德国国家氢能战略提出，只有以可再生能源为基础的氢气（绿氢）才可持续，2035年电解制氢达到10 GW，但德国要实现其战略目标，将面临六大难题！ 

经过两次延期，德国联邦政府终于在6月10日公布了酝酿已久的《国家氢能战略》。该文件指出，氢能对于德国核心部门（如钢铁和化学工业）以及交通运输部门的脱碳至关重要。未来，氢能技术可以发展成为德国出口的核心业务领域。

德国政府详细制定了2030年之前的氢能发展路线图，并将未来十年分为两个阶段：2020-2023年，目标是扩大国内氢能市场；2024-2030年，在巩固国内市场的基础上扩大欧盟和国际合作。

根据该战略，德国将在2030年前建成总功率达5GW的电解制氢设备，并建议在2035年进一步提升至10GW。

德国政府还明确，电解制氢所需的可再生能源，将享有免除可再生能源附加费（EEG Umlagen）的待遇；制氢企业将获得电解设备投资补贴和碳排放额度奖励等。

但该战略未得到满堂喝彩，诸多现实困难，仍有待解决。德国要实现其氢能战略目标，将面临六大难题。

难题一：德国可再生能源无法支撑庞大绿氢需求

德国氢能战略中提到，制氢企业将获得电解设备投资补贴，补贴受益对象仅是由可再生能源电解制备的氢气，即所谓的绿氢。其他方法制备的氢气并不在此列。

根据氢气制备方法的不同，一般可将氢气分为绿氢、蓝氢、青氢及灰氢。绿氢的制备过程中，全产业链无碳排放；灰氢由工业副产气制取，制备过程伴随着大量二氧化碳的生产，对能源转型意义不大。

蓝氢则由煤或天然气转化反应而产生，裂解过程中的副产品二氧化碳可以通过碳储存技术长埋于地下。青氢则由天然气高温催化裂解而产生，副产品为碳，较便于碳回收。

业内共识，从长期看，蓝氢和青氢为绿氢的过渡方案。德国《国家氢能战略》对于蓝氢和青氢的刻意忽略，遭到了工业界的强烈质疑。

根据德国化工协会VCI的估算，若需要通过绿氢达成彻底的碳中和目标，仅化工行业全年约需600TWh的可再生能源以制备氢气。这个数字相当于目前全德国化工行业年用电量的11倍，是2019年德国全年风光发电总量3.33倍。

截至2019年，德国的可再生能源装机容量为124GW。根据计划，十年内需增长至180GW以上。若计算电解制氢需求，该数字需达到200GW左右。

新增风光发电量中，能否挤出富裕容量用以电解制氢，一直倍遭质疑。目前，德国南部工业区已出现风电场与耕地争夺土地资源的现象，德国有限的国土上已很难大规模建设可再生能源。

德国历年可再生能源装机

截至2019年，德国的可再生能源装机容量为124GW。根据计划，十年内需要增长至180GW以上，若计算电解制氢需求，该数字需要达到200GW左右。德国氢能战略给出的对策是，向欧盟及国际伙伴合作进口可再生能源，甚至直接进口绿氢。

难题二：国际合作前景不明朗

为解决将来德国本地无法提供足够绿氢的问题，德国需要进行国际合作。在德国氢能战略第二阶段涉及的“国际合作”中，德国计划投入20亿欧元，主要流向摩洛哥和阿尔及利亚，以在当地建立大型光伏电站并就地电解制氢。但能否顺利通过与非洲国家进行合作是一个未知数。

早在十年前，欧洲与非洲开发银行希望通过Desertec倡议，在北非建立规模庞大的光伏发电网。但该计划最终流产，原因包括资金无法到位、北非政治局势不稳、跨地中海电网铺设困难、南欧与北欧国家分配难以达成一致等。

这些因素在2030年前得到改善的可能性很小。这意味着，德国氢能战略中的外援部分，也很可能面临失败。

囊括整个北非和中东的Desertec计划

难题三：谁将获得电解制氢资质？

德国氢能战略提出，德国将在2030年前建成总功率达5GW的电解制氢设备，并建议在2035年进一步提升至10GW。由于战略中规定制氢企业将获得电解设备投资补贴，补贴受益对象是由可再生能源电解制备的氢气。

因此，规模如此庞大的电制氢，必将涉及到巨大的利益。谁能获得电解制氢的资格？资质的授予，将极大程度地影响未来十年内制氢行业的格局。

氢能战略批准了两个100MW级别电解制氢试点项目，分别隶属于德国四大电网企业中的Amprion和Tennet公司。项目的电力来源是富裕的、无法及时入网的风光发电。

这两个项目此前因“制氢不属于电网公司业务”为由，被德国政府一度叫停。

如今政府放松管制，引发了反对声。6月初，有环保组织牵头一众中小型新能源发电企业，联名致信德国经济部，警告电网企业参与制氢违反了欧盟法规，并称“此举将沉重打击分布式电解制氢，造成不可逆的歧视性影响。”

难题四：免除的附加费由谁买单？

德国氢能战略中还明确，电解制氢所需的可再生能源，将享有免除可再生能源附加费（EEG Umlagen）的待遇。那么这将产生一个影响范围极为广泛的争议：电解制氢企业免征收的可再生能源附加费将由谁来最终买单？

一直以来，该附加费都是德国政府给予风光发电补贴的财政源头。氢能战略在给予制氢企业优惠的同时，也明确了可再生能源附加费总额保持不变的基本方针。

这意味着，普通电力消费者分配到的附加费会进一步上涨。目前，德国的居民电价水平已是仅次于丹麦的欧洲第二名。

德国居高不下的可再生能源附加费（欧分/度）

难题五：战略中相关细节不足

德国氢能战略虽然勾画的未来比较美好。但在战略中规避了规避了许多可能阻碍该战略切实落地的细节问题。

以“低碳钢”为例（在中国叫“氢冶金”）。一个最切实的问题是，如何确保使用绿氢作为高炉还原剂的钢铁产品的竞争力。

受限于绿氢高昂的成本以及欧洲钢铁业居高不下的人工成本，“绿色钢铁”在世界市场上注定没有任何优势。

氢能战略提倡，促进市场对绿色钢铁的需求。但究竟是通过行政命令强制性规定绿色钢铁在制成品中的比例，还是像绿色有机食品一样盖上环保印戳指望企业“用爱发电”，战略并未给出任何切实可行的方案。

难题六：氢气运输面临法规限制

庞大的氢气被生产出来后，需要应用到不同领域和环节，因此氢气的运输是必不可少以及至关重要的。但在德国，氢气的运输问题面临着旧有法规的掣肘。

德国氢能战略提出，在基础设施方面，应当充分利用现有天然气网络构建氢气网络。今年1月底，德国管道联合会VNB Gas已规划了5900公里长的氢气管线以连接北海沿岸地区与南部工业区，但至今为止，氢气在法律意义上并未被认定为管道气体。

虽然氢能战略仍有着许多待完善的空间，而且在未来也将面临着诸多困难，但既然是国家战略，那么德国政府在制定过程中一定想到了将要面临的诸多困难和阻碍，以及设计了各种解决办法。

因此难题虽多，但未影响柏林方面推行氢能的决心。正如德国经济部长阿尔特迈尔所言，“氢能在替代化石燃料问题上起着关键作用。我们必须现在就做出抉择，如此德国才能在氢能技术中成为世界第一。”（作者：钱伯彦）