布局氢能源产业链项目报告书
氢能更重要的是作为一种清洁能源和良好的能源载体，具有清洁高效、可储能、可运输、应用场景丰富等特点。
氢是二次能源，通过多种方式制取，资源制约小，利用燃料电池，氢能通过电化学反应直接转化成电能和水，不排放污染物，相比汽柴油、天然气等化石燃料，其转化效率不受卡诺循环限制，发电效率超过 50%，是零污染的高效能源。
氢能是实现电力、热力、液体燃料等各种能源品种之间转化的媒介，是在可预见的未来实现跨能源网络协同优化的唯一途径。当前能源体系主要由电网、热网、油气管网共同构成，凭借燃料电池技术，氢能可以在不同能源网络之间进行转化，可以同时将可再生能源与化石燃料转化成电力和热力，也可通过逆反应产生氢燃料替代化石燃料或进行能源存储，从而实现不同能源网络之间的协同优化。
随着可再生能源渗透率不断提高，季节性乃至年度调峰需求也将与日俱增，储能在未来能源系统中的作用不断显现，但是电化学储能及储热难以满足长周期、大容量储能需求。氢能可以更经济地实现电能或热能的长周期、大规模存储，可成为解决弃风、弃光、弃水问题的重要途径，保障未来高比例可再生能源体系的安全稳定运行。
氢能应用模式丰富，能够帮助工业、建筑、交通等主要终端应用领域实现低碳化，包括作为燃料电池 汽车 应用于交通运输领域，作为储能介质支持大规模可再生能源的整合和发电，应用于分布式发电或热电联产为建筑提供电和热，为工业领域直接提供清洁的能源或原料等。
日本、韩国、美国、德国和法国等国都从国家层面制定了氢能产业发展战略规划与线路，如日本的《氢能基本战略》、美国的《氢能经济路线图》、欧盟的《欧洲绿色协议》中的“绿氢战略”、韩国的《氢经济发展线路图》等，持续支持氢燃料电池的研发、推进氢燃料电池试点示范以及多领域应用，已在产业链构建、氢燃料电池 汽车 研发方面取得优势。根据国际氢能联合会发布的《氢能源未来发展趋势调研报告》预测，至2050年，氢燃料电池 汽车 将占全球机动车的20 25%，创造2.5万亿美元的市值，承担全球约18%的能源需求。
《中国制造2025》、《能源技术革命创新行动计划（2016-2030）》、《国家创新驱动发展战略纲要》、《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》、《“十三五”国家 科技 创新规划》等都将氢能与燃料电池列为重要任务，作为引领产业变革的颠覆性技术和战略性新兴产业，提出系统推进氢能 汽车 的研发、产业化和商业化。
今年以来，国家政策倾斜力度加大。6月22日，国家能源局发布了《2020年能源工作指导意见》，从改革创新和推动新技术产业化的角度推动氢能产业发展。文件指出，制定实施氢能产业发展规划，组织开展关键技术装备攻关，积极推动应用示范。
中国首部《能源法》再次征求意见。其中，氢能被列为能源范畴，是中国第一次从法律上确认了氢能属于能源。
目前，全国有20多个省份发布了氢能产业发展规划，在长三角、珠三角、京津冀等地区，氢能已形成一些小规模的示范应用。在一些地方形成了制备、储运、加注燃料电池和下游应用的完整产业链。
其中，山东省国内首个省级氢能中长期规划，山东3677战略打造氢经济带。省政府办公厅印发的《山东省氢能产业中长期发展规划（2020-2030年）》，以2019年为基准年，规划期限为2020-2030年，内容主要包括发展环境、总体要求、发展路径与空间布局、重点发展任务、保障措施和环境影响评价等6个部分。3月26日印发《济青烟国际招商产业园建设行动方案（2020-2025年）》，新能源 汽车 、氢能等字眼出现频率很高，也和山东省省级氢能规划相呼应。济南“中国氢谷”、青岛“东方氢岛”两大高地随着《方案》要拔地而起。潍坊市人民政府办公室印发了《潍坊市促进加氢站建设及运营扶持办法》。本办法适用于对在本市进行加氢站建设、加氢站加氢的企业给予补贴，即按日加氢能力和建成年限分别给予50~600万元补贴。
2019年，中国石油对外依存度首次突破70%的关口，而天然气对外依存度也高达45%。自2018年中美贸易战爆发以来，高度依赖海外油气进口所带来的能源安全隐患越来越让决策层与 社会 各界侧目。新冠疫情又进一步暴露了在紧急状态下产业链全球化的隐患和风险，致使原本已有抬头之势的逆全球化趋势进一步加深，将能源安全的地位上升到新的政治高度。
全球气候变化是21世纪人类面临的最复杂的挑战之一，减缓气候变化的措施之一是减少温室气体的人为排放。中国是仅次于美国的第二大碳排放国家，已承诺力争2030年前二氧化碳排放达到峰值2060年前实现碳中和。在碳中和的道路上，氢能是一个不可或缺的二次能源形式
尽管氢能发展前景广阔，但当前也面临着产业基础薄弱、装备和燃料成本偏高以及存在安全性争议等方面的问题。目前我国制氢技术相对成熟且具备一定产业化基础，全国化石能源制氢和工业副产氢已具相当规模，碱性电解水制氢技术成熟。但在氢气储运技术、燃料电池终端应用技术方面与国际先进水平相比仍有较大的差距。
譬如在储运方面，实现氢能规模化、低成本的储运仍然是我国乃至全球共同面临的难题。高压气氢作为目前国内外主流的氢能储运模式，还存在储氢密度仍然不够高、储运成本太高等问题。
氢气是二次能源，需要通过一定的方法利用其它能源制取，目前主要包括以下方法：
天然气中的烷烃在适当的压力和温度下，在转化炉中发生一系列化学反应生成包含一氧化碳和氢气的转化气，转化气再经过换热、冷凝等过程，使气体在自动化的控制下通过装有多种吸附剂的PSA装置后，一氧化碳、二氧化碳等杂质被吸附塔吸附，从而得到氢气。
以煤为原料制取含氢气体的方法主要有两种：一是煤的焦化，二是煤的气化。焦化是指煤在隔绝空气条件下，在90-1000 制取焦碳，副产品为焦炉煤气。焦炉煤气组成中含氢气55-60%左右。煤的气化是指煤在高温常压或加压下，与气化剂反应转化成气体产物，组成主要是氢及一氧化碳，经转化后可制得纯氢。
通常不直接用石油制氢，而用石油初步裂解后的产品，如石脑油、重油、石油焦以及炼厂干气制氢。石脑油制氢主要工艺过程有石脑油脱硫转化、CO变换、PSA，其工艺流程与天然气制氢极为相似；重油制氢是在一定压力下与水蒸气及氧气反应制得含氢气体产物；石油焦制氢与煤制氢非常相似，是在煤制氢的基础上发展起来的；炼厂干气制氢主要是轻烃水蒸气重整加上变压吸附分离法，与天然气制氢非常相似。
氯碱工业采用电解盐水的方式生产氯气和烧碱，在电解槽阳极生成氯气，阴极生成氢气，阴极附近生成烧碱，氢气进入脱氧塔脱除其中氧气，然后经过变压吸附脱除其中N2、H2、CO2、H2O等杂质，可获得高纯度氢气。
甲醇蒸汽重整制氢由于氢收率高，能量利用合理，过程控制简单，便于工业操作而更多地被采用。甲醇与水蒸气在一定的温度、压力条件下在催化剂的作用下，发生甲醇裂解反应和一氧化碳的变换反应，生成氢和二氧化碳，重整反应生成的H2和CO2，再经过变压吸附法（PSA）将H2和CO2分离，得到高纯氢气。
电解水制氢是一种较为方便的制取氢气的方法。在充满电解液的碱性电解槽（ALK）中通入直流电，水分子在电极上发生电化学反应，分解成氢气和氧气。也可使用PEM电解槽直接电解纯水产生氢气。此方式可利用光电、风电以及水电等清洁能源进行电解水制取氢气。
（1）风力发电机组的原理及特点：风力发电机组通过控制风轮转速，达成在低风速下最优能量捕捉；在高风速时，保持风轮转速和功率稳定。因此，在额定风速前（大部分工作状态），风力发电机组发岀的有功功率一直在随着风的改变而波动，表现在秒级上的发电功率波动性。另外，风力发电机组是一个电流源，也就是说风电机组每时每刻在跟随电网的50Hz交流电频率，把能量通过电流的方式输岀给电网。如果没有电网的电压维持，目前的风电机组很难独立发电。
（2）光伏发电：光伏电池将太阳能转化为电能，光伏逆变器一方面通过控制，追踪光伏电池的最佳功率点，一方面作为电流源，跟踪电网50Hz交流电频率，把能量通过电流方式输岀到电网。由于阳光在分钟级上变化不大，相对于风电，波动性较小。但是光伏发电表现出昼夜的间歇性。
光伏发电制氢主要利用光伏发电系统所发直流电直接供应制氢站制氢用电。主要有3种技术路线。
碱性电解槽制氢。 该种电解槽的结构简单，适合大规模制氢，价格较便宜，效率偏低约70%~80%，主要设备包括电源、阴阳极、横膈膜、电解液和电解槽箱体组成，电解液通常为氢氧化钠溶液，电解槽主要包括单极式和双极式。
质子交换膜电解槽（PEM Electrolyzer）制氢。 效率较碱性电解槽效率更高，主要使用了离子交换技术。电解槽主要由聚合物薄膜、阴阳两电极组成，由于较高的质子传导性，电解槽工作电流可大大提高，从而提升电解效率。
固体氧化物电解槽（Solid Oxide Electrolyzer）制氢。 可在高温下工作，部分电能可由热能替代，效率高、成本低，固体氧化物电解槽是三种电解槽中效率最高的设备，反应后的废热可与汽轮机、制冷系统进行联合循环利用，提升效率，可达到90%。
电解水制氢技术路线成熟，目前未大规模推广关键因素为电价问题，以目前工业用电用来制氢成本过高，市场竞争力较差。
甲醇制氢投资较低，适合2500Nm3以下制氢规模，按照1Nm3氢气消耗0.72千克甲醇，甲醇价格按2319元 / 吨计算，制氢成本如下表：甲醇制氢成本表
天然气制氢单位投资成本低，在1000Nm3以上经济性较好，按照1Nm3氢气消耗0.6Nm3天然气，天然气价格按1.82元/Nm3计算，制氢成本下表：
天然气制氢成本表
以1000Nm3/h 水电解制氢为例，总投资约1400万元，按照1Nm3氢气消耗5kWh 电能计算，不同电价测算制氢成本分析如下表：
光伏发电制氢成本表
由此分析，光伏发电制氢电价控制在0.3元 / 千瓦时以下时，制氢成本才具有竞争力。按照目前市场价格进行测算，以100MW光伏发电直流系统造价如下表：
光伏发电直流系统造价
以一类资源区域为例，首年光伏利用小时数为1700小 时 计 算，其他参数为 ：装机容量100MW，建设期1年，资本金投资比例20%，流动资金10元 /kW，借款期限10年，还本付息方式为等额本息，长期贷款利率4.90%，折旧年限20年，残值率5%，维修费率0.5%，人员数量5，人工年平均工资7万元，福利费及其他70%，保险费率0.23%，材料费3元 /kW，其他费用10元 /kW。按照全部投资内部收益率满足8% 反算电价，并分别分析计算造价为2.3亿、2亿、1.8亿、1.6亿元时的电价。通过计算，在满足全部投资内部收益率为 8% 时，不同造价下的电价如下表：
不同造价反算电价
光伏发电制氢在资源一类区域已具备经济可行性，较天然气制氢、甲醇制氢成本较低，随着光伏发电成本的持续下降，光伏发电制氢竞争力将进一步增强。本文未考虑氢气运输成本，光伏发电直供电制氢应与需求方靠近，资源一类区域主要集中在西北区域，该区域氢气用户主要为炼化、化工企业，用气量较大，对制氢站规模要求较大。
光伏组件价格下降较快，随着价格进一步降低，部分二类资源区光伏发电制氢也将具有竞争力，该类区域相对靠近负荷中心，经济发达，氢气需求量较大。光伏发电制氢工艺简单、运维难度低，制氢规模可根据场地和需求进行模块化组合，随着燃料电池技术的进步，分布式可再生能源制氢供应燃料电池也将是未来重要发展趋势。
氢气的运输方式可根据氢气状态不同分为气态氢气(GH2)输送、液态氢气(LH2)输送和固态氢气(SH2)输送。选择何种运输方式，需基于以下四点综合考虑：运输过程的能量效率、氢的运输量、运输过程氢的损耗和运输里程。
在用量小、用户分散的情况下，气氢通常通过储氢容器装在车、船等运输工具上进行输送，用量大时一般采用管道输送。液氢运输多用车船等运输工具。
虽然氢气运输方式众多，但从发展趋势来看，我国主要以气氢拖车运输(tube trailer)、气氢管道运输(pipeline)和液氢罐车运输(liquid truck)三种运氢方式为主。
长管拖车是国内最普遍的运氢方式。这种方法在技术上已经相当成熟。但由于氢气密度很小，而储氢容器自重大，所运输氢气的重量只占总运输重量的1~2%。因此长管拖车运氢只适用于运输距离较近(运输半径200公里)和输送量较低的场景。
其工作流程如下：将净化后的产品氢气经过压缩机压缩至20MPa，通过装气柱装入长管拖车，运输至目的地后，装有氢气的管束与车头分离，经由卸气柱和调压站，将管束内的氢气卸入加氢站的高压、中压、低压储氢罐中分级储存。
该方法的运输效率较低。国内标准规定长管拖车气瓶公称工作压力为10-30MPa，运输氢气的气瓶多为20MPa。
以上海南亮公司生产的TT11-2140-H2-20-I型集装管束箱为例，其工作压力为20MPa，每次可充装体积为4164Nm3、质量为347kg的氢气，装载后总质量33168kg，运输效率1.05%。国内生产长管拖车的主要厂商有中集安瑞科、鲁西化工、上海南亮、浦江气体、山东滨华氢能源等。
长管拖车运氢成本测算
为测算长管拖车运氢的成本，我们的基本假设如下：
（1）加氢站规模为500kg/天，距离氢源点100km；
（2）长管拖车满载氢气质量350kg，管束中氢气残余率20%，每日工作时间15h；
（3）拖车平均时速50km/h，百公里耗油量25升，柴油价格7元/升；
（4）动力车头价格40万元/台，以10年进行折旧；管束价格120万元/台，以20年进行折旧，折旧方式均为直线法；
（5）拖车充卸氢气时长5h；
（6）氢气压缩过程耗电1kwh/kg，电价0.6元/kwh；
（7）每台拖车配备两名司机，灌装、卸气各配备一名操作人员，工资10万元/人·年；
（8）车辆保险费用1万元/年，保养费用0.3元/km，过路费0.6元/km；根据以上假设，可测算出规模为500kg/d、距离氢源点100km的加氢站，运氢成本为8.66元/kg。
测算过程如下表：
运输成本随距离增加大幅上升。当运输距离为50km时，氢气的运输成本5.43元/kg，随着运输距离的增加，长管拖车运输成本逐渐上升。
距离500km时运输成本达到20.18元/kg。
考虑到经济性问题，长管拖车运氢一般适用于200km内的短距离运输。
提高管束工作压力可降低运氢成本
由于国内标准约束，长管拖车的最高工作压力限制在20MPa，而国际上已经推出50MPa的氢气长管拖车。
若国内放宽对储运压力的标准，相同容积的管束可以容纳更多氢气，从而降低运输成本。
当运输距离为100km时，工作压力分别为20MPa、50MPa的长管拖车运输成本为8.66元/kg、5.60元/kg，后者约为前者的64.67%。
具有发展潜力的低成本运氢方式，但我国氢气管网发展不足，建设需提速。
低压管道运氢适合大规模、长距离的运氢方式。由于氢气需在低压状态（工作压力1~4MPa）下运输，因此相比高压运氢能耗更低，但管道建设的初始投资较大。
我国布局氢气管网布局有较大提升空间。美国和欧洲是世界上最早发展氢气管网的地区，已有70年 历史 。
根据PNNL在2016年的统计数据，全球共有4542公里的氢气管道，其中美国有2608公里的输氢管道，欧洲有1598公里的输氢管道，而中国仅有100公里。
随着氢能产业的快速发展，日益增加的氢气需求量将推动我国氢气管网建设。
氢气管道造价高、投资大，天然气管道运氢可降低成本
天然气管道是世界上规模最大的管道，占世界管道总长度的一半以上，相比之下氢气管道数量很少。据IEA报告，目前世界上有300万公里的天然气管道，氢气管道仅有5000公里，现有的氢气管道均由制氢企业运营，用于向化工和炼油设备运送成品氢气。
由于管材易发生氢脆现象（即金属与氢气反应而引起韧性下降），从而造成氢气逃逸，因此需选用含炭量低的材料作为运氢管道。美国氢气管道的造价为31~94万美元/km，而天然气管道的造价仅为12.5~50万美元/km，氢气管道的造价是天然气管道造价的两倍以上。
虽然氢气在管道中的流速是天然气的2.8倍，但由于氢气的体积能量密度小，同体积氢气的能量密度仅为天然气的三分之一，因此用同一管道输送相同能量的氢气和天然气，用于押送氢气的泵站压缩机功率高于压送天然气的压缩机功率，导致氢气的输送成本偏高。
氢气输运网络基础设施建设需要巨大的资本投入和较长的建设周期，管道的建设还涉及占地拆建问题，这些因素都阻碍了氢气管道的建设。
研究表明，含20%体积比氢气的天然气-氢气混合燃料可以直接使用目前的天然气输运管道，无需任何改造。
在天然气管网中掺混不超过20%的氢气，运输结束后对混合气体进行氢气提纯，这样既可以充分利用现有管道设施，出于经济性考虑，也能降低氢气的运送成本。
目前国外已有部分国家采用了这种方法。
为测算管道运氢的成本，我们参考济源-洛阳氢气管道的基本参数，做出如下假设：
（1）管道长度25km，总投资额1.46亿元，则单位长度投资额584万元/km；（10）年输氢能力为10.04万吨，运输过程中氢气损耗率8%；
（2）管线配气站的直接与间接维护费用以投资额的15%计算；
（3）氢气压缩过程耗电1kwh/kg，电价0.6元/kwh；
（4）管道寿命20年，以直线法进行折旧。
根据以上假设，可测算出长度25m、年输送能力10.04万吨的氢气管道，运氢价格为0.86元/kg。
当输送距离为100km时，运氢成本为1.20元/kg，仅为同等距离下气氢拖车成本的1/5，通过管道运输氢气是一种降低成本的可靠方法。
适合长距离运输，国内外应用差距明显，但液氢运输相比气氢效率更高，国内应用程度有限。
液氢罐车运输系统由动力车头、整车拖盘和液氢储罐3部分组成。
由于液氢的运输温度需保持在-253 以下，与外部环境温差较大，为保证液氢储存的密封和隔热性能，对液氢储罐的材料和工艺有很高的要求，使其初始投资成本较高。
液氢罐车运输是将将氢气深度冷冻至21K液化，再将液氢装在压力通常为0.6兆帕的圆筒形专用低温绝热槽罐内进行运输的方法。
由于液氢的体积能量密度达到8.5MJ/L，液氢槽罐车的容量大约为65m3,每次可净运输约4000kg氢气，是气氢拖车单车运量的10倍多，大大提高了运输效率，适合大批量、远距离运输。
但缺点是制取液氢的能耗较大（液化相同热值的氢气耗电量是压缩氢气的11倍以上），并且液氢储存、输送过程均有一定的蒸发损耗。
在国外尤其是欧、美、日等国家，液氢技术发展已经相对较为成熟，液氢在储运等环节已进入规模化应用阶段，某些地区液氢槽车运输超过了气氢运输规模。
而国内目前仅用于航天及军事领域，这是由于液氢生产、运输、储存装置等标准均为军用标准，无民用标准，极大地限制了液氢罐车在民用领域的应用。
国内相关企业已着手研发相应的液氢储罐、液氢槽车，如中集圣达因、富瑞氢能等公司已开发出国产液氢储运产品。
2019年6月26日，全国氢能标准化技术委员会发布关于对《氢能 汽车 用燃料液氢》、《液氢生产系统技术规范》和《液氢贮存和运输安全技术要求》三项国家标准征求意见的函。
液氢相关标准和政策规范形成后，储氢密度和传输效率都更高的低温液态储氢将是未来重要的发展方向。
为测算液氢槽车运输的成本，我们的基本假设如下：
（1）加氢站规模为500kg/天，距离氢源点100km；
（2）槽车装载量为15000加仑（约68m3，即4000kg），每日工作时间15h；
（3）槽车平均时速50km/h，百公里耗油量25升，柴油价格7元/升；
（4）液氢槽车价格约为50万美元/辆，以10年进行折旧，折旧方式为直线法；
（5）槽车充卸液氢时长6.5h；
（6）氢气压缩过程耗电11kwh/kg，电价0.6元/kwh；
（7）每台拖车配备两名司机，灌装、卸载各配备一名操作人员，工资10万元/人·年；
（8）车辆保险费用1万元/年，保养费用0.3元/km，过路费0.6元/km。根据以上假设，可测算出规模为500kg/d、距离氢源点100km的加氢站，运氢成本为13.57元/kg。
测算过程如下表：
液氢罐车成本变动对距离不敏感。当加氢站距离氢源点50~500km时，液氢槽车的运输价格在13.51~14.01元/kg范围内小幅提升。虽然运输成本随着距离增加而提高，但提高的幅度并不大。这是因为成本中占比最大的一项——液化过程中消耗的电费（约占60%左右）仅与载氢量有关，与距离无关。而与距离呈正相关的油费、路费等占比并不大，液氢罐车在长距离运输下更具成本优势。
第四章 加氢站建设
1.投资估算
加氢站投资主要包含设备投资、土建工程投资以及设计、监理、审批等费用。
项目投资估算表如下：
序号 名 称 费用（万元） 备注
1 工艺设备 222.00
1.1 增压系统 160.00
1.2 加注系统 56.00
1.3 卸车系统 6.00
2 现场管道、仪表电缆等 12.00
3 PLC柜、火焰探头、氢气泄漏探头、视频监控等 28.00
4 设备安装及调试 40.00 含辅材
5 土建工程 80.00
6 设计、监理、审批等费用 45.00
7 合计 424.00
2.运营成本估算
加氢站建成后，运营成本包括土地租金、设备折旧、运营维护成本、人员工资等。
项目总投资为424万元，固定资产采用直线法综合折旧，不计残值，按照10年折旧摊销，每年42.4万元。
每年运维成本包括设备维护费、管理费及人工成本费、电费和水费等，其中设备维护费用约55万元，管理费及人工（4名工人）成本费15万元，电费及水费30万元，每年运维成本费用为100万元。
本项目单站占地面积约2亩，参照目前服务区征地费用，土地租金暂按每年每亩10万元计取，单站每年土地租金为20万元。
3.效益测算
加氢站对外销售价格为35元/kg，进销价差一般为20元/kg。
本次加氢站项目设计日加氢能力：500kg/d，加注压力：35MPa；按照其70%加注负荷计算，日加注350kg，年可实现加注量120000kg。
按照价差收入，年毛利润额估算为252万元。
经济效益情况分析：
序号 名称 单位 金额（万元） 备注
1 价差收入（毛利润） 万元 240.00
2 土地租金 万元 20.00
3 年运行成本 万元 100.00
4 折旧及摊销 万元 42.4 按10年折旧
5 年税前利润 万元 97.6
5 税金及附加 万元 24.4
6 年利润 万元 73.2
静态投资回收期为：424万元/73.2万元 5.79年。
但是当前投运氢燃料车辆较少，但氢能源在政策利好下不断发展中，当前预测存在较大的困难和不可预见性，测算中取设计负荷的70%进行的估算。
山东省下发国内首个省级氢能中长期规划，山东3677战略打造鲁氢经济带，济南“中国氢谷”、青岛“东方氢岛”两大高地随着《方案》要拔地而起，具有广阔的发展前景和潜力，在当前国家碳达峰、碳中和战略背景下，氢能必将迎来大发展阶段。
欧盟拟推出5650亿欧元能源计划，此举背后的原因如下。
一、欧洲能源危机自从俄乌战争爆发后，欧洲的能源危机不断升级，矿物燃料供应短缺，价格飙升，电力市场几乎失去控制。
英国能源管理部门称，从十月份开始，英国消费者的能源账单上限将上涨80%。这就意味着，在这个冬季，几百万的英国人将无法负担燃气和电力。与此同时，德国也将征收天然气附加费。
在传统能源“失控”的时代，欧洲国家虽然加速了能源结构的变革，但在短期内，新能源的作用并不大。今年冬季，欧洲面临着“青黄不接”的问题。
二、欧洲各国能源负担越来越大到目前为止，27个欧盟国家已经为减少能源危机给消费者和商业带来的冲击拨出了3140亿美元。德国以1002亿欧元排在首位，法国和意大利紧随其后，分别为536亿欧元和592亿欧元。另外，英国政府也已经提供了1780亿欧元的援助。
这些支出反应了欧洲各国政府为保护家庭和企业免受天价能源价格影响的努力。自从俄罗斯切断了欧洲的天然气供应以来，欧洲的能源价格一直在飙升。但是，即便有这么多的政府救助，欧洲的经济前景仍然很黯淡。
贝莱德的分析师先前曾发出警告，欧洲将于2023年早期进入深度衰退，并预期到年底会萎缩0.9%。同时，在欧洲国家为应对日益加剧的通货膨胀和经济不景气的时候，欧盟的财政压力也越来越大。
在欧洲，可再生能源以氢、海上风力发电为主，相比于传统能源，可再生能源受到了气候的严重影响，安全性相对较差。所以，可再生能源能否成为欧盟的“救星”，还是一个问题。
欧盟各国能源安全战略体系的重要战略是立足国内，开发国内能源新源勘探、开发新能源/可再生能源，实行能源多元化的战略。所谓能源多元化，至少包括新能源的开发（比如氢能能）、可再生能源的开发（生物质能、水能等）、推动天然气为主的能源结构。多元化的核心就是“发展替代能源”，这是能源安全战略的一个重要方面，国际上的发展比较快，比如欧盟的氢能路线图等。
欧盟开发替代能源，实现能源种类多样化。欧盟对内能源战略的另一个主要内容是使能源种类多样化。在过去的几年中，欧盟全面审核了能源政策，制定了面向未来的战略规划。这些远景规划的主要方向是节能和开发替代能源，目标是：①到2010年将欧盟的能源消费从占世界总量的14—15%降低到12%。②把开发新能源作为政治上的优先目标。③到2030年将能源对外依存保持在70%。④可再生能源的使用达到12%。 ⑤达到《京都议定书》规定的标准。为了这些总体目标，欧盟还设立了具体的目标，例如：①整合内部市场。②审议能源税、能源节约和能源多样化计划。③推广新技术。④启动节约能源的计划。⑤发展使用清洁燃料的车辆。⑥复兴铁路交通、改善公路交通、提倡清洁的城市交通，实行污染赔偿原则等等。
欧盟也在由依赖外援逐步向独立自主方向发展，不断摆脱对外部能源的供应。欧盟强调开发自己的能源，主要是指多样化的能源。为了不受制于人，确保完全的行动自主，欧盟提出要提高能源效率，扩大核能利用规模，加强可再生能源的研发、应用和推广，大力发展低碳经济。目前，核能提供欧盟1/3强的电力。核能不仅供应稳定，而且价格稳定，特别是不排放CO2，问题在于要解决其安全性能和公众的接受程度。
目前，欧盟的电力生产已经达到了能源多样化的目标，欧盟在交通领域里也实现类似的能源多样化。欧盟有足够的技术能力开发生物燃料，热核燃料，以及氢燃料，但是这些开发都有一定的局限。
在欧盟国家,核电已有几十年的发展历史,核电已成为一种成熟的能源。核电是法国的动力之源。20世纪七八十年代的石油危机，促使化石能源匮乏的法国选择了发展核电的道路。法国目前拥有59座核反应堆，总装机容量超过63Gwe，每年提供4000亿千瓦时以上的电力。现在，法国80%的能源来自核能，15%来自水电，5%的调峰用电来自煤和石油。这得益于长期坚持的推进能源自主政策。法国还是世界上最大的电力净出口国，每年因此获得约26亿欧元的收入。为了发展核能，2002年10月10日欧洲法院颁布了一项条例，确认欧盟委员会对核安全负责。欧盟的扩大意味着将另外19个苏联设计的反应堆纳入欧共体。其中有些需要提前关闭。欧洲理事会决定拨款4.8亿欧元，用于欧洲原子框架计划（Euratom framework programme） (2002—06)，并且考察如何更好地保障欧盟内部核能的高度安全，以及核裂变、核废料处理等技术性问题。
为了在技术上落实能源多样化战略，欧盟还于2003年启动了“欧洲智能能源”(EIE)项目，支持欧盟各项能源政策的落实，例如：在建筑和工业领域里提高能源的使用效率，促进新的可再生能源与当地环境和能源系统的整合，支持交通能源的多样化，如促进生物燃油的使用，以及支持发展中国家再生能源的开发和能源效率的提高，等等。
发展可再生能源和低碳能源战略
发展再生能源是欧盟能源政策的一个中心目标。可再生能源包括水能、风能、太阳能、生物质能、地热能和海洋能等，资源潜力大，环境污染低，可永续利用，是有利于人与自然和谐发展的重要能源。同时，从中长期来看，再生能源在经济上的竞争力可能不亚于传统能源。再生能源可以减少CO2的排放量，增加能源供应的可持续性，改善能源供应的安全状况，减少欧共体日益增长的对进口能源的依存度。
上世纪70 年代以来，可持续发展思想逐步成为国际社会共识，可再生能源开发利用受到欧盟各国高度重视，欧盟许多国家将开发利用可再生能源作为能源战略的重要组成部分，提出了明确的可再生能源发展目标，制定了鼓励可再生能源发展的法律和优惠政策，可再生能源得到迅速发展，成为各类能源中增长最快的领域。一些可再生能源技术的市场应用和产业，如光伏发电、风电等在近10 年的年增长速度都在20%以上，可再生能源发展已成为欧盟能源领域的热点。
各国可再生能源发展目标：
欧盟各国在推动可再生能源产业化的进程中，都强调了政府在可再生能源发展中的责任。通常是政府科技投入先行，随后进行市场开拓，以此来推动产业化进程。许多国家相继制定了阶段性的可再生能源的具体发展目标。1995年，欧盟发表了《能源政策绿皮书》，以此为基础，1997年通过欧洲议会白皮书——《未来能源：可再生能源》，确定了欧盟在能源结构中增加可再生能源比例的行动纲领，提出可再生能源在一次能源消费中的比例将从1996年的6%提高到2010年的12%，可再生能源电力装机容量在电力总装机容量中的比例也将从1997年的14%提高到2010年的22%，其中主要是生物质能发电和风力发电。根据 1997年欧盟制定的《可再生能源白皮书》，2010年欧盟可再生能源的发展目标是占整个能源的比重达到12%，比1998年的6%翻一番。
各个成员国也出台了各自的发展目标。德国和英国承诺，到2010年和2020年可再生能源发电量的比例将分别达到10%和20%。按照德国新的《可再生能源法》规定，到2020年把风能、生物质能、水能和太阳能的发电量提高10％，使其占德国总发电量的20％。
2006年2月初，英国一家专业公司向英国政府提供了一份有关能源安全的“2020远景计划”，提出英国应该在北海的油气枯竭之前，充分重视可再生能源的替代作用。21世纪以来，英国以“低碳经济”为目标，拟定了新能源战略。2003年其以《英国政府未来的能源——创建低碳经济体》发布的白皮书，宣布了英国未来半个世纪的能源战略：到2050年使英国转变为低碳经济型国家。为实现这一长远目标，英国将致力于研发、应用并输出先进技术，创造更多商业机会和就业机会，并在欧洲乃至全球能源科技和能源市场的稳定、可持续、有益环保中，发挥主导作用。
西班牙表示，2010年其可再生能源发电的比例将超过29%。北欧部分国家提出了以风力发电和生物质发电逐步替代核电的目标。
欧盟议会、欧盟委员会、欧盟理事会及欧盟首脑会议围绕能源供给、内部能源一体化市场的构建、国际能源市场的协调、加强节能技术、推动可再生能源的研发和推广以及实现减排目标等进行了不懈努力。
2006年通过了《欧盟未来三年能源政策行动计划》(2007至2009年)，采取综合措施以确保欧盟中长期能源供应；2007年决定继续执行欧盟《第五个课持续发展规划》，制定二氧化碳排放税收制，设定减排目标，提高可再生能源在能源消费中的比重等；2007年欧盟确立《能源与运输发展战略》，在交通运输领域提高能效，支持替代能源和可再生能源的研究，鼓励广泛的节能与减排研究；2009年4月，出台了《气候行动和可再生能源一揽子计划》，将减排目标和可再生能源发展紧密结合，提出了更宏伟的目标和更具体的实施方案。
欧盟的能源环保政策上有欧盟跨国政策的鼎力推动、有各成员国政府的积极领导以及能源管理机构牵头，下有基础设施部门、能源企业和市民的广泛热情参与。一路走来，欧盟的能源环保政策紧密结合，日趋成熟。
欧盟在新能源领域的大手笔：欧盟不仅是能源消耗重地，也是能源进口大国。为确保稳定可靠的能源供应，欧盟一方面要开展紧密的能源合作，加强与能源出口国家和地区的战略合作伙伴关系，如俄罗斯、中亚、里海与黑海等，同时也要加强与能源组织的合作，如与欧佩克、经合组织及大型跨国能源集团等的合作。
《欧盟未来三年能源政策行动计划》：
2006年通过的《欧盟未来三年能源政策行动计划》（2007年至2009年）提出要提高能源效率，以达到欧盟至2020年减少能源消耗20%的目标，要求各成员国要明确节约能源的“责任目标”，依照各国的经济与能源政策特点，确定主要的节能领域以便迅速采取落实措施。如对民众家庭、公共场所、政府机构、旅游饭店及商业建筑、城市灯光景观和道路照明等电力消耗领域，鼓励尽快更换节能灯与节能器材。照此速度发展，仅2007年至2009年三年欧盟就可节省10%至20%的电力消耗。欧盟还进一步扩大对核能的利用与开发，增加安全性保障、减少核废料污染等技术研究的资金与人力投入。
《计划》还要求加大对研究新能源技术与开发绿色能源的力度，大力推动新型能源与绿色能源的使用工作，规定在2007年至2009年这3年要达到10%的可再生能源与自然能源的使用目标，并根据不同国家进行目标分解。从《计划》的执行情况看，目前在欧盟成员国内已经有上百家研究机构和企业重点从事绿色能源和可再生能源的研究与开发工作。风能、太阳能、地热等自然能源的使用已经由工业、农业向商业和民用领域普及，并逐渐进入到民众的日常生活中。有专家称，目前欧盟在通过植物分解以生产再生能源方面的技术已经日渐成熟，欧盟正在降低成本与技术推广方面采取更加积极的鼓励政策，通过给使用绿色能源与节能设备的用户以资金补偿或奖励来进行新技术的推广普及，相关措施已在大部分成员国开始实行。
欧盟促进可再生能源发展的主要政策措施：
欧盟指导可再生能源发展的政策文件，主要有4种类型：《能源政策白皮书》（其中有可再生能源发展方面的论述）；《可再生能源白皮书》及其《行动计划》；《能源供应绿皮书》（在出版白皮书之前，先出版绿皮书；在某种程度上绿皮书是征询各成员国意见的文件）；欧盟指令。欧盟指令是指导各成员国立法的具有法律约束力的文件，其对促进可再生能源发展的规定比较具体。涉及到可再生能源发展的欧盟指令有：2001/77/EC指令（关于可再生能源），2003/30 /EC指令（关于生物柴油），2003/96/EC指令（关于能源税收），2003/54/EC指令（关于电力市场自由化）等。欧盟可再生能源的发展，是政府政策和市场机制相互配合的结果。
2003年5月，经过艰难的谈判，欧盟通过了一项促进在交通领域使用生物燃油的指令。按照这项指令，到2005年底，欧盟境内生物燃油的使用应当达到燃油市场的2%，到2010年底达到5.75 %。到2020年，用于交通的燃料要有20%是新型燃料。
欧盟决策者认识到，再生能源的开发和使用问题不在于技术，而在于强大的政治支持，没有政治支持，就会因为费用问题而被搁置。政治支持不是口号，还包括提供土地，把传统能源作为备用（因为再生能源可能会间断），容忍比传统能源高得多的价格，以及投资未来、鼓励创新、监督共同措施的执行等管理措施，需要政府和企业配合，干预市场行为，甚至干预社会生活。非如此，难以实现欧盟能源供应安全的长远目标。
强调发展绿色能源与节能技术并举是欧盟能源可持续发展战略的组成部分。欧盟要领导新的全球技术革命。打开欧盟光辉卓越的能源环保历史成绩单,我们不难得出结论：欧盟无论是在能源环保战略还是具体的实施细则、法律法规上，都可以说是遥遥领先，基础雄厚，实力不容小觑。欧洲有很多的煤，而且很便宜，问题在于怎样通过技术革命，用经济实惠的方法使它变得更加清洁。研发能源清洁技术，如对传统的煤、薪柴等的洁净化处理，提高了能源利用效率；努力研发新能源技术，加速生物能、氢能、太阳能、风能等技术的转让、试验与应用；同时，在当前经济危机的狂风暴雨中，以及世界各国愈演愈烈的能源大战的形势下，欧盟在能源和环保领域的这两项大计划可谓是雄心万丈、面面俱到，相比奥巴马的能源新政也更全面系统、具有可操作性，难怪欧盟声称“要引领一场新的全球技术革命”。
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25、 【支付宝率先落实小微商户降费 8月1日起正式实施】
7月27日讯，支付宝宣布对小微商户的降费细则：未来三年（至2024年9月30日），对于全体支付宝收钱码商家，收款提现继续免费，且提现免费不设单笔上限和单日上限；此外，符合标准的小微企业和个体工商户、有经营行为的个人，8月1日起即可领取网络支付服务费9折优惠的权益。
26、欧股全线下跌，德国DAX指数跌幅达1%，英国富时100指数跌1.19%，法国CAC40指数跌0.68%，欧洲斯托克50指数跌0.85%。
尽管欧盟2021 2027年财务预算谈判正陷入僵局，但是欧盟委员会（下称“欧委会”）仍表示将全力投资新能源领域。
欧委会日前公布一份“近海可再生能源战略”，旨在大幅度提升可再生能源使用率，预计到2050年欧盟整体海上风电产能将增加至300千兆瓦。欧盟将向该领域投资7890亿欧元，约三分之二用于电网基础设施建设，另三分之一用于发电设施建设。
欧委会副主席蒂默曼斯（Frans Timmermans）称，欧盟海上可再生能源投资项目已是全球性成功案例。目前欧盟正面临更大的机会，发展清洁能源产业、推动可持续发展。
欧盟缘何推广海上风电投资？
欧盟在全球海上风力发电领域占据重要地位，目前全球42%的海上发电能力分布在欧洲沿海，北海是世界海上风电的最佳位置。
自本届欧委会上台以来，绿色经济成为了其产业政策重要抓手。欧委会相继出台加强传统行业绿色转型、扶持新能源 汽车 等细分产业政策，并通过调整能源税、推动碳排放交易机制改革等方式提供资金支持。
此次欧委会再推海上风力发电政策，首要原因在于，海上风电是欧盟实现中长期减排目标的主导因素。
国际能源署执行主任罗尔（Fatih Birol）认为，如果顺利实施海上风力发电的大规模部署，欧盟有望在2050年实现净零排放的目标。2025年后，核电、光伏等发电方式将保持相对稳定发展态势，欧盟希望到2050年全面消除煤炭市场，剩余的能源转型重担将由海上风电完成。
陈晓径也认为，欧盟于3月首次将“绿色协议”写入气候法案，要求重工业部门实现“零排放”，能源系统实现“去碳”与“绿色电力”的要求迫在眉睫，海上风电将在新能源转型中扮演重要角色。
其次，欧盟具有海上风电领域的先发优势。1991年，丹麦设立全球首个海上风力发电场。过去十年，欧盟海上风能技术日益成熟、实现规模化生产，成本大幅下降。
陈晓径表示，欧盟在海上浮动风力发电、波浪能与潮汐能利用、漂浮式光伏系统等方面优势明显，也享有北海、波罗的海、地中海、大西洋、黑海等丰富的海洋资源。欧盟推出该计划，预计仅需占用3%的海上空间即可达到大幅生产可再生能源的效果。
再次，欧盟正在海上风电领域受到其他国家的挑战。拜登曾宣布，将带领美国重回《巴黎协定》，并加大在新能源领域的投资。英国上月提出“全民风电”目标，计划2030年利用海上风电为全英所有家庭供电。2018年，全球近一半的海上风电投资都发生在印度等亚洲国家。
欧洲能源专员西姆森（Kadri Simson）称，欧盟要保持海上可再生能源的领导者地位，必须激发在海上风能领域的所有潜力，并通过发展波浪、潮汐和浮动太阳能等不断提高技术水平。
欧委会：希望私有部门加大投资
欧委会称，该计划不仅可以推动欧盟在新能源领域更进一步，还可以推动经济复苏，预计该计划可以为欧盟创造6.2万个就业机会。但是，正如欧盟在其他领域的投资一样，如何筹措资金成为目前投资的首要难题。
国际能源机构（IEA）称，海上风电行业的效益正以每年2.2％的速度增长，未来两年至少需要吸引8400亿美元的投资。未来达到2050年气候目标，各方必须加速投资。过去十年，欧盟每年对电网基础设施的投资约为300亿欧元。
欧洲风能协会（Wind Europe）称，欧盟首先要加强在海上风电基础设施的投资，同时还要兼顾陆上电网方面。未来十年，欧盟的港口也需要65亿欧元的投资。
欧委会称，将从“恢复基金”中拿出1500亿欧元投资该领域，并将重点放在碳密集中度和化石燃料使用率最高的地区。此外，各成员国政府也将为此提供支持。
但是，目前因匈牙利和波兰两国反对，“恢复基金”迟迟未获批。即使未来最终获批，该计划也将面临6500亿欧元的资金缺口。
欧委会寄希望于欧盟的私有部门，希望公共事业和能源领域的巨头能向其提供支持。
欧委会称，预计私有部门将提供投资中的大部分资金，公有部门将发挥战略催化剂的作用。那么，私有部门是否愿意响应欧盟机构的号召，该方案是否具有可行性？
对此，陈晓径认为，私人资本占大多数符合欧盟惯例与“绿色协议”要求，公私合作解决资金需求是当前形势下的可行做法。
她进一步解释称，一方面，公共资金相对充足，但受疫情影响并不宽裕。预计2020年欧盟国内生产总值（GDP）将下降7.4%，欧盟的理念是公共资金要发挥引导、杠杆、“战略催化剂”作用，而非融资为主。其功能是帮助成熟技术尽快进入市场、实现规模化并降低成本，帮助起步技术创造市场并引导私人融资、降低不确定性等。
另一方面，对于私人资本而言，欧盟已建立《可持续金融分类方案》为代表的成熟框架，对如何引领私人融资有着详细规定，这可以协助其达成长期减排与发展目标。
