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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》。
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5 GW的电解制氢设备，并建议在2035年进一步提升至10 GW。
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。
首当其中的问题是，战略提及的补贴受益对象，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600 TWh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124 GW。根据计划，十年内需增长至180 GW以上。若计算电解制氢需求，该数字需达到200 GW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。
在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。
这带来了战略施行过程中的第二个困难：国际合作。
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。
此外，德国氢能战略还规避了许多可能阻碍该战略切实落地的细节问题。
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。
另一个问题是，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100 MW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。”
不仅在氢气制备端，氢气的运输问题也面临旧有法规的掣肘。
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。
另一个影响范围更为广泛的争议焦点在于，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。
虽然氢能战略仍有着许多待完善的空间，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。”
