现代汽车与阿联酋BEEAH集团近日签署了一份备忘录，双方将在阿联酋试运行首辆氢能卡车。 现代汽车表示，本次试运行的XCIENT氢能电动重卡将在现实条件下行驶，未来有望取代传统的内燃机（ICE）卡车。 本次示范项目——一辆6x2载货车，将配备由两个90kw氢燃料电池堆组成的180kw的氢燃料电池系统和一个350KW的电动机，预计一次加满氢燃料后可行驶超过400公里。 BEEAH 集团总部位于阿联酋沙迦，在六个关键行业开展业务，包括废物管理和回收、清洁能源、环境咨询、教育和绿色交通。 目前，BEEAH废物收集业务的车队已囊括了2000多辆汽车，其中包括电动汽车。 近日，阿联酋政府近日正式发布“2050国家氢能战略”（National Hydrogen Strategy），强调到 2050 年实现净零排放的目标。该战略指出，到2031年，阿联酋对氢能需求量将可达270万吨/年，其中包括出口的60万吨/年， 氢能交通也是其中的重要组成部分。 这与现代汽车的“氢能愿景2040”不谋而合。 现代的氢能愿景 现代汽车对氢燃料电池的研究和开发起源于1998年。近年来，该公司凭借在氢能领域的技术优势积极倡导和推进氢能发展，不断优化目标和政策方向，在全球实现清洁社会的进程中发挥了主导作用。 这次在阿联酋试运型的XCIENT氢能电动重卡就是现代在2020年推出的电池商用车之一，也是全球首款大规模量产的燃料电池电动重型卡车。 现代在中东的足迹自然也未止步于阿联酋。今年10月，现代汽车与沙特公共投资基金（PIF）达成一项协议，将合资逾5亿美元在吉达附近的阿卜杜拉国王经济城（King Abdullah Economic City）建设建设一家汽车装配厂，预计可年产5万辆汽车。 据悉，该装配厂将于2026年初开始运营，生产电动汽车和内燃机汽车，预计占地约30万平方米。

为增资扩能和加大氢能孵化业务的科研投入，安泰科技（000969.SZ）将安泰环境14%的股权摆上“货架”。“最近几年，安泰环境在投产产能（释放）上受到一定的限制，后续会在基础过滤膜等领域的滤芯方面加大产能的投入。”财联社记者以投资者身份从公司获悉。 安泰科技11月28日公告，拟在北京产权交易所公开挂牌转让控股子公司安泰环境14%股权，所对应的挂牌价为1.4亿元。 对于本次转让原因，安泰科技在公告中称：目前，核心主业过滤净化业务产能严重不足，需持续投资扩大产能，优化产业布局，扩大市场占有率；氢能孵化业务需要继续加大科研投入，加速科技成果孵化和产业培育。今后一段时期，安泰环境仍处于较高强度持续投入期，投资需求较大，业务发展面临一定的不确定性，机遇与风险并存。 财联社记者留意到，安泰科技曾在8月25日公布了安泰环境的增资扩股计划，引入中国钢研（安泰科技的控股公司）、钢研投资（中国钢研全资子公司）作为战略投资者，增资金额为人民币 2.2 亿元，增资款主要用于过滤净化主业的产能扩产及氢能产业建设布局。公告称，本次增资能够快速有效解决当下安泰环境产能建设资金紧缺的需求。 事实上，集团层面的增资并不“解渴”，三个月后，安泰环境选择了转让股权方式来再次增资。对此，清晖智库创始人、经济学家宋清辉向财联社记者表示，安泰环境在不足半年的时间内，由之前的增资扩股到如今挂牌转让部分股权，说明公司可能出现了资金方面的困难，需通过转让股权盘活资源，从而实现良性的发展局面。 据天眼查数据显示，目前安泰环境前三大股东分别为安泰科技、中国钢研、北京安瑞杰能科技开发中心（有限合伙），持股比例分别为29.4035%、24.2719%、10.6922%。这意味着，公司在转让安泰环境14%股权后不再是其控股股东。 据安泰科技半年报，公司上半年实现净利润1.57亿元，同期安泰环境净利润为0.14亿元，按照当时公司所持有的44.62%股权计算，所得归母净利润为625.83万元，占公司当期净利润的比例为4%左右。 需要注意的是，目前安泰环境下属子公司宁波安泰环境也正在进行股权转让。据北京股权交易所公开信息显示，安泰环境拟转让其所持有的宁波安泰环境99.9808%股权，转让底价为9950.69万元，信息披露期为2023年11月3日-30日。 据安泰科技此前公告，近年来，受行业下行影响，宁波安泰业绩不及预期，且面临重大诉讼。为进一步聚焦主业，加快非核心主业剥离，盘活资产价值，化解潜在经济赔偿风险，安泰环境拟公开挂牌转让所持宁波安泰的所有股权。 而在本次安泰科技转让安泰环境14%股权的公告中，也做出了交易风险提示：本次对安泰环境股东全部权益评估是包含了其控股子公司宁波安泰的评估值，安泰环境公开挂牌转让宁波安泰全部股权事项正在进行中，鉴于此交易尚未完成，因此仍对本次交易构成一定的风险。

1. 氢燃料电池的定义与分类 氢燃料电池是通过氢气和氧气的化学反应将化学能直接转换成电能的发电装置，实现氢能的移动化、轻量化和大规模普及，可广泛应用于交通、工业、建筑、军事等领域。只有燃料电池本体是不能工作的，必须有一套相应的辅助系统构成燃料电池系统。氢燃料电池系统为各核心零部件的集成，主要由电堆和系统配件组成。电堆是整个电池系统的核心，包括由膜电极、双极板构成的各电池单元以及急流板、端板、密封圈等；系统配件以空压机、氢气循环泵、储氢系统等为主。 氢燃料电池主要可以按电解质类型分为以下类别： PEMFC （ Proton exchange membrane fuel cell ）：质子交换膜燃料电池采用可传导离子的聚合膜作为电解质，所以也叫聚合物电解质燃料电池 (PEFC) 、同体聚合物燃料电池 (SPFC) 或固体聚合物电解质燃料电池 (SPEFC) 。 AFC （ Alkaline Fuel Cell ）：碱性燃料电池由法兰西斯 · 汤玛士 · 培根（ Francis Thomas Bacon ）所发明，以碳为电极，并使用氢氧化钾为电解质。碱性燃料电池的电能转换效率为所有燃料电池中最高的，最高可达 70% 。 PAFC （ Phosphoric Acid Fuel Cell ）：磷酸燃料电池使用液体磷酸为电解质，通常位于碳化硅基质中。其工作温度要比质子交换膜燃料电池和碱性燃料电池的工作温度略高，位于 150-200 ℃ 左右，但仍需电极上的白金催化剂来加速反应。其阳极和阴极上的反应与质子交换膜燃料电池相同，但由于其工作温度较高，所以其阴极上的反应速度要比质子交换膜燃料电池的阴极的速度快。 SOFC （ Solid Oxide Fuel Cell ）：固体氧化物燃料电池是一种在中高温下直接将储存在燃料和氧化剂中的化学能高效、环境友好地转化成电能的全固态化学发电装置，是几种燃料电池中，理论能量密度最高的一种。被普遍认为是在未来会与质子交换膜燃料电池 (PEMFC) 一样得到广泛普及应用的一种燃料电池。 MCFC （ Molten Carbonate Fuel Cell ）：熔融碳酸盐燃料电池是由多孔陶瓷阴极、多孔陶瓷电解质隔膜、多孔金属阳极、金属极板构成的燃料电池，其电解质是熔融态碳酸盐。 燃料电池按电解质分类表   2. 氢燃料电池系统工作原理、结构 燃料电池系统主要由燃料电池电堆、氢气供给系统、空气供给系统以及水热管理系统所组成。氢气供给系统与空气供给系统所提供的氢气与氧气在燃料电池电堆中发生化学反应，再通过膜电极将化学能转换为电能，膜电极通常由阳极气体扩散层、阳极催化层、质子交换膜、阴极催化层、阴极气体扩散层和边框层组成。 DC/DC 转换器将电能输出至汽车动力系统为燃料电池汽车提供动力。 燃料电池系统空气供给系统主要由化学空滤器、空气压缩机及加湿器等组成，其中，空气压缩机是空气供给系统的重要组成部分，其功率消耗约为电堆总输出的 20%-30% ，性能直接影响燃料电池系统的效率、压缩比及噪声等一系列指标。目前，空气压缩机已经基本实现国产化，未来大功率、大流量且小体积的空气压缩机将成为发展的主流趋势。另外，由于质子交换膜需要充足的水分方可对氢质子进行运输，增湿器亦是空气供给系统中的关键部件，目前中国增湿器以进口为主，国产化率不足，对于增湿器的研究尚处于早期起步阶段。 氢气供给系统主要由氢气循环泵、压力调节器等组成，其中，氢气循环泵是氢气供给系统的核心部件，主要作用为将电堆尾端排出氢气重新加压至电堆入口，以实现氢气的循环使用。目前中国氢气循环泵尚且处于研究阶段，与海外厂商技术差距较大，关键零部件目前依然以进口为主，雪人股份、德燃动力、凯瑞动力等目前基本完成氢气循环泵的研制。 水热管理系统主要负责控制燃料电池电堆的工作温度，过高的温度将引起质子交换膜脱水，降低燃料电池寿命。   燃料电池电堆是燃料电池系统的核心部件，是氢气和氧气发生电化学反应及产生电能的场所。燃料电池电堆及其相关零部件如金属双极板、质子交换膜、催化剂、膜电极是燃料电池系统行业产业链中最核心的环节和主要的成本构成部分，目前技术水平逐渐走向成熟且市场关注度较高，国产化率仍相对较低，是当前燃料电池产业链中创投的热门赛道。其中催化剂、质子交换膜、膜电极与双极板等领域国产化进展相对较快。 燃料电池动力系统主要结构和成本构成          

阿联酋政府近日正式发布国家氢能战略（National Hydrogen Strategy），概述了可持续能源政策的多项措施，旨在到 2031 年将成为全球氢能领导者，并强调了到 2050 年实现净零排放的目标。 该战略首先设定了阿联酋的氢能生产目标，即到2031年（也是其建国60年之际），阿联酋国内外的绿氢产能都要达到50万吨/年，蓝氢产能达到40万吨/年。此外，每年还要生产7500吨粉氢。 据悉，该战略涉及所有类型低碳氢的生产和发展，包括绿氢、蓝氢、蓝绿氢和粉氢。绿氢是指通过使用再生能源（例如太阳能、风能、核能等）制造的氢气；蓝氢是将天然气通过蒸汽甲烷重整或自热蒸汽重整制成的氢气；粉氢是指以核能制氢。 此外，该战略还指出，阿联酋生产出来的氢气将主要作用于国内工业的脱碳发展。到2031年，阿联酋的氢能需求量将可达270万吨/年，其中包括出口的60万吨/年。 事实上，阿联酋的支柱型国内产业已经具有相当大的规模，包括钢铁、化工和化肥、铝、炼油、航运和航空等行业。 阿联酋希望通过大力推广绿氢应用，推动这些关键行业的低碳化转型，同时实现氢能的自给自足，减少对国外进口的依赖。 该战略预测，2031年至2050年间，阿联酋国内市场对氢能需求可能增长5倍，即从210万吨/年增长到1010万吨/年。同时，出口量可能达到480万~960万吨/年。初期出口的产品主要是氢气衍生品和绿色产品，例如氨、合成燃料和绿色钢铁，但随着技术和市场的发展，阿联酋的氢气出口行业也将进一步发展。 此外，阿联酋政府还计划成立“氢洲”（Hydrogen Oasis），从政策、平台、人才等多方面推动本国氢能产业链构建、发展，计划2031年建成2个，2050年建成5个。 该战略得到了阿联酋多家大型国有企业的支持，包括阿布扎比国家能源公司（TAQA）、阿布扎比国家石油公司（ADNOC）、清洁能源巨头马斯达尔公司（Masdar）、阿布扎比主权投资基金穆巴达拉（Mubadala）、阿联酋环球铝业公司 (EGA) 和阿提哈德铁路公司（Etihad Rail）等。

由上海月新智慧产业园主办的固态储氢低速车项目合作交流会在红创3938园区顺利举行，月浦镇副镇长施利平、月新园区总经理杨立柱、园区企业上海硼矩新材料科技有限公司、上海尊马汽车管件股份有限公司、上海绅珑新材料科技有限公司、中国中车爱中和汽车科技公司、宝武特种冶炼公司等多家相关领域项目负责人及专家出席会议。 上海绅珑新材料科技有限公司、上海硼矩新材料科技有限公司、中国中车爱中和汽车科技公司项目负责人分别向与会人员详细介绍了氢动力低速车船项目、氮化硼薄膜涂层的应用及中车对新能源交通领域的布局。 会上，与会人员就固态储氢低速车市场及应用场景、高性能绝缘导热材料应用及氢能作为新兴清洁能源在交通运输行业的使用情况进行深入探讨交流，并表示将加强在氢能储运和车船终端不同应用模式的技术合作，共同推进氢能新技术、新装备在交通运输车船领域的应用规模，为促进交通运输行业绿色发展，实现“碳达峰、碳中和”双碳目标发挥应有的作用。

吉林省人民政府办公厅发布关于印发《吉林省氢能产业安全管理办法（试行）》（以下简称：管理办法）的通知。 《管理办法》的出台是为了加快推进《“氢动吉林”中长期发展规划（2021-2035 年）》的实施，有效管控氢能产业全链条重大安全风险，并促进该省氢能产业的可持续发展，旨在确保该省氢能产业的安全发展。 原文如下： 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、公安、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　公安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。

自河南省焦作市招商引资、项目建设、服务企业“百日攻坚”活动以来，孟州市高度重视，先后制定了《孟州市招商引资“百日攻坚”实施方案》、《孟州市项目建设“百日攻坚”实施方案》、《孟州市万人助万企大走访大排查大整改服务企业“百日攻坚”实施方案》等，不断压紧压实工作责任，提高项目建设成效。 11月18日，位于河南省孟州高新技术产业开发区的中原内配集团隆重举行同声氢能公司氢燃料电池发动机首批产品下线暨订单交付仪式，将载有50台氢燃料电池发动机交付宇通集团。这标志着中原内配集团实现了抢跑“氢赛道”，由传统内燃机气缸套技术向“零排放”的氢能产业转型升级，也标志着孟州市乃至焦作地区实现了在氢燃料电池系统属地化生产和示范应用的零突破。 仪式现场 焦作市副市长吴军，市工信局局长付希强，市科技局局长胡新江，市工信局副局长李建军，孟州市委书记岳益民，市委常委、常务副市长秦征，市委常委、办公室主任曹文杰等出席仪式。 吴军宣布产品下线 吴军宣布中原内配集团焦作同声氢能科技有限公司首批氢燃料电池发动机成功下线。 岳益民致辞 岳益民在仪式上致辞，他指出，近年来，孟州始终坚持工业强市，以推动高质量发展为主题，一体推进产业转型、创新驱动、企业培育、优化环境等各项工作，县域经济高质量发展保持良好势头。当前，孟州把发展新能源产业作为转型升级的重要路径，氢燃料电池发动机生产项目是中原内配集团积极响应号召、把准“氢能风口”的丰硕成果，也是孟州践行“双碳”战略的具体实践。他希望中原内配集团以此次氢燃料电池发动机交付为新的起点，保持战略定力，增创发展优势，加快氢能源全产业链发展，为现代化孟州建设提供强劲支撑。孟州市委、市政府将牢树“项目为王”理念，深入推进“转作风、扬正气、强担当、真落实”活动，用好首席服务专员、帮办代办等机制，为项目建设和企业发展提供最好保障、创造最优环境。 下线揭幕 出席仪式的领导和企业负责人共同为氢燃料电池发动机下线揭幕，并实地调研察看了氢燃料电池发动机装配及测试车间，详细了解生产制造工艺、产品技术研发等情况。 察看装配及测试车间 中原内配集团首批氢燃料电池发动机下线交付，标志着焦作市氢能产业发展更上一层楼，标志着郑州、焦作两市在氢燃料汽车产业整车、零部件、氢能基础设施建设等方面互通互联、共享共用，打通了产业链共同合作的机制，同时，也为孟州市“百日攻坚”活动的顺利开展奠定了强有力的基础。

固态储氢优势分析 固态储氢具有单位体积储氢密度大、安全性高等优点 由于氢气的体积能量密度较低，当前在考虑技术成熟度、市场现实应用的前提下主要采用的储氢方式包括高压气态储氢、低温液态储氢、有机液态储氢和固态储氢。 1) 高压气态储氢是目前应用最广泛、成熟的储氢方式，最高压力可达70-100MPa，但随着对容器承压能力和重量的要求提升，容器制造成本大幅增加，同时存在气体爆炸泄漏风险，制约氢气应用的规模化发展； 2) 低温液态储氢和有机液态储氢安全性较高，但都需在极低温度下进行，耗费能量较大，根据甘肃省武威市工业发展研究中心于2022年发表的论文《固态氢化物储氢的前景与挑战》显示，液态储氢下30%的能量用于冷却和压缩，大幅增加储氢成本； 3) 固态储氢具有非常高的体积储氢密度，以MgH2储氢为例，其体积储氢密度可达106kg·m3，为标准状态下氢气密度的119倍，70MPa高压储氢的2.7倍，液氢的1.5倍。此外，固态储氢可在常温常压下进行，储罐易密封，在突发事件下即使发生氢气泄漏，储罐也可自控式降低氢气泄漏速度和泄漏量，整体来看，固态储氢能够弥补气态、液态储氢方式的不足，有望助力氢气储运规模化应用。   固态储氢市场分析 氢能市场规模潜力较大，当下受国家政策及下游需求旺盛的影响，处于快速增长阶段。伴随整体氢能市场的扩张，储氢材料需求增长较快。 市场规模 氢能市场空间广阔，固态储氢未来需求增长较快 从2021年至2022年，我国氢气产量已经由3300万吨增长至3781万吨，年复合增长率达14.5%，伴随氢气产量提升，我国早已在2019年便成为世界第一大产氢国。根据中国氢能联盟数据，2020年中国氢能行业市场规模为3000亿元，预计至2025和2035年，氢能行业产值将分别达1万亿和5万亿规模；从固态储氢市场来看，根据市场研究机构Research and Markets相关数据，预计到2025年，全球固态储氢市场规模将达到数十亿美元，占氢能行业的2%左右。其中，中国固态储氢市场规模预计达到上亿美元，占全球市场的10%左右，成为全球固态储氢产业的重要发展基地。 驱动因素 1 ）政策支持。 近几年来，国家出台一系列促进储氢行业发展的政策。在政策的导向与支持下，储氢行业将迎来进一步的发展。   2 ）下游应用需求增加。 从需求端来看，氢能应用领域广泛，可用于交通、储能、发电、工业等，上述领域需求量较大，特别是交通领域未来需求增速可能最快。导致下游交通领域需求量增加的原因为我国国家发展改革委、国家能源局发布的《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》政策要求2025年氢燃料电池车保有量5万辆，而2021年我国氢燃料电池车保有量1.07万辆。若需要实现保有量目标，下游在氢燃料电池、储氢材料及设备研发、氢燃料汽车生产制造等相关领域均需保持稳定发展。 固态储氢技术研究 固态储氢技术是指通过物理或化学方式使氢气与储氢材料结合，来实现氢气的储存。由于固态储氢技术需要利用一定性质的材料做储氢介质，按照材料不同，分为物理吸附和化学吸附两类材料。   材料路线分析 金属（化学）氢化物为固态储氢的主流方向 物理吸附主要依靠较弱的分子间作用力进行储氢，目前只能在低温环境下吸收氢气，另外，物理吸附使用的碳纳米、MOFs材料储氢量较小，实际应用场景局限性较大。而通过化学吸附形成的金属氢化物具有较强的储氢性能，且操作安全、清洁无污染，化学吸附逐步成为固态储氢的主流研究方向。   材料研发情况 固态镁系储氢材料优势突出，研发速度快 金属储氢材料种类繁多，包括镁系、钛系、钒系、稀土系等，当前，以MgH2为代表的镁基材料研究较多，产业化前景良好，其能够成为主流研究方向的原因如下： 1 ）从原材料丰富度来看，镁元素储量丰富，来源广阔，价格相对较低； 2 ）从储氢量来看，固态镁系材料具有较高的储氢能力，储氢质量密度为7.60%，体积密度为110kg/m³，同时还具备性能稳定、释放速度可控性好等优势，但其脱氢温度至少达到280℃，一方面温度高使得表面易生成氧化膜，导致反应速度逐步下降；另一方面能源消耗相对较高，成本增加明显；钛系、钒系、稀土系储氢合金储氢容量为1.4%-2.4%，相比镁系差距较大，但放氢温度最高到100℃以上，相较镁系合金更低； 3 ）从释放氢气的纯度来看，镁系材料相比钛系、钒系、稀土系释放的氢气纯度略高，可达到99.9%； 4 ）从研发进展来看，目前已有多家上市公司及科研机构布局镁系材料的研发和应用，包括云海金属、氢枫能源、上海交通大学（丁文江院士团队）、重庆大学(潘复生院士团队）等，其中氢枫能源与丁文江院士团队合作研发的吨级镁基固态储氢车已于2023年4月正式推出。 固态储氢应用研究 固态储氢适用场景 固态储氢主要应用于车载储氢、加氢站、储能、氢燃料电池、工业等方向，其中车载储氢使用场景范围广泛，为当前企业重点发展领域；另外，氢燃料电池为我国新能源政策支持研发方向，未来前景广阔，已有部分企业进行布局，但该领域技术研发难度高，目前大部分研发企业处于技术突破阶段。以下为具体适用场景情况： 1 ）车载储氢环节，伴随氢燃料电池汽车的推广和车载固态储氢系统成本下降，固态储氢系统市场空间将会打开，根据国信证券的测算数据来看，预计2023年车载固态储氢瓶市场规模为上亿元，2030年市场规模将突破百亿元； 2 ）加氢站环节，固态储氢相较于高压气态和液态储氢不需要压缩机或液化装置即可完成充氢，在加氢站建设成本上较低，具备较好的经济性； 3 ）储能方面，如通信基站的备用电源，电力调峰电站等，氢储能的存储规模更大，可达百万千瓦级，存储时间更长可以满足长周期、大容量储能要求，同时固态储氢安全性强，运输灵活性高，在长时储能领域有广泛应用空间； 4 ）氢燃料电池，即利用固态储氢系统完成氢能向电能的转化，但由于该领域处于起步阶段，技术尚不成熟； 5 ）工业领域，利用氢气的高还原性，代替焦炭作为高炉还原剂，以避免钢铁生产中的碳排放。 固态储氢罐产业化进程 与高压气态储氢方式相比，固态储氢罐具有安全可靠的优势，对设备要求较低。 1 ）目前主流的固态储氢罐主要由固态储氢材料、不锈钢/铝制壳体、气管通道、过滤器、散热鳍片、阀门和加热/散热管道组成。固态储氢罐成本主要受规模、壳体材料、储氢合金等因素影响，各家工艺有所不同，成本差异较大。根据有研工研院资料显示，目前固态储氢装置成本约为8000元/kg H2。 2 ）当前固态储氢装置处于早期示范阶段，未来随着产线规模的扩大和自动化程度的提高，制造成本有望大幅降低。同时，失效储氢罐中的储氢材料可以实现回收，进一步压缩制造成本。 目前国内生产固态储氢罐的企业有浩运金能、有研工研院、华硕能源、安泰创明、永安行、氢枫能源、辚萧科技和华硕能源。其中浩运金能、有研工研院、氢枫能源在研发方面投入力度大，产品技术及生产方面优势较为突出，同时，其它企业也具有商业化潜能的产品面市。

内蒙古能源局发布《内蒙古自治区工业园区绿色供电项目实施细则2023年修订版（试行）》等六个市场化实施细则的通知。这六个市场化实施细则中包括《内蒙古自治区风光制氢一体化项目实施细则2023年修订版（试行）》。要求项目申报时须落实氢气应用场景，提供氢气消纳协议。 项目分为并网型和离网型，一经确定不能调整。并网型项目按照不超过制氢所需电量的1.2倍确定新能源规模。离网型项目按照制氢所需电量确定新能源规模，新能源综合利用率不低于90%。风光制氢一体化项目需配置电储能，调峰能力原则上不低于新能源规模的15%，时长不低于4小时。储氢设施容量大于4小时制氢能力的，可根据需要相应降低电储能配置要求。 文件明确了项目作为整体接受电网统一调度。新能源、制氢、储能的投产时序要求，新能源部分不得早于制氢负荷、储能设施投产，当新能源建设时序跟不上负荷时，电网公司要通过临时供电保证负荷正常运行，待新能源建设完成后再切换至正常运行方案。 文件明确了并网型风光制氢一体化项目的年上、下网电量要求，项目具备独立市场主体地位，可向电网送电，年上网电量不超过年总发电量的20%，年下网电量不超过项目年总用电量的10%，上、下网电费按照自治区电力市场相关要求执行。 文件要求，项目可分期投产，但最多分两期，且须在申报方案中明确具体分期投产方案。 近几日，内蒙古接连发布几个与新型电力系统构建紧密相关的文件。包括内蒙古自治区能源局关于印发《内蒙古自治区工业园区绿色供电项目实施细则2023年修订版（试行）》等六个市场化实施细则的通知；内蒙古自治区能源局《内蒙古自治区有序用电方案（2023年版）》的通知；内蒙古自治区能源局 内蒙古自治区发展和改革委员会 内蒙古自治区工业和信息化厅关于印发《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则（暂行）》的通知。 原文如下： 内蒙古自治区能源局关于印发《内蒙古自治区工业园区绿色供电项目实施细则2023年修订版（试行）》等六个市场化实施细则的通知 各盟市能源局、有关盟市发展改革委（工信局），满洲里市、二连浩特市发展改革委，内蒙古电力（集团）有限责任公司、国网内蒙古东部电力有限公司： 按照《内蒙古自治区人民政府办公厅关于推动全区风电光伏新能源产业高质量发展的意见》（内政办发〔2022〕19号）有关要求，为高质量有序推进自治区市场化并网消纳新能源项目建设，进一步完善市场化新能源项目实施细则，保障项目的顺利推进，经自治区人民政府同意，自治区能源局在2022年版六类市场化实施细则的基础上修订形成了《内蒙古自治区工业园区绿色供电项目实施细则2023年修订版（试行）》《内蒙古自治区源网荷储一体化项目实施细则2023年修订版（试行）》、《内蒙古自治区风光制氢一体化项目实施细则2023年修订版（试行）》《内蒙古自治区关于全额自发自用新能源项目实施细则2023年修订版（试行）》《内蒙古自治区燃煤自备电厂可再生能源替代工程实施细则2023年修订版（试行）》《内蒙古自治区火电灵活性改造消纳新能源实施细则2023年修订版（试行）》。现印发你们，请遵照执行。 内蒙古自治区能源局

近日，浙江省湖州市发展和改革委员会发布关于印发《湖州市储能和氢能产业发展实施意见（2023—2027年）》的通知。提出到2027年，湖州市氢燃料电池汽车推广规模达到100辆，氢燃料电池船舶推广30艘，氢能分布式发电6个，加氢站5座。 至2027年，初步建成长三角有影响力的“环太湖氢走廊”，培育和引进氢能产业相关领域重点企业50家以上，培育上市企业2家以上，发展初具规模；氢能及相关产业年产值突破100亿元，形成具备湖州特色的产业链关键环节。 湖州以长兴县为氢能产业发展试点，以浙能（长广）氢能装备制造产业园为先进制造核心，推动氢能企业高水平集聚；以南太湖新区为服务应用核心试点，创新氢能场景应用；推动长兴、吴兴、德清等地打造氢能产业平台，形成“先进制造延伸轴”；推动长兴、吴兴、南浔、安吉等以园区、社区、景区为依托创建一批氢能领域省级以上绿色园区、零碳园区等，形成“服务应用延伸轴”，打造“双核双轴”氢能产业布局。 文件对氢燃料电池车示范应用及加氢站建设提出具体补贴标准： 关于氢能示范应用，加快推广氢燃料电池在客车、景区观光车、货车、叉车、渣土车、环卫车、冷链运输车等领域应用。推动长兴县建好省级氢燃料电池汽车示范点。对推广应用的商用车，各区县按照每辆采购额的20%给予补助，最高不超过40万元。推动氢燃料电池在观光船、公务艇、运输船等船舶领域的市场化应用，对实际应用的氢能船舶，各区县按照每艘采购额的20%给予补助，最高不超过40万元。稳步有序开展“氢能+可再生能源”、氢能热电联供、备电等领域应用示范，探索建立小型“制—储—用”氢服务站点，推进氢燃料电池在农业机械、工程机械、无人机、医疗器械等领域的应用，各区县根据示范项目的节能降碳与智能应用等水平，给予一定补助。 关于加氢站，鼓励利用现有加油（气）、充电以及综合供能服务站等场址实施加氢站改扩建工程，支持各区县引入社会资本，共同探索推动加氢站建设运营。建立包容审慎的加氢站建设管理机制，落实规划、建设、运营和安全等机制。对日加氢能力达到500kg及以上的市本级固定式加氢站，一次性给予350万元补助；对日加氢能力达到350kg不到500kg的市本级固定式加氢站，一次性给予200万元补助；补助资金不超过加氢站造价的60%；三县参照执行或制定符合本地实际的补助政策。 原文如下： 湖州市储能和氢能产业发展实施意见（2023—2027年） 为深入实施碳达峰碳中和行动，持续激发储能和氢能产业高质量发展新动能，着力打造新能源产业发展与应用新优势，特制定本实施意见。 一、总体要求 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大精神，深入实施“八八战略”，围绕碳达峰碳中和总目标，紧扣省委赋予湖州建设生态文明典范城市新定位，以高水平打造具有全国影响力的“绿色储能示范基地”和“环太湖氢走廊”为总牵引，着力构建绿色储能产业集聚区、多元场景应用先行区、技术创新示范区，加快建设长三角氢能装备先进制造基地、技术创新转化标杆地、场景应用先行地。 二、主要目标 ——打造绿色储能示范基地。至2027年，储能全产业链竞争优势凸显，技术创新能力显著提高，储能与源网荷等各要素深度融合。全行业实现产值1500亿元左右，培育产值超100亿元企业4—6家；退役电池梯次利用与回收规模走在行业前列，钠盐电池、固态电池等新型电池实现产业化发展；制定各级储能相关标准20项以上，建成储能创新平台和高科技企业孵化中心6—8个，孵化技术领先、团队优势明显的科创企业4—6家；储能装机容量达480万千瓦以上，源网荷储一体化、分布式零碳智慧电厂等先进示范形成全国范围内可复制、可推广的创新经验。 ——打造环太湖氢走廊。至2027年，氢能产业初步形成基础配套较完整、公共服务较健全、企业梯队有活力、应用场景有示范的发展生态，初步建成长三角有影响力的“环太湖氢走廊”，培育和引进氢能产业相关领域重点企业50家以上，培育上市企业2家以上，发展初具规模；氢能及相关产业年产值突破100亿元，形成具备湖州特色的产业链关键环节；建成独立加氢站和综合供能服务站5座以上，打造具有示范协同效应的标志性氢能应用场景5个以上。 三、重点任务 （一）提升产业集聚水平 1.着力优化产业布局。 布局并打造南太湖储能产业集聚带，并依托南太湖新区和长兴在铅蓄电池、锂离子电池产业发展基础，打造储能产业聚合发展“双子星”；以吴兴、南浔、德清、安吉等为重点，结合各地资源禀赋，围绕电池辅助材料、电池梯级利用及回收、储能电池等领域，推进优势特色储能细分领域发展，形成“一带、双星、多点支撑”储能产业布局。（责任单位：市发展改革委、市经信局、市科技局、市自然资源和规划局、市生态环境局，列第一位的为牵头单位，下同。各区县人民政府〔含南太湖新区、长合区管委会〕、各开发区〔园区〕为实施主体，不再列出） 以长兴县为氢能产业发展试点，以浙能（长广）氢能装备制造产业园为先进制造核心，推动氢能企业高水平集聚；以南太湖新区为服务应用核心试点，创新氢能场景应用；推动长兴、吴兴、德清等地打造氢能产业平台，形成“先进制造延伸轴”；推动长兴、吴兴、南浔、安吉等以园区、社区、景区为依托创建一批氢能领域省级以上绿色园区、零碳园区等，形成“服务应用延伸轴”，打造“双核双轴”氢能产业布局。（责任单位：市发展改革委、市经信局、市科技局、市自然资源和规划局、市生态环境局） 2.培育壮大装备产业。 优化提升铅蓄电池产业优势，重点发展寿命长、能量效率高、经济性好的铅碳电池，大力推进铅碳电池在储能领域规模化应用。巩固在锂离子电池组制造、电池回收等领域优势，打造从上游锂矿材料，到正极、负极、隔膜、电解液四大关键材料及电池组制造、生产配套辅料及拆解回收等全产业链条。创新发展钠盐电池、固态电池等新型储能电池，加快石墨烯电池、锌镍/锌锰电池、铅锂复合电池等前沿电池研发。加快布局废旧电池回收网络，推进废旧电池就近回收、应收尽收。推进智能化BMS、PCS、EMS及储能综合监控、大规模储能电站的电池运维分析系统等核心产品开发。力争2025年锂离子电池产能达50吉瓦时、2027年达100吉瓦时。（责任单位：市经信局、市发展改革委、市科技局、市生态环境局） 大力发展氢燃料电池系统及膜电极、质子交换膜、催化剂、双极板、碳纸等关键部件，拓展氢燃料电池在船舶、商用车、分布式发电等领域的系统集成。加快推进氢能“制储运加”装备发展，协同推动氢气供应、数字能源、检验检测等生产性服务业发展。（责任单位：市经信局、市发展改革委、市科技局） 3.支持产业项目投资。 支持企业投资储能、氢能产业链成套、整机或核心关键零部件（材料）强链补链项目，投产后按设备投资额给予一定奖励。重点招引储能、氢能产业重大项目，建立储能、氢能产业项目落地协调工作机制，建立健全重大项目跟踪服务机制，全力推动储能、氢能产业重大项目落地。（责任单位：市经信局、市商务局、市发展改革委、市财政局） （二）推动产业创新提升 4.打造产业重大创新平台。 加强与浙江大学、上海交通大学、中国科学技术大学、华北电力大学等高校合作，加快建设储能和氢能相关的技术创新中心、工程研究中心、重点实验室、研究院等创新平台，推动“储能+”“氢能+”领域学术发展、技术突破和产业革新。（责任单位：市科技局、市经信局、市发展改革委、市教育局） 加快推进白马湖实验室长兴氢能基地、浙大德清氢能实验室等氢能产业重大创新平台建设，并依托太湖实验室等，打造一批数字技术与氢能技术相融合的相关技术创新平台。鼓励浙江大学湖州研究院、中国科大—德清阿尔法创新研究院等研发机构积极开辟储能和氢能领域创新赛道。（责任单位：市科技局、市经信局） 5.开展关键共性技术攻关。 推进铅蓄电池在比能量、长寿命、快速充放电等性能领域技术突破；着力突破锂离子电池安全技术、低温电解液技术等关键核心技术，加快高性能电池隔膜材料研发和产业化；重点攻关钠盐电池和固态锂离子电池关键技术，推动石墨烯电池等前沿电池技术突破；加快电解液无害化处理、短程高效提锂等电池再制造关键技术研发；突破提升储能安全和智慧调控技术，加强需求侧响应、虚拟电厂、云储能等领域关键技术攻关。（责任单位：市科技局、市经信局） 围绕氢燃料电池、氢能储运、绿氢制备、氢动力装备和关键零部件、氢能融合应用等关键技术，迭代完善氢能技术攻关清单、动态发布“关键核心技术需求榜单”。创新实施“推动产业链协同创新先行示范工程”，鼓励龙头骨干企业联合创新型企业及研发机构申报产业链协同创新项目，打通储能、氢能产业链上下游创新网络，对经认定的省级储能、氢能产业链上下游企业共同体，给予牵头单位一定奖励。（责任单位：市科技局、市经信局、市财政局） 6.支持企业加强科技创新。 充分发挥企业创新主体作用，支持企业争创储能或氢能领域国家级、省级制造业创新中心和企业技术中心等创新研发机构；支持企业申报储能或氢能领域国家级工业设计中心（研究院）、服务型制造示范；支持企业争创储能或氢能领域国家级、省级产业计量测试中心和能源计量示范企业（项目）；支持企业争创储能或氢能领域国家级高新技术认定检测机构；支持企业申报储能或氢能领域省级重点技术创新专项、重点高新技术产品等。（责任单位：市经信局、市市场监管局、市科技局、市财政局） 7.鼓励加快行业标准制定。 聚焦电池制造、关键零部件制造、关键材料制造等领域，积极打造湖州储能产业“绿色标准”，支持相关企业参与电池全生命周期统一编码等行业标准制定。推动制定氢能产业标准，推动企业或社会组织牵头或参与制氢、储氢与加注、加氢站建设、氢能应用与检测等标准制定。支持企业负责、参与制定储能或氢能领域国际、国家、行业标准。对首次通过“双碳”认证或中国绿色产品认证的企业，给予一定奖励。（责任单位：市市场监管局、市经信局、市财政局） 8.推动产业技术成果转化。 依托科技大市场3.0建设，开辟储能、氢能相关服务板块，全面升级科技信息共享、科技资源共享、科技中介服务、科技金融支持、标准制（修）订、检验检测、认证认可等科技成果转化全生命周期服务。推动储能、氢能领域产品研发与推广，对认定为国际国内、省级首台套、材料首批次、软件首版次产品的，或对享受国际国内、省级储能或氢能领域装备首台套、材料首批次、软件首版次产品风险补偿政策的，给予一定奖励。（责任单位：市科技局、市经信局、市财政局） （三）支持企业做大做强 9.推动龙头企业引领发展。 瞄准竞争优势突出、关联度大、带动性强的龙头优势企业，重点支持电池材料、电芯及能量包、循环回收、储能系统等领域重大产业化项目，开展精准施策，协调资源推进项目建设。鼓励垂直整合与横向整合，支持龙头企业并购重组，鼓励企业集团化发展，培育一批拥有技术专利和市场竞争力的储能或氢能龙头企业。推动储能、氢能领域企业向规模大、效益好、增长快的目标发展。鼓励储能或氢能领域企业申报“金象金牛”企业。支持龙头企业在境内外资本市场上市融资。（责任单位：市经信局、市金融办、市财政局） 10.引导企业专精特新发展。 推动储能和氢能中小企业“专精特新”发展，推动一批在细分市场有竞争优势、成长性好、具有关键核心技术的中小储能和氢能企业走专业化发展道路，争创国家级专精特新“小巨人”；培育壮大一批储能服务群体，鼓励电池、电力系统企业联合投资新型储能项目，推进储能成本收益合理化分摊。加强储能和氢能领域小微企业培育力度，实施科技型中小企业倍增行动，培育一批国家高新技术企业、省级科技型中小企业。支持企业申报储能和氢能领域单项冠军示范企业（产品）、国家专精特新“小巨人”、省“隐形冠军”、省级管理对标提升标杆企业。（责任单位：市经信局、市科技局、市财政局） 11.支持核心产品开发推广。 支持储能或氢能领域核心装备申报“浙江制造精品”。推动更多储能或氢能产品进入浙江省节能型技术新产品装备推荐目录，鼓励储能、氢能材料企业申报认定浙江省首批次新材料产品，支持企业列入全省工业节能降碳工程解决方案服务商名单。加强区域产业链协同，鼓励区域内产业链采购，推动储能或氢能产品应用并推广。（责任单位：市经信局、市发展改革委、市市场监管局、市交通运输局、市财政局） （四）推进应用场景示范 12.加快产业平台配套储能推广。 针对“2+8”平台等产业园区用电负荷大、用户集中、电力峰谷差大等特点，推进“用户侧+储能”应用，鼓励在平台内部或附近区域合理配置各类储能设施，实现峰谷电价差套利，降低用能成本。支持“2+8”平台企业开发“新能源+储能”项目，鼓励新建备案容量5兆瓦以上光伏、风电等项目配置储能。在“2+8”平台内负荷中心、临时性负荷增加、阶段性供电可靠性需求提高等地区，科学合理配置储能。探索利用华能长兴电厂等退役火电机组既有厂址和输变电设施建设储能或风光储设施。同时，充分发挥安吉资源禀赋优势，打造世界级抽水蓄能应用集群。（责任单位：市发展改革委、市经信局、湖州电力局） 13.创新储能多元场景应用示范。 鼓励源网荷储一体化和多能互补试点，推进储能与源网荷等各要素深度融合，有力支撑新型电力系统建设。推进“储能+数字化”融合示范应用，充分挖掘数字技术与储能智慧调控等技术融合发展潜力，开展虚拟电厂、云储能等创新示范。巩固分布式零碳智慧电厂相关建设成果，打造分布式零碳智慧电厂“湖州模式”。探索不间断电源、电动汽车、充换电设施等用户侧分散式储能的聚合利用，率先在公共停车场、高速服务区等重点区域，试点直流双向智能充电桩，开展有序充电等电动汽车与电网互动（V2G）场景示范。探索实施商用重卡储能充电和船舶充电示范。（责任单位：市发展改革委、市经信局、市交通运输局、湖州电力局） 14.加强绿色储能智造场景示范。 全面推进储能产业绿色化发展，开展储能绿色工厂、绿色产品、绿色园区示范建设，推广应用无镉内化成工艺、铅蓄电池重金属废水防治、原子经济法、废旧电池资源再生回收处理等绿色清洁生产工艺和技术，提升电化学储能制造行业绿色化水平。持续推进储能企业绿色循环化改造，做深企业内部小循环，促进循环型产业链的纵向延伸和横向拓展。（责任单位：市经信局、市发展改革委、市科技局、市生态环境局） 15.加快推进氢能应用场景示范。 加快推广氢燃料电池在客车、景区观光车、货车、叉车、渣土车、环卫车、冷链运输车等领域应用。推动长兴县建好省级氢燃料电池汽车示范点。对推广应用的商用车，各区县按照每辆采购额的20%给予补助，最高不超过40万元。推动氢燃料电池在观光船、公务艇、运输船等船舶领域的市场化应用，对实际应用的氢能船舶，各区县按照每艘采购额的20%给予补助，最高不超过40万元。稳步有序开展“氢能+可再生能源”、氢能热电联供、备电等领域应用示范，探索建立小型“制—储—用”氢服务站点，推进氢燃料电池在农业机械、工程机械、无人机、医疗器械等领域的应用，各区县根据示范项目的节能降碳与智能应用等水平，给予一定补助。（责任单位：市发展改革委、市交通运输局、市农业农村局、市文化广电旅游局、市经信局、市财政局） （五）加快基础设施建设 16.推进加氢站建设和运营管理。 鼓励利用现有加油（气）、充电以及综合供能服务站等场址实施加氢站改扩建工程，支持各区县引入社会资本，共同探索推动加氢站建设运营。建立包容审慎的加氢站建设管理机制，落实规划、建设、运营和安全等机制。对日加氢能力达到500kg及以上的市本级固定式加氢站，一次性给予350万元补助；对日加氢能力达到350kg不到500kg的市本级固定式加氢站，一次性给予200万元补助；补助资金不超过加氢站造价的60%；三县参照执行或制定符合本地实际的补助政策。力争2027年全市累计建成并运行加氢站5座以上。（责任单位：市建设局、市发展改革委、市经信局、市自然资源和规划局、市商务局、市应急管理局、市市场监管局、市财政局） 17.合理布局氢气运输网络。 科学规划构建氢气运输网络，协调布局气氢拖车、液氢罐车、输氢管道、船运等多元化氢气运输方式，探索低成本、高安全的氢运输模式。打造氢能产业工业互联网平台，建立智慧输氢调度系统，提高氢气需求响应速度。推动与嘉兴、上海等周边富氢城市合作，构建输氢网络战略框架协议。（责任单位：市交通运输局、市经信局、市发展改革委、市应急管理局、市财政局） 18.提升氢气供应保障能力。 依托长兴经开区城南工业功能区等化工园区，推动天然气、氨气、甲醇等制氢项目或电解水制氢项目落地；探索在长兴经开区煤山分片区开放实验制氢等场景；支持化工园区扩园过程中，保障制氢项目合理用地需求。按照包容审慎原则，支持氢能企业加强与长兴弁山风电场、安吉天荒坪抽水蓄能电站、园区分布式光伏等可再生能源基地合作，开展分布式可再生能源制氢项目在非化工园区示范建设。（责任单位：市发展改革委、市经信局、市自然资源和规划局、市应急管理局、湖州电力局） （六）加强产业安全管理 19.加强全过程安全管控。 建立健全储能设备制造、建设、回收利用等全过程绿色储能安全管理体系。加强储能电池产品质量监管，规范执行储能电站设计要求。推动构建上下协同、政企联动的安全监管机制，强化企业安全主体责任，落实全员安全生产责任制。搭建完备的氢能监管网络和应急联动体系，实施氢能全链条安全监测，提升产业应急管理水平，推动企业建立安全生产责任制，加强对相关操作人员日常管理与安全培训，对相关设备定期开展全面安全检查。（责任单位：市应急管理局、市发展改革委、市经信局、市建设局、市市场监管局） 20.制定安全技术标准。 针对不同技术路线的新型储能设施，研究制定覆盖组件安全、电气安全、功能安全、安装安全、运输安全、退役管理等全方位安全标准。积极推进电化学储能模组及系统安全设计和评测、电站安全管理和消防等相关标准制定。依托省蓄电池标准化技术委员会等标准化平台，争取国家级、省级行业标准技术委员会落户。完善氢能安全标准体系建设，加快氢能风险评价、氢密封、临氢材料等氢安全标准研制。（责任单位：市市场监管局、市经信局、市建设局、市应急管理局） 21.探索建立数字化监管平台。 推进覆盖全市储能电站的数字化监管平台建设，形成储能项目从规划、备案、设计到建设、运行的闭环监管和评价机制，实现对项目运行情况的监测、评估和监管，支撑储能电站管理和效益评估。探索建设氢能产业大数据监管平台，接入制氢厂、加氢站、氢气运输、燃料电池汽车等氢能全产业链环节，实时监测制氢设备、加氢设备及整车运行参数，实现氢气“制—储—运—加—用”全生命周期智慧调度及安全监管。（责任单位：市发展改革委、市经信局、市建设局、市应急管理局、市市场监管局、市大数据局） 四、保障措施 （一）加强组织领导 建立湖州市储能和氢能产业发展联席会议机制，下设办公室，办公室设在市发展改革委。具体由市发展改革委牵头负责综合协调工作，市经信局牵头负责产业发展工作，市建设局牵头负责加氢站建设运营管理工作，市交通运输局牵头负责氢能交通推广工作，长兴县政府牵头负责长兴县氢能产业试点工作。各职能部门和区县政府根据职责分工具体推进落实，形成工作合力。 （二）加强制度保障 以提高电力系统调节能力为目标，结合电网和用户负荷峰谷差、电网潮流、接入条件等动态分析并发布储能布局“红黄绿”三色指引，引导储能合理布局。支持符合相关要求和条件的重点储能项目优先接入、优先调度、优先消纳，在科学调用前提下，重点保障调峰项目发挥调峰作用（年利用小时数不低于600小时）。落实新型储能项目区县属地备案管理，电网企业协助备案审核并做好并网接入工作，鼓励对用户侧储能提供“一站式”服务。按照省级政策要求，对符合条件的储能项目给予容量补贴和用煤量指标奖励。对于配套储能的新能源发电项目，在竞争性配置、项目核准（备案）、并网时序、调度运行安排、保障利用小时数等方面给予适当倾斜。（责任单位：市发展改革委、市经信局、市自然资源和规划局、湖州电力局） 落实行业主管部门和各区县政府建设协调及属地管理责任，对储能、氢能重点建设项目，在项目审批、税费减免等方面提供便利化条件和政策服务。（责任单位：市发展改革委、市经信局、市自然资源和规划局、市财政局） （三）加强金融保障 探索推动“绿色金融+绿色储能、氢能”协同创新发展，增加绿色储能、氢能企业中长期贷款、技改贷款和信用贷款。用好政策性开发性金融工具等，支持储能、氢能产业发展。建立健全国资引导、社会参与的多元化投融资体系，推进绿色储能产业基金建设，支持长兴县等设立氢能装备制造投资基金。鼓励金融机构开发产业保险、融资租赁等金融产品，加强产业发展金融保障。（责任单位：市金融办、市发展改革委、市经信局、市财政局） （四）加强人才保障 加大对储能、氢能产业人才的倾斜力度，将与储能、氢能相关的高层次专业人才列为“南太湖精英计划”重点引进对象，享受湖州市引进高层次人才优惠政策，并加大储能、氢能领域战略科技人才、科技领军人才培育力度。根据人才创业的不同类别、企业发展的不同阶段，给予全链条的精准扶持。依托浙江工业大学德清校区、湖州师范学院、湖州学院等积极培育应用型人才。（责任单位：市委人才办、市人力社保局、市经信局、市科技局） （五）加强土地保障 实施新一轮“腾笼换鸟、凤凰涅槃”攻坚行动，加快园区有机更新和扩容利用，发挥政府土地储备职能，采取征用、收购、置换等多种方式，对储能和氢能产业用地进行统一规划和储备。探索在非化工园区建设制氢基地。创新土地供应保障方式，对具有明显示范带动作用的重大项目，开辟绿色通道，在用地预审、用地指标落实、用地报批、土地证办理等方面给予重点帮扶。对符合条件的储能和氢能产业投资项目，优先推荐省级重点项目申报，参照省重点项目工业用地扶持政策，实施差别化地价政策。（责任单位：市自然资源和规划局、市经信局、市发展改革委） （六）加强用能保障 积极落实能耗指标等要素资源向高质量储能产业项目倾斜。结合用能权交易、绿电交易、碳排放权等交易模式，探索以市场化方式保障绿色储能重大项目用能。落实绿色电力抵扣能耗机制，确保储能项目消纳的绿电不低于其能量损耗，落实氢能等新增可再生能源消费量不纳入能耗总量考核。新上储能项目用能可由区县进行区域平衡，用于平衡的光伏装机增量不得纳入市级对区县当年度光伏新增装机量考核。（责任单位：市发展改革委、市经信局、市建设局、湖州电力局） （七）加强氛围营造 打造长三角绿色储能产业联盟，组建湖州市氢能产业协会，定期组织高峰论坛、行业沙龙等活动。依托“国际电动车新型锂电池会议”国内永久会址优势，推动更多国内外高级别储能论坛和国际行业峰会落户湖州。推动高质量举办国际绿色低碳创新大会，积极举办各类创新创业大赛，积极支持企业参与境内外储能、氢能产业相关展会。加大储能、氢能产业发展的媒体宣传报道力度。组织储能、氢能技术及产品展览会、科普巡游等活动，尤其是科学宣传氢能源的安全使用知识，提高社会公众对新能源发展的认知度和认同感。（责任单位：市发展改革委、市委宣传部、市经信局、市商务局、市科协） 储能、氢能领域制造业的相关支持政策参照《湖州市推动制造业高质量发展实施意见（2023—2025年）》执行，2025年后相关支持政策按新制定的政策执行。 本实施意见自公布之日起30日后施行，有效期至2027年12月31日。对同一事项涉及多项奖励的，按最优惠项执行。