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《节能与新能源汽车年鉴》编制办公室
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上海丨加快氢能技术创新 2025年全市加氢站数量力争达到70座
1）加快新型能源开发利用：加快氢能技术创新，有序实施基础设施建设，推动氢能多元化利用。在临港新片区、嘉定、上海化工区等示范布点一批加氢站设施，2025年全市加氢站数量力争达到70座。探索利用新能源制取氢、氨和可再生合成燃料，提升交通、工业领域零碳燃料利用水平，加快煤电掺烧氨技术研究。
2）强化前沿技术研发和核心技术攻关：聚焦开展可控核聚变技术、海洋能发电及综合利用技术、能源系统数字化智能化技术、重型燃气轮机技术、超大型海上风机研制技术、钙钛矿等高效光伏电池技术、氢能和燃料电池技术以及大容量、高密度、高安全、低成本新型储能技术研发。
3）提升电力系统综合调节能力：引导电动汽车充电网络等参与系统调节。通过市级互联互通充电桩平台提升充电设施的智能化水平和协同控制能力，引导电动汽车发挥削峰填谷作用，至2025年全市新增智能充电设施20万个。
以下是《方案》节选：
二、主要任务
将碳达峰战略导向和目标要求贯穿于能源电力发展的各方面和全过程，在保障能源供应安全的前提下，聚焦可再生能源开发、煤炭消费替代和转型升级、油气消费合理调控、新型电力系统建设等关键环节，组织实施本市能源电力领域碳达峰行动，推进落实6方面20项任务。
（一）大力发展可再生能源
1.全面推广光伏应用。分领域摸排全市光伏可开发资源，制定工业、公共机构、交通、公共建筑、住宅、农业等领域光伏+专项实施方案。积极推进道路隔音棚、光伏建筑一体化、住宅“平改坡”“坡改坡”等光伏试点，启动实施横沙东滩大规模农光互补项目。在立项审批、土地出让、施工图审查等环节按“能建尽建”原则落实新建项目光伏开发，新建工业厂房、交通设施、公共机构等建筑屋顶安装光伏面积比例不低于50%，新建公共建筑、住宅屋顶安装光伏面积不低于30%，新建全影形隔音棚光伏全覆盖。已建设施按以上标准对可利用面积实施改造，2025年前改造不低于50%，2030年前能改尽改。2025、2030年全市光伏装机力争达到407、700万千瓦。
2.加快陆海风电开发。制定新一轮海上风电发展规划，进一步提升海上风电开发利用水平。推进长江口外北部、长江口外南部、杭州湾以及深远海海域等4大海上风电基地建设，预留南、北海上风电场址至市区通道走廊。“十四五”期间重点建设金山、奉贤、南汇海域项目，启动实施百万千瓦级深远海海上风电示范。“十五五”重点建设横沙、崇明海域项目，建成深远海海上风电示范。避开生态保护红线和自然保护区，科学建设陆上风电场。结合各区沿江沿海、工业、港口、旅游岸线区域资源，建设分散式风电。2025、2030年全市风电装机力争分别超过262、500万千瓦。
3.推进生物质发电和地热利用。结合本市生活垃圾焚烧设施，进一步加大建筑垃圾残渣、农作物秸秆、园林废弃物等生物质能利用，推动“邻利型”服务设施建设。探索建立以生物质发电运营商为主体的综合能源服务。2025年全市生物质发电装机达到84万千瓦。完善全市浅层地热资源监测网点布局，加强浅层地热资源日常监测和动态评估。重点在五大新城、绿色生态城区、建筑可再生能源集中示范区开展浅层地热资源规模化利用示范区建设，探索中深层地热资源试点示范。“十四五”期间全市新增浅层地热利用面积500万平米以上。
4.布局市外清洁电源基地。结合国家和周边省份通道和资源情况，大力争取新增外来清洁能源供应，进一步加大市外非化石能源的消纳规模。通过宾金直流、复奉直流等特高压输电通道消纳金沙江下游水风光电力，力争2025年新增消纳电量不少于50亿千瓦时。加强与可再生能源资源丰富省份合作，在市外布局建设千万千瓦级风电、光伏发电基地和配套调峰电源，力争“十五五”中期基本建成并投入运行，新增入沪清洁电量400亿千瓦时。
（二）优化化石能源开发利用
5.严格控制煤炭消费。继续实施重点企业煤炭消费总量控制制度，煤炭消费总量进一步下降，2025年全市煤炭消费总量下降5%左右，煤炭消费占一次能源消费比重降至30%以下。在确保电力供应安全的前提下，通过优化节能低碳电力调度、减少非高峰时段机组出力等方式，合理控制“十四五”发电用煤，“十五五”进一步削减发电用煤。推动宝武集团上海基地钢铁生产工艺加快从长流程向短流程转变，加大天然气喷吹替代的应用力度。实施吴泾、高桥地区整体转型，从严控制华谊、高桥石化、上海石化等煤炭消费。
6.推动煤电转型升级。分类施策推动煤电转型升级，打造煤电转型上海标杆。实施现役煤电“三改联动”改造，重点推动吴泾八期2号机、宝钢自备电厂3号机实施高温亚临界综合升级技术改造。根据城市布局优化和电力保供及转型需要，对吴泾地区、外高桥一厂、石洞口一厂煤电机组实施高水平升级替代，全部预留碳捕集接口和场地，长兴岛电厂等条件具备的实施碳捕集与利用项目。“三改联动”改造和升级替代机组调峰深度要达到70%以上，推动煤电成为支撑大规模可再生能源接入的可靠调峰电源。结合高桥地区产业转型同步关停高桥石化自备电厂，宝钢和上海石化自备电厂原则上按照不超过原规模2/3保留煤机，并实施“三改联动”或等容量替代，长兴岛燃煤电厂实施气电替代。
7.合理调控油气消费。保持石油消费处于合理区间，逐步调整汽油消费规模，大力推进低碳燃料替代传统燃油，提升终端燃油产品能效。加快推进机动车和内河船舶等交通工具的电气化、低碳化替代，合理控制航空、航运油品消费增速，大力推进可持续航空燃料、先进生物液体燃料等替代传统燃油。有序引导天然气消费，优化利用结构，优先保障民生用气。支持车船使用液化天然气作为燃料，试点开展国际航运船舶保税LNG加注业务。有序布局燃气调峰电厂，推动重燃重大专项和闵行燃机建设。高质量推进上海LNG站线扩建项目，配套建设160万千瓦燃机。选择冷、热、电负荷较为集中项目推广建设天然气分布式供能。2025、2030年，全市天然气供应能力分别达到137、165亿立方米左右。
（三）推进新型电力系统建设
8.加强清洁输电通道建设。保障市内通道走廊和换流站站址，开展外电入沪特高压直流通道、过江通道、市内配套电网前期工作，力争“十四五”开工，“十五五”中期建成投运。力争“十四五”启动复奉、葛南直流扩容工程，更大规模消纳西南水电等清洁能源。推进城市东侧江苏—崇明线路和西侧黄渡—泗泾—新余、东吴—黄渡—徐行“双改四”线路建设，加强上海500千伏电网与华东电网互保互济能力。加快布局大容量海上风电输电通道，“十四五”先行建设海上风电场址至崇明北通道，消纳深远海风电示范项目；“十五五”建设海上风电场址至浦东南通道，消纳更大规模深远海风电。
9.提升电力系统综合调节能力。电网企业发挥平台和枢纽作用，做好源网衔接，加强科学调度，以投资为纽带参与建设华东区域抽水蓄能项目，提高电网调节能力，保障新能源项目及时并网、满发多发。加大煤电机组灵活性改造、燃机等调节电源项目建设力度，持续提升电源侧调节能力。发展分布式智能电网，加强有源配电网规划设计和运行研究，合理确定配电网接入分布式可再生能源比例，提高配电网接纳分布式新能源能力。引导自备电厂、高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、虚拟电厂等参与系统调节。通过市级互联互通充电桩平台提升充电设施的智能化水平和协同控制能力，引导电动汽车发挥削峰填谷作用，至2025年全市新增智能充电设施20万个。2025年全市需求侧调节能力不低于最大用电负荷5%。
10.推广多能互补综合能源服务。鼓励增量配电网、产业园区拓展分布式能源开发利用，建设智慧能源系统，在终端能源服务环节推行电、冷、热、气等多能源品种一体化投资经营。积极发展源网荷储一体化和多能互补，引导新能源合理配置储能系统。培育发展节能与电力负荷管理相结合，咨询、设计、生产、运维为一体的综合能源服务商，电网企业和燃气企业应支持综合能源创新服务。按照国家要求，探索以新能源为主体的多能互补、源网荷储、微电网等综合能源项目，可作为整体统一办理核准（备案）手续，优化综合能源项目审批程序。
11.加快新型能源开发利用。发挥储能调峰调频、应急备用、容量支撑等多元功能，鼓励储能为新能源和电力用户提供各类调节服务，有序推动储能和新能源协同发展。加快氢能技术创新，有序实施基础设施建设，推动氢能多元化利用。在临港新片区、嘉定、上海化工区等示范布点一批加氢站设施，2025年全市加氢站数量力争达到70座。探索利用新能源制取氢、氨和可再生合成燃料，提升交通、工业领域零碳燃料利用水平，加快煤电掺烧氨技术研究。探索在站址优良海域建设潮汐能、波浪能示范电站，探索开展适应分布式新能源接入的直流配电网工程示范，扩大新能源直接利用规模。
（四）强化科技创新支撑
12.加大新型电力系统关键技术研究应用。加大新型电力系统关键技术研究与推广应用，创新高比例可再生能源、高比例电力电子装置的电力系统稳定理论、规划方法和运行控制技术，提升系统安全稳定运行水平。改善新能源发电涉网性能，提高气象灾害预警精度、风能、太阳能资源预报准确度和风电、光伏发电功率预测精度，提升风电、光伏发电主动支撑和适应电力系统扰动的能力。研究建立电力应急保障体系，合理配置新型储能，优化系统风光水火储结构，提高多元互济能力。
13.强化前沿技术研发和核心技术攻关。培育一批能源（电力）技术重点实验室、工程技术中心、科技创新服务平台，加快能源前沿性、颠覆性开发利用技术攻关。支持重点能源企业、高校以及科研单位，共建一批绿色能源产业创新中心。聚焦开展可控核聚变技术、海洋能发电及综合利用技术、能源系统数字化智能化技术、重型燃气轮机技术、超大型海上风机研制技术、钙钛矿等高效光伏电池技术、氢能和燃料电池技术以及大容量、高密度、高安全、低成本新型储能技术研发。探索实施燃煤电厂二氧化碳捕集、利用与封存示范项目。研制适用于快速路、轨道交通、隔音棚等超大型城市应用场景的光伏电池。
（五）打造低碳创新示范
14.长三角示范区能源互联网示范。适应示范区绿色发展和互联互通要求，建立一体化电力、燃气信息服务平台，促进示范区能源设施末端向互联互通节点转换，提升能源供应可靠性和服务水平。围绕能源互济互保、分布式能源高比例接入、配电网智能化升级、终端用能电气化提升等发展需求，结合水乡客厅等重点项目开发，通过能源电力与信息技术、创新经济深度融合，实现绿色城乡和清洁能源协调发展，打造清洁低碳、安全可靠、泛在互联、智能开放的能源互联网，支撑示范区经济社会高质量发展。
15.临港新片区风光气储一体化示范。围绕一核（500万千瓦级燃机发电基地）、一带（百万千瓦级海上风电基地）、一区（50万千瓦级分布式发电示范区）、一厂（特斯拉）布局项目，发挥天然气灵活机动、相对易储优势，促进风光气储融合发展，打造智能车网互动示范，提升区域电源保障能力和绿色低碳发展水平。聚焦新片区先进智造区，通过低碳源端、互动荷端、智能网端建设，打造国家级源网荷储一体化示范，保障新片区能源供应安全、促进绿色发展。
16.崇明世界级生态岛碳达峰碳中和示范。高起点规划崇明绿色低碳能源供应体系，承接外电入沪清洁电力，加快崇明东侧深远海域海上风电开发建设，避开生态保护红线和自然保护区，科学建设陆上风电场，大力推动渔光、农光互补。“十四五”新建陆上风电场不少于2座，力争新增光伏装机60万千瓦，加快推进横沙东滩农光互补项目建设。2025年崇明岛可再生能源发电量占全社会用电量比重达到40%以上。
（六）保障能源供应安全
17.加快天然气产供储销体系建设。构建多源并进、海陆并举、稳定可靠的天然气保障体系。加快推进上海LNG站线扩建项目建设，积极推进中俄东线资源入沪，完善市区沿江沿海LNG接收站布局。建成五号沟—崇明岛等主干管网项目，加快罗泾—白鹤、白鹤—练塘—金山—化工区复线建设，研究上海主干管网北部成环方案，完善“三大环网”结构，提高本市薄弱区域管网输送能力。
18.建设稳定可靠的油品储运体系。加快成品油管道建设，推进金虹航油、金闵二线成
陕西丨到2024年氢能产业生态雏形显现，产业规模突破 500亿元以上
《方案》明确：到2024年，产业链基本补齐短板，初步实现本地配套， 绿氢装备产业跃居全国第一阵营；氢能基础设施满足应用需求，一批加氢站建成投运；氢能运力平台初具规模，力争推广示范燃料电池汽车累计超 5000 辆；全省氢能部分领域商业模式基本成形，氢能产业生态雏形显现，产业规模突破 500亿元以上。
陕西省氢能产业发展三年行动方案（2022-2024 年）
氢能作为新一轮全球能源转型的重要载体之一，是推动能源生产和消费革命，构建清洁低碳安全高效能源体系，实现碳达峰、碳中和目标的重要支撑。为加快我省氢能产业持续健康、安全、科学有序发展，依据《中共中央 国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》（中发〔2021〕36 号）《国家发展改革委 国家能源局关于印发〈能源技术革命创新行动计划（2016-2030 年）〉的通知》（发改能源〔2016〕513 号）和《陕西省“十四五”氢能产业发展规划》，制定本行动方案。
一、总体思路
坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的十九大和十九届历次全会精神及习近平总书记来陕考察重要讲话重要指示，深入实施创新驱动发展战略，以培育壮大氢能产业为目标，着眼抢占未来产业先机，加快基础设施建设、大力发展氢能装备制造、聚焦技术创新、推进各类应用示范等，促进产业链发展壮大，打造具有陕西特色的氢能产业生态，为构建清洁低碳、安全高效的能源体系提供坚强支撑。
二、主要目标
到 2024 年，产业链基本补齐短板，初步实现本地配套， 绿氢装备产业跃居全国第一阵营；氢能基础设施满足应用需求，一批加氢站建成投运；氢能运力平台初具规模，力争推广示范燃料电池汽车累计超 5000 辆；全省氢能部分领域商业模式基本成形，氢能产业生态雏形显现，产业规模突破 500亿元以上。
三、重点任务
（一）加快基础设施建设，支撑应用发展。
1.提升氢气供应能力。鼓励隆基、华秦新能源等企业技术革新，降低绿氢制备成本，支持新能源发电企业发展可再生能源电解水制氢技术，鼓励在新能源消纳困难地区开展“风光氢储”一体化项目示范，为绿氢与可再生能源融合发展探索经验。到 2024 年，形成 3 万吨/年高纯氢产能。（省发展改革委、省工业和信息化厅，渭南市、延安市、榆林市政府等）
2.统筹加氢站建设。依托咸阳石化氢气集中专项工程、榆林燃料电池重卡“短途倒运”项目示范，加快推动覆盖城市公交、市政作业、城市物流加氢需求的加氢网络建设。沿包茂高速西安至榆林段，京昆高速西安至韩城段，依托现有服务区，适时启动加氢站建设，逐步形成城际加氢骨干网络。到 2024 年，全省建成投运加氢站 50 座以上。（省交通运输厅， 西安市、咸阳市、渭南市、榆林市政府等）
3.加快基础设施建设政策出台。在保证安全的前提下， 降低各环节准入门槛。简化加氢站建设审批流程，落实各环节主体监管责任，出台加氢站建设运营管理办法。加快研究制定氢能基础设施发展规划，统筹推进氢能基础设施布局。（各市政府）
（二）发展装备制造，促进产业突破。
1.培育制储运装备产业。支持省内制备绿氢装备产业发展。依托航天四院、瀚海氢能等在产业配套方面的优势，积极推动液氢储运装备民用化，加快布局有机液态、合金储氢等核心材料及先进装备产业。到 2024 年，我省电解水制氢装备产业规模跃居全国第一阵营。（省工业和信息化厅）
2.打造燃料电池产业链。支持西咸新区、榆林打造燃料电池装备制造业基地；支持延长石油、西部材料等围绕燃料电池产业链短板，加快关键材料、零部件等配套产业布局。到 2024 年，基本实现氢燃料电池系统本地量产和配套。（省工业和信息化厅、省发展改革委，西安市、榆林市政府等）
3.做强燃料电池汽车制造产业。支持法士特、汉德车桥等零部件企业研发燃料电池车专用变速器、减速器、车桥等核心零部件；支持省内整车企业开展大功率燃料电池汽车制造业务。到 2024 年，实现燃料电池汽车产能 5000 台/年的能
力。（省工业和信息化厅、省发展改革委，西安市、咸阳市政 府等）
4.拓展氢能应用装备产业。鼓励相关企业开展氢燃料分布式发电系统、热电联供系统等装备制造业务。培育面向采矿、采油等特殊作业需求的氢能装备制造企业，拓展氢燃料电池应用装备产业。积极孵化氢原料应用装备制造产业，在绿氢化工、炼化冶金等领域培育一批创新型企业。（省工业和 信息化厅、省发展改革委）
（三）聚焦技术创新，强化内生动力。
1.加大核心技术攻关。依托高等院校和科研院所等，在制氢领域实现大规模碱性电解槽，质子交换膜电解池、固体氧化物电解池以及光电耦合制氢等布局和重点突破；依托在陕航天院所和省内高新技术企业等，在储氢领域开展低温液态储氢、有机液态储氢、镁基固态储氢材料、在役燃气管道掺氢等技术研发和应用示范；支持校企联合开展催化剂、扩散层、双极板、膜电极以及电堆集成研发，构建我省燃料电池技术创新链；开展氢能炼钢工艺及装备、二氧化碳加氢制甲醇、氢制氨等绿氢原料应用技术研发。（省科技厅、省工业 和信息化厅）
2.构建技术转化通道。发挥秦创原创新驱动平台的科技资源集聚和引导作用，成立我省氢能产业联盟。建立“揭榜挂帅”机制，在联盟内定期发布关键共性技术或难点技术需求；组织科研会议，推动前端技术成果在联盟内企业的推广；参与产业规划研究，牵头制定行业标准。（省科技厅、省工业和信息化厅）
3.打造协同创新平台。整合相关企业、科研院校的氢能材料、器件、系统等研发、测试软硬件资源，组建全省氢能技术公共服务平台，提升氢能技术研发服务支撑能力。支持秦创原碳中和产业创新谷、陕汽西部新能源智能商用车创新中心、陕西省氢能创新中心等一批研究创新平台落地。（省科 技厅、省工业和信息化厅）
4.加强创新人才引育。加大创新创业扶持力度，完善人才待遇政策，积极营造优秀人才脱颖而出的良好环境。通过实施一批省、市级科技重点项目和应用示范项目，培育一批本土行业领军人才、工程技术队伍。加快推动氢能职业技能教育战略实施，为氢能产业发展培育产业人才、技能人才。（省科技厅、省工业和信息化厅、省教育厅）
（四）统筹应用示范，构筑产业生态。
1.打造氢能运力平台。以矿区“短途倒运”和城际物流为应用场景，通过市场化运作打造氢能运力运营平台，实施燃料电池重卡运输示范，探索氢能物流商业模式。到 2024 年，推广燃料电池重卡 5000 台以上，氢能重卡运营的商业模式基本形成。（榆林市政府）
2.推进氢能示范城市群建设。推进以关中平原城市群为氢能消费中心，以榆林为核心的氢能重卡装备制造及陕北氢能供应和应用中心，以渭南为核心的关中氢能供应及应用中心的氢能城市群建设，积极争取国家相关政策支持。（省财政 厅、省工业和信息化厅、省发展改革委，西安市、榆林市、渭南市政府）
3.探索氢原料升级应用。积极探索氢原料在化工、冶金、天然气掺烧等领域的应用，助力我省能化产业减碳升级。支持陕煤集团、延长石油等开展绿氢化工、氢能炼钢及天然气管道掺氢应用示范。（省工业和信息化厅、省发展改革委）
4.发展氢能产业园区。依托“西部氢谷”榆林华秦氢能产业园，打造集光伏发电、绿氢装备制造、绿氢生产、储运、加氢及重卡应用于一体的零碳示范工业园。推动西安清洁能源示范基地、榆林科创新城氢能零碳建筑、咸阳石化氢能产业园、西咸新区智慧建筑零碳能源供需系统示范区、渭南清洁能源制氢及应用产业园的建设，发挥园区示范引领作用。（省发展改革委，西安市、咸阳市、渭南市、榆林市政府等）
四、保障措施
（一）加强组织领导，健全工作机制。
依托氢能产业链长制，统筹推进氢能产业规划布局、项目审批、基础设施建设、用地保障、财政支持、技术创新等工作，进一步健全工作机制，推动产业发展迈上新台阶。（省直有关部门）
（二）统筹产业布局，促进高质量发展。
调研涵盖氢气制、储、运、加、燃料电池及其整车等全产业链的发展现状，指导各市制定出台氢能产业发展规划， 引导氢能产业健康发展。（省发展改革委）
（三）鼓励先行先试，强化示范引领。
鼓励各地结合当地产业基础及应用场景等优势，统筹考虑氢能供应能力、产业基础和市场空间，与技术创新水平相适应，有序开展氢能技术创新与产业应用示范，以项目示范带动产业发展。（省发展改革委、省工业和信息化厅、省科技 厅）
（四）营造市场氛围，助力产业发展。
依托秦创原创新驱动平台、产业联盟及行业协会等，积极宣传推广氢能产业发展，为上下游产业链贯通提供支持；通过定期举办行业论坛等多种活动，营造良好产业发展氛围， 吸引行业优势企业及人才来陕兴业，助力产业健康发展。（省直有关部门，西安市、榆林市政府）
广东丨加快建设燃料电池汽车示范城市群行动计划(2022-2025年)
以下是《计划》原文：
关于印发《广东省加快建设燃料电池汽车示范城市群行动计划（2022-2025年）》的通知
粤发改产业〔2022〕345号
各地级以上市人民政府，省有关单位：
经省人民政府同意，现将《广东省加快建设燃料电池汽车示范城市群行动计划（2022-2025年）》印发给你们，请认真组织实施，加快推进各项任务落实。
广东省发展和改革委员会 广东省科学技术厅
广东省工业和信息化厅 广东省财政厅
广东省住房和城乡建设厅 广东省应急管理厅
广东省市场监督管理局 广东省能源局
2022年8月11日
广东省加快建设燃料电池汽车示范城市群行动计划（2022-2025年）
为推动广东省燃料电池汽车示范城市群建设，强化广东在全国燃料电池汽车产业发展中的引领示范作用，打造全国领先、世界一流的燃料电池汽车示范应用区和技术创新高地，制定本行动计划。
一、目标要求
到示范期末，实现电堆、膜电极、双极板、质子交换膜、催化剂、碳纸、空气压缩机、氢气循环系统等八大关键零部件技术水平进入全国前五，形成一批技术领先并具备较强国际竞争力的龙头企业，实现推广1万辆以上燃料电池汽车目标，年供氢能力超过10万吨，建成加氢站超200座，车用氢气终端售价降到30元/公斤以下，示范城市群产业链更加完善，产业技术水平领先优势进一步巩固，推广应用规模大幅提高，全产业链核心竞争力稳步提升。到2025年末，关键零部件研发产业化水平进一步提升，建成具有全球竞争力的燃料电池汽车产业技术创新高地。
二、重点任务
（一）推动产业集聚发展。
1.提升产业链关键零部件研发产业化水平。以广州、深圳、佛山、东莞、中山、云浮为重点建设燃料电池汽车产业创新走廊，重点支持电堆、膜电极、双极板、质子交换膜、催化剂、碳纸、空气压缩机、氢气循环系统等八大关键零部件企业以及制氢、加氢、储运设备企业在省内进一步扩大生产能力，建设高水平自主化生产线，加快相关技术成果在省内形成产业化能力。对突破核心技术的重大产业链项目，省发展改革委会同项目所在地政府按照“一事一议”原则研究落实支持政策。（省发展改革委、科技厅、工业和信息化厅、商务厅，有关地级以上市政府负责）
2.优化产业布局。坚持区域协同发展理念，在技术创新、产业链建设、氢能供给、车辆推广、政策制定等方面加强统筹协调，以广州、深圳、佛山燃料电池技术创新和产业高地为引擎，联动东莞、中山、云浮等关键材料、技术及装备研发制造基地，依托东莞、珠海、阳江等氢源供应基地，加快产业项目布局，推动形成产业集群。（省发展改革委、工业和信息化厅，有关地级以上市政府负责）
3.培育产业发展新业态。推动燃料电池汽车产业与大数据、互联网、人工智能、区块链等新技术深度融合，支持打造氢能化、智能化物流运输与燃料电池汽车综合服务平台。支持燃料电池核心企业打造产业“数据中台”，鼓励企业开放平台资源，共享实验验证环境、仿真模拟等技术平台，推动产业链协同创新发展。（省发展改革委、科技厅，有关地级以上市政府负责）
（二）持续提升技术水平和创新能力。
4.开展关键核心技术攻关。采取公开竞争、“揭榜挂帅”等多种形式设立研发项目，对标国际领先水平，以产业化为导向确定研发目标，重点支持龙头企业牵头开展燃料电池八大关键零部件技术创新和提升产业化能力。（省科技厅、发展改革委负责）
5.支持前沿技术研发。“十四五”期间广东省重点领域研发计划“新能源汽车”和“新能源”等重点专项继续安排支持氢能及燃料电池前沿技术研发，增强技术储备。支持重点企业和高校科研院所联合建设若干国家及省级燃料电池高水平技术创新平台。（省科技厅、发展改革委、工业和信息化厅、教育厅、能源局负责）
6.加大研发支持力度。统筹用好国家和省级资金用于关键零部件技术创新和产业化，对为广东获得国家示范城市群考核“关键零部件研发产业化”积分的企业给予财政资金奖励，参照国家综合评定奖励积分，原则上每1积分奖励5万元，每个企业同类产品奖励总额不超过5000万元。同时，鼓励相关企业积极申请省重点领域研发计划和省创新创业基金。（省发展改革委、科技厅、财政厅负责）
7.加强检验测试能力建设。支持质量计量监督检测机构及相关检测企业组建燃料电池汽车专业检测试验平台和标准研究平台，提供关键材料和零部件检验测试服务、氢气品质检测检验及氢能装备性能评价服务。支持龙头企业与高校科研院所联合制定燃料电池汽车关键零部件检验测试技术标准，提升专业检测能力。（省市场监管局，有关地级以上市政府负责）
（三）加快布局建设加氢站。
8.完善加氢站布局。“十四五”期间全省布局建设300座加氢站，其中示范城市群超200座。省内示范城市应组织编制本地区加氢站建设布局方案，明确示范期间年度建设任务，省内其他城市按全省布局规划组织推进加氢站建设。具备加氢设施建设条件的高速公路主干线服务区原则上应在“十四五”期间建设加氢设施。（省发展改革委、住房城乡建设厅、交通运输厅，各地级以上市政府负责）
9.鼓励建设油（气）氢合建站。珠三角示范城市位于高速公路、国道、省道和城市主干道的加油（气）站，具备加氢设施建设条件的视同已纳入加氢站布局规划，鼓励在“十四五”期间改（扩）建加氢设施，鼓励新布点加油站同步规划建设加氢设施。（省住房城乡建设厅、发展改革委、交通运输厅、自然资源厅、能源局，各地级以上市政府负责）
10.支持自用加氢站建设。允许在物流园区、露天停车场、港口码头、公交站场和燃料电池汽车运行比较集中的路线利用自有土地、工业用地、集体建设土地、公共设施用地等土地，在满足安全规范要求的前提下建设自用加氢站（限于对自有车辆、租赁车辆等特定车辆加氢），不对外经营服务。（各地级以上市政府负责）
11.完善建设管理体制。加氢站参照城镇燃气加气站管理，不核发加氢站的危化品经营许可证。住房城乡建设部门作为加氢站行业主管部门，牵头制定加氢站建设管理办法。各地级以上市自然资源部门负责加氢站建设用地规划许可、工程规划许可，住房城乡建设部门负责加氢站工程施工许可、消防设计审查验收，气象部门负责加氢站工程雷电防护装置设计审核和竣工验收，市场监管部门负责气瓶/移动式压力容器充装许可证核发。（各地级以上市政府负责，省住房城乡建设厅、自然资源厅、市场监管局、气象局等部门配合）
12.明确加氢站建设相关手续。对现有加油（气）站红线范围内改（扩）建加氢设施但不新增建（构）筑物，原已办理加油（气）站用地和建设工程规划许可的，无需再办理加氢站用地和建设工程规划许可，新增建（构）筑物的依法依规办理用地和建设工程规划许可；原未办理用地和建设工程规划许可的加油（气）站改（扩）建加氢设施，应依法依规处理后，由自然资源部门办理用地和建设工程规划许可，由住房城乡建设部门办理消防设计审查验收，市场监管部门根据审查验收意见及特种设备鉴定评审报告结论核发充装许可证。自用型加氢站在办理规划许可手续后，由住房城乡建设部门办理消防设计审查验收，不需办理充装许可证。（各地级以上市政府负责，省住房城乡建设厅、自然资源厅、市场监管局等部门配合）
13.统一加氢站建设补贴标准。省财政对“十四五”期间建成并投入使用，且日加氢能力（按照压缩机每日工作12小时的加气能力计算）500公斤及以上的加氢站给予建设补贴。其中，属于油（气）氢合建站、制氢加氢一体化综合能源补给站的，每站补贴250万元；属于其余固定式加氢站的，每站补贴200万元；属于撬装式加氢站的，每站补贴150万元。鼓励各市根据实际情况对加氢基础设施建设给予补贴，各级财政补贴合计不超过500万元/站，且不超过加氢站固定资产投资总额的50%。获得财政补贴的加氢站在首笔补贴到位后5年内停止加氢服务的，应主动返还补贴资金。（省发展改革委、财政厅、住房城乡建设厅，各地级以上市政府负责）
（四）着力保障低成本氢气供应。
14.加快氢气保供重点项目建设。加快推进东莞巨正源、珠海长炼、广石化等可供应工业副产氢项目建设，允许石化企业在厂区外建设车用氢气提纯装置和集中充装设施，提高低成本化工副产氢供应能力，加快建设东莞巨正源副产氢厂区外集中充装设施。（省发展改革委，广州、珠海、东莞等市政府负责）
15.推动加氢站内电解水制氢。允许在加氢站内电解水制氢，落实燃料电池汽车专用制氢站用电价格执行蓄冷电价政策，积极发展谷电电解水制氢。允许发电厂利用低谷时段富余发电能力，在厂区或就近建设可中断电力电解水制氢项目和富余蒸汽热解制氢项目。（省发展改革委、住房城乡建设厅、能源局，广东电网公司，各地级以上市政府负责）
16.开展氢气制储运新技术应用试点。发展清洁能源制氢，开展核电制氢、海上风电制氢、光伏制氢等试点，带动质子交换膜电解水制氢等制氢装备研发生产。研究调整完善车用制氢项目能耗统计方式。支持开展低温液氢储存和加注试点，探索开展固态储氢、有机液体储氢、氢气管道运输等氢气储运新工艺、新技术试点。（省能源局、统计局、发展改革委、科技厅负责）
17.逐步降低用氢成本。国家燃料电池汽车示范城市群考核中“氢能供应”奖励资金，按照示范城市群内车用氢气供应量奖励给加氢站；各示范城市要落实国家有关氢气价格的要求，对加氢站终端售价2023年底前高于35元/公斤、2024年底前高于30元/公斤的，各级财政均不得给予补贴。（省发展改革委、财政厅负责）
（五）推动燃料电池汽车规模化推广应用。
18.加快重载货运和工程车辆电动化。鼓励珠三角示范城市大幅提高重载货运、工程车辆和港口牵引车辆电动化比例，积极推广使用燃料电池汽车。鼓励各市设定绿色物流区，放宽燃料电池物流车通行限制，建设氢能物流园。（省发展改革委、交通运输厅，有关地级以上市政府负责）
19.推动冷链物流车电动化。探索省内燃料电池汽车便利通行机制，适当放宽燃料电池冷链物流车市区通行限制，提高燃料电池冷链物流车路权，探索冷链物流新能源车辆停车等优惠措施。（省公安厅、交通运输厅，各地级以上市政府负责）
20.加快整车推广应用。统筹使用各级财政资金，按照总量控制、逐步退坡原则，对符合行驶里程、技术标准并获得国家综合评定奖励积分的燃料电池汽车给予购置补贴。对获得国家综合评定奖励积分1万辆车辆，且不少于5项关键零部件在示范城市群内制造，按照燃料电池系统额定功率补贴3000元/千瓦（单车补贴最大功率不超过110千瓦）。对完成1万辆推广目标后的补贴标准另行制定。（省发展改革委、财政厅，各地级以上市政府负责）
21.建设统一市场。各地不得要求购置的燃料电池汽车关键零部件必须本市生产，不得限制非本地市制造的燃料电池车辆注册登记和申领地方财政补贴。各地统一执行本行动计划确定的奖补政策，不得另行出台整车购车补贴政策。（省发展改革委、财政厅，各地级以上市政府负责）
（六）加强全产业链安全管理。
22.明确安全保障及应急管理机制。严格落实氢能供给企业、燃料电池汽车生产和运营企业主要负责人安全生产主体责任，从源头上防范遏制安全生产事故发生。各地政府落实属地安全生产监管责任，推进涉氢企业安全风险分级管控。将氢能列入重点行业领域安全监测系统，实现对涉氢重点企业单位实时监控。（省应急管理厅、工业和信息化厅、交通运输厅、公安厅，各地级以上市政府负责）
23.完善产品质量保障体系。强化燃料电池汽车生产企业产品质量主体责任，完善售后服务体系，加强对整车、关键零部件及加氢站设备的日常安全监管。（省市场监管局、工业和信息化厅、公安厅、交通运输厅、应急管理厅按职责分工负责）
24.完善安全运行监控体系。建立使用单位安全生产责任制度，完善常规检查、操作规范、加氢规范和维修保养等措
公告：第41批享受车船税减免优惠的新能源汽车车型目录
以下是公告原文：
《道路机动车辆生产企业及产品》（第359批）、《新能源汽车推广应用推荐车型目录》（2022年第7批）、《享受车船税减免优惠的节约能源 使用新能源汽车车型目录》（第四十一批）、《免征车辆购置税的新能源汽车车型目录》（第五十七批）
根据《中华人民共和国行政许可法》《国务院对确需保留的行政审批项目设定行政许可的决定》《财政部 税务总局 工业和信息化部 交通运输部关于节能 新能源车船享受车船税优惠政策的通知》（财税〔2018〕74号）、《工业和信息化部 财政部 税务总局关于调整享受车船税优惠的节能 新能源汽车产品技术要求的公告》（2022年第2号）、《财政部 税务总局 工业和信息化部 科技部关于免征新能源汽车车辆购置税的公告》（2017年第172号）、《中华人民共和国工业和信息化部 财政部 国家税务总局公告》（2018年第17号）、《财政部 税务总局 工业和信息化部关于新能源汽车免征车辆购置税有关政策的公告》（2020年第21号）、《工业和信息化部 财政部 税务总局关于调整免征车辆购置税新能源汽车产品技术要求的公告》（2021年第13号）等有关规定，现将许可的《道路机动车辆生产企业及产品》（第359批）、《新能源汽车推广应用推荐车型目录》（2022年第7批）以及经商国家税务总局同意的《享受车船税减免优惠的节约能源 使用新能源汽车车型目录》（第四十一批）、《免征车辆购置税的新能源汽车车型目录》（第五十七批）予以公告。
附件：
1.道路机动车辆生产企业及产品（第359批）.doc
2.新能源汽车推广应用推荐车型目录（2022年第7批）.doc
3.享受车船税减免优惠的节约能源 使用新能源汽车车型目录（第四十一批）.doc
4.免征车辆购置税的新能源汽车车型目录（第五十七批）.doc
链接：《新能源汽车推广应用推荐车型目录》（2022年第7批）车型主要参数.pdf
工业和信息化部
2022年8月10日
郑州市汽车加氢站管理暂行办法
1）规划与建设：主要规定了汽车加氢站规划与建设的相关要求，明确了汽车加氢站的规划、建设、运营应符合的法律法规文件。
2）经营与服务：主要规定了汽车加氢站经营实行许可制度，明确了从事汽车加氢经营的企业应具备的条件以及申请经营许可证所需材料。
3）安全与应急：主要规定了汽车加氢站经营企业应当建立安全责任制，健全加氢站安全保障体系，制定本单位汽车加氢站安全事故应急预案。
4）法律责任：明确了违反《办法》的处理处罚。
关于印发郑州市汽车加氢站管理暂行办法的通知
郑政〔2022〕21号
各开发区管委会，各区县（市）人民政府，市人民政府各部门，各有关单位：
现将《郑州市汽车加氢站管理暂行办法》印发给你们，请认真贯彻执行。
郑州市人民政府
2022年7月15日
郑州市汽车加氢站管理暂行办法
第一章 总 则
第一条 为了规范郑州市汽车加氢站建设、经营和管理，预防车用氢能安全事故，促进车用氢能产业持续健康稳定发展，为实现碳达峰、碳中和作贡献，依据《城镇燃气管理条例》《危险化学品安全管理条例》《河南省城镇燃气管理办法》《郑州市燃气管理条例》等相关法律法规和技术标准，结合郑州市实际，制定本办法。
第二条 本办法适用于郑州市行政区域内汽车加氢站（含合建站）的规划建设、应急保障、经营服务、安全管理及相关管理活动。
第三条 市城镇燃气主管部门负责本市汽车加氢站监督管理工作。各开发区管委会、区县（市）人民政府及其城镇燃气主管部门负责本行政区域的汽车加氢站管理工作。发展改革、公安、市场监管、应急、资源规划、城建等有关部门应当根据各自职责，做好汽车加氢站的审批和监督管理工作。
（一）市城镇燃气主管部门负责会同有关部门组织编制市区汽车加氢站发展规划，实施市内五区、郑州经开区、郑州高新区、郑东新区汽车加氢站经营许可。县（市）、上街区城镇燃气主管部门负责会同有关部门组织编制本行政区域内汽车加氢站发展规划，实施本行政区域内汽车加氢站经营许可。
（二）发展改革部门负责汽车加氢站立项（备案）等工作。
（三）资源规划部门负责汽车加氢站土地审批以及规划手续办理工作。
（四）城建部门负责汽车加氢站消防设计审查及消防验收、配套房屋建设工程施工许可工作。
（五）应急部门负责协调汽车加氢站应急管理工作。
（六）市场监管部门负责汽车加氢站氢气质量的监督管理和特种设备安全监督管理。
第二章 规划与建设
第四条 市、县（市）、上街区人民政府城镇燃气主管部门会同有关部门依据国土空间规划、能源规划，编制本行政区域内汽车加氢站发展规划。
第五条 在符合相关规范和安全条件的前提下，支持合法建设的汽车加油站、加气站、充电站利用现有土地改建、扩建汽车加氢站。
第六条 汽车加氢站规划、建设、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）、《氢燃料电池电动汽车示范运行配套设施规范》（GB/T29124）、《加氢站用储氢装置安全技术要求》（GB/T34583）、《氢能汽车用燃料—液氢》（GB/T40045）、《液氢贮存和运输技术要求》（GB/T40060）、《液氢生产系统技术规范》（GB/T40061）等国家其他现行法律、法规、规范及有关标准规定。
第七条 汽车加氢充电合建站应同时符合《电动汽车充电站设计规范》（GB50966）、《电动汽车充电站通用要求》（GB/T29781）等相关规定，其他合建站也应符合相应的规范要求。
第八条 用于对外经营的加氢站，用地性质应为加油加气加氢站用地。在核心产业功能区、物流园区、公交场站等场地，可使用工业、仓储用地、公交场站建设用地等地块建设企业自用加氢设施，并依法办理加氢设施立项（备案）、资源规划、市场监管等相关手续。
第九条 汽车加氢站设计、施工、监理单位必须具备相应资质。汽车加氢站建设工程竣工后，建设单位应当依法组织竣工验收，并自竣工验收合格之日起15日内将竣工验收情况报城镇燃气主管部门备案。未经验收或验收不合格的，不得交付使用。
第三章 经营与服务
第十条 汽车加氢站经营按照《城镇燃气管理条例》实行许可制度管理。从事汽车加氢站经营的企业，须依法取得燃气经营许可证（汽车加气站<氢气>）后，方可从事汽车加氢经营活动。市区汽车加氢站企业由市级燃气主管部门核发（需征求开发区、区主管部门意见），县（市）、上街区加氢站企业由县（市）、上街区燃气主管部门核发。
第十一条 从事经营活动的汽车加氢站应具备以下条件：
（一）符合汽车加氢站发展规划。
（二）有稳定的并符合国家标准的氢气气源。
（三）有市场监管部门出具的企业营业执照和气瓶充装许可证，有固定的、符合消防等安全条件的经营场所和办公场所。
（四）氢气输配、储存、充装、供应等设施符合国家相关标准和消防安全要求。
（五）企业的主要负责人、安全生产管理人员以及运行、维护和抢修人员经专业培训并经城镇燃气主管部门考核合格。经专业培训并考核合格的人员及数量，应与企业经营规模相适应，最低人数应符合以下要求：
1．企业主要负责人，是指企业法人代表（董事长）、企业总经理（总裁），每个岗位1人。
2．安全生产管理人员，是指企业负责安全运行的副总经理（副总裁），企业生产、安全管理部门负责人，企业生产和销售分支机构的负责人以及企业专（兼）职安全员，每个岗位不少于1人。
3．汽车加氢站操作工不少于6人，并随经营规模适当增加人数，单班不少于3人。
4．汽车加氢站经营企业相关专业中级以上职称的技术人员不少于1人。
（六）汽车加氢站企业需有完善的管理体系和安全管理制度，有健全的安全事故应急预案，有与加氢规模相适应的抢险组织及抢险抢修人员、仪器、设备和交通工具。
（七）法律、法规规定的其他条件。
第十二条 申请燃气经营许可证（汽车加气站<氢气>），应当向城镇燃气主管部门提交下列材料：
（一）河南省燃气企业经营许可证申请表。
（二）安全生产规章制度和岗位操作规程的目录清单。
（三）企业的主要负责人、安全生产管理人员以及运行、维护和抢修等人员所取得的有效期内的汽车加氢站从业人员专业培训考核合格证书。
（四）相关部门核发的建设工程消防验收法律文件、特种设备使用登记证、气瓶充装许可证、防雷装置检测报告、完善的管理体系和安全管理制度及健全的安全事故抢险预案。
第十三条 按照《河南省城镇燃气管理办法》的规定，燃气经营许可证（汽车加气站<氢气>）有效期为5年。需要延期的，经营企业应当在许可证有效期届满30日前向原发证机关提出申请，经审查合格后换领新证。
经营企业分立、合并、终止经营，或者变更经营许可证载明内容的，应当在30日前向原核发机关提出申请并提交相关资料。经审查符合条件的，原核发机关应当予以办理。
第十四条 汽车加氢站不得向未经使用登记或者与使用登记证不一致的车用气瓶加氢，不得向车用氢气瓶以外的其他气瓶或者装置加氢。
第十五条 汽车加氢站经营企业应当定期公示氢气质量检测报告，包括氢气气源厂家出具的检测报告和具备资质的第三方检测机构出具的报告，确保供应的氢气质量符合国家标准。
县级以上人民政府市场监管部门应当按照职责分工，依法加强对氢气质量的监督管理。
第十六条 加氢站运营方应建立完整运行档案，记录加氢站运行、维护、检验、监控、故障、人员调整、当日氢气挂牌价格等数据信息。主要设备运行记录、卸车记录、挂牌价格等信息应保存1年以上，监控数据至少保存90天以上。
第十七条 县级以上人民政府城镇燃气主管部门应当建立健全汽车加氢站监督管理制度，加强主管部门专业管理人员培训，配备相应的监测监管设备，必要时委托第三方专业机构进行安全检查，对汽车加氢站经营企业的经营服务、安全管理等进行监督检查，并按照相关规定组织考核评价，督促不符合要求的企业对存在问题限期整改。
第十八条 汽车加氢站企业应建立完善的管理制度和操作规程，加强管理人员和操作人员的专业知识培训，配备相应的检查设备，按时完成所有设备的巡检工作，定期组织应急消防演练，提高汽车加氢站的管理能力。
第四章 安全与应急
第十九条 城镇燃气主管部门、应急部门、市场监管部门、公安机关、消防机构等部门和属地政府及相关单位应当根据各自职责，对汽车加氢站经营活动进行安全监督检查，发现汽车加氢站安全事故隐患的，应立即组织人员查明情况，及时通知有关单位和个人排除汽车加氢站安全事故隐患。有关单位和个人应当予以配合。
第二十条 有下列情形之一的，汽车加氢站不得为氢能汽车充装：
（一）未取得市场监管部门核发的特种设备使用登记证。
（二）钢瓶附件缺失或者高压管线漏气。
（三）违规携带易燃易爆物品。
（四）存在其他安全隐患的车辆。
第二十一条 汽车加氢站经营企业应当健全氢气安全保障体系，并对本单位的汽车加氢站设施定期进行安全评估，发现汽车加氢站安全事故隐患的，应当及时采取措施消除隐患。建立完善的安全管理制度和经营服务管理制度。
安全管理制度主要包括：安全责任制度，设施设备安全巡检制度，设备维修与维护保养制度，岗位操作规程，汽车加氢站突发事件应急预案等。
经营服务管理制度主要包括：加氢站服务管理标准，加氢站服务管理制度，加氢站经营管理制度等。
第二十二条 汽车加氢站经营企业应当制定本单位汽车加氢站安全事故应急预案并备案，配备应急人员和必要的应急装备、器材，并定期组织演练。
第二十三条 汽车加氢站安全事故发生后，汽车加氢站经营企业应当立即启动本单位汽车加氢站安全事故应急预案，组织抢险、抢修并向城镇燃气主管部门报告。汽车加氢站安全事故发生后，城镇燃气主管部门、应急部门、市场监管部门、公安机关、消防机构等有关部门和单位应当根据各自职责，采取措施防止事故扩大，根据有关情况启动相应应急预案。
第五章 法律责任
第二十四条 违反本办法的，按照城镇燃气相关法律法规等有关规定进行处罚。
第二十五条 违反本办法的，涉及公安、应急、消防、市场监管、资源规划等有关规定的，由相关行政管理部门依法处理。
第六章 附则
第二十六条 根据产业配套、示范推广等需要，在符合全市氢能产业规划布局的前提下，经市政府同意，可新增汽车加氢站建设选址点位，并依法依规办理相关建设手续。
第二十七条 本办法所称汽车加氢站，是为氢燃料电池汽车或氢气内燃机汽车或氢气天然气混合燃料汽车等的储氢瓶充装氢燃料的专门场所。
合建站，是指与汽车加油站或者加气站、充换电站（桩）等合并建设的汽车加氢站。
第二十八条 郑州航空港区汽车加氢站管理，适用本办法。
第二十九条 本办法自印发之日起实施。
浙江丨拟促进新能源汽车跨区域自由流通 支持充电设施建设
1）促进新能源汽车跨区域自由流通。加强汽车领域反垄断监管执法，全面落实公平竞争审查制度，开展破除地方保护和市场分割专项行动，集中清理含有地方保护和市场分割的政策措施和做法，维护相关经营者和消费者合法权益，营造公平竞争市场秩序。
2）支持新能源汽车消费。深入开展新能源汽车下乡活动，鼓励有条件的地市出台下乡支持政策，对接整车生产企业积极参加汽车下乡活动，引导企业提供更多优秀车型参加优惠活动，促进农村地区新能源汽车消费使用。
3）积极支持充电设施建设。贯彻落实《民用建筑电动汽车充电设施配置与设计规范》，保证新建住宅的新能源车位足额配套建设；结合未来社区和老旧小区综合改造工作，加快推动公共充电基础设施改造建设；加强高速服务区和国省道沿线的充电基础设施建设，推进高速公路快充网络有效覆盖。鼓励各地创新扶持方式，加大对充电基础设施建设、智能化改造及运营服务等支持力度，积极探索与服务质量、充电效率相挂钩的充电基础设施运营奖补政策，引导运营商合理设定服务价格。
以下是《征求意见》原文：
为贯彻落实《商务部等17部门关于搞活汽车流通扩大汽车消费若干措施的通知》（商消费发〔2022〕92号），进一步搞活汽车流通，扩大我省汽车消费市场，浙江省商务厅会同有关部门研究起草了《浙江省商务厅等17部门关于进一步搞活汽车流通扩大汽车消费的通知》（征求意见稿），现向社会公开征求意见。公众如有意见建议，请于2022年8月23日前反馈浙江省商务厅。
附件：
1、浙江省商务厅等17部门关于进一步搞活汽车流通扩大汽车消费的通知》（征求意见稿）.wps
2、意见反馈表.wps
浙江省商务厅
2022年8月9日
浙江省商务厅等17部门关于进一步搞活汽车流通扩大汽车消费的通知（征求意见稿）
各市、县（市、区）人民政府：
为认真贯彻落实《商务部等17部门关于搞活汽车流通扩大汽车消费若干措施的通知》（商消费发〔2022〕92号），进一步搞活汽车流通，扩大我省汽车消费市场，经省政府同意，现将有关事项通知如下：
一、支持新能源汽车购买使用
（一）促进新能源汽车跨区域自由流通。加强汽车领域反垄断监管执法，全面落实公平竞争审查制度，开展破除地方保护和市场分割专项行动，集中清理含有地方保护和市场分割的政策措施和做法，维护相关经营者和消费者合法权益，营造公平竞争市场秩序。（责任单位：省市场监管局）
（二）支持新能源汽车消费。深入开展新能源汽车下乡活动，鼓励有条件的地市出台下乡支持政策，对接整车生产企业积极参加汽车下乡活动，引导企业提供更多优秀车型参加优惠活动，促进农村地区新能源汽车消费使用。（责任单位：省经信厅、省能源局、省商务厅、省农业农村厅、省发改委）
（三）积极支持充电设施建设。贯彻落实《民用建筑电动汽车充电设施配置与设计规范》，保证新建住宅的新能源车位足额配套建设；结合未来社区和老旧小区综合改造工作，加快推动公共充电基础设施改造建设；加强高速服务区和国省道沿线的充电基础设施建设，推进高速公路快充网络有效覆盖。鼓励各地创新扶持方式，加大对充电基础设施建设、智能化改造及运营服务等支持力度，积极探索与服务质量、充电效率相挂钩的充电基础设施运营奖补政策，引导运营商合理设定服务价格（责任单位：省能源局、省建设厅、省交通运输厅、省发改委）
二、加快活跃二手车市场
（一）支持二手车经销业务。对从事新车销售和二手车销售的企业，经营范围统一登记为“汽车销售”。自2022年10月1日起，对已备案汽车销售企业从自然人处购进二手车的，允许企业反向开具二手车销售统一发票并凭此办理转移登记手续。（责任单位：省市场监管局、省公安厅、浙江省税务局）
（二）完善二手车发票管理。自2023年1月1日起，对自然人在一个自然年度内出售持有时间少于1年的二手车达到3辆及以上的，汽车销售企业、二手车交易市场、拍卖企业等不得为其开具二手车销售统一发票，不予办理交易登记手续，有关部门按规定处理。公安、税务部门共享核查信息，税务部门充分运用共享信息，为有关企业开具发票提供信息支撑。（责任单位：浙江省税务局、省公安厅）
（三）促进二手车商品化流通。汽车销售企业应当按照国家统一的会计制度，将购进并用于销售的二手车按照“库存商品”科目进行会计核算。财政部门抓好落实，做好准则制度宣传培训工作。（责任单位：省财政厅、浙江省税务局）
（四）便利二手车转让登记。自2022年10月1日起，已备案汽车销售企业申请办理小型非营运二手车转移登记时，公安机关实行单独签注管理，核发临时号牌。汽车销售企业购入并用于销售的二手车不占用号牌指标。（责任单位：省公安厅、省交通运输厅）
三、促进汽车更新消费
（一）加快老旧车辆淘汰更新。支持有条件的地市开展汽车以旧换新活动。研究制定新一轮老旧营运柴油货车淘汰补助政策，引导鼓励地市提前淘汰国四及以下老旧营运柴油货车。（责任单位：省发改委、省交通运输厅、省财政厅、省生态环境厅）
（二）完善报废机动车回收利用体系。依据机动车保有量，编制报废机动车回收拆解行业产能发展规划。对《报废机动车回收管理办法实施细则》施行前已取得资质的企业，如因新冠肺炎疫情影响无法按期重新完成资质认定的，可延期到2023年3月1日。（责任单位：省商务厅、省公安厅、省生态环境厅）
（三）加大报废机动车回收企业建设用地支持。做好报废机动车回收拆解企业在用地方面的政策指导和服务保障，支持符合条件的建设项目申报省重大产业项目，按规定给予新增建设用地计划指标奖励，对已批在建项目按规定要求使用土地。（责任单位：省自然资源厅）
四、推动汽车平行进口持续健康发展
允许企业对进口车型持续符合国六排放标准作出承诺，在环保信息公开环节，延续执行对平行进口汽车车载诊断系统（OBD）试验和数据信息的有关政策要求。协助平行进口汽车企业落实国家强制性产品认证管理规定，为平行进口汽车企业在强制性产品认证和信息公开方面提供服务。（责任单位：省生态环境厅、省市场监管局、省公安厅）
五、发展汽车文化旅游消费
支持汽车运动赛事、汽车自驾运营地等建设项目用地需求。对自驾车旅居车营地的特定功能区，使用未利用地的，在不改变土地用途、不固化地面的前提下，可按原地类管理。积极筹备举办长三角汽摩运动大会系列赛。（责任单位：省自然资源厅、省体育局、省文旅厅）
六、丰富汽车金融服务
鼓励金融机构优化汽车消费金融产品和服务，加大对汽车消费信贷支持力度。鼓励保险机构优化新能源汽车保险业务。鼓励金融租赁公司加强与汽车厂商合作，大力发展厂商租赁业务，通过厂商租赁业务模式为汽车消费者提供更多金融服务。（责任单位：人行杭州中心支行、浙江银保监局）
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