一、前言
在推動淨零碳排中，氫能被視為一項重要的解決方案，尤其是在鋼鐵、化肥、化工以及交通運輸等難以減排的領域。其中，「綠氫」(由再生能源透過電解水產製)以其零碳排放特性及可轉化為綠氨與綠甲醇等替代燃料的能力，展現應用於能源儲存與運輸的潛力，成為未來能源轉型的關鍵技術之一。然而，近兩年全球能源轉型步伐趨緩，主要因為美國及其他國家面臨電力穩定與能源價格高漲等問題，加上綠氫成本高昂，導致產業界對其大規模商品化應用時程的到來產生疑慮。
歐盟提出2030年「年產1,000萬噸綠氫」的雄心目標，估計需耗用550太瓦小時(TWh)電力，相當於2023年歐盟所有風電與太陽能發電量的四分之三以上。如此的需求規模不僅面臨技術與基礎設施的挑戰，更會導致高昂成本，阻礙採用與擴展。在這種背景下，「藍氫」(由天然氣重組並搭配碳捕捉技術）逐漸成為過渡選項。藍氫相較綠氫具有較高的可行性與成本競爭力，且可利用現有的天然氣基礎設施與工程技術，降低投資風險並加速市場部署。藍氫的發展可望為未來的綠氫鋪路，並成為氫能過渡期的推進力量。
儘管目前氫能產業仍屬早期發展階段，但從政策與投資面來看，仍呈現強勁成長動能。國際能源總署(International Energy Agency，IEA)指出，2024年全球80%的新增電力來自再生能源與核能，其中再生能源占全球總發電量的32%。在美國，公用規模的太陽能與風能發電亦有顯著成長，分別年增32%與7.7%，上述顯示各國政府持續推進再生能源政策，並將綠能效益擴展至更多產業領域。因此，氫能發展正可作為銜接再生能源與高碳工業之間的關鍵媒介，不僅可作為能源載體，也可在煉鋼、化工、發電等領域扮演減碳的關鍵角色。然而從2025年起，國際氫能發展也面臨新挑戰，包括美國現任總統川普政府暫停拜登時期所規劃的氣候與氫能計畫撥款、發布紐約Equinor海上風電案停工令，以及新貿易關稅政策帶來的國際供應鏈不確定性，這些因素都可能間接影響或延遲相關氫能專案的推動，以及與對綠氫成本下降的期待產生疑慮。
二、氫能種類與特性：從褐/灰氫到綠氫的轉型之路
氫氣(Hydrogen)作為未來清潔能源的關鍵角色，且逐步受到全球能源政策與產業發展的重視，不同的氫氣生產方式對環境的影響差異甚大，根據其製造過程的碳排放與能源來源，所生產的氫氣一般被區分為褐氫、灰氫、藍氫、綠氫、粉紅氫、與白氫等類型(如圖一所示)。以下將系統性介紹這些氫氣的來源方式、碳排放特性、技術成熟度、成本結構及其主要技術發展來源。
1、褐氫(Brown Hydrogen)
褐氫(Brown Hydrogen)經由煤氣化製氫，使用低品質煤(如褐煤)，其極高碳排特性，屬於非環保的製氫方式，所以褐氫技術已被視為過時技術，僅少數煤炭資源豐富或工業需求強勁的地區(如中國與印度)仍使用；褐氫成本低但環境成本高，所以在減少碳排應用上會被其他技術取代。
2、灰氫(Gray Hydrogen)
灰氫是目前全球最主要的氫氣來源，約占市場規模的 90–95%。其製程多採用天然氣蒸汽重組(Steam Methane Reforming，SMR)、煤氣化或石油裂解等方式，在生產過程中未進行碳捕捉，導致碳足跡高，每生產 1 公噸氫氣約排放 9-12 公噸 CO2。灰氫技術成熟度與商業化程度均高，成本低廉(約 1-2 美元/kg H2)，且可與現有天然氣基礎設施銜接，設備資本支出較低、操作穩定，廣泛應用於化學工業(如氨、甲醇製造)及煉油加氫脫硫等領域。以 SMR 為例，其原理是將甲烷(CH4)與水蒸氣在高溫(約 700–1000°C)與鎳基催化劑條件下反應生成氫氣與一氧化碳，並透過水煤氣轉換反應(CO + H2O → CO2 + H2)提升氫氣產量。雖具高效率、低成本與成熟工業流程等優勢，但高碳排放仍是其最大缺點，對氣候變遷造成顯著壓力，也使其在環境永續性上備受挑戰。
3、藍氫(Blue Hydrogen)
藍氫製造方式與灰氫類似，主要利用天然氣蒸汽重組(Steam Methane Reforming，SMR)或自熱重組(Autothermal Reforming，ATR)將天然氣轉化為氫氣與一氧化碳，再經水煤氣轉換反應(CO + H2O → CO2 + H2)提升氫氣產量。不同之處在於藍氫搭配碳捕捉與封存技術(Carbon Capture and Storage，CCS)處理製程中產生的 CO2，避免其直接排入大氣，以降低碳排放。理想條件下碳捕捉率可達 90%，但實際運轉多落在 60-90% 之間，仍存在殘餘碳排。關鍵CCS 技術包含碳捕捉(化學吸收、物理吸附、膜分離等方式將 CO2分離)、壓縮、運輸與地質封存，封存場址多選擇鹽穴、枯竭油氣田或深層含水層。由於需建置碳捕捉與封存系統，藍氫成本約 2-3.5 美元/kg H2，高於灰氫。雖然 SMR 與 ATR 均為成熟的製氫技術，CCS 也自 2000 年後逐步商轉並應用於煉油與化工產業，但其廣泛部署仍依賴政府政策支持與碳稅等市場誘因。目前藍氫應用處於「商轉初期至擴展階段」，被視為中期內實現低碳過渡氫能的重要選項。
4、綠氫(Green Hydrogen)
綠氫是透過再生能源(包括太陽能、風能及水力等)產生電力，利用電解水(Electrolysis)技術將水分子分解為氫氣(H2)與氧氣(O2)。由於依賴再生能源，綠氫的生產過程近乎零碳排放，目前被認為是最具永續性的製氫方法。儘管電解水技術已有多年發展歷史，但在大規模應用與再生能源的深度整合方面，仍處於持續發展的階段。綠氫的生產成本約為3-6美元/kg H2，成本差異主要受地區電價與電解槽效率影響。然而，隨著電解槽技術的進步以及綠色電力成本的下降，預期綠氫的價格將逐步降低。目前，主要的綠氫技術供應商包括西門子能源(Siemens Energy)、挪威Nel Hydrogen、英國ITM Power、日本東芝能源以及澳洲Fortescue Future Industries(FFI)等。
綠氫製造的核心在於電解水技術，利用電力將水分子(H2O)分解為氫氣與氧氣。現有的主要電解技術包括三種(1)鹼性電解槽(Alkaline Electrolyzer，AE)，技術最成熟，使用液態電解質(如氫氧化鉀KOH)，反應穩定，成本相對較低，但對間歇性電力響應較慢。(2)質子交換膜電解槽(Proton Exchange Membrane Electrolyzer，PEM)，反應快速，適合搭配太陽能與風電等波動電源，但成本較高，需使用鉑、銥等貴金屬。(3)固態氧化物電解槽(Solid Oxide Electrolysis Cell Electrolyzer，SOEC)，SOEC在高溫(約700-900°C)下運行，轉換效率高，可與工業餘熱整合，SOEC技術仍處於試驗與早期應用階段，期待未來的技術突破與規模化應用。儘管綠氫技術穩定成長，但成本價格受限於電解設備成本與綠電供應價格，致使其較灰氫或藍氫高出一倍以上為其主要挑戰。
5、粉紅氫(Pink/Purple Hydrogen)
粉紅/紫氫使用能量來源為核能電力以進行電解水製氫，其碳排放為零碳或極低碳排。核電本身技術成熟，但粉紅氫的發展與核能政策密切相關，在支持核能的國家(如法國、美國部分州)，粉紅/紫氫應用較有潛力。美國能源部(The United States Department of Energy，DOE）與歐盟正在研究如何將核能納入氫能供應鏈，以提升氫能供應的穩定性與可擴展性。
6、白氫(White Hydrogen)
白氫為自然儲存於地層中的自然氫氣，又稱天然氫(Natural Hydrogen)或地質氫(Geologic Hydrogen)，是自然界中在地底深處或特定地質構造中自發生成並儲存的氫氣，無需人為生產；然而，碳排來源則需視開採技術與伴隨副產物氣體而定。如圖二所示，白氫源於地球內部化學反應，橄欖石(富鐵鎂矽酸鹽)與水反應生成蛇紋石與氫氣的蛇紋石化作用(Serpentinization)，將水分解並釋放氫氣至岩層或裂縫中。蛇紋石化作用通常發生在高溫下，如美國德州大學奧斯丁分校的研究團隊，嘗試利用包括鎳和其他鉑族元素在內的催化劑，讓蛇紋石化作用能在較低的溫度下，以及在技術可達的探勘深度進行產氫以提升速率。目前世界各地例如非洲西部(馬里、剛果)、澳洲南部、美國大平原地區、法國洛林盆地等都發現了含有較高濃度氫氣的礦藏蹤跡。然而，開採地質氫的潛在問題在於天然地質氫累積小且開採不經濟，這也說明利用觸媒化學催化反應，降低反應溫度，提高蛇紋石化速率，增加產氫量成為目前研究重點之原因。雖然地質現象早有記載，然而白氫技術直到近年因氫能興起才獲得產業與政府重視，但受限於成本等因素，目前處於早期開發與試探階段，潛在經濟效益有待評估，目前加拿大Chapman Hydrogen、Hydroma、美國Koloma 等公司正進行初步地質探勘與開採試驗。
圖一 氫氣分類
資料來源：Chem. Soc. Rev., 2024, 53, 2258-2263(2024/02)
圖二 地質氫產生過程與產氫觸媒開發
資料來源：Life 2018, 8, 41(2018/09)，美國德州大學網頁訊息(2024/03)
三、關鍵技術發展－太陽能製氫技術
目前國際對未來氫能發展重點主要集中在促進低碳氫(綠氫與藍氫)的規模化應用。為實踐低碳與零碳排規劃，成熟的綠氫應用一直被視為在減碳路徑中的最終目標。綠氫所使用的再生能源以太陽能應用最為廣泛，太陽能製氫應用被視為未來淨零碳減排中的重點開發技術(部分文獻將100%太陽能供電之水電解製氫稱為黃氫(Yellow Hydrogen)，但尚未作為通用分類）。
太陽能產氫技術包含電解水製氫(PV-Electrolysis，PE)與光電化學製氫(Photoelectrochemical，PEC)等。PE電解水製氫係利用太陽能電池(太陽能模組)將太陽能轉換為電能，再驅動電解槽(AEL、PEM、SOEC)分解水產生氫氣，因電解槽與太陽能發電等應用均為廣泛使用的商用技術，故整體PE製氫方法成熟高且運行模式也較靈活，可與電網結合或獨立運行，其缺點為需要雙重轉換(太陽能→電能→透過電解轉為化學能)，總體效率約 15%-25%；該技術已商業化，是目前太陽能製氫的主流技術。
PEC光電化學製氫則是直接使用光催化半導體電極或光觸媒以吸收太陽光，激發電子－電洞對，直接驅動水分解產生氫氣，所使用的光電轉換材料多為二氧化鈦TiO2、氧化鐵Fe2O3、氮化鎵GaN、與複合異質多元半導體等；其優點可簡化步驟將光能直接轉換為化學能(光→化學能)，理論效率可高於 PE製氫且系統結構簡單，無需外部電源，但缺點為光催化材料穩定性與效率偏低(目前發表的研究實驗轉換效率普遍低於10%）且受限材料成本問題，目前處於研發與試驗階段尚未商用。柏克萊大學實驗室於2011年技術突破，將奈米氧化鈦改質以增加太陽光譜吸收範圍，增強光催化能力，使得光能轉化為氫氣分子效率(Solar to Hydrogen，STH)提升；2021年日本東京大學K. Domen 等人在Nature發表光催化產氫系統實際應用(如圖三)，在100平方公尺面積上鋪設光催化系統，系統由1600個面板反應器單元和一個裝有氣體分離設施組成，最大 STH為0.76%，原因與日照時間長度、轉化率及氫氣回收率息息相關。目前STH效率仍偏低，需進一步提升轉換效率，方具備經濟可行性。
目前，太陽能電解水製氫技術最具有商業可行性，廣泛應用於日照充足沙漠地區與離網專案，如沙烏地阿拉伯 NEOM 綠氫計畫(使用太陽能與風能製氫)利用太陽能與風能進行水電解，生產綠氫，再轉化為綠氨用於出口。而光電化學製氫技術在日本、美國、歐盟有多項研究計畫，重點放在光催化材料開發與長期穩定性。
圖三 日本東京大學 K. Domen等人在Nature發表100m2光催化產氫系統應用
資料來源：Nature(2021/10)
四、總結
氫能被視為未來能源轉型與碳中和的重要支柱之一，其優勢在於氫氣燃燒後僅產生水，幾乎不排放二氧化碳，能有效減少溫室氣體排放；同時，氫能可用於鋼鐵、化工、運輸與發電等難以達到零碳的領域，具有多用途與靈活性並減少碳排。此外，氫能還能作為大規模儲能媒介，平衡再生能源供需波動，對能源安全與能源多元化具有戰略意義。然而，氫能也存在劣勢與挑戰，首先是氫氣生產成本高，尤其是綠氫，其成本普遍高於石化燃料衍生氫，短期內缺乏市場競爭力；其次是能量效率低，氫氣從製造、壓縮、儲存到運輸與終端使用，每一環節都存在能量損耗；再者，氫氣具有易燃、易爆，以及滲透性強等特性，使儲存、運輸與安全管理更加複雜；最後，基礎設施(如氫管網、加氫站等)若未完善建置，將限制其大規模應用之可能。