陳斌豪教授

國立臺北科技大學

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面對全球氣候變遷與淨零排碳目標，能源系統正經歷前所未有的轉型。過去人類社會高度仰賴煤炭、石油與天然氣等化石燃料，支撐了工業發展、交通運輸與日常生活。然而，隨著減碳需求日益迫切，如何在維持經濟活動與能源穩定供應的同時，逐步降低碳排放，已成為各國能源政策的重要課題。

氫氣的使用具有乾淨、能量形式可轉換等優點；可作為燃料或工業原料之一選項，但氫氣本身並不是直接大量開採的一次能源，而是一種能源載體，必須透過其他能源或原料轉換而來。因此，產氫方式及其效率將直接決定氫能是否真正能協助淨零碳排。

根據國際能源署 IEA《Global Hydrogen Review 2025》統計（詳細統計圖表可參考 IEA, Global Hydrogen Review 2025, 2025，已列於文末參考文獻 [1]），全球氫氣需求在 2024 年已接近 1 億噸，主要仍集中在煉油、化學工業與既有工業用途。這代表氫氣並不是遙遠的未來能源，而是早已存在於工業體系中的重要原料。差別在於，過去氫氣多半以化石燃料為基礎進行生產；未來若要使氫能成為淨零轉型的關鍵，便需要逐步提高低碳氫與綠氫的比例，使氫氣從傳統工業原料，轉變為可支撐能源轉型的低碳能源載體。

如圖 1 所示，目前常見的產氫方式大致可分為三類：第一類是以化石燃料為原料的傳統產氫，例如天然氣蒸氣重組、煤氣化、部分氧化與自熱重組；第二類是化石燃料產氫結合碳捕捉、利用與封存技術，也就是常被稱為低碳氫或藍氫的路徑；第三類則是利用再生能源電力進行水電解產氫，也就是綠氫。除此之外，生質產氫、甲烷裂解、光催化與光電化學產氫等技術也持續發展中，未來可能在特定場域中扮演補充角色。

 

圖 1、主要產氫方式總覽

 

在現階段，天然氣蒸氣重組仍是最成熟且普遍的產氫技術之一。其基本原理是讓甲烷與水蒸氣在高溫條件下反應，產生一氧化碳與氫氣，接著再透過水煤氣轉化反應，使一氧化碳與水反應生成二氧化碳與更多氫氣。此反應是傳統產氫程序中的重要步驟，因為它能進一步提高氫氣比例，並讓二氧化碳更容易被分離或捕捉。天然氣蒸氣重組、煤氣化與部分氧化等路徑皆具有技術成熟、規模化容易、成本相對低等優點，因此長期以來支撐了全球主要氫氣供應。然而，若未搭配碳捕捉，這類方法仍會產生二氧化碳排放。因此，如何在既有產氫基礎上降低碳排，成為能源轉型過程中的重要課題。為了使化石燃料產氫朝向低碳化發展，許多研究開始將產氫反應與二氧化碳捕捉進行整合。例如 calcium-copper looping 製氫程序，便是以甲烷為原料，結合鈣循環與銅循環，在產氫過程中同步進行二氧化碳捕捉與熱整合。相關模擬研究顯示，此類程序的熱效率約可達 72% 至 74%，碳捕捉效率約接近 80%。這類技術說明，傳統產氫可透過程序整合、碳捕捉與反應系統設計，逐步轉向低碳氫供應。

不過，若從長期淨零碳排的角度來看，綠氫的發展也同時受到期待。綠氫是利用太陽光電、風力發電等再生能源所產生的電力，透過水電解方式將水分解為氫氣與氧氣。日本 Fukushima Hydrogen Energy Research Field(FH2R) 便是亞洲具代表性的再生能源製氫示範場域，透過太陽光電與大型水電解設備進行氫氣生產，展示綠氫從發電到製氫的實際運作模式。此方法的關鍵優勢在於，若電力來源為再生能源，產氫過程便可大幅降低碳排，並將不易儲存與運輸的再生能源電力，轉換為可儲存、可運輸、可跨部門使用的氫氣。

目前，水電解技術主要可分為鹼性水電解、質子交換膜水電解、陰離子交換膜水電解與固體氧化物電解。鹼性水電解是目前發展最成熟的技術，具有設備成本較低、商業化程度高、適合大規模穩定產氫等優點。質子交換膜水電解則具有電流密度高、系統體積較小、動態響應快與可高壓產氫等特色，因此適合搭配太陽能與風能等波動型再生能源。近年的 PEM 水電解研究也指出，若能在電解槽內部直接提高氫氣壓力，便有機會降低後端機械壓縮設備的需求，進一步提升整體系統整合效益。陰離子交換膜水電解則試圖結合鹼性水電解的低成本材料優勢與膜式電解的系統彈性，目前仍屬於快速發展中的技術路線。

在多種電解技術中，固體氧化物電解槽具有特別值得關注的潛力。SOEC 通常在高溫環境下操作，可利用電能與熱能共同驅動水蒸氣電解。相較低溫電解技術，SOEC 的特色在於高溫條件可降低反應所需的部分電能，並提升反應動力學表現。因此，若能與工業餘熱、高溫熱源或穩定低碳電力結合，SOEC 有機會成為高效率綠氫生產的重要技術。近年的 SOEC 研究也顯示，固體氧化物電解不只可以將水蒸氣轉換為氫氣，也可進行二氧化碳電解或水蒸氣與二氧化碳共電解，產生一氧化碳或合成氣。使 SOEC 不只是單純的產氫設備，也可能成為未來碳循環、合成燃料與綠色化工的重要平台。近期針對 SOEC 電極、電解質與堆疊技術的研究指出，SOEC 操作溫度約在 600 至 1000°C，能量轉換效率具有超過 90% 的潛力。另有可逆質子陶瓷電化學電池研究顯示，在特定實驗條件下，其電解模式可達 90% 至 98% 的法拉第效率，且電轉氫效率可超過 97%。這些成果顯示，高溫陶瓷電化學系統正在成為高效率產氫與能源轉換領域的重要研究方向。

固體氧化物電解槽（SOEC）依傳導離子種類的不同，可分為氧離子傳導型（O-SOEC）與質子傳導型（P-SOEC）兩種類型：氧離子傳導型（O-SOEC）以氧離子（O²⁻）作為電解質中的傳導媒介。水蒸氣與氫氣混合進料通過燃料電極（fuel electrode），在此產生氫氣並釋出氧離子；氧離子接著穿過電解質層傳導至空氣電極（air electrode），在該處結合形成氧氣並釋放。質子傳導型（P-SOEC）則改以氫離子（H⁺，即質子）作為傳導媒介。水蒸氣在空氣電極端被分解為氧氣與氫離子，氫離子隨即穿過質子傳導電解質層，遷移至燃料電極端與電子結合，生成氫氣後排出。兩者的關鍵差異在於傳導離子的方向與種類：O-SOEC 由燃料電極產氫、氧離子往空氣電極遷移；P-SOEC 則是在空氣電極端先產生氫離子，再遷移至燃料電極端產氫。P-SOEC 由於可在較低溫度下運作並直接於燃料電極端獲得高純度氫氣，近年逐漸受到研究關注。

IEA 指出，2024 年全球水電解裝置容量達到約 2 GW，綠氫與電解槽產業的推動，與再生能源成本下降、製造供應鏈成熟、工程建置能力與政策支持有關。相較之下，歐洲則更強調再生能源氫、工業減碳與法規制度建置，歐洲的氫能布局也常與港口和工業聚落結合，荷蘭 Holland Hydrogen I 位於鹿特丹港區，透過大型電解槽生產再生氫，並將氫氣導入煉油製程，作為既有工業用氫低碳化的示範案例；美國與中東因天然氣資源與地質封存條件，在短中期也積極發展化石燃料產氫結合碳捕捉的低碳氫路徑。以沙烏地阿拉伯 NEOM Green Hydrogen Project 為例，該專案結合大規模太陽能與風能資源，透過 GW 級電解槽生產綠氫，展現低碳氫從生產端走向國際能源貿易的可能模式。這些差異說明，各國產氫策略會依照能源資源、產業基礎與政策目標而有所不同。

對台灣而言，產氫更是氫能經濟發展的重要基礎。台灣 2050 淨零轉型「氫能」關鍵戰略行動計畫已將氫能列為重要布局方向，並規劃應用於發電、產業與載具等面向。由於台灣能源高度仰賴進口，且再生能源發展受到土地與環境條件限制，未來氫氣來源可能需要同時考量國內產氫示範、低碳氫進口、國際合作與供應鏈建置。在短中期，天然氣重組結合碳捕捉、工業副產氫利用與進口低碳氫可能成為過渡選項；在長期，若再生能源與電解技術逐步成熟，綠氫將更有機會成為支撐淨零轉型的重要能源載體。

然而，氫氣生產僅只是氫能供應鏈的起點。若要使氫能真正成為能源系統中的重要角色，仍須解決後續儲存、運輸與終端應用等問題。由於氫氣在常溫常壓下密度極低，體積能量密度遠低於汽油與天然氣，因此即使能夠大量生產氫氣，若無法有效儲存與運輸，仍難以實現大規模商業化應用。研究指出，氫氣儲存與運輸成本甚至可占整體氫能供應鏈成本的 30% 至 45%，因此建立安全、高效率且經濟可行的儲運系統，已成為推動氫能經濟的重要課題。

目前氫氣儲存技術大致可分為物理儲氫與材料儲氫兩大類。物理儲氫主要透過改變氫氣壓力或溫度條件進行儲存，包括高壓氣態儲氫、液態儲氫以及低溫高壓儲氫等方式；材料儲氫則利用金屬氫化物、液態有機氫載體(LOHC)或其他化學材料與氫氣結合，以提高儲氫密度與安全性。不同技術各有優缺點，需依應用場域與需求選擇適合之儲氫方式。

其中，高壓氣態儲氫仍是最成熟且應用最廣泛的技術（圖 5）。其原理是利用壓縮設備將氫氣加壓至 35MPa 至 70MPa 以上，再儲存於高壓儲氫瓶中。此方法具有技術成熟、充放氫速度快、設備結構相對簡單等優點，因此被廣泛應用於加氫站與燃料電池車輛。目前高壓儲氫瓶已發展至 Type I 至 Type V 等不同形式（圖 6），其中 Type III 與 Type IV 複合材料儲氫瓶因具備較高重量儲氫密度與較佳安全性，已成為燃料電池車的主流選擇。研究顯示，採用 70 MPa 儲氫系統的燃料電池車，其續航里程可超過 600 公里，同時加氫時間僅需數分鐘，已接近傳統燃油車使用模式。

 

圖 5、高壓氣態儲氫的示意圖（參考相關文獻繪製）

 

圖 6、各種類型高壓儲氫瓶的圖示（參考相關文獻繪製）

 

除了高壓儲氫外，液態儲氫亦被視為未來大規模氫能供應的重要技術（圖 7）。液態儲氫是將氫氣冷卻至約 −253°C 以下，使其轉變為液態後進行儲存。由於液氫密度約為常溫常壓氫氣的 850 倍，可大幅提升體積儲氫能力，特別適合長距離運輸與大型儲能應用。然而，氫氣液化過程需消耗大量能量，且液氫儲槽必須具備高真空絕熱設計以降低蒸發損失，因此設備與操作成本相對較高。目前液態儲氫技術已廣泛應用於航太產業，並逐漸朝向大規模氫能供應鏈發展。

 

圖 7、液態儲氫的示意圖（參考相關文獻繪製）

 

另一方面，材料儲氫技術近年亦受到高度關注。其中金屬氫化物儲氫是利用金屬材料與氫氣反應形成穩定氫化物，當需要使用時再透過加熱釋放氫氣。此技術具有安全性高、體積儲氫密度佳等優勢，但重量較大且吸放氫速度受材料特性影響。另一項備受重視的技術則是液態有機氫載體。該技術透過有機液體與氫氣進行可逆反應，使氫氣以液體形式儲存與運輸，並可利用現有石油化工基礎設施進行輸送，因此被認為是未來跨國氫能貿易的重要選項。

除了儲存之外，氫氣運輸同樣是氫能產業發展的重要環節。目前常見運輸方式包括高壓氣態運輸、液氫運輸、管線輸送以及氨載體運輸等。其中，高壓氣態運輸主要利用管束拖車(Tube Trailer)將壓縮氫氣運送至加氫站或使用端，具有技術成熟及建置成本較低之優勢，但單次運輸量有限，較適合短距離供氫需求。

而對於長距離及大規模運輸而言，液態氫運輸則具有較佳經濟性。由於液氫具有較高的體積能量密度，可有效降低長距離運輸所需之儲存空間與運輸成本，因此被視為未來國際氫能供應鏈的重要運輸方式。近年來，日本、澳洲及歐洲國家皆積極發展液氫海運技術，希望建立跨國綠氫供應鏈，以支援未來氫能市場發展。其中，日本與澳洲共同推動之 HySTRA(Hydrogen Energy Supply Chain) 計畫為最具代表性的案例，該計畫成功利用全球首艘液氫運輸船 Suiso Frontier 完成液氫海運示範，將澳洲生產之氫氣以液態形式運送至日本，象徵國際液氫供應鏈正式邁入實證階段，也展現液態氫於跨國、大規模氫能運輸之發展潛力。

此外，利用氨作為氫氣載體亦逐漸受到重視。氨具有較高的體積能量密度，且液化、儲存與運輸技術已相當成熟，因此可透過既有化工設施、港口系統及全球氨供應鏈進行大規模輸送。當運送至目的地後，可再透過裂解程序將氨轉換回氫氣，供燃料電池發電、交通運輸或工業製程使用。由於全球已建立完善的氨運輸與儲存基礎設施，因此氨被視為未來國際氫能貿易的重要媒介。近年來，各國亦積極推動相關示範計畫，例如日本 JERA 與 IHI Corporation 已投入大型氨混燒發電技術驗證，希望利用既有燃煤電廠逐步降低碳排放。

隨著儲氫與運輸技術逐步成熟，氫能在交通運輸領域的應用也持續擴大。目前最具代表性的應用即為燃料電池車(Fuel Cell Vehicle, FCV)。燃料電池車主要利用質子交換膜燃料電池(PEMFC)將氫氣與氧氣進行電化學反應產生電能，再驅動馬達運轉，其反應產物主要為水，同時伴隨熱能釋放，因此被視為低碳運輸的重要發展方向。相較於傳統內燃機車輛，燃料電池車具有能源效率高、噪音低及排放污染少等優點；相較於純電動車，則具備續航里程長與補充能源速度快之特色。

目前全球主要車廠均已投入燃料電池車發展。其中，日本 Toyota Mirai 與韓國 Hyundai Nexo 已進入商業化階段，其續航里程皆可超過 600 公里，且加氫時間約為 3 至 5 分鐘，展現氫燃料電池車在長途運輸上的優勢。除乘用車外，氫能巴士、物流卡車、重型貨車及港區運輸車輛等商用運輸工具亦逐漸成為重要應用領域。由於大型運輸工具對於續航距離與載重能力要求較高，而大型鋰電池系統可能造成車重增加，因此燃料電池系統在重型運輸領域具有相當發展潛力。近年來，韓國已大規模導入氫能巴士，中國則建置燃料電池重型貨車示範車隊，推動氫能於商業運輸領域之應用。

除了陸上運輸外，氫能技術亦逐漸延伸至鐵路、船舶與航空產業。例如德國 Alstom 公司推出全球首款商業化氫燃料電池列車 Coradia iLint，並已投入實際營運，展現氫能在非電氣化鐵路運輸上的應用潛力；航運方面，日本與北歐國家則持續推動氫能船舶技術發展，希望降低海運所產生之碳排放。此外，航空領域亦被視為氫能未來的重要應用方向，其中，Airbus 所提出的 ZEROe 計畫正積極推動液氫客機研發，期望透過液態氫取代部分傳統航空燃料，降低長途飛行所產生的碳排放。這些發展顯示，氫能未來不僅能應用於乘用車與商用車，更有機會涵蓋鐵路、航運及航空等整體交通運輸體系，成為推動低碳運輸的重要能源選項。

對台灣而言，氫能同樣被納入 2050 淨零排放路徑的重要戰略之一。目前政府已將氫能列為關鍵淨零技術，並規劃逐步推動氫能於發電、產業及交通運輸等領域之應用。未來隨著國際氫能供應鏈建立、加氫基礎設施完善以及燃料電池成本下降，氫能載具有望與純電動車形成互補，共同推動我國低碳交通與能源轉型發展。

整體而言，氫能的發展已不再侷限於單一技術，而是涵蓋產氫、儲氫、運輸及終端應用等完整供應鏈。未來隨著技術成熟度提升、成本逐步下降及基礎設施完善，氫能有望與再生能源及電動化技術相互結合，成為實現淨零碳排與能源轉型的重要支柱。

 

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