我国自主研发制造的首台实船应用甲醇燃料供给系统研制成功。经测试，船舶甲醇燃料供给系统各项技术指标达到行业领先水平，成功获得由船级社颁发的认可证书。 甲醇是一种船用清洁燃料，具有非常好的经济性和安全性，受到全球航运市场的广泛    青睐。研制成功的国产船舶甲醇燃料供给系统就是船舶能使用甲醇作为燃料的核心设备之一，实现国产化也意味着中国在新能源动力船舶领域有了更强的市场竞争力。 船舶通过使用甲醇作为燃料不仅可实现船舶燃料全生命周期的碳中和，自主研制的新燃料供给系统也将为造船产业链补链，推动绿色船舶自主配套和国产化提供新动能。 广船国际海科院船舶甲醇燃料供给系统根据国际海事组织和船级社有关规则规范，充分考虑甲醇燃料毒性、低闪点的特性，结合用户需求制定设计指标，采用更加安全的供给方案，配备泄漏探测、安全防护等功能，有效确保船舶甲醇燃料的使用安全。 该系统设计充分考虑工作环境及特点，配备了多变量、自适应的反馈控制系统，可根据用户端的需求变化，实时自动调整甲醇的供给温度、流量和压力，确保系统的持续、稳定、安全运行。 其配备的主机仿真测控系统，设计了可视化程度高的人机交互页面，可一键切换工作模式，实时监测系统运行状态，操作更加简单便捷。 同时，该供给系统还充分考虑了船舶空间有限、布置困难等难题，采用了高集成度、紧凑式、模块化的设计理念，优化了设备布置和管路走向，将整个供给系统整合成一个撬块，便于船舶安装的同时减少空间占用，显著增强了甲醇燃料供给系统的船舶适配性和经济性。 据悉，广船国际海科院是粤港澳大湾区成立的首家高端海洋科技研究院。目前已在MR成品油/化学品船、氨燃料、LNG+氢燃料双燃料项目等新型绿色船舶研发领域取得了一定成果。

11月28日，中国电建所属中国水电（马来西亚）有限公司与马来西亚士马勒可再生能源有限公司正式签署马来西亚霹雳州漂浮光伏发电制绿氢及储氢一体化项目EPC总承包合同。士马勒可再生能源有限公司董事长萨西尔·默哈默德·伊萨、公司总经理助理兼亚太区域总部副总经理叶浩亮分别代表双方签约。 签约仪式前，双方进行了亲切会谈，围绕进一步整合优势资源、实现合作共赢达成共识。叶浩亮表示，该项目的规划建设将对废弃锡矿矿湖进行二次开发利用，充分契合“生态优先、绿色发展”方向，对马来西亚实现绿色低碳转型具有重要意义。中国电建将充分发挥自身优势，积极组织资源投入，早日建成项目，为助力士马勒公司成为马来西亚绿氢产业先行者贡献力量。萨西尔对中国电建在新能源领域的雄厚实力表示赞赏，期待双方在该项目上的合作取得成功。 该项目位于马来西亚霹雳州，主要工作内容为漂浮光伏、制氢单元、储氢单元的设计、采购和建设工作，建成后将成为马来西亚首个大规模利用漂浮光伏发电的绿氢生产项目。项目成功中标签约是中国电建在马来西亚国别市场光伏和氢能领域取得的又一突破性进展，是深入践行高质量共建“一带一路”倡议的重要成果，充分体现了中国电建作为全球清洁能源综合服务的龙头企业，在新能源全产业链一体化方面具备的领先优势。 中国电建自1993年进入马来西亚市场以来，累计已承建150余项工程，合同总额超70亿美元。公司承建的巴贡水电站、胡鲁登嘉楼水电站、厦门大学马来西亚分校、沙巴会展中心、登嘉楼马江大型光伏等标志性项目为促进中马经贸合作、推动马来西亚经济社会发展发挥了重要作用。

工业和信息化部的最新信息显示，今年以来，我国氢燃料电池汽车保持良好发展态势，产业进入发展提速的关键期。除了燃料电池汽车产业进入了提速关键期，《共建中国氢能高速行动倡议》于12月1日发布，包括国务院国资委等部门建议在高速公路网络上加快建设加氢站，启动建设中国氢能高速。 今年以来，氢能产业的活跃度明显提升，燃料电池技术和氢燃料电池汽车的发展取得了显著突破，使得氢能作为清洁能源的应用得到了推广。分析师认为，在政策有效落地、产业链降本以及需求进一步释放的背景下，氢能产业有望迎来高速发展，并且伴随着氢能应用边界的不断拓展以及产业链“出海”，预计关键材料的本土化和降本也会有新的突破。 据财联社主题库显示，相关上市公司中： 中持股份 与中国香港华清科技有限公司等股东一起成立华氢能（北京）科技发展有限公司，将引进日本技术，在制氢、储氢和氢燃料电池等领域进行探索。 纳尔股份 拟在上海浦东临港投资设立全资子公司，将旗下的氢能源领域核心零部件项目、氢能源领域关键装备项目、氢能源产业研究院等项目落地临港集团园区。

电堆 氢燃料电池电堆是燃料电池中氢燃料发生化学反应的场所，是燃料电池的核心。燃料电池电堆包括催化剂、质子交换膜、气体扩散层、双极板，以及其他结构件如集流板、密封件、端板等各种部件。电堆成本约占燃料电池系统成本 65% ，所以降低电堆成本是燃料电池汽车商业化的关键。 膜电极组件成本约占燃料电池堆的 56% 。燃料电池电堆由多个单体燃料电池以串联方式层叠组合而成，单体燃料电池由双极板、膜电极组件 MEA ( 催化剂、质子交换膜、气体扩散层 - 碳纸 / 碳布 ) 、密封圈等部件组成。燃料电堆成本构成中，双极板成本占比 28% 、膜电极组件 MEA 成本占比 56% ，其中，催化剂、质子交换膜、扩散层分别占 41% 、 9% 、 6% 。 双极板 双极板在燃料电池堆中的体积和重量占比最大，成本占比 28% 。 主要功能有： (1) 连接单体模块； (2) 分隔反应气体； (3) 收集电流； (4) 散热和排水等。其基体材料需具有强度高、致密性好、导电和导热性能好等特点，材料的选择将直接影响燃料电池的电性能和使用寿命。根据基体材料的不同，双极板可以分为石墨双极板、金属双极板和复合材料双极板。 金属双极板 ：涂层金属（碳基、金属基） 。优势：导电导热性能好，机械性能优越，制造容易，成本低，结构耐久性好，抗冲击和振动、可形成超薄双极板。缺点：易腐蚀。金属双极板因具有更大的功率密度和更为成熟 的生产工艺而成为乘用车应用的主流，丰田 Mirai 、 现代 NEXO 等均采用的是金属双极板 。未来金属双极板须突破金属薄板成型、 表面涂层寿命的关键技术在乘用车市场将有更广阔的发展。 无孔石墨双极板 ：优势：耐蚀性能好，导电导热性能高，化学性能稳定，制造工艺成熟 。 缺点：机械性能差（脆性），质量和体积大，可加工性差，加工成本高。国内石墨双极板发展较为广泛，主要采用 机 加工方式和模压石墨板进行生产，由于石墨双极板寿命长且商用车对于体积比功 率要求相对较为宽松，因此，石墨双极板在商用车领 域应用广泛。但由于石墨板体积大无法制作薄板及 冷起动的问题使得石墨双极板应用于乘用车存在一 定困难。 复合材料双极板 ： 优点：耐腐蚀、体积小、重量轻，强度高 。缺点：电导率高，成本高。复合材料双极板多数处于研究阶段，目前市场上 复合石墨板电堆较少， 主要由于其成本高，工艺复杂， 难以批量生产 。 未来通过改进复合石墨板材料，提高 应用可 靠性，结合金属双极板与石墨双极板的优点也会有较好的应用前景 。 寻找性能优良且成本低廉的双 极板新材 料和加工方法是燃料电池汽车产业化的重要课题。高性能、 低成本模压成型的热固性树脂 / 石墨板和具有优异 性能的金属板是双极板未来发展的趋势。欧美日石墨、金属双极板整体较强，美、英复合材料双 极板处于世界先进水平，国内 石墨双极板部分性能达 DOE(2015 年 ) 性能指标水平，金属和复合材料双极板 提升空间大。 质子交换膜 质子交换膜是一种聚合物电解质膜，在燃料电池中起着传导质子、隔离阴极和阳极反应物的重要作用，在制备 CCM 型膜电极时也被作为催化剂支撑体，是燃料电池的核心器件，也是决定燃料电池性能、寿命及成本的关键部件。在实际应用中，要求质子交换膜具有高的质子传导率和良好的化学与机械稳定性。 催化剂 催化剂是燃料电池的关键材料之一，其作用是降低反应的活化能，促进氢、氧在电极上的氧化还原过程、提高反应速率。由于氧还原反应 (ORR) 交换电流密度低，是燃料电池总反应的控制步骤。目前，燃料电池中常用的商用催化剂是 Pt/C ，由 Pt 的纳米颗粒分散到碳粉（如 XC-72 ）载体上的担载型催化剂。 如何在降 低 Pt 用量的同时保证高耐久性，从而大幅缩减成本，达到“降本增效”的目的，是目前燃料电池 ORR 电催化剂领域的研究重点 。 气体扩散层 空气循环系统 空气压缩机是保证燃料电池高效可靠运行的关键设备。空气循环系统总成本占燃料电池系统的 22% 。主要由空气压缩机、膨胀机、电机、连接管道等组成，工作能耗占燃料电池输出功率的 20~30% 。 一方面，为了保证质子交换膜具有良好的工作特性，要求供气系统供给燃料电池堆的压缩空气绝对干净。另一方面，为了保 PEMFC 具有较好的综合性能，要求供气子系统能够根据燃料电池输出功率的大小及时调整供气量与供气压力，并具有结构紧凑，重量轻，噪声低，可靠性高，能量可回收等特点。 氢气供给系统 氢气供给系统影响车辆的安全性与寿命。优质供氢系统必须具备储氢量大、稳定性好、安全性高等特点，才能保证燃料电池车的高续航里程及耐久性。 车载供氢系统包括压力流量调整元件、氢气泄漏传感器、供氢管路、控制系统、氢气再循环系统等（通常不包括储氢瓶）。供氢系统的工作过程可以分为加氢、储氢和输氢三个过程。  

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。