本文編輯後刊登於《瓦斯季刊》2026年1月第154期「全球氫能市場潮流與展望」
在全球脫碳與再生能源需求推動下，氫能正快速成為能源轉型的核心技術，雖然當前市場仍以灰氫為主，但逐步正轉向藍氫與綠氫等(以下合稱「低排放氫」)，其中綠氫被視為實現淨零排放的最終目標，藍氫則作為過渡選項。為達成2050年淨零排放目標，氫能在航空、航運及工業等難以脫碳的領域中扮演關鍵角色，推廣低排放氫於各產業已成為全球議題，然而，由於低排放氫成本顯著高於化石燃料，其發展亟需政策支持。
壹、背景說明
一、全球氫能需求持續成長
根據國際能源總署(IEA)「2025年全球氫能報告」，2024 年全球氫能需求已達近1億噸，較2023年成長逾2%，此數十年的持續成長趨勢（僅在新冠疫情期間短暫中斷）依然延續。從部門別來看，需求主要集中於工業領域，包括石油煉製、化工製造及鋼鐵生產等傳統用途；若依區域分布而言，中國大陸為最大需求來源，占全球總量逾 29%，其次為北美（約16%）、中東（約15%）、印度（約10%），以及歐洲（約7%）。2024年全球低排放氫能的需求較2023年增加了近 10%，預計在 2025 年達到 100 萬噸，但由於成本挑戰與政策支持不足，仍佔總需求不到 1%。
二、全球氫能生產中低排放氫的比例不到 1%
根據國際能源總署(IEA)「2025年全球氫能報告」，全球2024年氫能生產達到近 1 億噸，較2023年成長逾2%，但其中低排放氫的比例不到 1%，根據已宣布的項目，低排放氫在 2030 年可能達到 3,700 萬噸/年。從供應鏈結構來看，低排放氫仍以未減排的化石燃料為主：天然氣重整（Natural Gas Reforming）供應近三分之二的需求，受惠於成熟的基礎設施與成本優勢；煤基氫氣（Coal-based Hydrogen）居次要來源，主要集中於中國大陸與印度的煤化工園區；副產氫氣（By-product Hydrogen）來自煉油與石化設施的氣體流，雖有一定貢獻，但規模有限。
三、2024年全球對氫能項目的投資總額較2023年顯著成長，增幅逾26%
根據氫能理事會（Hydrogen Council）資料，2024年全球對氫能項目的投資達6,800億美元，較2023年成長逾26%，並預計在2025年進一步攀升至6,950億美元。若聚焦於已完成最終投資決定（final investment decision，FID）的項目，2024年投資額達750億美元，較2023年大幅成長逾67%，預計2025年將突破1,100億美元。其中，2024年生產相關項目占總投資的75%，基礎設施投資維持在10%，終端應用則下降至15%。
資料來源: Global Hydrogen Compass 2025
圖1 全球對氫能項目的投資
四、2021–2025年上半年，全球低排放碳氫承購合約約160萬噸，主要集中於歐洲與日本
2021至2025年上半年，全球低排放氫承購合約累計約160萬噸，其中約75%用於煉油、工業反應器與蓄電池等直接使用低排放氫的領域。區域分布方面，約50%的合約集中在歐洲，日本則占8%，且主要聚焦於電力行業。歐洲透過《再生能源指令》（Renewable Energy Directive，RED）創造需求；日本則以價差支持（price gap support），即政府補貼低碳氫與化石氫之間的成本差距，降低企業使用低碳氫的經濟壓力，以促進市場，顯示政策措施正成為早期市場形成的重要推力。
資料來源: Global Hydrogen Compass 2025
圖2 2021–2025年低排放氫承購協議（依最終產品劃分）和區域分布
貳、政策與法規環境
一、全球政策支持：根據國際能源總署(IEA)「2025年全球氫能報告」，2017年僅有日本提出國家氫能策略，但截至2025年，已有約60個國家制定氫能策略與路線圖，並設定到 2030 年全球低排放氫氣產量超過 4,000 萬噸的共同目標。根據哥倫比亞大學全球能源政策中心（Center on Global Energy Policy）截至 2025 年 7 月的資料顯示，2024 至 2025 年間各區新增氫能策略數量如下：北美( 2)、拉美( 2)、歐洲(10)、非洲( 3)、獨立國家國協(2)、亞洲(4)。整體而言，策略更新速度已有所放緩。
二、補貼與激勵：為降低氫氣投資風險，全球多數國家已制定氫氣生產相關補助政策，主要形式包括直接補助金（Grants）、稅收抵減（Tax Credits）、固定溢價（Fixed Premiums）、競標機制（Contracts for Difference, CFD），以及基礎建設補助。目前主要的補助計畫如下：澳洲2025年2月啟動H2Global 第二輪招標及氫能生產稅收抵免、歐洲氫能銀行第二輪與第三輪招標分別於 2024 年 12 月啟動和 2025 年 7 月公布，以及2023年的英國 「HAR1」政策。
表1 全球主要支持低排放氫生產的補助計畫與政策工具
資料來源: BNEF、IEA、Cedigaz
(一)澳洲：生產稅額抵減（Tax Credits）和固定溢價（Fixed Premiums）
1.生產稅額抵減（Tax Credits）
澳洲政府於 2025 年 2 月通過「2024 年澳洲未來製造法案」，設立了氫能生產稅收抵免（Hydrogen Production Tax Incentive），旨在支持已啟動並實際營運生產的「綠氫」項目，提供從 2027-2028 財年至 2039-2040 財年期間、每公斤 2 澳元的稅務優惠，最長補助期限為 10 年，此優惠同時也適用於關鍵礦物加工相關計畫。
2.固定溢價（Fixed Premiums）
(1) 澳洲政府於 2023 年 5 月宣布啟動「氫氣領跑計畫（Hydrogen Headstart Program）」，該計畫承諾投入高達 20 億澳元的資金，旨在支持大規模、低排放的氫氣生產專案，補助期最長可達 10 年（預計從 2026 財政年度開始）。
(2) 該計畫的補助核心是透過「生產信用額度」來補貼預期損失。差額會被全額補貼，但這個補貼額度是固定的，即根據申請者預估的氫氣製造成本與預估銷售價格之間的全部差額來計算出固定的單價補助金額。至於生產量則非全部補貼，補助的依據是實際合格的生產量，且有嚴格的限制：只有通過認證的清潔氫氣或其衍生物的產量才符合資格，任何不符合規範（Off-spec）的產量將在年度結算時被減量或減額；此外，總補助期最長為 10 年。
(3) 因此若是生產商自申請後，10年間製氫成本不斷上漲，廠商將會出現差額虧損；反之，若製氫成本下降，廠商可取得額外獲利，俾作為鼓勵廠商積極投入開發之誘因。
資料來源: 水素・アンモニア海外公的支援制度の動向 (JOGMEC)
圖2 澳洲低排放氫補助政策方式
(二)英國：差價合約（CfD）與資金補助（Grants）
1. 2022年7月英國能源安全和淨零排放部（Department for Energy Security and Net Zero）發起第一輪電解氫補助之「HAR1」(Hydrogen Production Business Model Round1)政策，以實現到2025年英國能興建1GW氫氣生產能力目標。
2. 補助方式為廠商提出「履約執行價格」(成本及利潤)，比對「基準價格」(市場上實際氫氣售價)，履約執行價格跟基準價格間之價格作為補助，其中，履約基準價格若低於天然氣價格，則以天然氣價格為底價，若基準價格高於履約執行價格時，廠商反而須返還補助金。
3. 若是低排放氫市價低於氣價對於廠商較為吃虧，因此該方式有助於廠商提升低排放氫價值，以獲取補助利潤。
資料來源: 水素・アンモニア海外公的支援制度の動向 (JOGMEC)
圖3 英國低排放氫補助政策方式
(三)歐洲: 固定溢價（Fixed Premiums） + 招標制度(CFD)
1. 2023年11月歐盟委員會啟動歐洲氫能銀行（European Hydrogen Backbone）試辦招標，以支援在歐洲快速部署氫氣生產技術，以達成REPowerEU計畫目標，至2030年歐洲能生產1,000萬公噸氫氣。
2. 補助方式為支付每單位氫氣產量最高4.5歐元/公斤之固定溢價，乘以氫氣產量為補助總金額，並透過招標方式吸引廠商加入與競爭。
3. 採用固定單價補助方式為相對透明、簡單，因此也方便歐盟會員國直接引用，減少行政成本，擴大補助涵蓋範圍，惟廠商可能因為補助金額無法支應生產成本造成虧損，無法應對市場變化狀況及條件。
資料來源: 水素・アンモニア海外公的支援制度の動向 (JOGMEC)
圖4 歐洲低排放氫補助政策方式
三、認證標準：截至 2025 年，加拿大、歐盟、印度、英國與美國等已建立具備明確溫室氣體排放量計算方法的氫能認證制度。其他地區如巴西、拉丁美洲、日本與韓國，雖已公布認證制度與排放門檻，但具體的排放計算方法與規則仍待完善。澳洲與瑞士則正推動「原產地保證制度」（Guarantees of Origin），以提升氫氣生產的透明度。
在國際標準方面，ISO 正推動 ISO-19870-x 系列標準，由 TC197 小組負責制定氫能供應鏈生命周期排放評估規範。其中第 1 部分（氫氣生產）已進入詢問階段，ISO 會員有 12 週時間提供意見，預計可於 2025 年底前正式發布。第 2 至第 4 部分則涵蓋液態氫、氨及有機液態氫載體的運輸，預計於 2026 年完成。
表2 主要國家低排放氫政策比較表
資料來源: Cedigaz、IEA，台經院彙整
參、市場挑戰
一、低排放氫產業面臨高成本、基礎設施不足、需求支持有限與法規不確定等挑戰，但在政策保障與金融機構融資推動下仍具發展潛力。
低排放氫產業在發展過程中面臨多重挑戰：例如，綠氫的生產成本仍是灰氫的 2 至 3 倍，使其在經濟上缺乏競爭力；而藍氫雖然在當前價格上相對有吸引力，但其長期可持續性（尤其是在 碳捕獲與封存 (CCS) 技術的 財務成本和環境效益穩定性 方面）則受到質疑。同時，氫能運輸與儲存基礎設施仍處於初期階段，限制了國際貿易的拓展；需求端則因缺乏具約束力的購電協議與需求增長不如預期，導致許多已宣布項目尚未獲得穩定支持。若要推動低排放氫產業擴張，尤其是首創技術與新興應用的部署，政府亟需提供保證機制與風險分攤工具，以降低投資風險並吸引民間資金。長期投資因不同地區的法規不一致變得很麻煩，也阻礙了跨國合作和市場整合。然現在開發金融機構（DFIs）常用「混合融資」的方式以分攤新項目在早期的高成本，這在非洲等新興市場特別重要，因為能幫助創新的氫能計畫真正落地。
二、低排放氫成本因地區差異而懸殊，中國大陸、歐洲與拉美有望在 2030 前縮小差距，美國與中東則仍需高碳價才能縮小。
根據國際能源署（IEA）與氫能委員會（Hydrogen Council）的分析，低排放氫的生產成本在不同地區差異顯著，主要受再生能源電價、電解槽安裝及資金成本影響，中國大陸部分地區、中東、澳洲及美國部分地區因具備低資金成本與強大再生能源資源，有望將綠氫成本降至每公斤 2–4 美元；相對地，美國與中東因天然氣價格低，以化石燃料製氫上具優勢，中國大陸則因低價煤炭資源而長期以煤製氫為主，歐洲則因減碳目標與能源安全考量逐步轉向再生能源製氫。這些差異決定了低排放氫氣在各地區何時能具備競爭力，以及在技術成熟前政策需填補的成本缺口。未來隨著再生能源技術持續降價與電解槽成本下降，成本差距預期逐步縮小，部分地區甚至有望在 2030 年前完全彌平，例如中國大陸在最佳再生電力條件下製氫成本已接近未減排化石燃料製氫，拉丁美洲與歐洲部分地區的差距可縮小至每公斤 0.5 美元左右（假設碳價超過每噸 100 美元），然而美國與中東的差距仍可能維持在每公斤 2–3 美元，需更高的碳定價（約每噸 200–270 美元）才能完全縮小。
表3 區域差異 vs 成本差距（低排放氫生產成本）
資料來源: Cedigaz、IEA，台經院彙整
肆、低排放氫市場長短期預測
一、2025–2030年：低排放氫產業的轉型關鍵期
2025 至 2030 年將是全球低排放氫產業邁向商業化的關鍵階段，為未來大規模國際市場的部署奠定基礎。由於綠氫與藍氫存在顯著的價格差距，短期內藍氫與藍氨更容易獲得最終投資決策（FID），並預計在未來三年主導全球低排放氫市場。投資將主要集中於天然氣資源豐富的地區，其中，美國在川普政府政策刺激下，預計未來 12 個月內新增約 200 萬噸藍氫產能，穩居全球藍氫生產的領導地位。藍氨項目將透過策略性投資促成購電協議（offtake agreements），以因應市場擴張；隨著大型氨運輸船日益普及，將滿足歐洲與亞洲的需求，其中日本在藍氨出口項目中扮演關鍵角色。綠氫的發展則將逐步加速，並在 2028 年後超越藍氫的成長速度。值得注意的是，全球政府政策、補貼與拍賣機制普遍更傾向支持綠氫，而非藍氫。
二、至 2030 年全球低排放氫氣供應將快速增長，工業需求主導、出口項目加速，藍氫與綠氫成本差距預期縮小但仍受天然氣價格影響。
過去兩年，許多機構紛紛下修低排放氫氣的需求與生產預測。根據 IEA《2025 全球氫能回顧報告》（GHR 2025），主要原因包括項目延誤、無限期擱置或取消，其中取消比例最高的因素為監管與許可問題（44%），其次為資金不足與經濟挑戰（28%）、技術困難（13%）、以及缺乏客戶（9%）。此外，約三成項目仍停留在早期開發階段，受限於法規與支持系統不足，顯示 2020 年代初宣布的許多計劃與實際市場及政策條件不符。
多數機構預測，至 2030 年全球低排放氫氣供應將達到 1,500 萬至 2,000 萬噸，其中約 800 萬噸為藍氫，1,200 萬噸為綠氫。美國在藍氫領域居領導地位，而歐洲與亞洲則主導綠氫生產，主要需求來自工業應用，包括煉油、肥料與化工產業。相較之下，運輸用氫燃料在本十年內難以大規模擴展，主因為成本高昂、基礎設施不足、替代方案更具經濟性，以及供應鏈挑戰等因素。以出口為導向的氫能項目（特別是藍氨與綠氨）正快速發展，澳洲、美國與中東成為主要出口地區。此外，預計在 2030 年前，藍氫與綠氫的成本差距將逐漸縮小，主要因為資本性支出（CAPEX）下降與電力成本降低。然而，若天然氣價格下跌，可能會延遲這一成本差距的縮小。
資料來源: CEDIGAZ Analysis
圖5 2030 年低排放氫氣需求展望（依情境分類）
註：根據 CEDIGAZ 基準情境（Base Case）
資料來源：CEDIGAZ Analysis
圖6 2030 年低排放氫需求展望（依部門別分類）
表4 全球主要低排放氫出口地區（至2030年）的比較表
資料來源: Cedigaz
肆、結論
整體來看，低排放氫市場仍處於萌芽階段，面臨高成本、基礎設施不足以及需求端不確定等多重挑戰。若要讓低排放氫在淨零轉型中發揮關鍵作用並形成長期規模化需求，亟需推動結構性改革，包括更強的激勵措施、明確的法規要求、需求端政策支持以及更高的碳定價。同時，全球供應端的標準與認證制度對補貼計畫與商業化至關重要，但目前缺乏一致性與互通性，已成為國際氫能市場發展的主要障礙。未來政策與監管必須聚焦於兩大核心問題：其一是低排放氫市場流動性不足，其二是氫能基礎設施尚未完善。除了持續投入研發、公部門資金與技術創新外，企業也需積極展開跨部門合作，建立可行的商業模式並強化國際夥伴關係，以推動整合型的全球低排放氫供應網絡。
台灣為達成 2050 淨零排放目標，已將氫能列為能源部門重點規劃項目及「十二項關鍵戰略」之一，目標設定 2050 年電力能源配比中氫能佔比達 9-12%。為此，我國於 2025 年 1 月公布《臺灣總體減碳行動計畫》，提出以氫（氨）能供應鏈為核心的減碳旗艦行動，旨在強化能源自主與安全，並加速減碳效益。該行動計畫圍繞氫能供給（如穩定綠氨、氫氣進口及開發自產技術）、基礎設施（完備液氨/液氫設施、擴大加氫站建置）和氫能應用三大主軸，並輔以政府支持與國際合作配套。目前，經濟部已成立「氫能推動小組」，聚焦供給、應用及基礎設施，台電亦於天然氣電廠進行混氫燃燒試驗，規劃 2024 年進一步擴大混氫驗證。國發會短期規劃氫能與天然氣管線混輸。然而，台灣在發展氫能供應鏈上仍面臨挑戰，包括供應端需建立液化氫輸儲與高壓管線技術（目前處示範階段），需求端需更強的政策激勵以擴大應用至交通和煉鐵領域，以及由於天然資源限制，必須依賴國際合作與進口，因此與全球標準及認證制度接軌至關重要。
參考文獻
- 日本能源和金屬礦物資源機構(JOGMEC)，「水素・アンモニア海外公的支援制度の動向」，2024.01
- Argus，「Argus Hydrogen and Future Fuels」，2024
- “Global hydrogen market 2025: assessment and recent trends and prospects”, Cedigaz, 2025/4/16, https://www.cedigaz.org/global-hydrogen-market-2025-assessment/
- “Global Hydrogen Review 2025”, IEA, 2025/9/12, https://www.iea.org/reports/global-hydrogen-review-2025
- “Global Hydrogen Compass 2025” , Hydrogen Council & McKinsey Company, 2025/9/10, https://compass.hydrogencouncil.com/
- “Growing Australia's hydrogen industry”, DCCEEW, 9/2/2025, https://www.dcceew.gov.au/energy/hydrogen
- “National Hydrogen Strategies & Roadmaps Tracker”, The Center on Global Energy Policy (CGEP), 7/2025, https://www.energypolicy.columbia.edu/wp-content/uploads/2025/02/H2-Strategies_July-2025.pdf