域隔离。实体墙与加氢设施设备之间的距离不应小于0.8米。应使用不燃材料制作实体墙，高度不应小于2米。氢气长管拖车卸气端不宜朝向办公区、加氢岛和邻近的站外建筑物。 第五十一条 当采用运输车辆卸气时，厂站内应设有固定的卸气作业车位并有明确标识，车位数量不宜超过2个。 第五十二条 卸气柱应设置泄放阀、紧急切断阀、就地和远传压力测量仪表，与氢气运输车辆相连的管道应选用金属软管，并设置拉断阀和防甩脱装置。 第五十三条 液氢罐车的卸液管道应设置切断阀和止回阀，气相管道应设置切断阀。输送液氢的装卸阀门、软管和快速装卸接头应采用真空绝热或其他保温结构。 第五十四条 氢储存设施的设计单位应出具风险评估报告，对容器各种可能的失效模式进行判断，提出风险管控措施。氢储存设施的使用单位应严格落实风险评估报告提出的对策措施和管理要求。 第五十五条 加氢站禁止接收无危险货物承运资质的车辆配送的氢能产品，不得为无使用登记以及车用氢气瓶超过检验期限、定期检验不合格或报废的车辆加氢。 第五十六条 加氢作业应符合《加氢站技术规范》（GB50516）等要求，加氢前应测量车载氢系统初始压力，系统初始压力小于2兆帕或大于公称工作压力时，应立即终止加注。 第五十七条 气瓶充装人员应经市场监管部门考试合格，由审批部门颁发相应的资格证书方可上岗。 第五十八条 使用压缩气态氢的燃料电池电动汽车，应符合《燃料电池电动汽车安全要求》（GB/T24549）以及国家机动车强制性标准和电动汽车安全标准的要求。 使用压缩气态氢的燃料电池电动汽车的气瓶，应符合《气瓶安全技术规程》（TSG23）和《车用压缩氢气铝内胆碳纤维全缠绕气瓶》（GB/T35544）等要求和规定，办理使用登记并定期检验。 第五十九条 使用气态氢的燃料电池电动汽车进入车库等不能进行自然通风的场所前，应检查车载氢系统及安全装置，确保其工作正常，无泄漏无故障。场所内应有强制通风装置及氢安全报警联锁系统。 第六十条 氢能车辆应具备自动诊断功能，监测到异常时及时发出警示。氢能车辆应定期进行维护和检查，检查项目应包含氢气安全、电池系统以及车辆安全等。 第七章 应急管理 第六十一条 氢能企业应设置负有应急管理职责的安全生产管理机构或配备负有应急管理职责的专职安全生产管理人员，明确应急响应、指挥、处置、救援、恢复等各环节的职责分工，并细化落实到岗位。 第六十二条 规模以上氢能企业应建立专职应急救援队伍；其他企业应指定兼职的应急救援人员，并与邻近应急救援队伍签订应急救援协议。氢能产业聚集区域的氢能企业，可以联合建立应急救援队伍。 第六十三条 氢能企业应根据可能发生的生产安全事故特点和危害，配备自给式呼吸器、防静电服等必要的应急救援装备和物资，并经常维护、保养，保证完好适用。 第六十四条 应急救援人员应具备必要的专业知识、技能、身体素质和心理素质。氢能企业应加强教育培训和业务训练，确保救援人员熟练掌握本企业应急处置程序和自救互救常识，避免盲目指挥、盲目施救。 第六十五条 氢能企业应根据风险评估结果，编制综合应急预案、专项应急预案、现场处置方案，按规定进行预案评审、签署、公布与备案。 第六十六条 氢能企业应制定应急预案演练计划，每半年组织一次应急演练。辨识危险岗位，编制应急处置卡，常态化开展危险岗位人员应急处置能力训练。 第六十七条 氢能企业应建立健全应急值班值守制度，设置固定办公场所，配备工作设施设备，配齐专门人员，实行24小时值班。 第六十八条 县级以上政府应建立完善生产安全事故信息通报、决策会商、指挥调度和联合处置机制，在氢能事故发生后应当立即启动应急预案，组织应急管理、住房城乡建设、生态环境、***、卫生、交通运输等有关部门，按照事故应急预案组织实施救援，不得拖延、推诿，有关涉氢企业应当为氢能事故应急救援提供技术指导和必要的协助。 第八章 监督管理 第六十九条 发展和改革部门负责依法对本行政区域内的氢能建设项目进行核准或备案。 第七十条 工业和信息化部门负责指导推动氢能装备产业链建设，推动氢能装备首台（套）重大技术装备推广应用。 第七十一条 ***部门负责氢能的公共安全管理，负责氢能运输车辆的道路交通安全管理。 第七十二条 自然资源部门负责本行政区域内的氢能建设项目用地审批、保障等工作。 第七十三条 生态环境部门负责氢能企业环境污染防治的监督管理，负责氢能事故引发的突发环境事件的环境应急监测。 第七十四条 住房城乡建设部门负责加氢站安全运行的监督管理，核发燃气经营许可；负责依法取得施工许可证的建筑工程施工现场的安全生产监督管理和质量监督管理；负责消防设计审查、验收、备案和抽查等工作。 第七十五条 交通运输部门负责氢能道路运输的许可，负责氢能运输企业和氢能运输车辆及其相关人员的安全监督管理。 第七十六条 应急管理部门负责对氢能产业的安全生产工作实施综合监督管理；负责化工企业氢能生产的安全生产监督管理工作，依法核发危险化学品安全生产许可证；组织指导协调氢能企业安全生产类、自然灾害类等突发事件应急救援，并依法牵头生产安全事故的调查处理工作。 第七十七条 市场监管部门负责核发氢能企业营业执照；负责氢能企业的特种设备安全监督管理，核发气瓶、移动式压力容器充装许可证；依法研究制定氢能产业地方标准。 第七十八条 能源主管部门负责指导协调氢能发展；拟订全省氢能产业发展规划及相关政策；组织氢能关键技术和共性技术研究；推进氢能产业开发建设；负责非化工氢能生产企业的安全管理。 第七十九条 气象部门负责氢能企业防雷安全监督管理，以及雷电装置设计审核和竣工验收许可。为生产安全事故应急救援提供气象技术支持。 第八十条 消防部门负责对氢能企业遵守消防法律、法规的情况依法实施监督检查，依职责开展应急救援和火灾事故调查处理。 第八十一条 行政审批部门按照行政许可事项清单负责氢能建设项目审批、核发工作。未划转的行政许可事项，由承担行政审批的行业主管部门负责。 第八十二条 其他负有安全生产监督管理职责的部门按照职责分工，对氢能企业实施安全生产监督管理，依法查处各类违法违规行为。 第八十三条 各级各有关部门应根据职责，依法依规实施行政审批，开展事中、事后安全监管。建立健全安全监管制度，对企业执行有关安全生产的法律、法规和国家标准或行业标准的情况进行监督检查。检查中发现的事故隐患，应责令立即排除；重大事故隐患排除前或排除过程中无法保证安全的，应责令从危险区域内撤出作业人员，责令暂时停产停业或停止使用相关设施设备，重大事故隐患排除后，经监管部门审查同意，方可恢复生产经营和使用。 第九章 附 则 第八十四条 本办法自印发之日起施行，有效期2年。 第八十五条 本办法所涉及的法律、法规、规章、文件、标准、规范如有修订，按新规定执行。 第八十六条 本办法由吉林省安全生产委员会办公室负责解释。 附件：本办法所涉法律法规、标准规范目录
• 有机液态储氢（ LOHC ）技术是一种新型、高储氢密度的储氢技术，在氢气大规模储运和跨洋运输与国际氢贸易方面有着很好的发展潜力。其原理是借助某些烯烃、炔烃或芳香烃等不饱和液体有机物和氢气的可逆反应、加氢反应实现氢的储存，借助脱氢反应实现氢的释放， 质量储氢密度在 5%-7.5% ，储氢量大 ，储氢材料为液态有机物，可以实现常温常压运输，方便安全。 • 有机液体储氢技术的工作原理可分为加氢和脱氢环节： 1 ） 加氢 ：氢气通过催化反应被加到液态储氢载体中，形成可在常温常压条件下稳定储存的储氢有机液体； 2 ） 脱氢 ：有机液体在一定温度条件下发生催化脱氢反应，反应产物经气液分离后，氢气输送至用氢端。 • 目前国内外研究较多的有机储氢载体详见下图 。随着有机液体储氢技术的不断发展，甲基环已烷体系、乙基咔唑体系和二苄基甲苯体系逐步体现商业化潜力。 • 有机液态储氢技术凭借储氢量大，储运、维保安全方便且可多次循环使用的特点，可应用于跨季节储存以及大规模、长距离运输。 • 海外方面，有机液态储氢技术发展较早，已形成远洋贸易运输。 日本千代田公司建立了甲苯 - 甲基环已烷示范工程，利用该技术实现了澳大利亚至日本川崎的长 距离氢气运输；德国 Hydrogenious Technologies 公司主要技术为二苄基甲苯，目前已在德国多马根建立起工业级有机液态储氢工厂，项目将供应欧洲工业及交通领域。 • 国内技术起步稍晚，目前多处于示范项目为主，已在加氢站、建筑供热、工业领域推进有机液态储氢应用。
氢液化原理 • 液氢生产方法主要有四种液化循环：节流液化循环（ Linde- Hampson 系统）、带膨胀机的氢液化循环（ Claude 系统）、氦制冷氢液化循环和磁制冷液化循环。 • 目前世界上运行的大型液化装置多数采用带膨胀机的氢液化循环 （ Claude 系统），小型液化装置多数采用氦制冷液化循环和节流液化循环。 • 氢液化原理 ：常压常温的氢气经压缩机压缩，并经换热器降温后实现等温压缩，然后再经液氮预冷并经换热器 E1 降温后成为两部分气体： 1 ）一部分气体连续经过换热器 E2 和换热器 E3 降温并通过节流阀等焓膨胀降温，部分氢气转变为液体从储液罐排除，未液化的部 分气体经过换热器 E3 再次进入热力循环； 2 ）另一部分在膨胀机中等熵膨胀降温与换热器中 E3 复热氢气汇合进入热力循环。 • 膨胀机膨胀制冷不仅效果好，膨胀机输出的能量还可以补充系统消耗的能量，所以带膨胀机的液化循环单位能耗较低。带膨胀机的液化循环系统的工作压力为 3~4MPa ，远低于节流液化循环的工作压力，使系统更安全。故目前在氢液化中的应用最为广泛。 正仲氢转化 • 将常温氢气液化要移除三部分的热量： 1 ）常温氢气冷却至沸点散发的热量； 2 ）氢气冷凝液化所释放的热量； 3 ）正仲氢转化释放的热量。 氢分子由两个氢原子组成，但两个原子核自旋方向不同，存在着正、仲两种状态。两个原子核自旋方向相同的是正氢，两个原子核自旋方向相反的是仲氢。常温的氢气稳定状态含 75% 正氢和 25% 仲氢。随温度降低仲氢浓度增加，稳定的液氢仲氢浓度为 99.8% 。 • 把常温的氢气液化后生成的是液态正常氢，是一种不稳定状态。液态正常氢会自发地发生正态到仲态转化，直到相应温度下的平衡氢。氢的正到仲转化是放热反应，如果把液态正常氢直接装入储气罐，尽管储气罐是绝热的，液氢正到仲转化放出的热量会使液氢沸腾蒸发，蒸发的氢气只能放空。因而在氢液化循环中会设置正仲氢转化器和催化剂（通常为水合氧化铁）以实现正仲氢转化。 氢液化产业发展方向 1. 降低系统综合能耗 • 液氢产业发展核心在于规模效应，当规模扩大时，氢液化的能耗和单位成本将显著降低，液氢达到足够的规模后将更具经济性。 据《中国能源报》报道，液化规模为 5 吨 / 天及以下时，氢液化的综合能耗将超过 15kWh/kg·H2 ；当液化规模达到 10-30 吨 / 天时，氢液化的综合能耗约为 9-14kWh/kg·H2 ；当液化规模扩大至 150 吨 / 天，氢液化能耗可降低至 6kWh/kg·H2 。 • 中科富海于 2023 年 3 月实现 5TPD 氢液化系统下线，并于 6 月通过 1.5TPD 氢液化系统鉴定，液化率达到 1590kg/day ，综合单位能耗为 15.1kWh/kg·H2 。国富氢能已具备 8-30TPD 氢液化系统供应能力，能耗为 9-14kWh/kg·H2。 2. 核心部件国产化 • 目前国内液氢产业氢气压缩机与换热器基本已经实现国产化，透平膨胀机和正仲氢转化器等设备国产化仍需攻克难点。 • 氢气压缩机 ：压缩机通常用于对氢气 / 氦气加压，以达到后续制冷的要求，压缩机是氢液化装置中耗能最大的设备，大量研究致力于提升压缩机效率和可靠性，压缩机目前已实现国产化，国内的供应商主要包括杭氧股份、冰轮环境、雪人股份、丰电金凯威等。 • 换热器 ：在氢液化装置中，多流道钎焊铝板翅式换热器被用来在冷流体和热流体之间传热，其主要优点是与低温工质相容性好、比表面积高（ >2000m2/m3 ）、 压降低以及温差小。国内液氢换热器生产企业包括中泰股份，冰轮环境，杭氧股份等。 • 透平膨胀机 ：小型氢液化装置（ ≤5 吨 / 天 ) 通常采用氦透平膨胀机，大型氢液化装置通常采用氢透平膨胀机。透平膨胀机工作温度低，转速高，性能影响因素较多，研制难度较大。国外德国林德集团、美国空气产品公司和法国液化空气集团已掌握成熟的氢 / 氦透平膨胀机技术，国内氢 / 氦低温透平膨胀机的研制起步较晚，目前北京航天六院 101 所、中科富海和国富氢能等企业或机构具备自主知识产权并开发出相关产品。 • 正仲氢转化器 ：目前国内自主研发正仲氢转化器的机构包括北京航天试验技术研究所等。 液氢储存与绝热方式 • 低温液氢的存储技术关键在于液氢储罐。液氢储罐有多种类型，根据其使用形式可分为： 1 ）固定式：常用的包括球形储罐和圆柱形储罐， 2 ）移动式：移动式 液氢储罐厂采用卧式圆柱形，结构、功能与固定式液氢储罐并无明显差别，但需具有一定抗冲击强度，以满足运输过程中的速度要求。 • 不同容积储罐采用不同绝热方式：目前主要包括 高真空绝热、高真空多层绝热、真空粉末绝热、和堆积绝热 等绝热方式。 车载液氢供氢系统 • 大储氢量，长续航。 车载液氢供氢系统方面，以液氢作为燃料可以携带更多的推进能量以保证长续航要求。 2023 年 4 月未势能源推出 “ 木星 ” 车载液氢储氢系统， 单瓶储氢质量高达 80kg 以上，液氢系统质量储氢密度 ≥8wt% ，续航里程超 1000km ， 5 月奥扬科技推出 1200L 液氢瓶，储氢密度 ≥10%wt ，储氢量 75kg ，续航里程 750km 。对比高压气态储氢瓶来看，整体液态储氢瓶储氢密度大， 1200L 液氢储氢瓶续航里程接近于 8 个 70Mpa 下 270L （ 2160L ）高压储氢瓶的续航里程，更适 合于长距离运输，且当储氢量容量相等时，装载液氢瓶的运输车装载质量更轻。 • 从车载液氢供氢系统结构来看，关键部件主要包含绝热层，温度控制器，安全阀，节流阀，换热器等。 国内低温液氢项目积极推进 • 据北京航天试验技术研究所张振扬博士的论文《液氢的制、储、运技术现状及分析》， 2021 年底，全球液氢产能达到约 485 吨 / 天，其中美国，加拿大，日本液氢产能分别超过 300/80/40 （吨 / 天），为全球前三大市场。国内液氢产能约 6 （吨 / 天），主要服务于国内航空航天领域。据不完全统计，近年来国内规划中的液氢项目达到十余项，国企、民企、外企都表现出市场积极性。若规划的氢液化项目如期落地，国内液氢产能将在几年内超过 160 吨 / 天，有望超过加拿大成为全球第二大液氢市场。 • 国富氢能、中科富海、航天六院 101 所等企业为主要供应氢液化系统企业。而在液氢工厂运营方面，国内参与企业包括齐鲁氢能、中科富海、嘉华能源、鸿达兴业等。
2023年11月7日，内蒙古自治区人民政府办公厅印发了《内蒙古自治区新能源倍增行动实施方案》的通知。 文件中涉及到氢能的内容如下： 二、总体要求 （一）基本原则。 ——坚持保障国家能源安全，坚持聚焦“两个率先”、“两个超过”发展目标，风光并举、氢储共用，加快推动现代能源体系建设，支撑国家能源安全、产业安全，全力建设好国家现代能源经济示范区，支撑全区经济社会高质量发展。 ——坚持优化产业布局，坚持走以生态优先、绿色发展为导向的新路子，把生态环境保护挺在最前面，以项目规划为抓手，优化新能源产业布局；统筹集中集约集聚，优先在沙戈荒地区布局建设千万千瓦级大型风电光伏基地。 ——坚持多元化发展，坚持以“新能源+”为着力点，多元化拓展新能源应用新领域、新场景，优先市场化并网消纳项目，着力在绿电存量替代和增量供给、绿电制绿氢、绿电吸引产业落地上下功夫，推进新能源就地消纳利用。 ——坚持全产业链发展，坚持链式思维，协同推进新能源开发利用与新能源装备制造产业发展，以风光氢储产业链为重点，深入实施延链补链强链行动和质量提升行动，支持区内大型风电、光伏发电企业与高精尖装备制造企业开展深度合作，推进装备制造产业集群建设。 （二）发展目标。 立足自治区资源和区位优势，大力发展以风力发电光伏发电为主体的新能源产业体系，努力构建绿色低碳的新型电力系统，加大新能源技术研发力度持续创新突破。以2022年为基准年，力争2025年实现新能源规模、新能源质量倍增，新能源带动效益倍增，新能源科技创新能力、风光氢储电装备制造产业链倍增；到2030年，新能源装机容量超过3亿千瓦，新能源发电总量超过火电发电总量。 三、重点举措 （三）优先支持市场化项目开发。 大力发展新能源制氢产业，充分利用自治区的氢能需求，增加绿氢应用场景，带动绿氢下游产业发展，扩大新能源消纳空间。进一步加大风光制氢项目建设力度，到2025年全区绿氢生产能力突破50万吨，绿氢产能在全国占比超过50%，初步确立自治区绿氢生产全国领先地位。广泛拓展新能源应用场景，优先支持源网荷储一体化、火电灵活性改造、风光制氢一体化、燃煤自备电厂可再生能源替代、工业园区绿色供电、全额自发自用6类市场化并网新能源项目建设，并积极探索新的市场化项目应用场景开发模式。到2025年，谋划市场化并网新能源项目容量3000万千瓦。加快零碳、低碳工业园区试点建设，依托自治区已批复的鄂尔多斯蒙苏经济开发区、包头市达茂旗巴音花园区2个零碳示范园区，阿拉善高新技术产业园、鄂托克经济开发区、霍林郭勒高新技术产业开发区、包头铝业产业园区等4个低碳园区试点，探索“绿色供电+低碳经济”的协同发展模式，统筹考虑新能源布局，按照总体规划、一次批复、分批实施的原则进行新能源配置，推进园区整体高端化、智能化、绿色化发展，提高新能源消纳比例，实现工业绿色转型发展。 （五）全面推动新能源区域合作。 增加自治区与周边省（区、市）新能源合作规模，推动阿拉善盟与宁夏回族自治区新能源合作，结合阿拉善盟新能源和土地资源丰富、本地用电需求占比低的特点，开展阿拉善盟与宁夏回族自治区石嘴山市、吴忠市、中卫市新能源合作；推动鄂尔多斯市与陕西省榆林市新能源合作，充分发挥鄂尔多斯市新能源经济技术可开发量优势，兼顾区内消纳和区外送电，合理有序推进项目开发，对接榆林市用能需求，谋划区域新能源合作，推进区域产业绿色化，解决区域能耗指标限制问题。研究以绿氢为载体的新能源跨区域输送模式，充分发挥绿氢作为二次能源的特点，结合绿氢长时性储能属性，推动输氢管道规划布局，通过将绿氢运送至全国各地，变输电为输氢，以绿氢为载体实现新能源跨区域输送。开展区内跨盟市新能源合作，统筹区内新能源资源和用电负荷分布，围绕乌海及周边地区大气污染防治行动，开展乌海市与阿拉善盟区域合作；围绕包头钢铁（集团）公司转型升级工作，开展包头市与巴彦淖尔市区域合作；围绕支持呼和浩特市中环等新能源装备制造企业发展，开展呼和浩特市与乌兰察布市区域合作；围绕支持通辽霍林河电解铝产业发展，开展通辽市与兴安盟区域合作。 （七）大力推动新能源装备制造全产业链发展。 坚持调结构、转功能、提质量，因地制宜发展战略性新兴产业和先进制造业，推动相关产业迈向高端化、智能化、绿色化。大力发展新能源装备制造业和运维服务业，壮大风光氢储四大产业集群。打造区域风电装备制造产业链，加快风电机组自主创新设计和上游供应链本地创新培育能力建设，实施延链、补链工程，做大做强绿色智能风电装备制造，打造集设计、研发、制造、培训、服务为一体的风能产业体系，形成“风机制造—配套零部件—设备运维—风电基地”产业链条。推动光伏产业链集群式发展，以硅材料先发优势为基础，推动光伏全产业链集群式发展，持续鼓励先进光伏晶硅材料技术的研发应用，支持光伏晶硅材料向下游硅片、电池、组件方向拓展，形成具备一定规模化产能的区内硅料—硅棒—硅片—电池—组件产业链，形成以呼包鄂为中心的先进光伏产业集群。加快发展氢能与燃料电池产业，依托丰富的新能源资源和氢能应用场景，统筹规划绿氢产业体系发展，加快引进一批掌握核心技术的新能源制氢、加氢、储氢装备制造企业和燃料电池研发生产企业，在包头市、赤峰市、鄂尔多斯市、乌海市等盟市结合公共交通、物流、采矿等领域试点、示范、推广氢燃料电池汽车，构建“制储运用研一体化”的氢能产业链。构建完整的新型储能产用研建设体系，依托锂离子电池正负极材料、石墨电极、隔膜等产业基础，引进以电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、储热蓄能装备等先进装备制造业，培育发展配套产业，带动新型储能装备制造业发展。 （八）加快健全完善市场化机制。 进一步完善市场化项目实施细则，明确各项工作要求，解决市场化项目实施过程中出现的配套产业、项目建设运行方式等问题，加大项目调度管理工作力度，推动市场化项目尽快投产。加快出台独立共享储能政策，完善独立共享储能运行管理机制，细化电力现货市场和辅助服务市场交易等管理模式，出台容量补偿、共享收益等储能政策，推动电化学、压缩空气、飞轮、重力、超级电容等新型储能布局，鼓励独立共享储能电站开展新型储能技术应用示范、首台（套）重大技术装备示范，支持开展新型储能技术路线试点示范。推动建立自治区绿电交易体制，充分结合电力市场建设现状，借鉴国内绿色电力交易经验，坚持绿色优先、安全可靠、市场导向、试点先行的原则，试点建立绿色电力交易机制与市场体系，推动风电、光伏等新能源参与市场交易，推动新能源大规模高比例消纳，促进绿色能源快速发展，在现有电力市场框架下出台内蒙古电力市场绿色电力交易试点方案，逐步建立风电、光伏等绿色电力市场长效机制。优化电价机制，推动源网荷储、风光制氢、全额自发自用等新能源自备电站，自发自用电量免于征收系统备用费和政策性交叉补贴。待国家相应政策出台后，按国家政策执行。调整电力现货市场新能源结算机制，按照现货市场实际出清以及中长期合约签订情况进行结算。推动市场化项目直接与配套用电负荷交易，非一体化以及通过大电网供电的市场化并网新能源项目，通过签订中长期合约明确电量、电价，由内蒙古电力交易中心进行结算。
氢能是一种清洁低碳、灵活高效、来源广泛及应用多元的能源形式，空轨是一种生态环保、绿色低碳的城市轨道交通制式，那么当氢能和空轨相互碰撞，又会擦出怎样的火花？日前，山西太原清徐县传来好消息，世界首条氢能空轨试验线即将建设完成，今年底将启动全线试运行。 什么是空轨呢？就是悬挂式单轨交通系统，当空轨和氢能相结合将更加环保、更加高效，同时对空轨建设的环境要求也更低，用工程人员的话来讲，就是能种树的地方就能架空轨。在氢能空轨始发站建设现场，工人们正在进行车站主体的收尾工作。氢能空轨“两湖连通”试验线东起清徐县清泉湖畔城北体育公园，西至东湖旁清源水城，全长1023米，设站台2座，检修车间1座，轨道可悬挂2节车厢，可容纳200余人，设计时速每小时30公里。 清徐县城投公司董事长陈凯表示，空轨项目投资近2亿元，截至目前施工已完成80%，使用钢材3000余吨，按照施工计划11月15日准备挂车，年底全线进行试运行。 依托美锦氢能的能源和技术基础，中铁科工与美锦氢能成立氢能源空轨研发中心，优势互补，强强联合，将美锦成熟的氢能动力系统改进研发出能够适配空轨列车的动力模块，让传统意义上依托电网系统运营的空轨交通系统，插上氢能的“绿色翅膀”，摆脱地域、空间、供电束缚，环保、低廉、高效运行。 氢能空轨飞驰在清徐上空，指日可待，待试验线成功运营后，清徐县将适时启动梗阳西街运营线项目，全长7公里，将作为太原市区—清徐—晋中旅游空轨线的重要组成部分和示范工程，对推动山西中部城市群发展产生极大的带动作用，而总投资20亿元的空轨产业园的建设将成为后续轨道交通相关项目的重要保障。
11月8日，华能内蒙古蒙东新能源有限公司兴安盟100万千瓦风光高比例绿氢制储输用一体化一期50万千瓦风电制氢示范项目多个招标公告发布！ 1.华能蒙东公司新能源公司兴安盟一期50万千瓦风电制氢示范项目、海拉尔、满洲里火电灵活性改造配建30万千瓦风电项目安全预评价报告编制技术服务询价采购询价书询价公告。 2.华能内蒙古蒙东新能源有限公司华能蒙东公司新能源公司兴安盟100万千瓦风光高比例绿氢制储输用一体化一期50万千瓦风电制氢示范项目气候可行性论证报告编制技术咨询服务询价采购询价书询价公告。 3.华能内蒙古蒙东新能源有限公司华能蒙东公司新能源公司兴安盟100万千瓦风光高比例绿氢制储输用一体化一期50万千瓦风电制氢示范项目地质灾害危险性评估报告编制技术服务询价采购询价书询价公告。 4.华能内蒙古蒙东新能源有限公司华能蒙东公司新能源公司兴安盟100万千瓦风光高比例绿氢制储输用一体化一期50万千瓦风电制氢示范项目环境影响评价报告编制技术咨询服务询价采购询价书询价公告。 5.华能内蒙古蒙东新能源有限公司华能蒙东公司新能源公司兴安盟100万千瓦风光高比例绿氢制储输用一体化一期50万千瓦风电制氢示范项目水土保持方案编制技术咨询服务询价采购询价书询价公告。 6.华能内蒙古蒙东新能源有限公司华能蒙东公司新能源公司兴安盟一期50万千瓦风电制氢示范项目、海拉尔、满洲里火电灵活性改造配建30万千瓦风电项目职业病危害预评价报告编制技术服务询价采购询价书询价公告。 7.华能内蒙古蒙东新能源有限公司华能蒙东公司新能源公司兴安盟100万千瓦风光高比例绿氢制储输用一体化示范项目全过程技术咨询服务询价采购询价书询价公告。 本项目规划100万千瓦风电制氢一体化项目，一期拟建设50万千瓦风电制氢一体化项目，风电厂建设场址位于突泉县，制氢项目建设场址位于兴安盟经济技术开发区。 一期规划建设50万千瓦风电装机及年制氢量2.21万吨的风电制氢一体化示范项目，配套建设24.11吨（27万Nm3）的储氢设施及2.5万千瓦/10万千瓦时的电化学储能。 二期规划建设50万千瓦风电装机及年制氢量2.21万吨的风电制氢一体化示范项目，配套建设24.11吨（27万Nm3）的储氢设施及2.5万千瓦/10万千瓦时的电化学储能。 规划建设送出线路工程，按100万千瓦送出容量考虑，分别是风电场220kV升压站接入至制氢变电站和制氢变电站接入至兴安500kV变电站。 7月7日，内蒙古自治区能源局下发了《关于印发市场化新能源项目清单的通知》，华能兴安盟100万千瓦风光高比例绿氢制储输用一体化一期50万千瓦风电制氢示范项目成功纳入清单，批准建设54套碱性电解槽制氢装置，配套建设风电规模50万千瓦，计划总投资38亿元。
11月8日，2023能源电子产业发展大会暨广东新型储能产业发展高峰论坛在广东珠海召开。隆基绿能创始人、总裁李振国出席大会，并发表《“绿电+绿氢”推动能源电子行业高质量发展》的主题演讲。 李振国表示，在碳中和目标指引下，未来三、四十年的能源转型变成了确定性事件，但能源转型面临能源安全、能源公平、环境可持续的三难困境。 在今年发布的《BP世界能源展望》中提到，能源系统的三个维度即安全性、可负担性和可持续性共同构成了“能源不可能三角”。任何成功和持久的能源转型，都需要“能源不可能三角”的全部三要素。 李振国认为，要实现碳中和，能源是主战场，电力是主力军。“绿电”+“绿氢”不仅是碳中和的必由之路，也是推动能源电子行业高质量发展的必然选择。 据测算，每瓦光伏组件消耗0.4度电，但是在其全生命周期（30年）内的发电量约为45度，能源产出是消耗的100倍以上。光伏产品作为清洁能源的“搬运工”和“放大器”，能够很好地平衡三难困境，为全球碳中和作出贡献。 李振国表示，太阳光资源无限、普照大地，在全球的分布更均衡，也更安全、更公平。由于光伏“绿电”属性，对环境可持续方面也是大有裨益的。因此我们认为在“双碳”目标指引下，光伏的总量还会有比较大的发展。 联合国在《与气候目标一致的氢能部署指导原则》中强调，可再生能源制氢是所有制氢路径中，唯一与实现1.5摄氏度控温目标严格一致的选择。截至目前，全球绿氢占比仍不足1%。 据隆基测算，2050-2060年碳中和场景下，电消耗程度会从30%提升到接近70%。但是仍然有三分之一的终端场景，如能源化工领域、钢铁冶炼、水泥、长距离运输，包括老百姓日常生活，特别是北方地区的冬季取暖等场景是没有办法直接用电来取代的。因此就必须引进一个高能量密度的二次能源介质参与到未来的能源体系中，而氢能就变成了不可或缺的能源。 李振国介绍，在过去十几年时间里，隆基通过科技创新引领、推动了光伏产业的技术进步和产业革命，促使光伏发电成本快速下降。 从2012年上市至2023年上半年，隆基累计研发投入已超220亿元。过去两年多的时间里，公司已先后15次刷新太阳能电池效率世界纪录。2022年11月，隆基自主研发的硅异质结电池效率突破26.81%，创造全球晶硅单结电池领域的世界纪录；2023年11月，隆基以33.9%再次刷新晶硅-钙钛矿叠层电池世界纪录，标志着隆基绿能在全球光伏业界最受关注的晶硅单结电池和晶硅-钙钛矿叠层电池两大赛道均成为世界第一。 针对能源电子行业高质量发展话题，李振国建议深入推动能源电子全产业链协同和融合发展，用“无形”和“有形”相结合的方式，给更多兼顾技术、成本的“领先”产能让路，不断提升我国光伏产业链的整体竞争力；第二，提升新型太阳能光伏和储能电池供给能力，加大研发投入，加快新技术新产品的供给能力；第三，不断优化完善市场环境；第四，支持技术创新，在高可靠性、高效率、低成本等前沿和近产业化电池技术，光伏+氢能、光伏+建筑等多能源和多场景应用示范，智能化数字化技术等方面给与支持，保持我国光伏技术领先优势。 作为推动电子信息技术与新能源融合发展的重要平台与窗口，为期3天的大会通过主题论坛、专业展览等形式共探产业发展新愿景、共绘行业发展新蓝图、共创绿色低碳新未来。大会同期举办的2023能源电子博览会，作为国内首个能源电子专业展，集合能源电子领域高端装备、先进材料、关键技术、应用场景等核心要素，围绕太阳能光伏、新型储能、重点终端应用、关键信息技术四大领域进行展示。
吉林：绿氢生产不需危化品许可 制氢加氢站可不入化工园区！点击排行
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