台湾积极推动能源转型，政府已将氢能纳入2050净零电力规画，目标占比达9%至12%，希望通过氢能为电力结构增加减碳选项，但从进口氢氨、建置接收设施到大型机组混氢发电，仍有不少关卡待突破。 尤其氢能发出的电能否取得再生能源资格、进一步以绿电名义交易，至今缺乏明确规则，也让业者难以评估投资效益。 勤业众信电力、公用事业与再生能源产业负责人，同时担任绿能暨永续发展联盟（GESA）氢能产业推动小组主委的林孟衞指出，氢能要从示范走向商业化，台湾必须同步解决料源、基础设施与法规三大问题，政府应优先厘清氢电的法律定位、设备认定及交易规则，并通过供需两端政策支持，让产业有明确的发展方向与投资依据。

绿电供应扩张受限 台湾能源转型需要新解方 根据经济部能源署统计，台湾再生能源发电占比从2016年的4.8%升至2025年的13.3%，2026年1至8月为13.4%；同期燃气发电占比则达50.8%。 尽管再生能源发电持续增加，台湾电力结构仍高度仰赖燃气，能源转型面临的供给压力并未消失。 林孟衞分析，太阳光电与离岸风电是台湾发展再生能源的主要途径，但两者都受到土地、海域及工程条件限制，扩大设备容量并非毫无瓶颈。 相较之下，氢气与氨可以通过国际贸易取得，让台湾有机会从跨国能源供应链补充国内能源来源，降低对本土风光电开发条件的依赖。 以澳洲为例，当地可利用丰富的再生能源制造绿氨，再通过海运输往台湾，经裂解进程转换为氢气，供燃气涡轮机发电。

这种模式让能源供应从国内土地与海域开发，延伸至国际生产、运输及进口体系，也为台湾发展氢能提供另一条路径。 在推动顺序上，林孟衞建议，短期应优先通过进口氢氨确保料源稳定，长期则可利用国内剩余绿电制造绿氢，逐步创建自主供应能力。 至于发电应用，可分为大型电厂与分布式设备两个方向。 大型电厂方面，台电兴达电厂三号机已于2023年完成5%混氢示范，另规画通过5MW规模试验计划，在2028年达成20%混氢技术验证；分布式应用则可通过燃料电池提供备援电力。 不过，目前氢能相关技术与供应成本仍高，若要从示范计划扩大至商业运转，政府必须从供给端协助稳定料源、降低基础设施建置障碍，同时从需求端创造市场，让业者有意愿投入。

另一项不能忽视的问题，是氢氨进口所需的港口与运输设施。 林孟衞指出，绿氢、绿氨具有跨国贸易潜力，台湾航运业者也具备参与国际氢氨供应链的基础，但要将航运优势转化为实际供应能力，仍需要专业船队，以及配套的卸收码头、储槽与输送管线。 这些设施投资金额庞大，难以由单一开发商独力承担，因此应由政府主导整体规画与建设，避免各业者各自投入，却无法形成完整供应网络。 氢电算不算绿电？ 法规认定成为商转最大关卡 除了供应链与基础设施，氢能发电还有一道更直接影响投资的制度门槛：氢电究竟能不能被认定为绿电？

林孟衞说明，氢能发展涉及技术选择、部署时程与法规等不确定因素，其中法律定位尤其重要，韩国已于2021年施行《氢经济促进及氢安全管理法》，日本也于2024年通过《氢能社会推进法》。 相较之下，台湾目前尚无氢能专法，应优先盘点《电业法》、《再生能源发展条例》，以及产业创新、商品检验与技术标准等相关规范，确认哪些制度需要修正、哪些项目应优先创建。 现行《再生能源发展条例》虽然已经定义氢能，却未直接将氢能列为再生能源项目，仍保留主管机关认定其他可永续利用能源的弹性；相关子法也将燃料电池列入再生能源发电设备，并设有其他再生能源发电设备类别。 这代表氢电并非完全没有取得再生能源认定的途径，但现行规范能否适用于大型集中式氢能发电仍有疑义。

进口氢氨若用于燃气涡轮等大型机组，目前缺乏明确对应的专属设备类别，业者究竟能否循既有规范取得再生能源发电设备资格，仍待主管机关进一步厘清。 更重要的是，设备取得再生能源认定，与实际产出的电力能否被认列为绿电，涉及不同层次的制度问题。 即使氢氨来源符合再生能源条件，仍须创建来源追溯机制，确认燃料的生产方式、能源属性及排放信息，进一步界定哪些发电量可以认列为再生能源，以及能否取得相应凭证、进入绿电交易市场。 至于其他来源的低排放氢氨，虽然也可能具有减碳效益，但其认定方式与再生能源资格不同，必须创建清楚的区分标准，避免将低碳能源与再生能源混为一谈。

这些规则直接牵动未来的商业模式，如果氢电无法确认绿电身分，发电业者就难以评估电力可以卖给谁、能以什么价格出售；企业用电户也无法确定采购氢电能否满足自身的再生能源使用需求。 法规定位不明，将使氢能即使具备技术发展潜力，也难以形成可预期的市场。 绿电身分牵动投资报酬 专家吁政府优先做好三件事 国际能源总署（IEA）今年6月发布的《全球氢能回顾》指出，高成本、需求不确定、法规不清及基础设施不足，仍是低排放氢能扩张的主要障碍。 这些问题同样反映在台湾氢能发展上，当业者准备投入大型发电设备与进口供应链时，能否掌握长期收入，将直接影响投资意愿。 林孟衞指出，氢电法律定位不明，将使发电业者难以估算项目现金流，也会增加金融机构融资审查的不确定性。

若无法确认氢电能否取得绿电交易资格，用电企业就难以通过长期购电合约（PPA）评估采购意愿，发电业者也无法掌握未来承购量与售电价格，进一步影响项目融资及投资决策。 因此，林孟衞建议，政府应让氢电相关法规与2050电力规画相互衔接，优先处理三个方向： 第一，创建不同来源氢氨的认定标准，明确区分再生氢、再生氨与其他低排放氢氨，并创建生产来源、能源属性及碳排放信息的追溯机制，让进口燃料的认定有所依据。 第二，厘清大型氢能发电设备的法律定位，查看现行《再生能源发展条例》及相关子法，确认燃气涡轮混氢、氨燃料发电等大型机组，能否取得相应设备认定，避免制度只涵盖既有燃料电池应用，却无法适用未来大型电厂。

第三，创建氢电查证、凭证与交易规则，清楚界定氢能发电量的再生能源认列条件，以及凭证核发与绿电交易方式，让发电业者与企业用电户都能掌握电力属性及交易依据。 此外，国际认证制度也是台湾必须及早接轨的环节，目前欧盟已经创建再生氢的来源与生产条件认定规则，林孟衞认为，台湾与捷克未来可针对能源来源、碳排放计算及第三方查核制度深化交流，研议跨境供应所需的认证标准，降低国际氢氨贸易的制度障碍。