MoneyDJ新聞 2026-11-03 11:13:25 新聞中心 發佈
台灣已將氫能納入2050淨零電力規劃，目標占比達9%至12%。然而，進口氫氨用於大型機組發電後，能否取得再生能源資格並以綠電名義交易仍亟待釐清。勤業眾信電力、公用事業與再生能源產業負責人，同時擔任綠能暨永續發展聯盟(GESA)氫能產業推動小組主委的林孟衞，日前出席「2026台捷氫能戰略論壇」，以「氫能經濟時代：政策驅動與法規布局」為題發表演講指出，氫能要從示範走向商業化，除了穩定料源與建置基礎設施，更須釐清氫電的法律定位與交易規則，讓投資有所依循。
根據經濟部能源署統計，台灣再生能源發電占比從2016年的4.8%升至2025年的13.3%，2026年1至8月為13.4%，同期燃氣發電則占50.8%。顯示再生能源供應雖提升，但整體發電結構仍以燃氣為主。林孟衞分析，擴大台灣綠電供應的瓶頸之一，在於太陽光電與離岸風電開發深受土地、海域及工程條件限制，相比之下「氫氨」可透過國際貿易取得，為電力減碳增加不同於國內風光電開發的供給途徑。以澳洲為例，當地可利用再生能源製造綠氨，經海運抵台後裂解為氫氣，再供燃氣渦輪機使用，形成跨境能源供應鏈。
林孟衞建議，短期規畫應以進口氫氨穩定料源，長期再運用國內剩餘綠電製造綠氫，至於後端發電應用則可分為「大型電廠」與「分散式設備」兩條路線觀察。大型電廠方面，台電興達電廠三號機2023年完成5%混氫示範，另規畫透過5MW規模試驗計畫，於2028年達成20%混氫技術驗證；分散式應用則可透過燃料電池提供備援電力。不過，相關技術與供應成本仍高，林孟衞認為，政府應從供需兩端支持，協助產業形成市場規模。
林孟衞指出，綠氫和綠氨性質類似天然氣，可透過國際貿易跨國流通，台灣航運業者具備參與國際氫氨供應鏈的基礎，但優勢要轉化為實際供應能力，仍須配合專業船隊與港口設施。由於卸收碼頭、儲槽及輸送管線等基礎設施投資龐大，非單一開發商能獨力承擔，應由政府主導規畫建設。
除了基礎建設挑戰，電力產出後能否取得再生能源資格，則是另一項制度門檻。林孟衞指出，氫能發展仍面臨技術選擇、部署時程及法規等不確定因素，其中「法律定位」尤其關鍵。韓國已於2021年施行《氫經濟促進及氫安全管理法》，日本也於2024年通過《氫能社會推進法》，相較之下，台灣尚無專法，現階段應優先檢視《電業法》、《再生能源發展條例》，以及產業創新、商品檢驗與技術標準等規範，排定推動修法的優先順序。
林孟衞進一步提到，修法前還需回答最根本的問題：「氫能是不是再生能源？氫能發的電算不算綠電？」氫能可作為發電燃料，不代表所發電力就能依法取得再生能源資格。尤其進口氫氨的生產來源、發電技術及設備類型互有差異，無法僅因使用氫氨發電，便認定其電力具綠電身分。
現行《再生能源發展條例》雖已定義氫能，卻未直接將其列為再生能源項目，仍保留主管機關認定其他可永續利用能源的彈性，相關子法也將燃料電池列入再生能源發電設備，並設有「其他再生能源發電設備」類別。因此，真正的問題不是「氫電完全沒有認定途徑」，而是「現行制度能否適用於大型集中式氫電」。
進口氫氨若用於燃氣渦輪等大型機組，目前尚無明文對應的專屬設備類別，能否循既有規範取得再生能源發電設備資格，仍待主管機關釐清。更進一步來看，「設備取得認定」與「產出電力能否認列為綠電」，亦不能直接畫上等號。即使氫氨來源符合再生能源條件，仍須界定其來源如何追溯、哪些發電量可認列為再生能源，以及能否取得相應憑證並以綠電名義交易。至於其他來源的低排放氫氨，則涉及不同的減碳效益認列問題，不宜與再生能源電力混為一談。這項區別不僅關乎氫電的法律身分，更將影響業者能否進入綠電市場，以及未來售電收益與投資價值的評估。
國際能源總署(IEA)今年6月發布的《全球氫能回顧》指出，高成本、需求不確定、法規不清及基礎設施不足，仍是低排放氫能擴張的主要障礙。對台灣而言，氫電的法律定位不僅攸關設備問題，更牽動業者能否建立可預期的銷售收入。若無法確認氫電具綠電交易資格，用電企業難以評估能否透過長期購電合約(PPA)滿足再生能源需求，發電業者也難以掌握售電價格與承購量，使專案現金流估算、融資審查及投資決策面臨更高不確定性。
林孟衞認為，政府應使氫電法規與2050電力規畫相互銜接，優先釐清不同來源氫氨的認定條件、大型機組適用的發電設備類別以及電力的查證與交易規則。尤其進口氫氨若要取得再生能源資格，須具備生產來源與排放屬性的追溯機制。
目前歐盟已建立再生氫的來源與生產條件認定規則，台灣與捷克未來可就能源來源、碳排放計算及第三方查核制度交流，研議跨境供應所需的認證標準。氫能發電要從政策規畫走向實際投資，關鍵不只是取得氫氨、建成電廠，更在於建立可查證、可交易的制度，讓長期收益具備可預期性。
