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&ldquo;加快前沿新兴氢能、新材料、创新药等产业发展&rdquo;，今年氢能产业被首次写入《政府工作报告》，这为已在国内各地如火如荼发展的氢能产业再添新机遇。作为资源富集的石油城，克拉玛依2023年被确定为新疆首批氢能示范区，正瞄准氢能产业转型谋发展。这里能否崛起&ldquo;中国西部氢都&rdquo;？传统能源富集区又如何写好新能源发展文章？克拉玛依努力迈出关键第一步。
在碳达峰、碳中和背景下，我国正加速开发利用氢能这一清洁能源。最近两年，各地密集出台相关规划，谋划和布局氢能产业发展。2023年，新疆发布《自治区氢能产业发展三年行动方案(2023&mdash;2025年)》《自治区支持氢能产业示范区建设的若干政策措施》，将克拉玛依、伊犁、乌鲁木齐、哈密确定为首批氢能示范区。
作为资源富集的石油城，克拉玛依转型发展一直备受关注，当地也将转型发展视为重要的长期课题。眼下，克拉玛依正致力于打造&ldquo;中国西部氢都&rdquo;，当好新疆氢能产业高质量发展的排头兵和先行者。克拉玛依为何选择氢能产业？在发展这项产业方面具备哪些优势？又确定了怎样的发展思路和路径？能给其他资源型城市转型提供哪些参考？去年以来，记者多次走访油城，探究当地&ldquo;氢装上阵&rdquo;转型发展之路。
嵌入优势产业
克拉玛依选择氢能产业绝非盲目跟风，而是基于资源优势、产业结构，有着现实需求、应用基础和发展潜力。在克拉玛依采访，记者多次听到这样的介绍。
克拉玛依因油而生、缘油而兴，自1955年克拉玛依一号井喷出工业油流，宣告新中国第一个大油田诞生以来，石油石化产业始终是其最重要的工业名片。石油石化领域对氢气需求量大，数据显示，坐落在克拉玛依的中石油克拉玛依石化公司、独山子石化公司，年耗氢量分别达4.3万吨、8.9万吨。
&ldquo;目前本地石油石化企业消耗的氢气以天然气为原料生产的&lsquo;灰氢&rsquo;为主，为优化用能结构、实现降碳目标，需以由光电风电等新能源生产的&lsquo;绿氢&rsquo;替代。&rdquo;克拉玛依高新技术产业开发区为当地氢能产业发展重要承载区，高新区管委会副主任葛本亮介绍，克拉玛依发展氢能产业既有现实需求，也具备资源优势，域内风光资源丰富，&ldquo;绿电&rdquo;制&ldquo;绿氢&rdquo;条件成熟、潜力巨大。
&ldquo;绿氢&rdquo;由&ldquo;绿电&rdquo;制取，&ldquo;绿电&rdquo;则由&ldquo;风光&rdquo;转换而来，克拉玛依&ldquo;风光&rdquo;条件如何？统计显示，当地全年可利用日照时数约为1500小时，市域西北部风能资源丰富，规划可用于光伏、风电等新能源建设最大利用面积约5558平方公里，完全可以支撑和保障&ldquo;绿电&rdquo;供应。据测算，克拉玛依可再生能源制氢潜力每年超过百万吨。
在新能源产业发展方面，克拉玛依还重点推动新能源产业由光伏发电向光伏制造全产业链延伸，逐步培育&ldquo;单晶硅&mdash;切片&mdash;太阳能电池&mdash;电池组件&rdquo;产业链。未来，克拉玛依将实现由地产组件生产&ldquo;绿电&rdquo;、再由&ldquo;绿电&rdquo;制&ldquo;绿氢&rdquo;的氢能产业路径，努力打造&ldquo;绿氢&rdquo;产业闭环。
目前，中石油新疆油田公司正在推进风光气储氢一体化项目，规划每年利用风光制取3.4万吨&ldquo;绿氢&rdquo;，建成后有望成为全国规模最大的&ldquo;绿氢&rdquo;制取项目。该项目以光伏发电为电力来源，集&ldquo;绿氢&rdquo;生产、氢能消纳应用于一体，服务石油石化生产。新疆油田公司新能源事业部负责人李蓉介绍，发展氢能首先要考虑消纳，以消纳需求牵引氢能项目布局和发展。
记者采访调研发现，依托石油石化产业并将氢能产业嵌入这一当地主导产业布局中，是克拉玛依谋划氢能产业起步阶段的重要着眼点。从发展态势看，这一部署可谓关键之举，克拉玛依正在形成主导产业带动新兴产业、新兴产业赋能主导产业的良性发展格局，加速驶入氢能产业发展快车道。
在&ldquo;嵌入式&rdquo;发展模式带动下，去年才正式起步的克拉玛依氢能产业接连&ldquo;闯关&rdquo;，龙头重大项目正&ldquo;舞动&rdquo;产业链整体发展。克拉玛依市氢能产业链负责人表示，克拉玛依将围绕&ldquo;风光制氢、石化用氢、氢电供能&rdquo;产业链，推进绿电制氢、绿氢炼化、零碳城区等先行项目，建设&ldquo;新疆氢能港&rdquo;示范区，打造&ldquo;中国西部氢都&rdquo;品牌形象。
拓展应用领域
拓展应用领域，是氢能产业发展的关键。克拉玛依市发展改革委党组副书记、主任于鹏飞说，克拉玛依市将构建&ldquo;制、储、运、加、用&rdquo;的氢能产业生态。
在克拉玛依，除了石油石化产业&ldquo;绿氢&rdquo;需求拉动，这座油城还结合自身资源禀赋和产业发展实际，精心谋划拓展其他氢能应用场景，以实现从&ldquo;氢风&rdquo;徐来到&ldquo;氢风&rdquo;劲吹，为铺开全产业链奠定基础。
克拉玛依市发展改革委产业促进科副科长韩义表示，电化学储能方式受制于时长限制、寒冷地区能量衰减等问题，不太适合地处北疆的克拉玛依，而氢储能依靠&ldquo;电&mdash;氢&mdash;电&rdquo;转化模式，将氢气作为储能介质，有望满足长时段、大容量的储能需求。
另外，克拉玛依正大力发展数字经济和先进制造业，&ldquo;绿电&rdquo;需求旺盛，也可以应用这种&ldquo;电&mdash;氢&mdash;电&rdquo;模式存储和应用电能。今年3月，中国移动(克拉玛依)云计算智算中心正式启用，据中国移动通信集团新疆有限公司克拉玛依市分公司总经理钟波介绍，这是新疆首个智算中心，到今年年底将建成西北地区规模最大的智算中心。
这家智算中心落户的克拉玛依云计算产业园已建成华为云服务数据中心、中国石油数据中心(克拉玛依)等大型数据中心项目，总体承载能力位居西北前列，算力中心产业初具规模。克拉玛依计划围绕云计算产业园电力需求，探索&ldquo;风光制氢+数据中心绿色电源&rdquo;创新应用，每年提供4亿千瓦时以上稳定&ldquo;绿电&rdquo;，致力于打造新疆首个纯&ldquo;绿电&rdquo;零碳数据中心。
克拉玛依还将现有产业基础与扩大&ldquo;绿氢&rdquo;产能紧密结合起来，发展&ldquo;绿氢&rdquo;下游化工产业。按照规划，当地将生产绿色甲醇、绿氨等化工原料，拓展绿色醋酸等下游化工产业链；探索合成氨、绿色航煤等&ldquo;绿氢&rdquo;下游化工产业。2023年以来，在发展&ldquo;绿氢&rdquo;下游化工方面，克拉玛依与国电投绿能科技发展有限公司对接，谋划建设10万吨绿色甲醇制备基地；与中能建等企业对接，谋划建设绿氨、绿色航煤等项目。
在推进交通运输结构绿色转型，倡导绿色出行背景下，绿色交通也成为克拉玛依氢能应用重要领域。克拉玛依石油石化工业运输量大，交通领域节能减排潜力大，未来数千辆重型卡车的用能可用氢燃料电池替代。该市交通运输局负责人介绍，今年，304路公交线将由氢能源车型运行，成为全市首条氢能源公交线路，为探索和推广氢能公交应用前景积累经验。
未来3年，几十家氢能领域企业将落地克拉玛依，其中有望诞生未来氢能行业的龙头企业。上海嘉定氢能港是国内首个氢能产业园，嘉定氢能港总经理、上海安亭氢能科技集团有限公司董事长邱鹏经实地调研分析认为，5年内，克拉玛依与氢能相关的产业总营收可达千亿元级。
培育产业品牌
去年发布的《克拉玛依市氢能产业发展三年行动计划(2023&mdash;2025)》出台&ldquo;氢二十条&rdquo;支持政策，并明确提出&ldquo;到2025年，初步建成功能配套齐全、引领带动作用强的新疆氢能港，打造新疆氢能产业示范区，形成以&lsquo;中国西部氢都&rsquo;为名片的国家级氢能产业示范城市格局&rdquo;，这意味着当地以培育产业品牌为引领，推动氢能产业迈向高质量发展。
产业品牌是区域经济名片，折射出该区域的特色产业潜力或亮点。有专家认为，以产业品牌建设为抓手，从无到有培育新兴产业，不仅有利于促进产业集聚，高水平构建产业链条，还能迅速提升区域产业知名度，有利于招商引资、引进项目，助力产业加速聚链成势，释放发展动能。
克拉玛依计划到2025年实现氢能产业显著扩大规模，计划培育和引进20家优质企业，相关产业规模突破300亿元，实施一批重大产业化项目，建设一批绿色氢化工示范场景，建成1个零碳数据中心、1个零碳城区。为此，该市所辖各区立足特色优势，分类推进氢能产业发展。
克拉玛依市发展改革委党组副书记、主任于鹏飞介绍，克拉玛依区将构建&ldquo;一体两翼&rdquo;氢能产业生态格局，即以新能源发电为前端，氢能发电为核心，打造燃料电池装备零部件制造基地；深度融合数字经济和智能制造，形成&ldquo;绿电+数据中心&rdquo;&ldquo;绿电+智能制造&rdquo;的园区产业循环模式，并致力于发展氢能产业总部经济和科创中心。白碱滩区围绕氢气制、储、运、用等方面，重点向加氢炼化、绿色甲醇制备等方向延伸，推进氢储能调峰电站示范项目，建设&ldquo;绿氢&rdquo;装备制造基地；独山子区围绕&ldquo;绿电&rdquo;制氢、&ldquo;绿氢&rdquo;化工、氢燃料电池汽车等，推动氢能产业发展；乌尔禾区依托旅游资源，探索氢能在文旅领域的相关应用。
克拉玛依市还计划建设氢储能电站新型储能示范项目，通过&ldquo;电解水制氢、氢储能、氢燃料电池供能&rdquo;这一路径实现&ldquo;绿电&rdquo;和&ldquo;绿热&rdquo;的稳定输出。该项目将风光制氢和氢能发电相结合，预计将带动绿氢制备、氢燃料电池等全产业链集群发展。
筑牢产业基础
培育新兴产业，不仅要立足当前，也应注重着眼长远，重在政府部门主动作为，因地制宜、充分调研，进行顶层设计和前瞻布局。
为此，克拉玛依市坚持高位推动，系统谋篇布局，为氢能产业发展提供重要组织保障和政策保障，搭建和完善支撑产业发展的&ldquo;四梁八柱&rdquo;。该市成立了氢能产业推进工作领导小组，强化各区、部门间协作和企业项目服务；邀请学者、企业家等参与组建氢能产业战略咨询专家委员会。
2023年是克拉玛依市推动氢能产业起步年、关键年，当地将氢能作为深化&ldquo;一主多元&rdquo;产业发展、助力资源型城市转型升级的战略方向，出台《克拉玛依市支持氢能产业发展的有关扶持政策》等多项政策，系统谋划和推进氢能产业发展。在&ldquo;四梁八柱&rdquo;的有力支撑下，克拉玛依明确了今年发展目标，即推进氢能产业项目10个以上，引进落地领军企业20家以上，力争氢能相关产业投资规模超过50亿元，&ldquo;绿氢&rdquo;产能超过2万吨。
着眼于提升本地氢能产业知名度和影响力，推动氢能产业高质量发展，克拉玛依去年组织举办了&ldquo;2023中国西部氢能大会&rdquo;，会上发起成立了新疆氢能产业发展联盟，建立启动了10亿元规模的氢能产业基金，40个氢能产业合作项目完成签约，总签约额达380亿元，涵盖资源配置、装备供应、技术合作等领域，为氢能产业的发展奠定了坚实基础。
筑牢&ldquo;四梁八柱&rdquo;，才能&ldquo;氢装上阵&rdquo;。克拉玛依强化氢能产业发展要素保障，推动设立和完善技术研究平台、产业中试平台、检测试验平台、数据服务平台等，护航全产业链发展；依托产业中试平台，建成&ldquo;千吨级固定床高压加氢中试平台&rdquo;，重点突破费托蜡合成产物加氢改质关键技术。&ldquo;我们着力让科技成果更好落地，推动氢能科技项目从实验室迈向实际应用、走向市场，已完成一系列项目中试，现在还有一批氢能项目将开展中试。&rdquo;氢能产业中试平台运营企业&mdash;&mdash;克拉玛依市先进能源技术创新有限公司总经理助理银星说。
培育氢能产业，须向新向实并举。克拉玛依以本地市场需求为基础，重点培育氢能装备制造业，打造氢能装备制造产业园区。&ldquo;我们将围绕电解槽、氢燃料电池、储氢罐、膜电等氢能关键装备及核心零部件领域，吸引一批高新技术企业落户，建设丝绸之路经济带核心区氢能装备中心。&rdquo;葛本亮说。(经济日报记者 乔文汇)

瞄准氢能产业转型谋发展——对新疆克拉玛依的调查

氢能和燃料电池产业迎来新的发展机遇。4月21日，中国科学技术协会主席万钢在2024世界内燃机大会上致辞称，作为氢能应用最直接的突破口，燃料电池发动机技术加速创新和推广应用，将加速商用汽车电动化、低碳化进程。
今年以来，四川、山东、河南、广东等地发布氢能产业支持政策，特别是加强氢能在交通领域的示范应用，氢能技术产业化进程进入&ldquo;快车道&rdquo;。多位业内人士认为，在政策的推动下，氢能汽车推广应用将加快。
强化燃料电池技术研发
&ldquo;以氢能燃料电池引领内燃机创新发展，适度超前建设氢能供给体系，以重大科技示范工程加速燃料电池发动机技术的创新和推广应用，将加速商用汽车电动化、低碳化进程。&rdquo;万钢表示。
中国能源研究会理事长史玉波在接受中国证券报记者采访时表示，氢能与燃料电池技术的发展及应用，将成为推动我国经济社会发展的新动能，应围绕氢能与燃料电池技术，加强技术研发，完善关键材料及核心部件布局，强化供给侧综合实力。
从上市公司层面看，业务涉及氢燃料电池装备产品的科威尔业绩表现喜人。2023年，公司实现营收5.29亿元，同比增长41%；归母净利润为1.17亿元，同比增长88.14%。公司表示，燃料电池行业需求有所回暖，制氢电解槽行业火爆，公司氢能板块收入同比增长35.97%。
亿华通主营燃料电池系统的研发和销售，目前盈利能力欠佳。2023年，公司营收为8.01亿元，同比增长8.48%；归属于上市公司所有者的净亏损为2.43亿元。在氢燃料电池方面，亿华通已与头部整车厂商开展合作。
东北证券研报显示，今年一季度，我国氢燃料电池车产销量达到历史同期最高水平。中汽协数据显示，一季度氢燃料电池车产销量均迈上千辆大关，分别同比增长33.4%和14.7%。
业内人士认为，伴随氢燃料电池车和用氢成本稳步下降，今年氢燃料电池车投放有望超过2023年。中汽协数据显示，2023年全国氢燃料电池汽车产销量分别为5668辆和5805辆，分别同比增长55.3%和72%。
推动氢能源车示范应用
多地以应用为导向，推动氢能产业发展。
4月16日，四川省研究进一步推动绿氢全产业链发展及推广应用工作会议召开。四川省省长黄强表示，促进水风光氢天然气等多能互补，深化拓展绿氢全产业链布局，大力推广示范应用，积极抢占未来新赛道。
四川省交通运输厅有关负责人表示，下一步将加大引导力度，探索氢能源汽车通行高速公路费用全免，同时鼓励有条件的城市全域推进氢能源设备更新。
在此之前，山东省交通运输厅、山东省发展改革委、山东省科学技术厅三部门发文称，自2024年3月1日起，对本省高速公路安装ETC套装设备的氢能车辆免收高速公路通行费，试行2年。
&ldquo;降低氢能车辆运营成本，将直接调动相关企业的积极性。&rdquo;济南绿动氢能总经理陈颖在接受记者采访时表示，来公司咨询氢能车租赁业务的客户显著增加，公司将积极搭建更多应用场景，推动氢能车辆市场化推广等相关工作。
近年来，我国氢能产业发展明显提速，《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》等专项政策接连出台，燃料电池及其关键零部件技术逐步成熟并实现产业化应用。
随着氢能产业发展向纵深推进，产业链面临新的问题和关键卡点。
亿华通董事长张国强在接受中国证券报记者采访时表示，氢能应用尚处于早期阶段。氢能储运以高压气态方式为主，储运效率低。同时，基础设施不健全，进一步阻碍了氢能产业发展。张国强建议，继续扩大燃料电池汽车示范城市群数量，将经济基础好、氢源丰富、产业配套基础好的地区纳入燃料电池汽车示范城市群，推广燃料电池汽车。
完善加氢站网络布局
今年3月，国家能源局印发的《2024年能源工作指导意见》提出，编制加快推动氢能产业高质量发展的相关政策，有序推进氢能技术创新与产业发展，稳步开展氢能试点示范，重点发展可再生能源制氢，拓展氢能应用场景。
近期，氢能产业发展持续取得突破。4月17日，中国证券报记者从中国石化获悉，中国石化的两台氢能重卡近日成功完成从北京到上海的跨省长距离运输测试。
业内人士透露，氢能重卡具有补能速度快、适合长途重载运输的特点。此前，受加氢站站点不足等因素影响，氢能重卡局限于短途公路运输等相关场景。本次由中国石化主导的氢能走廊全程超1500公里，氢能重卡的应用取得里程碑式进展。
中国石化方面介绍，公司依托传统加油站网络优势，布局加氢站网络。&ldquo;下一步，公司将联合整车企业、氢燃料电池系统企业、大型物流企业、氢能源及加氢站运营企业等，逐渐连点成线、连线成面，巩固和完善氢能产供储销网络，持续探索可推广、可持续的商业模式，引领氢能产业链高质量发展。&rdquo;
3月21日，由中车长春轨道客车有限公司自主研制的我国首列氢能源市域列车在吉林长春完成试跑。这是我国首次实现时速160公里氢能列车全系统、全场景、多层级性能验证，标志着氢能在轨道交通领域应用取得新突破。
中车长客国家轨道客车工程研究中心新技术研究部副部长王健介绍，此次氢能源市域列车成功完成试跑，实现了列车全场景、多层级性能验证，为今后进一步开展更高速度等级、更长续航里程的氢能源动力列车研发打下了良好中国证券报基础。（刘杨）
来源：中国证券报

氢能汽车推广应用有望加快

记者今天(4月19日)从中国石化获悉，两辆以氢为燃料的汽车，日前实现了北京到上海，1500公里长距离运输测试，这是我国氢能车辆首次大范围、长距离、跨区域的实际运输测试。
本次长距离运输测试的氢能车，装备了180千瓦氢燃料电池系统，搭载货物为氢燃料电池冷却液、柴油车尾气处理液等环保科技产品，整车重量达28吨。车辆从北京大兴出发，历经两天时间，横跨六个省市，最终抵达上海。
中国石化销售公司新能源管理部副经理周金广介绍，全程大约在1500公里左右，在沿途7个加氢站进行了加氢测试。
氢能汽车是以氢为燃料的汽车，它与纯电动汽车都属于新能源汽车。氢能车辆补能速度快、在长途重载上具有优势，但多年来受限于加氢站网络和续航能力，氢能交通仍局限在一省或一域。为了实现长距离、跨区域氢能运输，近年来，我国加快布局加氢站网络。目前，我国已初步实现京津、成渝、沪嘉甬、济青和汉宜等多条高速氢能通道。
我国氢燃料电池汽车产销量高速增长
氢能汽车是以氢为燃料的汽车，是绿色低碳发展的重要载体。近年来，我国氢燃料电池汽车产销量高速增长，我国建成加氢站数量居世界第一。
数据显示，2023年，我国氢燃料电池汽车产销量分别达到5600和5800辆，同比增长55.3%和72.0%，产销量均保持高速增长。
周金广介绍，中国氢能汽车目前大概21000辆左右，同时，氢燃料电池汽车的成本也在快速下降，为氢能交通的发展奠定了非常好的基础。
我国加氢站网络不断完善，为氢能汽车的发展提供重要支持。截至目前，全球累计已经建成加氢站达到1152座，其中我国累计建成加氢站428座，居世界第一，我国已有30个省市有加氢站。
下一步，我国将继续推进加氢站的建设。联合整车企业、氢燃料电池系统企业、大型物流企业、氢能源及加氢站运营企业等，逐渐连点成线、连线成面，完善氢能产供储销网络，引领氢能产业链高质量发展。
(总台央视记者 张伟 苟澜弋)
【编辑:刘欢】

北京→上海！我国氢能车辆首次完成千里跨区域运输测试

4月21日电，2024世界内燃机大会4月20日在天津开幕。
中国科学技术协会主席万钢在致辞中说，以混合动力驱动内燃机融合发展，以氢基燃料为代表的全生命周期碳中和燃料具有较强的碳减排潜力，将成为实现汽车工业碳中和乃至零排放的重要途径。以氢能燃料电池引领内燃机创新发展，适度超前建设氢能供给体系，以重大科技示范工程加速燃料电池发动机的技术创新和推广应用，加速商用汽车电动化、低碳化进程。

万钢：适度超前建设氢能供给体系 加速燃料电池发动机的技术创新和推广应用

转自：经济日报
今年《政府工作报告》提出&ldquo;加快前沿新兴氢能、新材料、创新药等产业发展&rdquo;，这是氢能首次作为前沿新兴产业被写入《政府工作报告》。氢位于元素周期表之首，是宇宙中分布最广泛的物质，被视为重要能源载体，是战略能源的发展方向。百余年前人类就开始尝试利用氢能，我国也较早展开了氢燃料电池技术研究示范，并初步建立了氢能产业链。现阶段专门提出&ldquo;前沿新兴氢能&rdquo;概念有何意义？前沿新兴氢能到底新在哪？
从能源性质看，氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，对减少二氧化碳等温室气体排放、实现碳达峰碳中和目标具有重要意义。从资源禀赋看，我国可再生能源装机量居世界首位，在清洁低碳氢能供给上具有巨大潜力。从产业发展看，氢能产业技术密集、覆盖面广、带动效益强，一些主要发达国家和经济体已将氢能视为能源转型的重要战略选择。持续加大投入、加强布局，抢占氢能产业发展制高点，将为我国经济高质量发展注入新动能。
提升氢能产业核心竞争力，关键要从&ldquo;四新&rdquo;发力。
氢气来源新。解决氢从哪里来的问题是氢能产业发展的基础，不新增碳排放是发展氢能产业的前提。氢本身并不是新事物，在化工领域早有成熟应用，且规模庞大。但目前绝大多数氢气是通过煤炭、天然气等化石能源转化而来的，生产过程中会产生大量碳排放。从长远发展看，可再生能源制备绿氢规模潜力更大，更加清洁且可持续，但目前我国绿氢占比仅为1%。绿氢替代的核心在于降低制备成本，要尽量在风光资源丰富的地区优先布局制氢项目，加快提高可再生能源制氢转化效率和单台装置制氢规模，提升制氢设备对新能源的适应性，推进固体氧化物电解水制氢、光解水制氢、海水制氢、核能制氢等技术研发。
储运方式新。我国西部地区风光资源丰富，适合建设大规模低成本制氢基地，但氢能需求更多集中于中东部地区，实现大规模高效储运是绿氢普及的关键。我国现阶段主要以高压气态长管拖车运输为主，单车运载量约300公斤氢气，经济运输半径不超过500公里，导致储运成本在氢气终端售价中占比较高。氢能产业链与天然气高度相似，未来大规模氢能流转可采取&ldquo;液氢罐车+管道长输&rdquo;模式。液氢相较于普通气态氢所需的体积更小，能够大幅降低储存场所和运输成本，要积极推动低温液氢储运规模化发展；同时，探索固态、有机液体等储运方式应用，开展掺氢天然气管道、纯氢管道等试点示范。
应用模式新。没有主力应用场景，就很难形成产业规模，经济性和商业化也无从谈起。从目前各地规划和实际发展来看，氢能应用高度集中于氢燃料电池汽车，过于单一。燃料电池汽车推广进度较慢，也在一定程度上影响了行业发展信心。实际上，氢能应用市场潜力巨大，在能源、交通、工业、建筑等领域都有着广阔发展前景。要重点推进氢燃料电池中重型车辆应用，探索氢燃料电池在船舶、航空等领域示范应用；发挥氢能长周期、大容量储能优势，探索培育&ldquo;风光水电+氢储能&rdquo;一体化应用新模式；探索开展可再生能源制氢在合成氨、甲醇、炼化等行业的示范，营造形式多样的氢能消费生态。
技术装备新。一个产业如果不能掌握核心技术装备，规模化发展后就容易受制于人。目前，我国氢能产业处于发展初期，相较于国际先进水平，仍存在产业创新能力不强、技术装备水平不高、部分关键核心零部件和基础材料依赖进口等问题。必须围绕氢能产业高质量发展重大需求，聚焦短板弱项，持续加强基础研究、关键技术和颠覆性技术创新，适度超前部署一批关键核心技术突破项目，重点突破大规模氢液化、先进燃料电池、新型高效电解槽技术，加快质子交换膜、催化剂等材料创新。只有不断突破关键核心技术并在市场应用中迭代升级，才能保持产业链供应链安全稳定。
今年以来，围绕氢能的政策支持信息不断，多地积极推动氢能产业发展，重大项目纷纷落地，政策力度也有重大突破，氢能产业的含&ldquo;新&rdquo;量有望不断提升。（本文来源：经济日报 作者：王轶辰）

前沿新兴氢能新在哪

4月15日下午，合肥市蜀山区与Fortescue签署合作协议，Fortescue Energy氢能系统中国总部落户合肥。
安徽省委常委、市委书记张红文与Fortescue氢能制造系统首席执行官卡梅隆&middot;史密斯会谈并见证签约。

Fortescue Energy氢能系统中国总部落户合肥

4月12日电，从上海嘉定安亭镇获悉，4月11日，国内首个氢能产业投资联盟在上海嘉定安亭揭牌成立。
嘉定氢能港作为上海首批的26个市级特色园区之一，在引领中国氢能产业集聚发展上已起到一定示范作用，园区目前已入驻近60个氢能源和汽车智能化产业项目，总投资超过100亿元。

国内首个氢能产业投资联盟在上海嘉定成立

4月15日电，德国总理朔尔茨14日表示，德中企业在&ldquo;氢&rdquo;技术领域的合作给他留下深刻印象，德方愿继续深化德中友好交往，推动双方合作迈上新台阶。
14日上午，朔尔茨乘飞机抵达重庆，开始对华正式访问。当天，朔尔茨参观了中德合资企业、中德水监测项目等，并与相关企业、机构代表在现场进行了互动交流。

德国总理朔尔茨：德中企业在“氢”技术领域的合作令人印象深刻

中国储能网讯：随着全球能源转型步伐加快，非洲逐步展现出在氢能发展方面的潜力和优势。&ldquo;非洲新闻网&rdquo;报道称，目前非洲至少有12个国家正在开展氢能项目建设，19个国家针对氢能产业制定了专门的监管框架或国家战略。埃及、摩洛哥、纳米比亚等国积极拥抱氢能技术、发展绿色产业，以实现能源转型、环境保护与经济增长等多重目标。
制定战略规划 加大开发力度
氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，被认为是能源转型的一个重要选择。根据国际氢能委员会发布的《氢能源未来发展趋势调研报告》，到2050年全球氢能需求将增至目前的10倍，氢能产业链产值有望超过2.5万亿美元。
近年来，多个非洲国家加快发展氢能产业。摩洛哥2021年制定绿氢路线图，目标是到2030年使绿氢产量占到全球需求的4%。今年3月，摩洛哥发起&ldquo;摩洛哥提议&rdquo;计划，将投入100万公顷土地用于建设绿氢项目，以将该国打造成地区主要绿氢生产和出口国。摩洛哥政府说，已有约100家国内外投资机构对该项目表示了投资兴趣。
埃及2023年成立国家绿色氢能委员会并启动《国家绿色氢能战略》，目标是到2035年将可再生能源发电量占比提高到42%。目前，埃及正在筹备中的绿氢项目有21个。今年2月，埃及政府与国际开发商签署了7项谅解备忘录，计划在苏伊士运河经济区开发绿氢和可再生能源项目。埃及规划和经济发展部部长哈拉&middot;赛义德表示，预计这些项目试点阶段的投资额约为120亿美元，第一期投资约290亿美元，该项目的推进有助于实现埃及国家绿氢战略目标。
南非2022年公布了国家氢能发展路线图，计划横跨莫科帕内、约翰内斯堡、德班打造氢气生产和出口基地&mdash;&mdash;&ldquo;氢谷&rdquo;，形成一个完整的氢生态系统。莫桑比克政府今年2月公布能源转型战略，提出到2030年成为南部非洲氢能生产的引领者。吉布提政府表示，将制定绿色氢能发展战略和路线图，加大氢能开发，除了为通过曼德海峡的船舶提供清洁燃料，还将大量用于出口，以实现经济的可持续和包容发展。
2021年11月，在《联合国气候变化框架公约》第二十六次缔约方大会期间，非洲绿色氢能联盟宣布成立，并于2022年5月正式启动。联盟旨在为氢能发展领先的地区国家搭建合作平台，带动整个非洲大陆的能源转型。目前，该组织成员国有埃及、肯尼亚、毛里塔尼亚、摩洛哥、纳米比亚、南非、吉布提和尼日利亚等国。
自然资源丰富 发展潜力巨大
2023年9月，非洲第一座绿氢工厂在纳米比亚沿海城镇吕德里茨的丘卡卜国家公园正式奠基。该项目耗资35亿纳元（约合1.85亿美元），包括建设一个占地10公顷的太阳能基地、一座绿氢生产工厂、一个加氢站和一所绿氢研究院等。项目全面投入运营后，预计每年将生产35万吨氢气，在满足纳米比亚国内需求的基础上，还将出口到其他国家和地区。当地官员巴尔罗阿表示，发展绿氢项目将为城市发展注入重要动力。纳米比亚财政和公共企业部部长利蓬布&middot;希米表示，纳米比亚拥有丰富的太阳能、风能等可再生能源，实施绿氢战略有助于应对气候变化等挑战。
发展绿氢能源，非洲大陆拥有得天独厚的自然条件。德勤公司发布的相关报告显示，北非、南美、中东和撒哈拉以南非洲是全球绿氢潜力最大的地区，&ldquo;预计到2050年，这4个地区的氢能产量将占全球总量的45%&rdquo;。国际能源署相关报告显示，非洲太阳能、风能和水能储量分别占全球的40%、32%和12%。欧洲投资银行顾问多纳尔&middot;坎农表示：&ldquo;绿氢生产需要大量可再生能源电力，阳光充沛的非洲是绝佳的制氢地点。&rdquo;行业分析机构睿咨得能源清洁技术分析师拉杰夫&middot;潘迪认为：&ldquo;非洲丰富的矿产储量对电解槽生产至关重要，该地区可再生能源发展潜力巨大。&rdquo;
非洲大陆人口众多，能源需求不断增加。发展绿氢产业，有望满足日益增长的能源需求，还可创造大量就业机会，推动经济发展。阿联酋清洁能源巨头马斯达尔公司在一份关于非洲绿色能源的报告中认为，到2050年，非洲丰富的太阳能和风能资源每年可生产3000万至6000万吨绿氢，为非洲创造190万至370万个就业岗位。
加强国际合作 助力能源转型
国际氢能协会主席谢菲尔德认为，目前全球发展氢能产业还面临一系列挑战，需要更加先进的制氢技术，进一步优化绿氢制备的流程和设备，并加大投资力度。
非洲发展氢能也面临不少现实挑战。一是技术和人才方面仍存在短板，氢能研发和生产水平亟待提高；二是配套基础设施有待完善，一些地区国家拟打造绿氢产业链，然而项目配套的氢气接收站、地上储存等基础设施还不健全；三是缺乏资金，非洲绿色氢能联盟的研究认为，到2050年，联盟成员国打造氢能经济将需要4500亿至9000亿美元投资，这需要国际社会的大量参与和支持。
非洲碳交易所董事韦斯利&middot;道格拉斯表示，多数非洲国家正处于能源转型的关键时期，这既是非洲通过发展可再生能源助推经济振兴的良机，也是国际社会与非洲国家实现互利共赢的契机。
2023年，德国、埃及、阿联酋、毛里塔尼亚签署了一份总额达340亿美元的氢能合作谅解备忘录，将在毛里塔尼亚首都努瓦克肖特投建一个装机容量达10吉瓦的电解槽，每年生产800万吨绿氢用于出口。2022年，欧盟与摩洛哥、埃及、纳米比亚签署协议，将在这些国家开发绿氢并向欧盟出口。
中国积极参与非洲氢能及其他新能源产业发展。中国能源建设集团分别与埃及、摩洛哥签署绿氢项目合作备忘录，拟在摩洛哥建设光伏、风电和年产量140万吨绿氨（约合32万吨绿氢）项目，拟在埃及建设光伏、风电、年产量14万吨的电解水制氢、合成氨以及配套的储存和处理设施项目。近日，中国建筑集团与韩国一家企业以联合体形式与埃及新能源和可再生能源局、埃及输电公司、埃及苏伊士运河经济区管理局及埃及主权基金签署谅解备忘录，将在埃及开发绿氢和绿氨。项目计划投资19亿美元，将建设250兆瓦电解水系统，计划年产5万吨绿氢和25万吨绿氨，预计2029年投入商业运行。
摩洛哥前经济与财政大臣瓦拉卢在接受本报记者采访时说，非中氢能合作潜力巨大、前景广阔。非洲有发展氢能的资源禀赋，但缺乏技术和资金，中方正积极助力非洲实现能源转型。

非洲多国探索发展氢能产业

中国储能网讯：作为构建清洁低碳、安全高效能源体系的重要一环，氢能在全球范围内的关注度稳步提升。截至2023年底，全球已有包括中国在内的50余个国家和地区发布国家级氢能发展战略，提出了氢能发展和利用的中长期目标。
作为全国首批燃料电池汽车示范城市群核心城市之一，深圳以氢能产业作为实现碳达峰目标和做大做强绿色产业的重要抓手，紧抓产业发展窗口。目前，深圳已经聚集近200家氢能产业链相关主体，自主创新能力居全国领先地位。
深圳氢能产业链形成规模效应
自2016年起，深圳率先布局氢能与燃料电池产业，将其作为绿色低碳产业发展关键领域及能源转型着力补齐的关键技术短板之一。目前，深圳已拥有较完备产业发展基础与国内领先的产业创新氛围。
深圳市氢能与燃料电池协会发布的《深圳市氢能与燃料电池产业发展报告（2023）》显示，截至今年1月，深圳市共有近200家氢能产业相关企业、科研院校、行业组织及相关科技创新平台，逐步形成全国领先的以行业领军企业牵头、产学研深度合作、上下游协同的产业发展态势。产业专利申请方面，广东省氢能与燃料电池产业专利申请量超1万件，全国排名第三，深圳氢能与燃料电池产业专利申请量3665件，排名全省第一，展现出很强的创新活跃度。
深圳企业研发与创新能力雄厚，技术发展、示范应用及市场占有率处于国内领先地位，共有国家专精特新&ldquo;小巨人&rdquo;3家，市专精特新企业近20家，已搭建完备的产业链条，涵盖碳纸、催化剂、膜电极、双极板、电堆、整车在内的关键材料、核心零部件、下游产品及高端装备制造等环节。
与前一年相比，2023年深圳市产业链各个环节布局企业均有增长，尤其与氢气供应相关的企业数量增速最快。2023年，氢气制、储、运、加相关企业数量增长近50%，主要集中在电解水制氢设备领域；燃料电池及系统相关企业增长数量最多，新增24家，增长幅度近43%。
发挥创新资源优势壮大发展动能
氢能上中下游企业在深圳形成集聚效应，构筑了完整的产业生态，与深圳定位成为氢能产业技术策源地、先进制造集聚高地、多场景应用示范基地的发展目标相符。
在科研基础方面，深圳重点依托市内高等院校筹建氢能科学院，不断开展氢能重大技术突破及顶尖人才引进和培育，包括深圳大学、南方科技大学、深圳清华大学研究院、中山大学等高层次人才、科研实力和技术积累为产业科技研发创新提供有力支撑。
标准制定方面，深圳市部分科研院所、行业组织及企业已参与超过20项国家标准、地方标准、
行业标准、团体标准建设，覆盖关键材料、制氢、氢储运、燃料电池、系统及相关核心部件、氢安全、加氢站管理等。
在场景资源方面，深圳作为国家低碳试点城市，是全国电子信息、新能源汽车等产业集聚基地，
拥有港口、物流、园区、城际交通、民用便携式设备、发电、工业利用、储能等广阔的市场资源， 氢能应用示范场景丰富。
&ldquo;深圳在氢能与燃料电池产业发展过程中，通过良好的产业、技术、创新、人才、资本、市场等资源，为产业聚集提供了沃土，有效吸引和促进产业协同、上下游联动，提高区域竞争力，促进区域创新发展。&rdquo;深圳市氢能与燃料电池协会秘书长张祎莹表示。

深圳氢能产业链主体近200家

4月8日讯：为破解新能源消纳难题，绿色氢氨醇一体化项目正在取代此前单一的并网发电项目，成为东三省新能源产业开发新的方向。据记者粗略统计，近半年来，已有约20个氢氨醇一体化项目在东三省备案或签约。
对此，一家风电整机企业的相关负责人表示，与新能源装机规模飞速提升相比，电网规划相对滞后，越来越多的增量绿电难以消纳，而氢能是全球绿电转化最成熟的商业模式，绿氢及其衍生出的绿醇、绿氨，将成为这些海量离网绿电的最终归宿。
中国天楹（000035.SZ）相关负责人同样对记者表示，振兴东北必须发展新质生产力，需要依托当地资源进行高端产业化的落地，发展风光储氢醇一体化项目就是依托当地丰富的风光资源和生物质秸秆资源进行高端产业化的战略布局。&ldquo;风光储氢醇一体化项目符合国家产业政策，符合国际航运和交通燃料绿色化的发展潮流，产业技术成熟，绿色金融、保险资金、产业基金等投资主体投资热情高涨，行业将迎来快速发展期。&rdquo;
绿色氢氨醇项目密集落地
近一阶段，绿色氢氨醇一体化项目密集落地东三省，其中，多个项目投资总额在百亿元以上。
去年12月22日，东北电力设计院有限公司与能建绿色氢氨新能源（松原）有限公司成功签订中能建松原氢能产业园（绿色氢氨醇一体化）项目EPC总承包工程。
公开信息显示，该项目是吉林省打造&ldquo;中国北方氢谷&rdquo;和&ldquo;陆上风光三峡&rdquo;的重要工程。项目总投资296亿元，规划年产绿氢11万吨，绿氨/醇60万吨，配套建设电解槽装备制造生产线、综合加能站，设立氢能研究院，基本涵盖制氢、储氢、运氢、加氢、氢能化工、氢能装备全产业链条。
今年1月29日，哈尔滨市双城区又与中能建氢能源有限公司签署&ldquo;哈尔滨市双城区风光氢氨醇一体化项目&rdquo;合作协议，计划投资300亿元，打造全产业链条。
4月2日晚，中国天楹发布公告称，全资子公司安达市天楹新能源有限公司与黑龙江省安达市政府签署投资合作协议书。根据协议安排，安达天楹拟在安达市投资新建&ldquo;安达市天楹风光储氢氨醇一体化项目&rdquo;，项目总投资为169.5亿元。
据公告，该项目新能源装机容量1.8GW，其中风力发电1.4GW、光伏发电0.4GW，配套建设重力储能等综合储能140MW/280MWh；绿氢装置规模10万吨/年，氨装置规模3.8万吨/年，甲醇装置规模62万吨/年。
中国天楹相关负责人表示，清洁能源具备较好的市场需求前景，安达地区风光自然资源禀赋突出，地方政策支持度高，产业发展速度和投资时机较好，可以说，目前打造&ldquo;风光储氢氨醇一体化项目&rdquo;的天时、地利、人和三要素均齐备了。&rdquo;
&ldquo;荷随源动&rdquo;成发力点
优质的风光资源是&ldquo;香饽饽&rdquo;，自然会引来诸多市场主体的&ldquo;垂诞&rdquo;。为了拿下东三省的相关项目，成功卡位，相关企业也是使出浑身解数，抢占地盘。
比如，中国能建（601868.SH）投资建设的吉林松原氢能产业园（绿色氢氨醇一体化）项目采用风光氢氨醇一体化匹配技术、多稳态柔性合成氨技术、CO2+H2制绿色甲醇技术、零碳排放集中供热技术等多项全球领先技术。
中国能建方面表示，该项目可做到&ldquo;荷随源动&rdquo;，实现新能源电力与化工深度融合发展，推动可再生能源就地消纳和高附加值转化。
中国天楹相关负责人表示，公司在东北布局风光储氢醇一体化项目，拥有自主研发的相关核心技术，包括重力储能技术、风光电耦合技术以及荷随源动、源随荷动技术等，可以确保新能源直供模式下的能源消纳，有力地保证了本项目的稳定运行。
重力储能技术是中国天楹撬动行业资源的重要抓手。据悉，公司重力储能技术具备天然的转动惯量和短路电流支撑能力，可实现对弱电网的强力支撑。
该负责人进一步表示，为降低项目建设运营过程中可能会遇到的技术、市场、政策、融资和运营风险等，公司会在项目启动前进行详尽的要素、市场、技术调研，在此基础上建立全面的风险评估体系；探索多元化的融资渠道以降低单一融资带来的风险。&ldquo;并将项目分为多个阶段实施，逐步投资，根据前期的运营效果和市场反馈调整后续投资计划。&rdquo;
新能源产业支撑东北振兴
随着风光储氢氨醇一体化项目的不断落地，东三省的各地政府开始逐渐意识到，面对优质的风光资源储备，不能甘于只做&ldquo;北电南输&rdquo;的原料供应商，而是借助资源优势，打造新能源产业矩阵，提升当地发展水平， 让新能源产业成为东北振兴的重要抓手。
其中，黑龙江省2024政府工作报告提出，聚焦新能源等重点领域，推动产业链、创新链、资金链、人才链深度融合，持续扩大战略性新兴产业规模；同时具体提出，今年要打造5个千万千瓦级新能源基地，开复工新能源装机规模1200万千瓦。
2023年，辽宁风光装机在东三省内率先突破2000万千瓦，沈阳作为省会城市，提出建设&ldquo;储能之都&rdquo;、&ldquo;新能源之都&rdquo;。
就安达市来说，与中国天楹合作，打造风光储氢氨醇一体化项目，当地受益几何？
中国天楹相关负责人介绍，该项目通过整合风能、太阳能以及氢能和甲醇燃料的生产，将有力带动当地新能源产业上下游链条的发展，对打造能源基地和风光氢储产业集群有着巨大的促进作用，直接创造2000个以上的本地就业岗位。
产业属性上，该项目可同时支撑化工与新兴能源两大安达产业体系，绿氢和绿醇为主的绿色产品不仅可以直接创造大量的经济价值和工业产值，也能有效促进清洁能源对传统能源的绿色替代和能源要素的合理流动，实现新型电力向绿色化工、绿色新能源产业的跃升。
&ldquo;本项目生产的绿氢绿醇，在产品出路方面，绿醇主要考虑远距离输送至京津冀、长三角、珠三角以及海外。&rdquo;该负责人表示，同时，绿色甲醇作为航运脱碳的首选替代燃料，市场需求巨大。此外，本项目还有蒸汽、纯氧等大量副产品带来的收益。项目建成后，预计年产值38亿元，年税5.7亿元，有望实现可观的经济效益。
据国际海事组织IMO规划，到2030年零碳燃料占国际航运所用能源不低于5%，力争达到10%，按当前全球船用燃料油消费量约3亿吨计算，折算年所需甲醇量不少于2760万吨。

绿色氢氨醇一体化密集立项 风光资源“深加工”成东北振兴重要抓手

4月3日，华西能源控股公司成都迈越阳光新能源有限公司（以下简称&ldquo;迈越阳光&rdquo;）与四川新工绿氢科技有限公司战略合作签约仪式在成都创新时代广场举行。
迈越阳光董事莫浩楠、总经理钟伟、副总经理王浩、营销总监刘谦，新工绿氢科技董事长魏飞、董事郑庆华、董事兼总经理段笑晨、副总经理兼新工瀚腾总经理陈萍、副总经理兼新工瀚腾副总经理苗伟、国电投粤通启源新动力西南区总监贾世勇等领导出席活动并见证签约。迈越阳光总经理钟伟、新工绿氢科技董事兼总经理段笑晨代表双方签约。
四川新工绿氢科技有限公司是四川金顶（集团）股份有限公司（A股主板股票代码600678）成立的以电氢能源为核心的子公司。金顶集团拥有矿山、铁路、氧化钙深加工等传统产业。新工绿氢公司坚持&ldquo;氢储充换一体化&rdquo;融合发展理念，以加能装备研制+技术服务为核心，为新能源项目开发投资、设计建设、运营管理等提供全生命周期的整体解决方案，成为中国领先的加能装备技术服务商。
双方达成共识，愿充分发挥双方在场景、资源、技术、资金、市场和管理等方面优势，共同建立在新能源电池产品等领域的常态深度合作机制。
会上新工绿氢科技董事兼总经理段笑晨全面介绍了金顶集团的发展历程、业务开展、以及新工绿氢科技2024年的软硬件方向的重要规划，并向大家演示了氢能数字一体化管理后台。
随后金顶集团党委书记、副总经理兼新能源数字物流事业部总裁魏飞对于公司的电氢战略计划进行了详细介绍，并就双方公司的产品协同性、后续合作的方向及可能性提出了重要意见，并期望双方在后续合作中期发展共赢。
迈越阳光董事莫浩楠对新工绿氢科技发展及战略规划表达了强烈的肯定，随后介绍了迈越目前的一些技术及生产优势，以及大致介绍了双方目前可合作的点，并就现有的业务中有哪些可以双方公司一起协同深入合作的内容进行了简单的探讨。
迈越阳光总经理钟伟也举例介绍了目前迈越的部分项目情况，并对双方业务合作可能性进行了畅想和探讨。
整个会谈中双方本着真诚高效的原则交换了很多意见，双方拟在风光配储、工商业储能、充换电站、新能源工程机械和商用车辆动力电池、换电重卡、电动矿卡、电动装载机、储充机器人、移动加能车、重卡超级充电站、5G基站备电、电池回收与梯次利用等领域展开深度合作，共同打造新能源生态。
最后在双方众位领导的见证下，迈越阳光总经理钟伟、新工绿氢科技董事兼总经理段笑晨代表双方完成签约。
根据签约协议，双方预计3年内双方共同完成600MWh动力电池、储能、备电及相关产品的联合研发、生产制造、品牌及市场推广等工作，满足3000台储充机器人、500台移动加能车、800架加能无人机等产品需求。
期待双方强强联手，在未来能够丰富且深入战略合作的空间，共同赋能绿色工业发展，形成共创共享、互利互惠的良性生态。

华西能源：控股公司与新工绿氢签约 预计3年内共同完成储能、备电等研发

华夏时报（www.chinatimes.net.cn）记者 李贝贝 见习记者 何一华 北京报道
继光伏、风电、储能后，氢能可能成为下一个风口，从一场氢能展可见一斑。
3月28日，&ldquo;2024中国氢能展&rdquo;落下帷幕。记者对这场持续了3天的展览进行了实地探访，展会吸引325家氢能企业亮相，合瑞迈、阿法拉伐、斯凯孚等海外企业也参与其中，总体展示面积达35000平米。
国内企业纷纷亮相
氢能作为新质生产力的典型代表，受到市场关注。中国科学院院士、清华大学教授欧阳明高指出，&ldquo;现在氢能很热，但是目前还是战略价值的热，我们需要把战略价值变成商业价值，这中间核心是氢能的性价比，要以绿氢低成本为源头，以多元化大规模商业化应用为拉动，带动绿氢全产业链发展。&rdquo;
记者了解到，绿氢的主要生产方式是电解水制氢，其中碱性电解水制氢技术发展最为成熟，PEM电解水制氢技术处于商业化初期，发展前景广阔。
本次氢能展，明阳氢能带来了公司电解水制氢技术研发进展。明阳氢能解决方案部叶鑫向《华夏时报》记者介绍，明阳氢能碱性水电解槽系列产品具有&ldquo;5超1多&rdquo;的特点，即超高电密倍级聚能、超大有效电解面积、超高紧凑型设计、零极距超低耗能、超高效气液分离技术以及多元一站式整体供货。
叶鑫告诉记者，相较于常规传统电解槽设备，明阳氢能电解槽具有独特体积优势，长度可缩短50%，重量可降低30%，相关运输等费用可降低30%，在缩短项目建设周期的同时降低整体投资成本，此外还具有超高电密倍级聚能优势。
绿氢制备技术环节传来突破性进展新消息。亿纬氢能发布了全球首台100 kW AEM电解槽产品，据悉，该产品具有出色的电解水制氢效果，其负载调节范围达到了10&mdash;&mdash;120%，可根据实际需求灵活调动，实现最佳的能耗比，展现出更强大的制氢能力与更可靠的制氢表现。
阳光氢能携PWM制氢电源、超高效能电解槽盛装亮相。据悉，PWM制氢电源、碱性/PEM电解槽是可再生能源柔性制氢系统的核心设备。在源端，PWM制氢电源具备百毫秒级功率调节响应速度，能够瞬时响应光伏、风电功率快速波动；在制氢端，它的输出电压纹波在1%以内，使得电解槽及整个制氢系统运行平稳，能耗更低。
外企看好中国氢能发展前景
在绿色低碳和可持续发展成为全球共识的背景下，氢能正逐步渗透到交通、工业、建筑等多个领域，展现出巨大的应用潜力。全球各国都非常重视氢能发展，截至2022年年底，全球氢能领域的直接投资额近2500亿美元，美国、欧盟等超过40个国家和地区颁布了国家级氢能发展规划。
2024中国氢能展设有国际展区，吸引了国际展团及30多家外资企业参展，展示国际先进氢能产品、技术与解决方案，助力外资企业进一步开拓中国市场，促进中外企业交流与合作，推动氢能技术创新与产业发展。
记者重点探访了瑞典企业合瑞迈。合瑞迈方面在接收《华夏时报》记者采访时表示，公司在中国开展的具体项目方面，主要涉及两个领域，一个是加氢站，另外一个是氢燃料电池车。&ldquo;氢燃料电池重卡、客车的储氢系统，以及储氢系统到燃料电池链接的管路，都会用到我们的产品。&rdquo;
阿法拉伐方面在接受《华夏时报》记者采访时表示，在绿氢方面，公司在中国投入了很大的精力，于1984年进入中国市场，目前已经和远景能源、泰瑞氢能等国内头部的氢能企业成为了合作伙伴。据介绍，阿法拉伐核心技术主要是换热技术、分离技术和流体处理技术。
外资企业看好氢能在中国的发展前景。&ldquo;从氢的需求和生产能力来看，氢能在中国市场的发展前景广阔，大有可为。&rdquo;斯凯孚工作人员向《华夏时报》分析，中国拥有强大的工业产业链，在脱碳过程中，氢能作为原材料是一个非常重要的元素；从能源转型的角度来讲，氢能又作为电力能源的形式出现，基于这两个方面来看，市场对氢能的需求很大。

氢能是下一个风口？国内企业争芳斗艳 外企抢滩中国市场

原标题：我市加快推动氢能产业发展
中国甘肃网4月2日讯 据兰州日报报道 4月1日，记者从兰州市发展和改革委员会获悉，为实现碳达峰、碳中和目标，深入推进能源转型，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，我市紧抓氢能产业发展机遇，充分发挥资源禀赋特点和区位优势，积极构建制氢、储氢、运氢、加氢、氢燃料电池&ldquo;五位一体&rdquo;氢能发展布局。
据了解，我市聚焦产业需求，围绕制氢、储氢、运氢、加氢、用氢等环节，积极引进中能建、武汉众宇、裕隆气体等代表性氢能企业，强化氢能产业发展基础。目前在制氢环节，兰州新区隆华特种气体产业基地已提升制氢产能，兰石化谋划筹备氢能示范项目；储运加注环节，兰石集团、兰州电机等企业正开展电解水制氢设备、大型高压气态储氢容器、离子液氢气压缩机的研发设计，中石油甘肃销售公司已规划加氢站布局；燃料电池汽车环节，武汉众宇动力，正在新区谋划建设车用氢燃料电池系统生产线及应用场景的布局。下一步，我市将继续加大氢能产业链招商引资、项目落地和产学研支撑力度，为氢能产业发展提供广阔长久的应用场景。

兰州市加快推动氢能产业发展

中国储能网讯：习近平总书记在参加十四届全国人大二次会议江苏代表团审议时强调，要牢牢把握高质量发展这个首要任务，因地制宜发展新质生产力。今年政府工作报告提出，&ldquo;大力推进现代化产业体系建设，加快发展新质生产力&rdquo;&ldquo;加快前沿新兴氢能、新材料、创新药等产业发展&rdquo;。
随着全球能源结构转型的推进，氢能作为清洁、高效的能源载体，正逐渐成为国家能源体系的重要组成部分。在氢能发展领域，南方电网公司围绕电氢协同，加快发展新质生产力，为经济社会高质量发展打造新引擎。
电氢协同开展技术研发布局
在中国燃料电池产业聚集地&mdash;&mdash;广东省佛山市南海区仙湖氢谷，全国首个以氢能研究为主的省级重点实验室&mdash;&mdash;仙湖实验室正在牵头研发氢氨融合新能源技术。由于氢能产业链上下游企业的不断进驻、科研基地的持续扩展，仙湖氢谷一年用电量达409万千瓦时。
90公里外的广州南沙小虎岛电氢智慧能源站，密布的管网、蓄水罐和储气罐、各种压力表，形成一种简约、整洁的工业之美。一年前，南方电网公司在这里首次实现了固态氢能并网发电，绿电与绿氢灵活转换，标志着氢能在电力系统中的应用迈入了一个新的阶段。
一辆氢能应急电源车缓缓停在加氢机旁，进行充氢作业。这是由南方电网广东广州供电局研发的国内首台基于固态储氢技术的氢能应急电源车。
&ldquo;氢能应急电源车具有环境友好、供电时间长、响应速度快等特点，可提供应急保供电、不停电检修等服务。&rdquo;广州供电局电氢协同技术攻关团队技术专家黄旭锐介绍，氢能应急电源车最高额定发电功率可达200千瓦，运行过程排放物只有水，实现100%绿色低碳用能，已成功开展多次保供电作业。应用固态储氢技术后，氢能应急电源车储氢压力仅有3兆帕，是高压气态储氢的氢能应急电源车的1/10，安全性大幅提升。
电氢协同互动是构建新型电力系统、助力新型能源体系建设的新路径。新能源发电多的时候，通过&ldquo;电&mdash;氢&rdquo;转化，制成氢存起来；新能源发电不足时，再通过&ldquo;氢&mdash;电&rdquo;转化，进行电能供应。无论是电解槽，还是燃料电池，都具备启动时间短、调节速率快、调节范围宽的特点。
近年来，南方电网公司成立氢能源研究中心，开展电氢协同领域技术攻关、示范工程建设、创新平台构建。依托国家重点研发项目，中心正面向用户的氢、电、热综合需求和电网调峰，开展技术研发布局和产业应用，实现氢热电联供。&ldquo;我们希望能提高超大型城市电网的灵活调节能力，加速推动涵盖&lsquo;电&mdash;氢&rsquo;互动的新型电力系统建设，为适应未来新能源的接入与消纳，以及绿氢的供给提供&lsquo;南网方案&rsquo;。&rdquo;氢能源研究中心副总经理潘军表示。
助力氢能产业高质量发展
广东省氢能产业总体发展水平处于全国领先地位。近日，广东省发展改革委等部门印发《广东省加快氢能产业创新发展的意见》，提出&ldquo;大力发展电解水制氢&rdquo;&ldquo;积极开展储能领域示范应用&rdquo;&ldquo;拓展氢能在发电领域示范应用&rdquo;。
南方电网公司从发展电解水制氢、探索可再生能源发电与氢储能一体化应用、保障重点氢能产业电力供应等方面，助力广东省加快氢能产业创新发展，融入和服务广东高质量发展。
&mdash;&mdash;电解水制氢技术持续突破。南方电网公司牵头承担的&ldquo;固体氧化物电解水蒸汽制氢系统与电解堆技术&rdquo;国家重点研发计划项目，拟攻克大功率、高效率、长寿命固体氧化物电解池制氢（SOEC）成套技术，缩小国内SOEC技术装备在功率、寿命、集成度方面与国外的差距。目前，氢能源研究中心已经成为在固体氧化物电池（SOC）领域有影响力的科研单位，尤其是在SOC模组、系统集成与控制方面有深厚技术积累，相关研究和示范得到SOC领域同行认可。
&mdash;&mdash;探索可再生能源发电与氢储能相结合的应用模式。南方电网公司建成的小虎岛电氢智慧能源站，耦合了光伏发电、电解水制氢、固态储氢、燃料电池、兼备加氢和卸氢等元素，具备电网削峰填谷、储能发电、应急备用、对外供氢等功能，在国内首次实现固态氢能并网发电，为可再生能源发电与氢储能一体化应用提供了&ldquo;南网范本&rdquo;。
&mdash;&mdash;加强产学研用联合推动氢能行业高质量发展。南方电网公司不断扩大科研&ldquo;朋友圈&rdquo;，探索打造一批产业创新研发中心。2023年，广东电网公司联合高校、研究机构及头部企业共同组建&ldquo;国家能源电氢协同低碳技术研发中心&rdquo;，重点围绕高效电解制氢、高安全储氢、电氢灵活转换及氢能综合利用等&ldquo;卡脖子&rdquo;问题，开展核心技术攻关、标杆示范工程建设、电氢协同标准制定等工作。此外，南方电网公司以电氢协同支撑构建新型电力系统的场景需要，带动氢能产业链上下游相关企业共同发展。
如何实现氢能&ldquo;叫好又叫座&rdquo;
2023年3月，由云南电网公司主导建设的氢储能综合运用示范工程建成投运，国内首次实现低压固态合金储氢技术在电网的运用。&ldquo;让氢气在低压常温状态下把能源储存起来，即使光伏发出的电量有波动，也不会对电网造成冲击，这就是我们这个示范工程的意义。&rdquo;云南电力科学研究院氢储能项目负责人郑欣介绍。
郑欣认为，可再生能源目前最主要的利用形式是发电，所以氢能和可再生能源的结合，必须通过电网和电力来实现。在结合的过程中，可再生能源通过电解水转化为氢，电解水必须能够和电网、可再生能源实现协调互动。要实现电氢有效互动，制氢成本下降、储氢安全可靠和氢能综合利用是关键。
如何降低氢能在制作、运输和加氢方面的成本，使氢能&ldquo;叫好又叫座&rdquo;？氢能研究中心技术总监区定容表示，就氢能发展的现有阶段来讲，要通过不断的技术创新，研发先进制氢技术，来提高制氢效率，降低成本。加强基础设施建设，建设分布式制加氢站，减少氢气的长距离运输，降低运输成本。氢能终端规模化应用，设备批量化生产，发挥规模化经济效益都是降低成本的有效方式。
&ldquo;目前我们已瞄准细分方向，加强卡脖子技术的攻关，大力推动关键零部件的国产化替代。同时，加强商业模式的研究，继续深挖电网企业的核心需求场景，围绕产品装备、检测服务、投资运营等方面推动产业孵化，加快发展新质生产力。&rdquo;潘军表示。

南方电网在氢能赛道向“新”求“质”

从&ldquo;喝氢吐水&rdquo;的氢燃料电池汽车到全球最小加氢站，漫步近日举行的2024中国国际氢能及燃料电池产业展览会（下称&ldquo;氢能展&rdquo;），一系列绿色、高效、前沿的氢能产品、技术和解决方案竞相亮相，充分展示了这一产业的蓬勃生机。
氢能是我国战略性新兴产业和未来产业重点发展方向，2024年政府工作报告提出加快前沿新兴氢能、新材料、创新药等产业发展。业内人士指出，氢能正迎来重大发展机遇，未来在集中式氢储能等多方面有广阔前景。要把氢能战略价值的&ldquo;热&rdquo;变成商业价值的&ldquo;热&rdquo;，核心要解决性价比的问题。
新应用不断涌现
一次加满只需5分钟，续航能力在CLTC标准工况下可达550公里，行驶过程中唯一排放的是水&hellip;&hellip;氢能展上，现代汽车氢燃料电池汽车NEXO试驾活动受到了众多参观者的青睐。
记者在现场注意到，这款车外观看起来与普通电车无异，驾驶体验感也没有太大区别。据现代汽车公司技术工程师介绍，其最大的技术亮点是燃料电池直接驱动，中间不经过转换，能源转换率达到了60%以上。对于大部分消费者关注的安全问题，他表示加氢和氢气的释放按照韩国标准至少经过了15项安全测试，使用方面不存在安全隐患。
正是基于这种清洁高效的特点，氢能成为加快能源转型升级、培育经济新增长点的重要战略选择。当前，全球范围正兴起氢能发展热潮，多方抢抓赛道、加快布局，以技术创新带动产品创新、应用创新和商业模式创新。
国家能源集团重点发布绿色氢能产业链品牌解决方案氢洲，将携手内蒙古鄂尔多斯市打造世界领先的绿色氢能项目标杆与国家西氢东送核心节点。同时，特设国能氢能创新服务链专区，国家能源氢储运创新平台、我国氢能领域首台（套）装备等为代表的一批核心装备力量首次亮相。
亿纬氢能发布了全球首台100kWAEM电解槽产品，其中关键的非氟AEM隔膜材料完全自主研发和生产，初始投资成本低且实现绿色制氢；正星氢电自主创新研发生产的集成式增压加氢装置，可为氢燃料电池动力源的工业叉车、景区接驳车、氢燃料电池无人机、氢燃料电池赛艇等中小型设备提供加注服务，也可作为配套加氢站应急保供使用，具有&ldquo;全球最小加氢站&rdquo;之称，也是便宜的加氢站。
迎机遇 前景广阔
新技术、新产品竞相涌现的背后，是氢能作为能源领域新质生产力的典型代表，正迎来重大发展机遇。
&ldquo;氢能新质生产力是我国加快能源绿色转型发展的必然选择。&rdquo;中国氢能联盟理事长刘国跃在近日召开的中国氢能联盟第一届理事会第六次理事会议上介绍说，各级政府均在研究支持氢能产业高质量的指导意见，清洁低碳氢能创新应用工程和燃料电池汽车示范应用城市群建设进入了关键阶段。可再生能源制氢大基地建设、氢能高速、海洋氢能等创新应用工程加快推进，全产业链关键技术攻关及装备自主化持续深入，氢能企业融资及上市步伐加快。中外双边多边氢能合作日趋频繁，氢能助力新质生产力发展的动能将日益强劲。
数据显示，当前，我国规划和建设可再生能源制氢项目超过400个，已建成加氢站约480座，燃料电池汽车保有量约2万辆，氢能在交通、化工、冶金等领域示范规模引领全球。
商务部投资促进事务局副局长李勇在近日举行的国际氢能技术创新合作论坛上表示，氢能对于构建清洁低碳安全高效的能源体系、达到&ldquo;双碳&rdquo;目标具有重要的意义。未来几年，随着科技创新不断为氢能产业赋能，氢能应用场景不断涌现，氢能的投融资热度会持续增长，产业发展态势将持续向好。
&ldquo;按照国际能源署的预测，10%的可再生能源必须通过长周期储能来解决。到2060年，中国需要1.5万亿千瓦/时电由氢储存，这是非常广阔的前景。&rdquo;中国科学院院士、清华大学教授欧阳明高预计，未来燃煤发电会逐步变成燃氢发电，2030年绿氢规模将到达500万吨到1000万吨。
降成本 &ldquo;链&rdquo;上发力
在看到氢能重大发展机遇的同时，也不能忽视氢能产业发展存在的技术、成本、标准等风险挑战。
刘国跃指出，从国内看，绿色氢氨醇发展热度持续高涨，但存在项目建设同质化、成套技术装备尚未成熟、下游市场消纳不足等风险，导致规划项目实际建设进度缓慢，部分建成项目运营质量不高，氢能及相关装备标准化检测体系基础薄弱。从国际看，全球在绿氢及其衍生物关键技术装备等领域的标准尚不统一，制约全球氢能发展。
&ldquo;制氢成本问题关乎产业长远发展，当前降成本的速度远不够快。&rdquo;国际氢能委员会执行董事史蒂文&middot;利布雷希特（Steven&middot;Libbrecht）强调，要关注氢能产业的生态链和供应链，让整个供应链同步崛起和发展。
中国科学院理化技术研究所研究员谢秀娟指出，氢能要想大规模应用，储运环节是实现低成本的重要卡点。当前我国多种储运技术路线探索并行推进，其中规模化氢液化储运已实现了关键技术的突破和关键装备的自主可控，希望近两年能实现整个产业链的示范。
&ldquo;现在氢能很&lsquo;热&rsquo;，但还只是战略价值层面的&lsquo;热&rsquo;，我们需要把战略价值变成商业价值，核心就是氢能的性价比。&rdquo;欧阳明高提出，中国在氢能核心关键技术方面主要是燃料电池和电解槽方面已经取得重大的技术突破，还要继续优化升级，尤其是燃料电池的耐久性。同时，以绿氢制备和燃料电池为龙头，带动氢能全产业链的商业化。

抢赛道“上新”不断 氢能迎重大发展机遇

3月31日电，据东风汽车消息，3月30日，东风商用车携手湖北省交通投资集团有限公司共同打造的汉宜氢能示范线正式启动。
作为国内首条规模化应用的氢能重卡高速运输线路，汉宜氢能示范线连接着武汉、潜江、仙桃、荆州、宜昌等湖北省内重要的经济区域，它的启动运营将有力推动我国氢能产业链上下游的协同发展，构建起从制氢、储运氢到用氢的完整闭环生态系统。

湖北首条氢能示范线启动

4月1日讯：作为新兴能源体系的重要组成部分，氢能源产业&ldquo;一触即发&rdquo;。
3月30日，国内首条规模化应用的氢能重卡高速运输线路&mdash;&mdash;湖北高速氢能源生态示范线启动，共30辆49吨东风氢能重卡投入使用。据湖北交投集团相关负责人介绍，未来还将购买170辆东风氢能重卡，抢占氢能车路协同新赛道。
&ldquo;东风汽车一直坚持混动、纯电、氢能路线并进。&rdquo;东风公司党委常委、副总经理尤峥表示，在氢能动力上，公司已建立&ldquo;东风氢舟&rdquo;氢能技术品牌，包含东风氢元燃料电池系统和东风氢芯燃料电池电堆两个子品牌，以应用场景驱动布局70kW、150kW和350kW三大氢动力平台产品，功率覆盖20kW-350kW。&ldquo;350kW为国内领先的大功率平台，可以满足乘用车、商用车全系列车型的需求，实现全功率、全系车、全场景、全覆盖。&rdquo;
在湖北首条氢能示范线启动的同时，海马汽车氢燃料电池示范运营也正式开启，首批25台氢燃料电池汽车投入市场运营。海马汽车总经理卢国纲介绍，本次示范运营投放的车型是海马汽车与丰田汽车合作打造的首款氢燃料电池汽车，搭载丰田电堆系统和70兆帕高压储氢罐，一次加满氢气用时3分钟至5分钟，续航里程可达800公里，百公里氢耗低至0.87千克。&ldquo;公司将继续与丰田汽车合作打造海南自贸港全产业链零碳排放汽车生态体，力争&lsquo;十四五&rsquo;末累计投入200台氢燃料电池汽车，实现全场景示范运营。&rdquo;
业内普遍认为，氢能作为一种清洁能源将占据重要地位，特别是在交通运输、电力生产等领域有望发挥更大作用。在能源加速转型的背景下，发展氢能产业意义重大。相关地方和企业要抓住机遇，积极布局，培育新的增长点。
在今年的《政府工作报告》中，氢能作为前沿新兴产业首次被提及。3月22日，国家能源局印发《2024年能源工作指导意见》，明确提出了要加快编制推动氢能产业高质量发展的相关政策，有序推进氢能技术创新与产业发展，稳步开展氢能试点示范，重点发展可再生能源制氢，拓展氢能应用场景。
据记者不完全统计，今年初地方两会上，31个省级行政区中有22个将氢能写入政府工作报告。2024开年，宁夏、海南、山东、内蒙古等八省份接连出台支持氢能发展的相关政策，其中山东率先对氢能源汽车免收高速公路通行费，内蒙古则政策支持非化工园区规模化制氢。中国氢能联盟预计，至2025年，我国氢能产业产值将达到1万亿元。2050年氢能在我国终端能源体系中占比超过10%，产业链年产值达到12万亿元。
在多重政策的助力下，自今年2月初以来氢能概念板块集体走强，近一月上涨3.48%，而同期沪深300指数涨幅为1.03%。3月29日，云内动力在互动平台上表示，公司正在积极推进氢燃料储能发电项目，燃料电池项目的详细设计阶段已基本完成。

“氢”春已到！政企联动、商乘并举按下氢能赛道“加速键”

海马氢能，绿色出行。3月30日，海马氢燃料电池汽车示范运营启动仪式在海口举行。这也标志着海马汽车打造的海南自贸港零碳排放汽车生态体示范项目基本建成。海马汽车力争&ldquo;十四五&rdquo;末累计投入200台实现全场景示范运营，打造全岛交通干线燃料电池汽车运营体系，助力海南交通率先跨入&ldquo;氢能时代&rdquo;。
海南省工业和信息化厅厅长刘立武，海口市委副书记、市长丁晖，海口市委常委、副市长陆敏，丰田汽车研发中心（中国）执行副总经理真锅晃太，海马汽车董事长景柱等领导参加了启动仪式。
海马氢燃料电池汽车7X-H开启示范运营
仪式现场，20台崭新的海马氢燃料电池汽车7X-H有序排开，亮眼吸睛。其中有10台刚刚完成博鳌亚洲论坛归来，得到会务组和国内外嘉宾的一致好评。
海南海马汽车总经理卢国纲介绍，本次示范运营投放的海马7X-H是海马汽车与丰田汽车合作打造的首款氢燃料电池汽车产品，搭载丰田电堆系统和70MPa高压储氢罐。相比于纯电动汽车，氢燃料电池汽车具备续航里程长、可快速补充能源、低温使用性能好、可彻底回收利用等优点，是交通领域实现&ldquo;双碳&rdquo;目标的重要抓手。海马7X-H一次加满氢气仅需3-5分钟，续航里程可达800公里，百公里氢耗低至0.87kg，可在零下30℃高寒环境中正常使用，电堆使用寿命长达30000小时，相关技术指标处于国际领先水平。
本次示范运营，共投入车辆25台，全部由海南海马销售公司持有并组织运营，其中20台率先在海口市内提供网约出行服务，将穿梭于城区、机场、高铁站、码头和环岛旅游公路，为市民和游客带来绿色、便捷、舒适的出行体验。另有5台将应用于公务租赁、会务接待、预约体验和公众科普等场景。
&ldquo;我们将充分利用海马绿电制氢和高压加氢一体化站以及中石油、中石化已经建成的加氢站提供车辆加氢服务。&rdquo;卢国纲介绍，海马的制氢加氢一体站，将为本次示范运营提供低至16元/kg的优惠服务价格，折合一公里不到0.2元。
卢国纲表示，希望通过示范运营，打通氢燃料电池汽车商业运营各基础环节，拉动上下游产业的形成和发展，包括制氢产业的商业化、加氢站的全岛布局以及氢燃料电池汽车多场景的应用等，普及大众对氢燃料电池汽车和氢能产业的认识，为下一步探索更多差异化的商业运营模式、降低制氢加氢成本、完善政策环境等创造条件，更为海南加入国家氢燃料电池汽车示范应用城市群打好基础。&ldquo;海马和丰田的工程师们倾注精力开发的这款氢燃料电池乘用车，不仅可以应对高温地区环境，亦可驰骋在零下30℃的高寒地区。&rdquo;丰田汽车研发中心（中国）执行副总经理真锅晃太表示，此次以海南岛作为起点，一定可以为中国各个地区的氢能产业发展和碳中和提供示范经验。
海口市委常委、副市长陆敏表示，希望海马汽车与丰田汽车继续加大对氢燃料电池汽车的研发投入和推广应用，打造成为海口发展新质生产力的一张新名片。
海马汽车助力海南建设 &ldquo;氢能岛、氢经济、氢社会&rdquo;
从汽车产业变革上看，上半场&ldquo;电动化&rdquo;已基本完成，下半场&ldquo;零碳化&rdquo;&ldquo;数智化&rdquo;&ldquo;国际化&rdquo;才刚刚开始，国家新能源汽车&ldquo;三纵三横&rdquo;布局中的氢燃料电池汽车才刚刚起步，加之海南有发展氢燃料电池汽车的资源禀赋和地理优势，有自贸港政策的独特优势，在海南发展氢燃料电池汽车大有可为。
海马汽车自2013年开始投资研发氢燃料电池汽车，是中国最早开展氢燃料电池乘用车研发的整车企业之一。目前海马已获得氢燃料电池汽车发明专利14项，获得氢燃料电池乘用车生产资质和产品公告。同时，海马汽车联合中国航天、中国华能等上游头部企业，已在海口建成屋顶分布式光伏发电和电解水制氢及高压加氢一体化站。
未来，海马汽车将继续与丰田汽车深入合作，并探索与上游海上风电、制氢加氢以及下游氢燃料电池汽车使用端合作伙伴广泛合作，大力打造海南自贸港全产业链零碳排放汽车生态体。今年内，海马汽车还将在政府的支持下启动第二个示范运营项目，并力争&ldquo;十四五&rdquo;末累计投入200台实现全场景示范运营，为在海南建设&ldquo;氢能岛&rdquo;、发展&ldquo;氢经济&rdquo;、建成&ldquo;氢社会&rdquo;做出贡献。

海马氢燃料电池汽车示范运营启动仪式在海口举行

中国储能网讯：&ldquo;今年以来，明显感觉到氢能&lsquo;热&rsquo;起来了。&rdquo;近日，三一氢能有限公司（简称&ldquo;三一氢能&rdquo;）加氢装备所所长王志民向上海证券报记者表示。而在他身后，是今年3月中旬建成运行的国内最大绿电制氢加氢一体站。
该座三一绿电制氢加氢一体站位于湖南省长沙市经开区，毗邻三一智联重卡产业园。记者在现场看到，不时有白色车身的氢能重卡驶入一体站，工作人员在检测之后便开启加氢枪为车辆注入氢气。
&ldquo;我们算了一笔账，一体站氢气售价35元/公斤，当整站达到65%运营负荷后，氢气成本可以降至30元/公斤以下，将在无补贴情况下实现盈利。可以说，氢能交通可持续运营节点已经到了。&rdquo;王志民介绍说。
该站建成使用后，来此实地调研的能源类、港口类企业络绎不绝。&ldquo;氢能发展好了，将有助于打造一个&lsquo;风光绿电+制氢+储氢+加氢+氢能作业&rsquo;的零碳闭环。&rdquo;三一氢能总经理饶洪宇表示。
氢能逐步&ldquo;热&rdquo;起来了
据记者了解，该座三一绿电制氢加氢一体站总投资3700万元，制氢能力为每小时2000标方，加氢能力为每天2吨。24小时满负荷运行时，整站最大制氢和加注能力可以提升到4吨以上，可以满足100辆以上氢能车辆加注需求。
&ldquo;加氢站与加油站的流程相似，一台重卡加满氢气预计10到20分钟不等。目前我们有四个车道可进行加氢，之后可以扩充到六个车道。&rdquo;负责加氢的工作人员表示。
在一体站隔壁的三一智联重卡产业园，氢能重卡为主要产品之一。目前，三一集团正推动氢能应用和提升电动化程度，大力推广氢能重卡与换电重卡等。
据中汽协数据，2023年氢能车产销量分别为5710辆、5843辆，同比分别增长55.3%、72%，产销成绩创出历史新高。其中，12月氢能车产量1298辆、销量1512辆，分别同比增长98.8%、149.1%。
这是氢能逐步&ldquo;热&rdquo;起来的景象之一。同时，2024年以来，氢能车招标不断。据不完全统计，今年前3个月的氢能车招标量已经接近2600辆，超过2023全年招标量，氢能车规模化应用明显加快。
3月25日，中国氢能集团股份有限公司、信然亚太控股（北京）有限公司分别与东风商用车有限公司、三一集团、宇通商用车有限公司等完成1000辆氢能源重卡合作框架协议签约。此前招标显示，中国氢能集团股份有限公司受某政府机构委托拟采购1000辆氢能重卡（40吨至70吨）用于煤炭短程运输。
3月22日，唐山市悦安氢电新能源科技有限公司（简称&ldquo;悦安氢电&rdquo;）发布氢燃料电池半挂牵引车采购项目招标公告，悦安氢电此次共计招标49吨氢燃料电池重卡500辆，最高限价130万元/辆，总预算额高达6.5亿元。悦安氢电隶属于唐山市国资委与迁安市财政局，该批重卡将被用在迁安市氢电综合能源站项目。
记者梳理发现，在今年氢能车招标中，政府类采购占主要比重，仍以商用车为主，车型涵盖氢能重卡、公交、环卫车等。
绿电制氢加氢一体站迎来盈利曙光
近年来，国家大力扶持氢能产业发展，规划了京津冀、上海、广东、河南、河北五大氢燃料电池汽车示范城市群。通过政策补贴，氢能车的采购成本以及氢气使用成本大幅下降。&ldquo;接下来，氢能使用场景自身逐步实现盈利、逐步实现可持续性商业运营尤为重要。&rdquo;饶洪宇认为。
三一氢能算了一笔账。目前，三一绿电制氢加氢一体站每公斤氢气售价35元，在这一价格下，氢能重卡与燃油重卡的使用成本持平。而在20MW屋顶光伏绿电项目支持下，该站在65%运营负荷（1.3吨/天）下，制氢到加氢枪口成本低于30元/公斤，即在不考虑国家氢气补贴的情况下，可以实现盈利。
&ldquo;一体站加氢能力为每天2吨，单日最大制氢和加氢能力可达4吨，也就是说，若规模效应进一步提升，一体站盈利能力将更为可观。&rdquo;王志民表示。
具体来看，制氢加氢一体站主要涉及三大块成本：电力成本、设备折旧、日常运营费用。&ldquo;其中，电力成本占到制氢加氢环节60%以上成本。据测算，制备1公斤氢气大约消耗55度电。&rdquo;王志民介绍说，近年来，光伏产业链价格大幅下降，光伏发电成本得以进一步下降，&ldquo;我们绿电度电成本约为0.3元，1公斤氢气的电力成本可以降至15元至20元区间。&rdquo;
据介绍，三一绿电制氢加氢一体站整站分为制氢区、增压储氢区、加氢区三大功能分区。其中，制氢区中的单体2000标方碱性电解槽和分离纯化装置等核心设备均由三一氢能自主研发制造。&ldquo;除制氢装备自制以外，压缩机和加氢机等核心部件均实现三一氢能自主设计制造，进一步降低了投资和设备成本。&rdquo;王志民表示。
此前，三一集团方面于2022年年底建成了湖南首座制氢加氢一体站，制氢加氢能力为500公斤/天，已积累一年多的示范运营经验。
王志民认为，一方面，之前加氢站规模普遍较小，在政策进一步鼓励、氢能车更为普及后，大站才有规模效应；另一方面，国内建成的加氢站中，约95%是外供氢加氢站，即通过管束拖车、管道、液氢罐车等方式将氢气输送至加氢站后使用，氢气运输成本高企。相比之下，绿电制氢加氢一体站的经济效益更高。
氢能商用车有望加速普及
今年3月初，三一集团轮值董事长向文波表示，交通运输行业是几大高碳排放的行业之一，我国在乘用车的降碳减排方面已经走在了世界前列，但商用车的低碳化也需要引起重视。据统计，我国商用车的保有量占汽车保有量的12%，其碳排放贡献率却高达55.4%。目前，新能源商用车渗透率仅为11%，远低于新能源乘用车。
&ldquo;目前，商用车已经有很多低碳化的解决方案，包括运用新能源电池、氢能等技术方案，且技术非常成熟。尤其是在一些特殊场景中，商用车基本上在一个区域范围内活动，纯电、氢能模式是一种可行的方式。&rdquo;向文波认为。
三一氢能判断，在大型矿山、港口、工业园区等特殊场景，氢能重卡、氢能叉车等将率先普及，对相关企业而言，则可以打造一个&ldquo;风光绿电+制氢+储氢+加氢+氢能作业&rdquo;的零碳闭环。
&ldquo;在某些能源基地，相关能源成本进一步降低。采用风电、光伏电解水制氢可以解决弃风弃光的消纳问题，配合制氢加氢装备后，使用氢能车作业，不光经济效益突出，低碳化程度更将大幅提升。&rdquo;三一氢能相关人士认为。
今年2月，山西省吕梁市经济技术开发区发布关于公开征集1000台氢能重卡供应商的公告。公告内容显示，山西省吕梁市规划每年采购氢能重卡1000台，5年内氢燃料电池汽车采购量至少达5000台，到2035年氢燃料电池汽车达到2万台，带动氢能全产业链形成集聚，力争打造全国氢能制造与应用的先行区。
上述招标公告显示，吕梁市拥有丰富的煤焦和非常规天然气资源，为大规模低成本制氢提供了重要支撑，具有发展氢能产业得天独厚的优势和先行一步的条件。吕梁经济技术开发区立足资源优势，规划布局&ldquo;气&mdash;站&mdash;运&mdash;车&rdquo;氢能产业闭环生态链，围绕物流重卡、工业园区短倒物流车、观光车、叉车以及市政公交车、环卫车等，积极拓展氢燃料车在交通领域应用场景。

氢能“热”了 绿电制氢加氢一体站迎来盈利曙光

据4月16日通知显示，内蒙古自治区能源局、工信厅等多个部门印发《内蒙古自治区可再生能源制氢产业安全管理办法（试行）》。
第一章&ensp;总则
第一条&ensp;为加快推进《内蒙古自治区人民政府办公厅关于促进氢能产业高质量发展的意见》(内政办发〔2022〕15号)《内蒙古自治区&ldquo;十四五&rdquo;氢能发展规划》重点任务实施，有效管控可再生能源制氢产业全链条重大安全风险，促进可再生能源制氢产业安全发展，根据《中华人民共和国安全生产法》《中华人民共和国消防法》《中华人民共和国特种设备安全法》《危险化学品安全管理条例》《内蒙古自治区安全生产条例》等法律、法规，结合自治区实际，制定本办法。
第二条&ensp;本办法所称可再生能源制氢是指由可再生能源电解水制造的氢产品（即通称的绿电制绿氢，以下统称绿氢）。可再生能源是指《中华人民共和国可再生能源法》第二条定义的可再生能源。本办法中氢气、液氢分别指气态、液态的绿氢。
内蒙古自治区行政区域内涉及绿氢的生产、储存、道路和管道运输、充装的安全管理，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&ensp;绿氢的生产、储存、运输、充装企业（以下统称氢能企业）是安全生产的责任主体，生产经营单位的主要负责人是本单位安全生产第一责任人，对安全生产工作负全面领导责任；分管安全生产的负责人对安全生产工作负综合管理领导责任；其他负责人对分管范围内的安全生产工作负直接领导责任。
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，建立并落实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，及时消除生产安全事故隐患，确保安全生产。
第四条&ensp;各级人民政府有关部门和氢能企业按照《中华人民共和国安全生产法》《内蒙古自治区安全生产条例》规定，实行管行业必须管安全、管业务必须管安全、管生产经营必须管安全，强化和落实生产经营单位主体责任与政府监管责任，建立生产经营单位负责、职工参与、政府监管、行业自律和社会监督的机制。
第五条&ensp;旗县级以上人民政府应加强对绿氢产业安全工作的领导，建立健全绿氢产业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&ensp;旗县级以上人民政府应建立完善绿氢产业安全发展支持政策，鼓励绿氢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&ensp;基本要求
第七条&ensp;绿氢建设项目应符合国家和自治区绿氢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。绿氢建设项目选址布局应符合国土空间规划及&ldquo;三区三线&rdquo;管控要求，应充分考虑交叉安全风险。
第八条&ensp;绿氢建设项目应依法履行核准或备案及其他相关手续，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。
允许在化工园区外建设绿氢项目和制氢加氢一体站。绿氢项目不需取得危险化学品安全生产许可。
第九条&ensp;
绿氢加氢站参照天然气加气站管理模式，经营性绿氢加氢站应向燃气主管部门取得经营许可。绿氢运输按照危险货物运输管理，从事绿氢道路运输应向交通运输主管部门取得道路危险货物运输相关许可。移动式压力容器、气瓶的充装单位应向特种设备安全监督管理部门取得充装许可。
第十条&ensp;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。氢能企业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&ensp;氢能企业应当对从业人员进行安全生产教育和培训，保证从业人员具备必要的安全生产知识，熟悉有关的安全生产规章制度和安全操作规程，掌握本岗位的安全操作技能，了解事故应急处理措施，知悉自身在安全生产方面的权利和义务。
特种作业人员及特种设备作业人员必须按照国家有关规定经专门的安全作业培训，取得相应资格，方可上岗作业。
第十二条&ensp;氢能企业主要负责人负责建立健全并落实本单位全员安全生产责任制，加强安全生产标准化建设，组织制定并实施安全生产规章制度和操作规程、安全生产教育和培训计划，保证本单位安全生产投入的有效实施。
氢能企业主要负责人组织建立并落实安全风险分级管控和隐患排查治理双重预防工作机制，督促、检查安全生产工作，及时消除生产安全事故隐患；组织制定并实施本单位的生产安全事故应急救援预案；及时、如实报告生产安全事故。
氢能企业年度安全生产费用提取和使用，执行《企业安全生产费用提取和使用管理办法》危险品生产与储存企业有关规定。
第十三条&ensp;氢能企业应当制定本单位生产安全事故应急救援预案，与所在地旗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&ensp;绿氢建设项目采用的工艺技术应成熟先进、安全可靠。绿氢建设项目的安全设施，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&ensp;绿氢项目应委托工程设计综合甲级资质或电力行业、专业相应甲级资质的设计单位。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。
绿氢项目的设备制造、施工、安装、监理等单位应具备相应的资质。
第十六条&ensp;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、检修，并做出记录。
第十七条&ensp;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、氢脆敏感性等要求，并符合《氢气使用安全技术规程》（GB4962）及《氢气站设计规范》（GB50177）等要求。
第十八条&ensp;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&ensp;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&ensp;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。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&ensp;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按《建筑设计防火规范》（GB50016）要求，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按《建筑设计防火规范》（GB50016）要求，设置火灾自动报警系统。
第二十二条&ensp;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）等要求。
第二十三条&ensp;动火、进入受限空间等特殊作业，应履行审批手续、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&ensp;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。推进绿氢产业全生命周期信息化系统建设，对生产、储存、运输、充装全产业链各环节实行数字化安全监管。
第三章&ensp;生产安全
第二十五条&ensp;绿氢生产系统平面布置、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）、《建筑设计防火规范》(GB50016)、《氢气站设计规范》（GB50177）和《氢系统安全的基本要求》 (GB/T29729) 。
第二十六条&ensp;制绿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，主要工艺流程实现自动化，设置漏氢检测和火焰检测报警、紧急切断、联锁保护、安全泄压、事故排放和安全仪表等系统。制绿氢系统应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&ensp;绿氢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&ensp;绿氢制备装置的设计、制造和安装应符合《氢气站设计规范》（GB50177）、《水电解制氢系统技术要求》（GB/T19774）等国家标准和行业标准。绿氢制备装置所在的厂房宜采用敞开或半敞开式布置。需要采用室内布置的，绿氢制备装置所在的厂房应设置必要的泄压设施。
第二十九条&ensp;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&ensp;氢压机应按《氢气站设计规范》（GB50177）设置安全保护装置，冷却水系统宜独立布置。按要求定期进行维护保养和检修。
第三十一条&ensp;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&ensp;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&ensp;储存安全
第三十三条&ensp;绿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防火间距应满足《氢气站设计规范》(GB50177)、《建筑设计防火规范》(GB50016) 、《建筑防火通用规范》（GB55037）等要求。
第三十四条&ensp;氢气罐应符合《固定式压力容器安全技术监察规程》（TSG21）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&ensp;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。液氢储罐支承和基座应满足《液氢贮存和运输技术要求》（GB/T 40060）,为绝热非燃烧体并确保牢固，基座宜高于地面30cm。氢气罐罐区应设有防撞围墙或围栏，并设置明显的禁火标志。
第三十六条&ensp;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。室内排放管的出口应高出屋顶2m以上，室外设备的排放管应高于附近有人员作业的最高设备2m以上。排放管应有防止雨雪侵入、水气凝集、冻结和外来异物堵塞的措施。
第三十七条&ensp;绿氢设备所用的仪表及阀门等零部件应符合《氢气使用安全技术规程》（GB4962）等要求，确保密封良好。绿氢设备运行时，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/T&ensp;40060）等规定，设有氢气浓度检测报警系统。
第三十八条&ensp;固态储氢容器应符合《氢系统安全的基本要求》（GB/T29729）中的相关规定。
第五章&ensp;运输安全
第三十九条&ensp;绿氢运输应满足国家和自治区关于危险（易燃）品运输的法律、法规规定。道路运输托运人应委托依法取得道路危险货物运输经营许可的氢能企业承运。
第四十条&ensp;绿氢运输车辆及其维护、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。
绿氢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实时监控记录。
第四十一条&ensp;绿氢运输容器的材料、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。绿氢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&ensp;绿氢道路运输应当按照相关法规规章和《危险货物道路运输安全管理办法》、《危险货物道路运输规则》（JT/T617）等有关规定托运、承运，托运人应当制作危险货物电子运单，交由驾驶人员随车携带，危险货物电子运单应当妥善保存，保存期限不得少于12个月。
绿氢道路运输的驾驶员、押运员等应取得危险货物运输驾驶员、押运员等从业资格，方可从事运输活动。
第四十三条&ensp;绿氢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，停放时应采取相应的安全防范措施，如接地、设置警戒带等。
第四十四条&ensp;绿氢输送管道应根据《埋地钢质管道阴极保护技术规范》（GB/T&ensp;21448）和《工业金属管道设计规范》（GB50316）规范要求，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。绿氢输送管道场站和阀室的总平面布置、建筑物和构筑物设计参考《氢气站设计规范》（GB50177）。
第四十五条&ensp;绿氢输送管道应满足《油气输送管道完整性管理规范》（GB&ensp;32167）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&ensp;充装安全
第四十六条&ensp;绿氢加氢站的设计、施工、验收和安全管理等，应符合《汽车加油加气加氢站技术标准》（GB50156）、《加氢站技术规范》（GB50516）、《加氢站安全技术规范》（GB/T34584）、《氢能车辆加氢设施安全运行管理规程》（GB/Z34541）、《移动式加氢设施安全技术规范》（GB/T31139）、《加氢站用储氢装置安全技术要求》（GB/T34583）等要求。
绿氢加氢站是指为氢燃料电池汽车或氢气内燃机汽车、氢气天然气混合燃料汽车等的储氢瓶充装绿氢燃料的专门场所，包括单独建设的绿氢加氢站、绿氢供氢站、制氢加氢一体站。
第四十七条&ensp;绿氢的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，符合《汽车加油加气加氢站技术标准》（GB50156）和《加氢站技术规范》（GB50516）等要求。
第四十八条&ensp;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）和《加氢站技术规范》（GB50516）等要求，设置实体墙与公众可进入区域隔离。绿氢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。
第四十九条&ensp;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。采用氢气管道卸气时，应按氢气压力、储存参数，选用合适的储氢装置。
第五十条&ensp;绿氢压缩设备和管道及附件的选择，应根据《加氢站技术规范》（GB50516），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，与绿氢运输车辆相连的管道应选用耐高压、耐氢蚀金属软管，并设置拉断阀和防甩脱装置。
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。
第五十一条&ensp;绿氢加氢站禁止接收无危险货物承运资质的车辆配送的绿氢产品，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。
第五十二条&ensp;绿氢加注作业应符合《加氢站技术规范》（GB50516）和《加氢站安全技术规范》（GB/T 34584）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，不应加注。
第五十三条&ensp;绿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。绿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。

内蒙古：印发可再生能源制氢产业安全管理办法（试行）

3月19日电，从中国石化新闻办获悉，中国石化联合国内数十家氢能头部企业发布了中国首个《制氢加氢一体站技术指南》团体标准。
目前，中国石化已涵盖了所有分布式制氢主流路线，累计发展加氢站128座，成为全球建设和运营加氢站数量最多的企业。

中国首个制氢加氢一体站团体标准发布

2月22日，山西省发改委发布公告表示，为推动《山西省氢能产业发展中长期规划（2022－2035年）》实施，促进氢能产业高质量发展，2月18日，省发展改革委、省工信厅联合出台《山西省氢能产业链2024年行动方案》（以下简称《行动方案》）。
《行动方案》提出了开展氢能关键核心技术攻关、推进氢能创新平台建设、建立多元氢能供应体系、有序推进加氢站建设、有序开展氢能在交通领域示范应用、探索开展氢能在工业领域示范应用、打造氢能产业集聚区、推进氢能产业重大项目、开展氢能产业链招商、强化氢能行业交流合作、加强氢能全产业链安全管理等11项重点任务，明确3项保障措施，推动氢能制储运加用全产业链发展，加快形成新质生产力。

山西省发改委、工信厅联合出台氢能产业链2024年行动方案

2月20日，中华人民共和国交通运输部公开发布《关于国家电力投资集团有限公司开展重卡换电站建设组网与运营示范等交通强国建设试点工作的意见》。为贯彻落实《交通强国建设纲要》《国家综合立体交通网规划纲要》相关领域的目标任务，根据《交通运输部关于开展交通强国建设试点工作的通知》（交规划函〔2019〕859号）和《交通运输部办公厅关于印发〈交通强国建设试点工作管理办法（试行）〉的通知》（交办规划〔2022〕61号），经研究，主要意见如下：
一、
原则同意在重卡换电站建设组网与运营示范、氢燃料电池研发与氢能交通运营平台应用、城市级绿能交通体系建设与应用等方面开展试点
（具体要点附后）。请进一步细化试点任务，落实具体举措，明确阶段目标和时间进度，并及时向交通运输部报备。
二、加强对试点工作的组织领导，建立健全试点工作推进机制，明确责任分工，强化政策支持。加强上下联动，强化协同配合，创造开放包容、公平竞争的市场环境，避免出现排他性问题。
三、
统筹推进、突出重点，力争在重卡换电站网络建设、换电站产品及设备研发、氢燃料电池研发、城市级绿能交通建设模式研究、绿能交通数据平台和智慧调度平台建设等方面取得突破性进展，形成一批先进经验和典型成果，充分发挥示范引领作用，为交通强国建设提供经验借鉴。
四、加强跟踪、督导和总结，试点工作中出现的重大问题以及取得的阶段性成果、成功经验模式及时报告交通运输部。每年12月15日之前向交通运输部报送年度工作总结。
交通运输部将会同有关部门、指导单位、专家对试点工作积极指导，适时开展跟踪调研、监测评估和经验交流，在试点任务实施完成后组织开展考核、成果认定、宣传推广等工作。
交通强国建设国家电力投资集团有限公司试点任务要点
一、重卡换电站建设组网与运营示范
（一）试点组织单位。
国家电力投资集团有限公司。
（二）试点指导单位。
交通运输部综合规划司牵头，公路局、运输服务司、科技司配合。
（三）试点实施单位。
上海启源芯动力科技有限公司、上海城投环境（集团）有限公司、重庆绿电交通科技有限公司，上海电力股份有限公司，北奔重型汽车集团有限公司，陕西重型汽车有限公司。
（四）试点内容。
研制高速重载换电机器人和双向架载机，研发快速、兼容、共享、具有站网互动功能的换电站产品及设备。依托换电站产品，研究面向短倒场景的换电站高效布局技术规范，推出建设验收、安全管理等团体标准。在多种短倒需求场景，推广&ldquo;车电分离&rdquo;运营模式的换电重卡应用和换电站建设。建设跨场景、跨城市群的重卡换电站网络，针对换电站的用地规划、电网接线及收费标准等开展研究。建立换电车辆综合智慧运营平台，开展站网互动的
应用示范。
（五）预期成果。
到2026年，成功研发智能双向架载机、兆瓦级双向互动换电站等新产品、新装备。完成&ldquo;万达开&rdquo;、唐山&ldquo;三纵一横&rdquo;和上海洋山港集疏运中心换电重卡应用示范，编制《电动重卡电池更换场站工程设计导则》。建成&ldquo;甘肃&mdash;内蒙古&mdash;山西&mdash;河北&rdquo;千公里级重卡换电走廊和干线换电网络，累计在全国范围内推广换电重卡不少于20000辆。建成&ldquo;换电车辆、换电站、电池、电网&rdquo;四位一体的协同控制平台，制定换电站聚合参与电网互动相关的技术标准，成功打造至少1个站网互动示范项目。
二、氢燃料电池研发与氢能交通运营平台应用
（一）试点组织单位。
国家电力投资集团有限公司。
（二）试点指导单位。
交通运输部综合规划司牵头，运输服务司、科技司配合。
（三）试点实施单位。
国家电投集团氢能科技发展有限公司。
（四）试点内容。
开发新型车用水冷燃料电池电堆模块系列化产品、百千瓦级大功率商用车燃料电池系统和氢能船舶使用的燃料电池系统，探索先进氢能技术在中重型牵引车、自卸车、船舶等领域的示范应用。打造多个氢能交通运营平台，投入各类氢能车辆进行市场化模式运营，摸索全套化运输服务及平台商业模式。
（五）预期成果。
到2026年，完成新型车用水冷燃料电池电堆模块系列化产品的研发，开发百千瓦级大功率商用车燃料电池系统并实现示范应用。形成船用燃料电池发电系统，通过中国船级社认证标准测试并交付。完成1&mdash;3个氢能交通运营平台建设，依托平台持续推广氢能车应用。
三、城市级绿能交通体系建设与应用
（一）试点组织单位。
国家电力投资集团有限公司。
（二）试点指导单位。
交通运输部综合规划司牵头，运输服务司、科技司配合。
（三）试点实施单位。
国家电力投资集团有限公司、山东电力工程咨询院有限公司、吉林电力股份有限公司、国家电投集团河南电力有限公司、国家电投集团湖北电力有限公司、国家电投集团福建电力有限公司、中国电能成套设备有限公司、国家电投集团数字科技有限公司、中电（沈阳）能源投资有限公司、国家电投集团山东能源发展有限公司。
（四）试点内容。
研究城市级绿能交通建设模式，提出&ldquo;绿色交通用能供应+新能源交通基础设施建设+新能源交通工具推广替代+智慧管控平台&rdquo;的城市级绿能交通综合解决方案。开展零碳交通供能系统关键技术研究，开发零碳交通绿色供能模拟仿真与智能规划演示系统，研制移动智慧充电机器人，打造移动式加固定式充电服务相结合的新型新能源充电模式并在多种场景示范应用。开展新能源车辆在市政、物流、客运等场景的应用，探索建设智慧充换电站，开展新型充换电技术应用及&ldquo;光储充放&rdquo;一体化示范应用，打造绿能交通数据平台和智慧调度平台。开展新能源车辆车电分离模式、金融置换模式及电池租赁银行模式的推广应用，探索创新充换电场站运营盈利模式。
（五）预期成果。
到2026年，形成涵盖交通用能、供能、绿色交通装备推广和智慧运营综合解决方案的城市级绿能交通建设指引。完成绿色供能模拟仿真与智能规划演示系统开发，成功研制集多功能于一体新型智能化、模块化、装配式即时移动储能充电机器人。在全国选取不少于2个城市开展公共领域车辆电动化试点示范，在辽宁省朝阳市、河南省郑州市开展新能源汽车的推广应用，探索实现V2G等新型充换电技术应用于100辆车。建成集能源、场站、车辆、智慧运行于一体的绿能交通数据平台和智慧调度平台。形成新能源重卡车电分离、充换电场站运营盈利模式、电池租赁银行模式、新增负荷配建新能源等多种商业模式的可复制可推广经验。
抄送：山东电力工程咨询院有限公司、上海启源芯动力科技有限公司、国家电投集团氢能科技发展有限公司、上海电力股份有限公司、吉林电力股份有限公司、国家电投集团河南电力有限公司、国家电投集团湖北电力有限公司、国家电投集团福建电力有限公司、中国电能成套设备有限公司、国家电投集团数字科技有限公司、重庆绿电交通科技有限公司、中电（沈阳）能源投资有限公司、国家电投集团山东能源发展有限公司、上海城投环境（集团）有限公司、陕西重型汽车有限公司、北奔重型汽车集团有限公司，部综合规划司、公路局、运输服务司、科技司。

交通运输部：原则同意在氢燃料电池研发与氢能交通运营平台应用等方面开展试点

日前，河南省长垣市人民政府办公室发布关于印发长垣市推进碳达峰试点建设工作方案的通知。
通知明确，以城市绿色低碳发展为重点，在交通领域，实施低碳交通工程，持续优化交通结构，构建综合低碳交通网络，加快充电基础设施建设，扩大电力、氢能、天然气、先进生物液体燃料等新能源、清洁能源在交通运输领域的全面应用，打造智能绿色物流体系。到2024年，普通国省干线二级及以上公路占比达到100%，新增出租、公共交通、货运运输、物流配送等车辆全部为新能源车辆。
原文如下：
长垣市人民政府办公室关于印发长垣市推进碳达峰试点建设工作方案的通知
长政办〔2023〕19号
各乡（镇）人民政府、街道办事处，市直各单位：
《长垣市推进碳达峰试点建设工作方案》已经市政府第19次常务会议研究同意，现印发给你们，请结合实际，认真贯彻落实。
长垣市人民政府办公室
2023年5月8日
长垣市推进碳达峰试点建设工作方案
为贯彻落实碳达峰碳中和工作部署，加快推进长垣市碳达峰试点建设，确保在2022&mdash;2024年内如期完成建设任务，按照《河南省发改委关于印发河南省碳达峰试点名单的通知》（豫碳办〔2023〕1号）要求，结合我市实际，制定本工作方案。
一、总体思路
锚定18个建设指标，围绕做优更具竞争力的&ldquo;4+2&rdquo;产业体系，开展6大重点工作，推动传统制造业低碳化、绿色化、数字化发展，提升能源、工业、建筑、交通运输、农林、居民生活等领域绿色低碳制度创新、技术创新、管理创新和模式创新能力，积极探索减污降碳协同增效协同发展模式，形成具有长垣特色的碳达峰试点建设路径，打造&ldquo;传统产业绿色低碳转型发展先行区、减污降碳协同增效示范点&rdquo;，成为河南省绿色转型发展的先行之地、示范之地。
二、主要目标
通过碳达峰试点建设，长垣市产业结构和能源结构明显优化，重点行业能源利用效率明显提升，煤炭消费总量进一步削减，清洁低碳安全高效的现代能源体系加快构建，绿色低碳技术创新研发和推广应用取得重要进展，绿色生产生活方式得到普遍推行。到十四五末，单位生产总值能源消耗比2020年下降16%，非化石能源占能源消费总量比重达到11.5%，为实现2030年前碳达峰奠定坚实基础。
三、重点工作
一是以传统产业转型发展为重点，在工业领域，实施制造业提升工程，强化节能环保技术开发和工艺装备推广应用，加快传统产业绿色低碳改造，推动产业体系向低碳化、绿色化、高端化优化升级。持续优化重点产业布局，引导形成特色产业集聚发展的优良产业生态。持续推进园区循环化改造，以长垣经开区为重点，促进废物综合利用、能量梯级利用、水资源循环使用。严格控制&ldquo;两高一低&rdquo;项目，实行清单管理、分类处置、动态监控。到&ldquo;十四五&rdquo;末，医疗器械、新兴和未来产业产值实现双500亿元，起重装备和建筑防腐产业产值实现双1000亿元。（责任单位：经开区管委会，市发改委、科工信局、生态环境分局、市场监管局、住建局）
二是以能源清洁低碳发展为重点，在能源领域，实施清洁能源工程，积极发展太阳能、风能、生物质能、地热等非化石能源，继续推进煤炭消费总量控制制度，持续推进清洁能源设施建设,加快构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统。到2024年，可再生能源占全社会用电量比重力争达到15%，煤炭消费占比下降到60%以下，光伏装机容量力争达到7万千瓦，风电装机容量力争达到4.7万千瓦，实现生物质供热企业高负荷供热。（责任单位：市发改委、供电公司、自然资源和规划局）
三是以城市绿色低碳发展为重点，在交通领域，实施低碳交通工程，持续优化交通结构，构建综合低碳交通网络，加快充电基础设施建设，扩大电力、氢能、天然气、先进生物液体燃料等新能源、清洁能源在交通运输领域的全面应用，打造智能绿色物流体系。到2024年，普通国省干线二级及以上公路占比达到100%，新增出租、公共交通、货运运输、物流配送等车辆全部为新能源车辆。（责任单位：市交通运输局、发改委）
四是在建筑领域，实施低碳建筑工程，深入实施绿色建筑创建，结合北方地区清洁取暖、城市更新、城镇老旧小区改造、海绵城市建设等工作，推进既有建筑节能改造和超低能耗建筑发展。促进绿色建材推广应用，进一步推进可再生能源建筑应用，提升建筑终端电气化水平，加强绿色建筑运行管理。到2024年，全市装配式建筑占新建建筑面积的比例达到13%以上，政府投资项目和棚户区安置房项目力争达到100%。（责任单位：市住建局）
五是在农林领域，实施现代农业工程，持续推动种植业节能减排和畜牧业减排降碳，优化种植业发展布局，推动农田固碳扩容。以农业园区为载体，积极发展低碳农业，形成&ldquo;种养加&rdquo;生态循环农业和休闲观光农业发展新模式。全面推动城乡绿化一体化进程，不断增加林业碳汇，提高林业碳汇能力。到2024年，全市化肥、农药使用量零增长，测土配方施肥技术推广覆盖率稳定在90%以上，畜禽规模养殖场粪污综合利用率达到90%以上。（责任单位：市农业农村局、林业局）
六是在生态系统方面，实施生态建设工程，加强沿黄生态保护，打造沿黄特色生态带。推进绿地、林地、湿地融合发展，加快推进全民绿化。建设生态城乡，以源头减量、循环使用、再生利用为统领，大力发展循环经济，加强资源化利用能力建设。到2024年，实现生活垃圾收运率100%，焚烧等资源化利用率100%。（责任单位：市自然资源和规划局、林业局、河务局、发改委、城市管理局）
四、保障措施
（一）组织保障
建立工作机制。长垣市碳达峰碳中和工作领导小组负责对全市碳达峰相关工作的整体部署和系统推进，研究重大问题、制定重大政策、组织重大工程。碳达峰碳中和工作领导小组办公室要加强统筹协调，牵头负责碳达峰试点建设工作，定期对重点项目、重点目标和重点领域工作进展情况进行调度，确保如期完成建设任务。各有关部门要紧紧围绕自身目标，切实扛起责任，形成工作合力，着力抓好各项任务落实，统筹推进各项工作，确保政策到位、措施到位、成效到位。（责任单位：碳达峰碳中和工作领导小组成员单位）
强化责任落实。各有关部门要切实履行绿色低碳循环发展的主体责任，确保实施方案的任务落到实处。将碳达峰、碳中和相关指标纳入经济社会发展综合评价体系，增加考核权重，加强指标约束。各有关部门组织开展碳达峰目标任务年度评估，有关工作进展和重大问题要及时向市碳达峰碳中和工作领导小组报告。（责任单位：碳达峰碳中和工作领导小组成员单位）
（二）政策保障
推进政策机制创新。制定和完善低碳产业金融扶持政策，积极实施低碳产业绿色金融支持政策体系，完善担保、保险政策机制。探索低碳发展奖惩机制，对低碳发展效果显著的单位和个人给予适当奖励，对未按期完成任务的给予批评和惩罚。加快研究制订新能源和可再生能源、清洁生产与再制造的行业、产品、技术以及节能管理与服务体系等领域相关标准。抓好节约能源法、环境保护法、清洁生产促进法等国家法律法规的贯彻落实。（责任单位：市金融工作局、发改委、科工信局、生态环境分局）
加强节能后期监督。实施能源消费总量控制和后期监管制度，加强项目建设和企业用能过程监管。优化节能审查机制，严格高耗能产业准入，运用市场化手段，引导市场主体自觉遵守绿色建设、清洁生产、节能降耗规章制度。建立能耗总量控制制度，建立能源消费总量控制目标分解落实机制和预警调控机制。通过节能审查摸清单位能耗情况，对总能耗超标单位实行能源限制使用制度。提高监测预警的自动化水平，建立重点企业能耗在线自动监测预警体系。（责任单位：市发改委）
（三）要素保障
用好能耗平台。强化智慧能源监测平台建设，充分发挥长垣市规上企业能耗监测平台、重点用能单位能耗在线监测平台等在预测预警、数据运算等方面的支撑作用，打破能源消费数据壁垒和信息孤岛，逐步建立跨行业、跨部门数据共享机制，实现企业能耗数据的定期调度，为制定节能政策、推广节能技术、开展企业节能监察执法提供全面、精细化的数据分析，促使产业用能结构优化。（责任单位：市发改委、税务局、统计局、供电公司）
加大资金投入。充分发挥财政资金引导作用，整合优化现有各类相关专项资金，积极争取节能减排、清洁能源、可再生能源等中央财政专项资金。强化绿色投融资机制建设，完善绿色金融服务机制，推进新能源与绿色金融产品开发，扩宽资金来源渠道，促进碳中和投资主体多元化。整合各类专项资金，加大对低碳产业、温室气体减排项目的支持，引导企业加大节能减排、低碳技术开发与产业化的资金投入。（责任单位：市发改委、财政局、科工信局、生态环境分局）
加强土地保障。结合长垣市总体规划，优先满足试点重点项目用地需求。国土资源部门保证用地指标，年度新增建设用地指标，主要用于低碳重点项目建设。兼顾土地生态承载能力，合理规划项目用地。控制建设用地增量，盘活闲置低效土地，实施&ldquo;腾笼换鸟&rdquo;工程，实现土地资源的优化配置，以有限的土地保证最优的项目。合理安排关联项目建设布局，提高配套项目建设的土地集约化水平。制定集约用地奖惩政策，鼓励项目业主科学规划项目厂区布局，提高用地效益。对列入省、市重点项目及延链补链强链项目新增建设用地计划指标予以倾斜。（责任单位：市自然资源和规划局）
强化人才保障。加强低碳人才资源储备工作，完善低碳人才资源开发与培训体制，培养低碳实用人才。鼓励企业形成内部独立的培训机制，提高企业内部人员的专业水平。加强管理部门碳达峰能力建设，强化业务培训与工作能力建设，提升基层队伍应对碳达峰工作业务水平。将急需的&ldquo;高、精、尖&rdquo;人才纳入高端人才计划。加快培养与引进发展太阳能、地热能、风能以及节能改造、节能服务、节能管理等急需的科技创新人才和管理人才，促进低碳产业加快发展。依托现有科技体制，鼓励科研人员积极参与国际、国内相关研究计划，夯实研究基础、提升研究水平、保持研究成果的前沿性。（责任单位：市人社局、创业就业指导服务中心、科工信局、发改委）

河南长垣：扩大电力、氢能等新能源、清洁能源在交通运输领域的全面应用

2月5日，国家铁路局联合多部门印发了《推动铁路行业低碳发展实施方案》。
该方案在氢能方面指出：1、推进铁路电气化改造。积极探索推广自洽式风光氢储绿色能源供电新模式和优化运用传统电气化制式；2、加快机车车辆更新换代。推动氢燃料电池、低碳燃料发动机及多元组合动力在站场调车作业及短途低运量城际、市域客运牵引场景的示范应用。3、降低内燃机车排放水平。开发储能、燃料电池、替代燃料等低碳新技术。
全文如下：
为全面贯彻落实党中央、国务院决策部署，加快推动新时代铁路绿色低碳发展，近日，国家铁路局联合多部门印发《推动铁路行业低碳发展实施方案》（以下简称《实施方案》）。
《实施方案》指明了铁路行业低碳发展的指导思想和基本原则，提出了总体目标和主要指标，并从5方面提出12条重点任务。一是推动绿色铁路建设。倡导绿色设计、绿色施工，严格按照绿色建设相关标准设计和新建客站，推动既有客站绿色改造，推进既有铁路电气化改造。二是推动运输装备低碳转型。加快机车更新换代，推动超低和近零排放车辆规模化应用，推进高耗能高排放机车新能源化提升替换，降低内燃机车排放水平。三是优化调整运输结构。完善铁路集疏运系统，提高铁路承运比重，加强铁路与其他运输方式衔接，大力推进多式联运发展。四是推进绿色运营维护。合理高效开展运输组织，大力发展列车智能调度和编组技术，提高运输效率，推动运维体制绿色低碳转型，降低运维环节能源消耗和环境污染。五是建立长效发展机制。积极参与碳市场建设，推动铁路绿色低碳标准建设，积极参与气候治理国际合作。
《实施方案》强调，各行业各部门要认真贯彻国家应对气候变化及节能减排工作领导小组的各项部署，加强统筹协调，强化组织领导，扎实推进各项重点任务实施。

国家铁路局：推动铁路风光氢储绿色能源供电新模式

工业和信息化部等七部门发布了《关于推动未来产业创新发展的实施意见》。文件指出，聚焦核能、核聚变、
氢能、
生物质能等重点领域，打造&ldquo;采集-存储-运输-应用&rdquo;全链条的未来能源装备体系。研发新型晶硅太阳能电池、薄膜太阳能电池等高效太阳能电池及相关电子专用设备，加快发展新型储能，推动能源电子产业融合升级。
在关键材料也提出，发展
高性能碳纤维
、先进半导体等关键战略材料。
文件表示将对未来产业加大金融支持。推动制造业转型升级基金、国家中小企业发展基金等加大投入，实施&ldquo;科技产业金融一体化&rdquo;专项，带动更多资本投早投小投硬科技。完善金融财税支持政策，鼓励政策性银行和金融机构等加大投入，引导地方设立未来产业专项资金，探索建立风险补偿专项资金，优化风险拨备资金等补偿措施。

工信部：聚焦氢能领域，打造全链条未来能源装备体系

四川省攀枝花市人民政府发布《攀枝花市碳达峰实施方案》，其中氢能方面指出：
1、聚力打造氢能产业示范城市。大力发展氢能制备、储存、运输、应用及装备制造产业。积极推动可再生能源制氢，加快推进就近利用氯碱副产气、焦炉煤气制氢，推动液氢一体化应用示范等项目建设，建立以绿氢为主、集中式供氢和分布式供氢相结合的低成本氢气供应体系，积极推动氢能多场景应用，重点围绕氢能车辆在矿山、物流等重型交通领域应用，稳步推进氢化工、氢冶金、氢发电应用示范，支持西区格里坪园区建设制氢产业集聚区，钒钛高新区建设氢能支撑产业和应用产业集聚区。
2、加快绿色交通基础设施建设。提升城市公共交通基础设施水平，有序推进充电桩、配套电网、加氢站等基础设施建设，鼓励民营、国有企业积极投资相关设施建设运营。合理布局加氢基础设施，鼓励加氢、加气和加油场站合建，推动已建加油站拓展加氢、加气功能。

四川攀枝花：推进氢燃料电池在重型货运车辆领域试点应用

浙江省永康市发展和改革局印发《永康市新能源发展规划（2023-2025）》，其中氢能方面提到：推进锂离子电池、 液流电池、压缩空气、储氢等关键核心技术攻关；推动长时间电储能、氢储能、热（冷）储能等新型储能项目建设，做大储能应用市场；推动氢燃料电池汽车应用，探索小型汽车领域氢能示范，鼓励开展 燃料电池网约车、租赁车、产业园区通勤用车、公务用车试点应用，到2025年，建设一条氢能公交路线，氢能公交车数量达到20辆；推进加氢站建设布局，到2025年，全市至少建设1座加氢站；加强氢源保障、加强氢能技术攻关。

浙江永康：到2025年氢能公交车数量达到20辆、建设1座加氢站

工信部、发改委、生态环境部、住建部、农业部、商务部、央行、市监总局、金管局、广电总局十部委联合印发了绿色建材产业高质量发展实施方案的通知。
据了解，该方案中在氢能方面提出：
优化用能结构，推进现有燃煤自备电厂（锅炉）清洁能源替代，稳妥推动现有使用高污染燃料的工业窑炉改用工业余热、电能、天然气等，提高太阳能、风能等可再生能源的利用比例，提升终端用能电气化水平，
鼓励氢能、生物质燃料、垃圾衍生燃料等替代能源在水泥等工业窑炉中的应用。
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工信部等十部委联合印发：鼓励氢能在水泥等工业窑炉中的应用

1月8日，海南省发改委联合多部门印发实施《海南省氢能产业发展中长期规划（2023-2035年）》指出，加氢基础设施建设。到2025年，规划建设加氢站6座左右，重点区域涵盖海口、三亚、儋州、东方、琼海、文昌、琼中等地。具体选址应符合&ldquo;三线一单&rdquo;的管控要求，以及市县国土空间规划、环境保护、消防安全等有关要求，并应设置在氢能应用场景附近的位置。中长期，根据发展需求，适度超前布局建设加氢站。
发展优势
一是丰富的绿氢资源优势。海南拥有全国最大的海域面积，石油、天然气资源等矿产资源丰富，风能、太阳能、海洋能等可再生能源资源丰富，市场前景广阔。随着海上风电、核电等清洁能源制氢逐步成型，绿氢发展潜力较大。经初步测算，到2025年，海南氢能产量超过20万吨/年，其中，绿氢约为10万吨/年；到2030年，海南氢能产量约为50万吨/年，其中，绿氢大概接近40万吨/年。
二是差异化氢能应用场景优势。海南独特的闭环地理单元为氢能应用场景提供多元化可能性。国际海事组织&ldquo;2023年船舶温室气体减排战略&rdquo;实施将为实施绿氢、绿色甲醇、绿氨等绿色燃料在航运领域应用提供历史机遇。2030年全岛全面禁售燃油车政策，为氢燃料电池汽车发展提供广阔市场空间。全国首个商业航天发射场可为&ldquo;绿氢+航天&rdquo;场景应用提供全国先行示范。
三是独有的先行先试政策优势。海南具有实施全面深化改革和最高水平开放政策优势，双&ldquo;15%&rdquo;优惠政策、加工增值超30%免关税政策，以及自用生产设备&ldquo;零关税&rdquo;政策，将大大降低氢能企业贸易成本。自贸港拥有立法权可为氢能技术创新提供先行探索，为交通、航天、能源等应用场景提供先行试验，也为氢能产业标准制定提供先行发布机会。
四是独特的绿色能源战略合作优势。充分发挥自贸港丰富的绿氢资源优势，为开展以绿氢为重点的能源战略合作提供现实需求，也为面向东盟，联手日韩，链接&ldquo;一带一路&rdquo;，共同开展绿色能源产品技术标准制定、经贸规则衔接等方面提供有利环境。
同时，海南省氢能产业发展处于培育期，相对于国内发达地区，仍存在着氢能产业发展基础不牢、产业创新能力不强、产业链条不长，支撑产业发展的基础性制度滞后、氢能新赛道培育尚需时日等问题和挑战。面对新形势、新机遇、新挑战，亟需加强全省氢能产业发展的顶层设计和统筹谋划，引导产业健康有序发展，打造自贸港产业发展的新引擎。
发展目标
到2025年，氢能产业培育孵化期。氢能产业发展的政策体系逐步建立，氢能产业关键技术取得突破性进展，氢能在交通、航天、化工、能源等领域的示范应用取得积极成效，初步建立以工业副产氢和可再生能源制氢就近利用为主的氢能供应体系。燃料电池汽车保有量约200辆，部署建设加氢站6座。可再生能源制氢量达到10万吨/年，主要用于船用绿色甲醇生产制造，满足2-3艘甲醇动力集装箱船舶使用。实现二氧化碳减排100万吨/年。
到2030年，氢能产业试点示范期。氢能产业技术创新能力显著提升，以可再生能源制氢为主的供应体系初步建立，产业布局合理有序，在交通、航天、化工、能源等领域形成多元的应用场景。燃料电池汽车保有量约1000辆，加氢站增至15座左右。可再生能源制氢量达到40万吨/年。
到2035年，氢能产业应用推广期。产业发展总体达到国内领先水平，氢能关键技术与国际先进水平基本同步，可再生能源制氢规模化应用成效显著，在交通、航天、化工、能源等领域实现应用推广，为全国能源绿色化转型发展提供海南氢能贡献。

海南省：中长期规划到2025年建设加氢站6座左右

2023年12月4日，吉林省人民政府办公厅表示，《抢先布局氢能产业新赛道实施方案》和《抢先布局新型储能产业新赛道实施方案》已经省政府同意，并印发。
《抢先布局氢能产业新赛道实施方案》
总体目标
到2025年，氢能产业布局初步成型，产业链逐步完善，产业规模快速增长，氢能产业产值达到100亿元，带动新能源装机规模500万千瓦。到2030年，全省氢能产业实现跨越式发展，产业链布局趋于完善，产业集群形成规模，产值达到300亿元。
到2035年，&ldquo;一区、两轴、四基地&rdquo;发展格局基本形成，氢能产业产值突破1000亿元，成为东北亚地区绿氢全产业链创新应用基地，建成&ldquo;中国北方氢谷&rdquo;。
重点任务
（一）实施风光消纳规模制氢工程。加快推进可再生能源制氢项目建设。全面落实《加快吉林省新能源产业&ldquo;绿电+消纳&rdquo;试点创建实施方案（试行）》（吉政办发〔2023〕19号），在白城、松原、四平等风光资源优势地区，加快布局新能源直供模式和孤网运行模式制氢项目，助力风光资源开发和消纳，实现可再生能源就地转化，推动资源优势转化为竞争优势，初步形成区域氢能供应能力。
发展目标：到2025年，可再生能源制氢产能达20万吨/年，氢能产业项目带动新能源装机规模突破500万千瓦。
（二）实施氢基绿色能源应用工程。深度开发氢能在工业领域的应用潜力，大力开拓规模化用氢场景。重点推进吉电股份大安风光制绿氢合成氨一体化示范（一期）、中能建松原氢能产业园（绿色氢氨醇一体化）、三一吉林长岭风光氢储数字化、吉电股份大安风光制绿氢合成氨一体化示范（二期）、吉电股份（中远集团）大安风光制绿氢生物质耦合绿色甲醇、吉电股份（中远集团）梨树风光制绿氢生物质耦合绿色甲醇、吉电股份大安化工规模化风光直流离网制氢创新示范和上海电气洮南市风电耦合生物质绿色甲醇一体化示范等项目建设，以可再生能源制氢及应用一体化示范项目为抓手，逐步打造具有成本优势的氢基绿色能源产业链。
发展目标：到2025年，绿色合成氨、绿色甲醇、绿色航煤等氢基绿色能源产能达100万吨。
（三）实施交通领域示范应用工程。突出氢能车辆更适应我省冬季高寒环境特点，发挥汽车产业基础优势，加快推广氢能车辆应用。以商用车为主、乘用车为辅，在全省主要城市开展以市内主干线、旅游景区等场景为主的道路交通应用示范。在示范区域适度超前布局制氢加氢一体站、油气氢电合建站等基础设施，重点推进中韩（长春）国际合作示范区&ldquo;可再生能源+PEM制氢+加氢&rdquo;一体化创新示范、白城分布式发电制氢加氢一体化示范等项目建设，形成可再生能源制氢加氢一体站推广模式，完善各地加氢站覆盖，保障各场景用氢需求。
发展目标：到2025年，全省建成加氢站10座，氢燃料电池汽车运营规模达到500辆。
（四）实施能源领域协同示范工程。发挥氢能大规模、长周期储能优势，结合未来高比例新能源发电的储能调峰需求，前瞻性在能源领域开展布局，加强氢电协同，强化氢能产业发展与新型电力系统建设协调性。加快推动省内新建燃气轮机具备掺氢（氨）运行条件，并率先示范。逐步探索省内燃煤机组掺氨改造以及氢燃料电池在热电联供、固定式发电、数据中心、通讯基站等领域的应用。开展氢能清洁供暖示范项目工程，在可再生能源制氢基地附近试点示范天然气掺氢供气、氢电耦合锅炉供暖、热电联供等项目工程。在确保安全和采暖需求等基础上，逐步推广覆盖全省。
发展目标：到2025年，探索燃机掺氢、煤机掺氨试点示范，力争取得阶段性成效。
（五）实施装备制造产业发展工程。加快建设先进装备制造产业集群，重点引入影响力大、产业链辐射广的氢能相关优势企业，充分发挥产业链集聚的虹吸效应，带动氢能装备产业集群扩大与发展，着力构建产业发展内循环。推动省内产业发展协同，重点推进国家电投长春氢能产研基地项目及其100MW级PEM制氢设备中试产线、一汽氢能车辆制造、延边国泰新能源氢燃料客车开发及示范等项目建设，加快引育可再生能源制氢头部企业省内发展，推动燃料电池发动机、燃料电池电堆、氢能燃料内燃机、Ⅳ型高压车载储氢瓶、双极板、膜电极、质子交换膜、氢气循环泵、空气压缩机等项目落地，形成电解水制氢成套设备产业化能力。
发展目标：到2025年，引进或培育3-4家具有自主知识产权的氢能装备制造企业、燃料电池系统及电堆生产企业。
保障措施
（一）建立健全责任体系。发挥吉林省&ldquo;氢动吉林&rdquo;行动领导小组作用，构建到底到边的责任体系。明确领导小组各成员单位职责分工，构建分工清晰、运作规范、各负其责、协同推进的工作体系。各部门要结合各自职责制定落实氢能产业政策细则，围绕氢能规范管理、基础设施建设运营、关键核心技术装备创新、氢能产业多元应用试点示范等，加快完善配套政策与标准体系，为氢能产业创造良好发展环境。严格落实《吉林省氢能产业安全管理办法（试行）》（吉政办规〔2023〕1号），压实企业安全生产主体责任、属地政府安全管理责任和部门安全监管责任，强化制氢、储运氢、加氢、用氢等各环节安全管理。
（二）打造科技创新平台。加速推进氢能产业综合研究院等创新平台建设，发挥政府力量，鼓励吉林大学、东北师范大学、长春应化所、一汽集团等大校大院大所大企合作，推动跨学科、跨行业、跨部门创新资源整合，建立更加协同高效的氢能产业创新体系。集中力量解决氢能领域卡脖子问题，力争在质子交换膜、催化剂、碳纸、膜电极组件等高价值核心材料和零部件上尽快取得实质性技术突破，推动&ldquo;制、储、运、用&rdquo;各环节关键技术持续迭代，为氢能产业发展和商业化应用提供有力技术支持，实现产学研深度合作。鼓励氢能相关企业、科研院所开展科普宣传，积极引导消费者体验氢能技术产品，提升社会对氢能利用的认可程度。
（三）强化氢能人才引育。积极引进国内外顶级专家、人才和团队，激励措施，以事业和平台留人。鼓励省内大中专院校结合实际情况，通过设置氢能学科（专业）、与企业合作培养专业人才、与企业合作设立学生实训（实习）基地等方式培育氢能产业人才。在氢能关键技术领域布局一批创新平台，培育一批&ldquo;专精特新&rdquo;企业，助力提升我省氢能产业研发能力、管理能力、决策能力。
（四）培育重点示范项目。坚持以规划引领项目，以项目落实规划。聚焦《&ldquo;氢动吉林&rdquo;中长期发展规划（2021-2035年）》（吉政办发〔2022〕36号）确定的战略布局和六项重点工程，合理统筹产业发展时序，重点在氢基绿能、交通运营、基础设施、氢电协同、氢气储运、装备制造、研发平台、标准体系等8个方向开展示范，推动一批成熟度高、可行性强、示范性好的项目开工建设。

吉林省：目标到2025年氢能产业产值达到100亿元

2023年12月11日，内蒙古自治区人民政府办公厅表示，为进一步推动新能源高质量全面争先发展，发挥新能源消纳在推动新能源大规模开发和高比例应用方面的基础和关键作用，有效提升全社会消纳新能源水平，经自治区人民政府同意，现就促进新能源消纳若干举措通知如下。
推动新能源制氢及下游产业链延伸，充分发挥新能源边际效益快速壮大制氢产业。科学预测未来3&mdash;5年全区新能源利用水平及变化趋势，研究制定利用制氢设施及配套储能消纳风光电量的政策措施。
持续优化电价政策，充分发挥电价引导作用，促进新能源消纳。源网荷储、风光制氢等新能源自备电站，自发自用电量暂不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。
》点击查看原通知

内蒙古：推动新能源制氢及下游产业链延伸

成都市经济和信息化局表示，为深入贯彻落实《成都市人民政府办公厅关于印发成都市优化能源结构促进城市绿色低碳发展行动方案、成都市优化能源结构促进城市绿色低碳发展政策措施的通知》（成办发〔2022〕36号），经研究，特制订本《实施细则》-《成都市优化能源结构促进城市绿色低碳发展政策措施实施细则（试行）》。
支持可再生能源和氢能发展利用。对绿电制氢项目市区两级联动给予每千瓦时0.15元-0.2元的电费支持。鼓励氢能多领域应用示范，对加氢站建设运营给予最高1500万元补助。
》点击查看原文件

成都市：印发《实施细则》支持可再生能源和氢能发展利用

一图读懂《安徽省氢能产业高质量发展三年行动计划》

国际能源网获悉，近日，内蒙古发改委发布新能源消纳若干措施，其中指出强化高耗能企业绿电消费责任，推动存量用电负荷绿电替代：加大绿氢替代应用，推动现代煤化工、冶金、化工等行业开展&ldquo;煤+绿氢&rdquo;耦合、绿氢冶金、绿氢替代化石能源原料等绿色低碳改造升级。研究对作为燃料使用的绿氢（如氢能重卡使用的绿氢等）不纳入盟市能耗总量和强度控制。
全文如下：
内蒙古自治区发展和改革委员会关于
优化节能管理促进新能源消纳
利用若干措施的通知
内发改环资字〔2023〕1614号
各盟市发展改革委：
为贯彻落实自治区党委和政府关于紧抓快干推进新能源建设、增强新能源消纳能力的重要工作要求，充分发挥好&ldquo;可再生能源消费不纳入能耗总量和强度控制&rdquo;政策对新能源消纳利用的促进作用，结合落实自治区《新能源倍增行动实施方案》《关于促进新能源消纳若干举措》，按照绿电替代&ldquo;应替尽替、能替早替&rdquo;的原则，现就优化节能管理、促进新能源消纳利用若干措施通知如下。
一、加强项目节能审查源头把关，鼓励引导新建高耗能项目高比例使用绿电
（一）加强新建高耗能项目使用绿电的刚性约束。新建高耗能项目应在节能报告中明确项目用电量中通过电力市场交易或新能源市场化消纳等方式使用绿电的比例。自治区和盟市节能审查机关要加强项目节能审查、初审等环节的审核把关，推动新建高耗能项目落实使用绿电的刚性要求。
（二）强化新建&ldquo;两高&rdquo;项目高比例使用绿电政策激励。按照重点控制化石能源消费的导向，对《内蒙古自治区坚决遏制&ldquo;两高一低&rdquo;项目盲目发展管控目录（2023年修订版）》中用能结构以电力为主且绿电使用比例达到50%以上的新建&ldquo;两高&rdquo;项目，节能审查时在达到能耗强度要求的前提下，不需全额落实能耗量指标。
二、强化高耗能企业绿电消费责任，推动存量用电负荷绿电替代
（三）强化存量高耗能企业绿电消费责任。现有已建成高耗能企业要力争按照自治区电力市场新能源电量交易比例上限购买使用绿电。能效低于标杆水平或单位产品能耗未达到限额标准先进值的高耗能企业，要通过电力市场交易、新能源市场化消纳等方式，逐步实现高比例使用绿电。
（四）鼓励地方通过存量用电负荷绿电替代拓展用能空间。鼓励支持存量高耗能用电负荷通过电力市场交易、新能源市场化项目直供等方式实施绿电替代，提高绿电使用比例。各地区存量高耗能企业&ldquo;十四五&rdquo;期间较2020年新增的绿电消费量，可作为本地区能耗削减量指标，用于化解新上项目能耗强度影响。
（五）鼓励高耗能企业通过电气化绿色化改造促进绿电消纳挖掘节能潜力。鼓励引导用能结构以煤炭、热力（蒸汽）为主的高耗能企业实施电气化改造，推动绿电替代化石能源燃料，拓展绿电消纳应用空间。加大绿氢替代应用，推动现代煤化工、冶金、化工等行业开展&ldquo;煤+绿氢&rdquo;耦合、绿氢冶金、绿氢替代化石能源原料等绿色低碳改造升级。研究对作为燃料使用的绿氢（如氢能重卡使用的绿氢等）不纳入盟市能耗总量和强度控制。
三、完善服务监管，强化节能管理与新能源消纳利用协调联动
（六）建立新能源消纳利用信息共享和协调服务机制。自治区节能审查机关加强与能源主管部门的信息共享，定期交流共享批复节能审查意见的通过新能源市场化消纳方式使用绿电的项目情况以及批复同意实施的六类新能源市场化消纳项目情况，促进源荷相互衔接。对有意愿通过新能源市场化消纳方式使用绿电化解能耗强度影响的新建高耗能项目、实施绿电替代削减能耗的存量高耗能企业，需要自治区协调解决相关问题困难的，自治区节能主管部门加强协调服务，会同能源、林草、自然资源等主管部门和电网企业，合力推动解决绿电消纳利用和能耗指标问题。
（七）加强高耗能企业绿电消费监测。自治区及各盟市节能主管部门会同电网企业，加强对高耗电企业绿电消费量和消费比例的调度监测，分析挖掘绿电消纳利用节能潜力。电网企业应定期梳理、公布本地区绿色电力时段分布，有序引导电力用户更多消费绿电。
（八）优化地区能耗调控方式。节能目标进展滞后、形势严峻的地区，要按照重点控制化石能源消费的导向，综合运用扩大绿电消费等方式，进一步提高新上高耗能项目绿电使用比例，加大力度推进存量高载能负荷绿电替代，推动完成节能目标，统筹保障经济社会发展合理用能。对绿电消费比例高、能效水平先进的高耗能企业用能应予以合理保障。
（九）加强节能事中事后监管。各级节能主管部门要将高耗能企业使用绿电情况纳入节能监察、能源审计、能效诊断等范畴，督促新建高耗能项目按照节能审查意见要求落实绿电消纳利用承诺及相关配套措施，提出审计或诊断建议引导高耗能企业提高绿电消纳利用水平。对建成投产后实际能耗强度未达到地区标杆值要求的高耗能项目，优先通过扩大绿电消费化解能耗强度影响。

推动开展“煤+绿氢”耦合、绿氢冶金等！内蒙古发改委发布新能源消纳若干措施

2024年1月3日，河南郑州工信局、财政局联合发布《关于组织郑州市燃料电池汽车示范应用第二年度中央奖励资金申报工作的通知》。
该文件指出，为做好郑州城市群燃料电池汽车示范应用第二年度绩效自评工作，准确核算中央奖励资金，充分发挥财政资金对燃料电池汽车示范应用的促进作用和导向作用，切实推进郑州市氢燃料汽车产业高质量发展，郑州市工信局、郑州市财政局决定组织开展郑州市燃料电池汽车示范应用第二年度中央奖励资金申报工作。
原文如下：
郑州市工业和信息化局&nbsp; 郑州市财政局
关于组织郑州市燃料电池汽车示范应用第二年度中央奖励资金申报工作的通知
各有关企业：
为做好郑州城市群燃料电池汽车示范应用第二年度绩效自评工作，准确核算中央奖励资金，贯彻落实《关于开展燃料电池汽车示范应用的通知》（财建〔2020〕394 号）、《关于启动新一批燃料电池汽车示范应用工作的通知》（财建〔2021〕437号）等文件精神，充分发挥财政资金对燃料电池汽车示范应用的促进作用和导向作用，切实推进郑州市氢燃料汽车产业高质量发展，郑州市工信局、郑州市财政局决定组织开展郑州市燃料电池汽车示范应用第二年度中央奖励资金申报工作。现将有关事项通知如下：
一、申报条件
（一）在郑州市内登记注册、纳税的整车及改装车企业，主要产品已获得工信部汽车产品公告，并接入国家氢能及燃料电池汽车示范评价平台。
（二）加氢站已接入国家氢能及燃料电池汽车示范评价平台。
二、支持方向
（一）整车示范应用奖励
（二）车用氢气奖励
三、工作程序
（一）企业申报。企业按照申报细则要求准备申报资料，于2024年1月8日前将纸质材料一式三份及电子版报送至郑州市工信局和财政局。
（二）项目评审。按照&ldquo;公开、公正、公平&rdquo;原则，组织开展专家评审，委托第三方机构开展专项审计。对通过专家评审、专项审计的项目，统一纳入我市第二年度自评报告，并按程序汇总上报国家五部委。
四、有关要求
（一）申报企业要严格按照有关规定，如实申报相关资料。如有弄虚作假、骗取财政奖补资金等违规行为的，除收回奖补资金外，按照相关规定，追究企业责任。
（二）其他未尽事宜，另行通知或以项目评审解释为准。
程序咨询电话：
市工信局汽车和装备产业办公室&nbsp; &nbsp; &nbsp;67186253
市财政局企业处&nbsp; &nbsp; &nbsp; &nbsp; &nbsp; &nbsp; &nbsp; &nbsp; &nbsp; &nbsp; &nbsp;67175635
附件：1．郑州市燃料电池汽车示范应用第二年度中央奖励资金申报指南
2. 郑州市燃料电池汽车示范应用第二年度中央奖励资金申报表
3. 信用承诺书
4. 郑州市燃料电池汽车示范应用第二年度中央奖励资金绩效目标申报表
5. 销售车辆明细表
6. 氢气奖励汇总表
7. 氢能供应明细表
8. 氢气类型证明或企业承诺
郑州市工业和信息化局&nbsp; &nbsp; &nbsp; &nbsp; &nbsp; &nbsp;郑 州 市 财 政 局
2024年1月3日

河南郑州开启燃料电池汽车示范应用第二年度中央奖励资金申报！

近日，山东省潍坊市城管局组织编制的《潍坊市加氢站专项规划（2021-2035年）》经市政府批准同意并正式印发。
该《规划》范围为潍坊市全域，规划期限为2021-2035年，主要内容包括氢燃料电池车辆发展前景分析及用氢需求测算，全市加氢站基本规模、布局及建设计划，加氢站布局、工艺、外观，消防、安全、节能、环保等方面内容。
2025年，全市规划建设加氢母站4座，总加注能力约40吨/日；汽车加氢站26座，平均加注规模27吨/日，满足2000辆氢燃料电池汽车运营。2035年，全市规划建设加氢母站6座，总加注能力约83吨/日；汽车加氢站69座，平均加注规模70吨/日，满足21000辆氢燃料电池汽车运营。

《潍坊市加氢站专项规划（2021-2035年）》正式发布

安徽省六安市大气污染防治工作领导小组办公室印发《六安市&ldquo;十四五&rdquo;应对气候变化规划》。文件提出发展高效低成本氢储能技术，支持开展燃料电池催化剂等关键电极材料开发。支持开展质子交换膜纯水制氢、固体聚合物电解质电解水制氢等技术研发，发展耦合可再生能源电力的高效低成本氢储能技术。
相关内容如下：
构建清洁低碳安全高效的能源体系
严格控制能源消费总量和强度。实施能源消费总量和强度&ldquo;双控&rdquo;，推动重点用煤行业减煤限煤，严控新增耗煤项目，新建和改扩建项目实施煤炭减量或等量替代。推进工业领域节能，大力实施钢铁、铸造、玻璃等行业的高炉、锅炉、工业窑炉节能改造。加快电力企业现役机组节能升级和灵活性改造，积极推进华电六安电厂供热改造，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。积极扩大天然气利用，加强油气基础设施建设，完善区域油气设施布局，实施天然气管道通达工程。因地制宜建设天然气调峰电站，合理引导工业用气和化工原料用气。加快推广太阳能、生物质能、地热能的开发利用，系统提升清洁低碳能源比例。
加快发展可再生能源。有序布局发展集中式光伏电站，科学有序推进风电健康发展。大力推广工业企业厂房、公共建筑、城市基础设施等分布式光伏发电。加强生物质能开发利用，在农业废弃物、畜禽废弃物资源富集地区，支持建设农村生物天然气和沼气等燃料清洁化工程。稳步推进生物质发电项目建设，合理布局生活垃圾焚烧发电项目，支持发展生物质和垃圾发电一体化建设项目。谋划布局工业园区生物质热电联产项目。
发展高效低成本氢储能技术。支持开展燃料电池催化剂等关键电极材料开发。支持开展质子交换膜纯水制氢、固体聚合物电解质电解水制氢等技术研发，发展耦合可再生能源电力的高效低成本氢储能技术。依托安徽工业技术创新研究院六安院氢能项目孵化平台，加速燃料电池核心零部件项目科技成果转化，加快制氢、储氢、运氢供应链建设。积极推动氢能和燃料电池技术开发研究，加快氢能源产业发展布局。扶持壮大全市燃料电池龙头企业，聚焦氢能源电池研发制造，开展氢能综合利用技术示范。推动氢能源多元化利用，以公交车、物流车等交通领域为突破口，重点推进城市公交、厢式物流车等燃料电池商用车示范应用。开展燃料电池船舶示范运行，推动燃料电池分布发电、智能化家用和公共建筑用燃料电池冷热电联供的示范应用，构建氢能多元应用格局。
加强智慧能源体系建设。发展智慧能源管理及智能电力控制设备及电缆制造等智能电网产业，形成&ldquo;电池片－组件－逆变器－储能电池－发电工程&rdquo;的产业链。研究热电联产机组、新能源电站、灵活运行电热负荷一体化运营方案，推进源网荷储一体化，提升保障能力和利用效率。鼓励可再生能源场站合理配置储能系统，推进储能提升可再生能源利用水平应用示范，实现储能与现代电力系统协调优化运行。逐步推进霍山抽水蓄能电站开工建设，开展舒城晓天、金寨果子园等抽水蓄能电站规划选址研究。
专栏2：清洁能源发展方向
光伏项目：恒瑞新能源太阳能电池及组件加工项目、嘉悦新能源二期500万千瓦高效电池片（TOPCon）生产项目、嘉悦200万千瓦高效PERC太阳能电池生产、国轩动力电池项目、金泰储能示范项目、中植新能源项目、霍邱县年产3亿Ah锂离子储能电池。
光伏产业项目：以金寨先进光伏制造重大新兴产业试验工程为引领，重点发展新型电池、太阳能电池片、组件、光伏逆变器及控制设备、太阳能并网发电系统集成等产品，促进光伏产业技术创新和产业集聚。
&ldquo;风光火储&rdquo;一体化多能互补综合能源供应项目：中煤六安电厂三期扩建2台66万千瓦超超临界燃煤发电机组，配套同步建设脱硫、脱硝、除尘等辅助设施。
金安氢能项目：以金安氢能及燃料电池研发与产业化重大新兴产业专项为引领，大力发展电堆、压缩机、氢气循环装置、燃料电池系统集成、控制等产品及服务，加强质子交换膜、碳纸、催化剂等关键材料研究，实现核心材料和部件产业化。
智慧能源项目：金安区三十铺镇安徽科大国创智慧能源有限公司智能网联与智慧能源系统研发生产一体化基地建设项目。
推动近零碳排放示范工程建设
推动氢能产业多元化利用。培育发展燃料电池产业，积极参与燃料电池汽车示范城市的创建。重点推进城市公交、厢式物流等燃料电池商用车示范应用，引导燃料电池汽车与纯电动汽车错位发展，加快燃料电池汽车商业化应用进程。开展燃料电池船舶示范运行，推动燃料电池分布式发电、智能化家用和公共建筑用燃料电池冷热电联供的示范应用，构建氢能多元应用格局。

安徽六安：发展高效低成本氢储能技术，构建氢能多元应用格局

经国务院批准，国务院关税税则委员会12月21日对外发布公告，2024年将调整部分商品的进出口关税。
根据公告，2024年1月1日起，我国将对1010项商品实施低于最惠国税率的进口暂定税率。其中，与燃料电池相关的零部件包括燃料电池用氧化铱、气体扩散层、增压器、循环泵、膜电极组件、双极板、碳电极片。
来源：财政部

名称	价格范围	均价	涨跌	单位	日期
上海高纯氢价格	2.5 - 3.1	2.8	0	元/nm3	2024-04-26
安徽高纯氢价格	2.3 - 2.6	2.45	0	元/nm3	2024-04-26
江苏高纯氢价格	2.5 - 3	2.75	0	元/nm3	2024-04-26
山东高纯氢价格	2 - 2.5	2.25	0	元/nm3	2024-04-26
江西高纯氢价格	2.2 - 2.6	2.4	0	元/nm3	2024-04-26
浙江高纯氢价格	2.7 - 3	2.85	0	元/nm3	2024-04-26
广东高纯氢价格	2.5 - 3.4	2.95	0	元/nm3	2024-04-26
新疆绿氢价格	1.4 - 1.51	1.46	0	元/nm3	2024-04-26
河南绿氢价格	1.4 - 1.49	1.45	0	元/nm3	2024-04-26
上海蓝氢价格	2.1 - 2.5	2.3	0	元/nm3	2024-04-26
江苏蓝氢价格	2 - 2.4	2.2	0	元/nm3	2024-04-26
广东蓝氢价格	1.7 - 2.2	1.95	0	元/nm3	2024-04-26
山东蓝氢价格	1.9 - 2.2	2.05	0	元/nm3	2024-04-26
河北蓝氢价格	1.5 - 1.8	1.65	0	元/nm3	2024-04-26
海南蓝氢价格	1.68 - 1.75	1.72	0	元/nm3	2024-04-26
山西蓝氢价格	1.53 - 1.69	1.61	0	元/nm3	2024-04-26
东北甲醇价格	2520 - 2540	2530	-10	元/吨	2024-04-26
华东甲醇价格	2560 - 2700	2630	+10	元/吨	2024-04-26
华中甲醇价格	2500 - 2720	2610	+25	元/吨	2024-04-26
华北甲醇价格	2330 - 2480	2405	-5	元/吨	2024-04-26
华南甲醇价格	2640 - 2690	2665	-5	元/吨	2024-04-26
西北甲醇价格	1870 - 2360	2115	-15	元/吨	2024-04-26
西南甲醇价格	2380 - 2660	2520	0	元/吨	2024-04-26

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