台灣積極推動能源轉型，政府已將氫能納入2050淨零電力規畫，目標占比達9%至12%，希望透過氫能為電力結構增加減碳選項，但從進口氫氨、建置接收設施到大型機組混氫發電，仍有不少關卡待突破。 尤其氫能發出的電能否取得再生能源資格、進一步以綠電名義交易，至今缺乏明確規則，也讓業者難以評估投資效益。 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指出，氫能要從示範走向商業化，台灣必須同步解決料源、基礎設施與法規三大問題，政府應優先釐清氫電的法律定位、設備認定及交易規則，並透過供需兩端政策支持，讓產業有明確的發展方向與投資依據。

綠電供應擴張受限 台灣能源轉型需要新解方 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%；同期燃氣發電占比則達50.8%。 儘管再生能源發電持續增加，台灣電力結構仍高度仰賴燃氣，能源轉型面臨的供給壓力並未消失。 林孟衞分析，太陽光電與離岸風電是台灣發展再生能源的主要途徑，但兩者都受到土地、海域及工程條件限制，擴大裝置容量並非毫無瓶頸。 相較之下，氫氣與氨可以透過國際貿易取得，讓台灣有機會從跨國能源供應鏈補充國內能源來源，降低對本土風光電開發條件的依賴。 以澳洲為例，當地可利用豐富的再生能源製造綠氨，再透過海運輸往台灣，經裂解程序轉換為氫氣，供燃氣渦輪機發電。

這種模式讓能源供應從國內土地與海域開發，延伸至國際生產、運輸及進口體系，也為台灣發展氫能提供另一條路徑。 在推動順序上，林孟衞建議，短期應優先透過進口氫氨確保料源穩定，長期則可利用國內剩餘綠電製造綠氫，逐步建立自主供應能力。 至於發電應用，可分為大型電廠與分散式設備兩個方向。 大型電廠方面，台電興達電廠三號機已於2023年完成5%混氫示範，另規畫透過5MW規模試驗計畫，在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，目前氫能相關技術與供應成本仍高，若要從示範計畫擴大至商業運轉，政府必須從供給端協助穩定料源、降低基礎設施建置障礙，同時從需求端創造市場，讓業者有意願投入。

另一項不能忽視的問題，是氫氨進口所需的港口與運輸設施。 林孟衞指出，綠氫、綠氨具有跨國貿易潛力，台灣航運業者也具備參與國際氫氨供應鏈的基礎，但要將航運優勢轉化為實際供應能力，仍需要專業船隊，以及配套的卸收碼頭、儲槽與輸送管線。 這些設施投資金額龐大，難以由單一開發商獨力承擔，因此應由政府主導整體規畫與建設，避免各業者各自投入，卻無法形成完整供應網絡。 氫電算不算綠電？ 法規認定成為商轉最大關卡 除了供應鏈與基礎設施，氫能發電還有一道更直接影響投資的制度門檻：氫電究竟能不能被認定為綠電？

林孟衞說明，氫能發展涉及技術選擇、部署時程與法規等不確定因素，其中法律定位尤其重要，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，台灣目前尚無氫能專法，應優先盤點《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相關規範，確認哪些制度需要修正、哪些項目應優先建立。 現行《再生能源發展條例》雖然已經定義氫能，卻未直接將氫能列為再生能源項目，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。 這代表氫電並非完全沒有取得再生能源認定的途徑，但現行規範能否適用於大型集中式氫能發電仍有疑義。

進口氫氨若用於燃氣渦輪等大型機組，目前缺乏明確對應的專屬設備類別，業者究竟能否循既有規範取得再生能源發電設備資格，仍待主管機關進一步釐清。 更重要的是，設備取得再生能源認定，與實際產出的電力能否被認列為綠電，涉及不同層次的制度問題。 即使氫氨來源符合再生能源條件，仍須建立來源追溯機制，確認燃料的生產方式、能源屬性及排放資訊，進一步界定哪些發電量可以認列為再生能源，以及能否取得相應憑證、進入綠電交易市場。 至於其他來源的低排放氫氨，雖然也可能具有減碳效益，但其認定方式與再生能源資格不同，必須建立清楚的區分標準，避免將低碳能源與再生能源混為一談。

這些規則直接牽動未來的商業模式，如果氫電無法確認綠電身分，發電業者就難以評估電力可以賣給誰、能以什麼價格出售；企業用電戶也無法確定採購氫電能否滿足自身的再生能源使用需求。 法規定位不明，將使氫能即使具備技術發展潛力，也難以形成可預期的市場。 綠電身分牽動投資報酬 專家籲政府優先做好三件事 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。 這些問題同樣反映在台灣氫能發展上，當業者準備投入大型發電設備與進口供應鏈時，能否掌握長期收入，將直接影響投資意願。 林孟衞指出，氫電法律定位不明，將使發電業者難以估算專案現金流，也會增加金融機構融資審查的不確定性。

若無法確認氫電能否取得綠電交易資格，用電企業就難以透過長期購電合約（PPA）評估採購意願，發電業者也無法掌握未來承購量與售電價格，進一步影響專案融資及投資決策。 因此，林孟衞建議，政府應讓氫電相關法規與2050電力規畫相互銜接，優先處理三個方向： 第一，建立不同來源氫氨的認定標準，明確區分再生氫、再生氨與其他低排放氫氨，並建立生產來源、能源屬性及碳排放資訊的追溯機制，讓進口燃料的認定有所依據。 第二，釐清大型氫能發電設備的法律定位，檢視現行《再生能源發展條例》及相關子法，確認燃氣渦輪混氫、氨燃料發電等大型機組，能否取得相應設備認定，避免制度只涵蓋既有燃料電池應用，卻無法適用未來大型電廠。

第三，建立氫電查證、憑證與交易規則，清楚界定氫能發電量的再生能源認列條件，以及憑證核發與綠電交易方式，讓發電業者與企業用電戶都能掌握電力屬性及交易依據。 此外，國際認證制度也是台灣必須及早接軌的環節，目前歐盟已經建立再生氫的來源與生產條件認定規則，林孟衞認為，台灣與捷克未來可針對能源來源、碳排放計算及第三方查核制度深化交流，研議跨境供應所需的認證標準，降低國際氫氨貿易的制度障礙。