据国家知识产权局公告，比亚迪股份有限公司取得了一项名为“电解槽端板、电解槽以及制氢设备“专利，这意味着比亚迪从上游制氢环节进一步切入氢能领域，正在布局和探索氢能技术路线。 截至2023年12月31日，全国共有332个绿氢项目处于规划、在建、建成状态，已公布的绿氢规模约为489万吨/年，对应电解槽需求近86GW。中航证券邹润芳指出，按照2025年我国每年实现10-20万吨可再生氢的目标来看，2024年绿氢项目有望迎来密集开工，设备需求将率先释放。天风证券电新团队则认为，当前时间点，氢能赛道中重点看好制氢环节。 据财联社主题库显示，相关上市公司中： 明阳电气主要研发包括氢气压缩机、加氢机、卸气柱、储氢设备、站控系统、管道、阀门等配套的设备和加氢站的建设集成，其中压缩机、储氢罐、加氢机为关键核心设备。 华电重工以可再生能源高效利用、二氧化碳减排利用、工业尾气综合利用为方向，致力于为客户提供制售氢、装备制造、工程总包等一体化服务。

中信证券研报指出，国内绿氢发展有望提速。在技术成熟、成本下降和政策支持等多种因素的驱动下，2024年国内绿氢项目的审批和建设将保持较快的增长，其中2024年国内绿氢电解槽装机规模有望超4GW，同比增长有望翻倍，从而带动产业链出货量的增长。 建议关注电解槽及其产业链相关标的。

美锦能源表示，截至2023年底，公司旗下建成并投入运营的加氢站近20座。公司将在全国规划建设上百座加氢站（含油氢气电综合能源站）。 公司制氢业务目前涉及灰氢、蓝氢、绿氢领域： （1）灰氢：公司全资子公司山西美锦氢能开发有限公司配套建设焦炉煤气制高纯氢项目，一期产能2000Nm³/h焦炉煤气制工业高纯氢项目已投产，二期竣工后制氢产能可达到20000 Nm³/h，销售区域主要覆盖山西省境内。公司全资孙公司滦州美锦新能源有限公司在建14,000Nm³/h焦炉煤气制氢项目； （2）蓝氢：公司参股子公司北京环宇京辉京城气体科技有限公司是2022年北京冬奥会的氢能保供保运单位之一，掌握纯度为7N（99.99999%）的电解水制氢技术和纯度为5N（99.999%）的天然气重整制氢技术。环宇京辉拥有800m³/h天然气制氢装置、500m³/h水电解制氢装置和100m³/h超纯氢气提纯装置等国内先进的生产设备。通过先进技术和设备支持，环宇京辉的蓝氢制备年产能1200万立方米；销售区域主要覆盖京津冀区域； （3）绿氢规划及装备投资：公司通过旗下基金平台投资的山东赛克赛斯氢能源有限公司与山东奥扬新能源科技股份有限公司分别是PEM水电解与碱性水电解技术研发与设备制造公司。此外，美锦能源拟在青岛西海岸新区打造8MW的光伏绿电制绿氢的示范项目，拟与京能科技、国华投资等企业合作在内蒙古、宁东等地发展风光氢储一体化项目，通过光伏和风电制“绿氢”，推动源网荷储、绿电制绿氢。

长城证券研报指出，氢能产业全面推广，绿氢发展进入新纪元。随着我国碳减排、碳达峰等规划的落实，氢能将获得更多发展机会。 上游制氢技术不断创新突破，电解槽制氢技术多线并行将实现兼顾技术先进性与经济性，建议关注电解槽设备企业；中游制氢加氢一体化建设面临成本困境，发展前景广阔，建议关注加氢站建设企业和运氢设备企业；下游FCV产业推动形成规模经济，建议关注FCV创新应用领域的企业。 氢能产业链逐步完善，行业发展环境稳定，利好氢能制造企业。

中信证券研报指出，展望2024年，政策效应有望不断累加，FCEV和绿氢产业链发展均有望提速，产业预期料将得以修复。 按照氢能中长期发展规划目标推算，2024/2025年氢能车产业链市场规模有望连续翻番增长。绿氢新兴应用逐步落地或推动2025～2030年电解槽需求CAGR达到75%。同时，国内制造业优势有望助力设备企业2024年实现规模化出海。

阿联酋国家石油公司(ENOC)将和迪拜水电局(DEWA)合作，在迪拜世博城开设中东首个绿氢燃料站“未来服务站（SSoF）”。 该站点也将成为中东地区唯一一个既提供绿氢，又提供碳氢化合物燃料（汽油和柴油）的服务站，而且还能为电动汽车充电。这个服务站可以在大约7分钟内为大约25辆燃料电池汽车加满燃料。 燃料电池汽车（Fuel Cell Electric Vehicle，简称FCEV），目前燃料电池汽车主要使用氢气作为燃料。汽车发动后，通过燃料电池反应堆将氢气与氧气进行化学反应，产生电能，带动电动机工作，从而驱动汽车行驶。 服务站的氢气将由迪拜水电局(DEWA)在马克图姆太阳能公园的试点工厂提供。该工厂使用1.25兆瓦功率的PEM电解槽，利用太阳能以20千克/时的速度生产绿氢。 迪拜最高能源委员会副主席兼ENOC总裁Saeed Mohammed Al Tayer和ENOC集团的首席执行官 Saif Humaid Al Falasi都出席了这个绿色氢站的落成仪式。 氢能被视为21世纪最具前景的清洁能源之一，阿联酋也同样重视。上个月，阿联酋发布了国家氢能战略，强调了到 2050 年实现净零排放的目标。根据该战略，到2031年，阿联酋氢产能目标达到140万吨/年，包括100万吨绿氢和40万吨蓝氢产能。 实习编辑：高佳宁

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