為達成巴黎協定全球增溫不超過攝氏1.5oC之目標，近年來世界各國也積極促進氫能源產製、運儲、以及應用等相關技術的發展，用以實現減碳排以及減緩全球氣候變遷速度。在交通載具的氫能應用上，相比於電池電動車的大幅度成長，氫燃料電池車的數量雖然也有增加，但仍面臨著基礎設施不足、加氫成本過高等挑戰。其中，加氫站基礎設施的布局與技術發展更是推動氫燃料電池車產業發展的重要關鍵。依據國際能源總署(IEA)在2024年所公布的「全球電動車產業展望」報告，電池電動車(包括純電動車與油電混合動力車)由2022年的2,600萬輛，新增約1,400萬輛(其中純電動車占比高達70%)至2023年的4,000萬輛。相較而言，氫燃料電池車數量是從2022年的72,100輛成長到2023年的87,600輛，年成長率雖然也有21.5%。但是從總量來看，氫燃料電池車與電池電動車之間仍存在著約500倍的差距。由於受限於經濟規模不足以及關鍵原料成本偏高，氫燃料電池車的商業化量產仍是遠不如電池電動車。因此，也有部分車輛製造商轉而開發載重、長途運輸用的氫能重型商用車。加氫站是氫燃料電池車商業規模化的必要基礎設施。因此，從國內外或各地區加氫站建置的數量與分布就可推估其氫燃料電池車的發展現況。由H2Station.org網站的統計資料可知，截至2024年底的加氫站總數量約為1,160座。其中，亞洲地區有748座加氫站(占約64.5%)，主要為中國384座、韓國198座、以及日本161座。歐洲有294座加氫站(占約25.3%)，主要為德國113座、法國65座、荷蘭25座、以及瑞士19座。美國有89座加氫站(占約7.7%)，其中74座位於加州，而加拿大則有12座加氫站。儘管如此，H2Station.org的報告也指出實際加氫站的數量也有著不確定性，因為當部分加氫站關閉時，往往缺乏公開的資訊公告。另外，根據IEA在2024年10月所發布的「全球氫能回顧」報告，2024年加氫站的建置量相較於2022年與2023年都有小幅增加，但也有部分地區的站點因運營商策略調整而選擇關閉。分析原因不外乎是相對於電池電動車充電樁的普及與充電速度的提升，在續航範圍與便利性的考量下，對於氫燃料電池車的銷售量與持續持有的意願影響甚大，也使得加氫站的運營陷入困境。再者，由於氫燃料電池車的氫氣需求量尚不足以支撐加氫站的運營成本，當政府的貼補減少時，運營商不得不被迫選擇關閉。在政府的政策支持與產業界的積極投入下，台灣已於2023年的7月與11月分別修訂《能源管理法》與《加氫站銷售氫燃料經營許可管理辦法》，指定氫為燃料，並為加氫站的設置提供法源依據；也已於2024年6月修訂《加油站設置管理規則》，允許加油站得兼營加氫站。中油公司也已完成加氫示範站的具體規劃，第一座加氫站預計於2025年第二季開始試營運，並計畫於北部設置第二座的加氫站，聯華林德公司也預計於今年完成示範加氫站的建置與試營運，用以支持氫燃料電池大客車的試辦運行以及推動氫能車的普及化。可預見的，氫能的產製儲運與穩定供應、加氫站的建置成本、以及系統安全性等議題仍將是發展過程必然會面臨的挑戰。因此，台灣亟需吸取國外在氫燃料電池車與加氫站產業發展的經驗，以避免重蹈覆轍，也才能更清晰自身的發展藍圖與策略、以及對應的做法。就氫能在交通領域的應用而言，台灣應專注於氫能巴士、重型長途車輛的發展與示範驗證，強化本土氫燃料電池車的關鍵技術、組裝與整車驗證、以及完備氫能車運輸安全法規與檢測量能。除了落實既有規劃的氫能應用場域外，更須要明確設定氫能載具、加氫站數量分布、以及氫燃料價格等的政策目標，從而加速國內自主技術的成熟與驗證，從中及早培育我國氫能源產業技術人才，並提升國內產業發展與全球競爭力。另外，也應同步進行民眾溝通與公正轉型之推動，以為我國氫能源產業建立良好的發展環境，並透過氫能源產業之發展來協助我國達到2050淨零碳排之政策目標。林仁斌 (台灣環境保護聯盟學術委員)

針對昨日立法院教育文化委員會召委葛如鈞排審在野黨立委所提出《核子反應器設施管制法第六條條文修正草案》的9個不同版本(所謂的「核電延役」法案)，要解套核電廠運轉執照有效最長40年的限制，也要讓超過延役申請期限的老舊核電廠，有機會延役。朝野立委們彼此針鋒相對、多次言語衝突，歧見過大並無法達成共識。因此，全案(含修正動議)保留送出委員會，靜待院會的朝野協商處理。筆者以為草率修法要讓老舊危險的核電廠可以延役，其實沒有必要；如此枉顧核能安全，核廢料處置的難題，更是不可行。首先，今年1月份中研院蕭新煌兼任研究員所發表的民調顯示，竟然有高達8成民眾不知道台灣在去年(2024年)一整年核電發電占比不到10%(在去年7月底核三廠一號機停機後，核電發電占比更降到約3%；而在核三廠二號機於今年5月17日屆滿40年而依法停止運轉後，核電就要歸零)。因為部分民眾對核能發電比例的無知，高估核電對能源安全的重要性，又受到擁核勢力扭曲核電可以「減碳」，以及部分媒體藉機炒作缺電、電價上漲的議題，因而製造出一種時下對減碳和缺電擔憂的「非核焦慮」，也部分動搖了對政府能源轉型的信心。事實上，核三廠二號機從去年10月起停機大修41天期間，備轉容量都可維持在一定的水準以上，已提供了「非核家園」不缺電的實證。在日前立法院公聽會經濟部次長賴建信也指出，已考量半導體、AI新興技術等新增用電，預估每年用電成長率2.5%，預計2024年到2032年全國大型機組淨增加1,636萬瓩，大於預估用電需求成長，可確保台灣未來電力供給無慮。此外，綠電成本也已大幅下降。顯而易見的，台灣並不存在討論老舊核電廠延役的前提與必要性。延役申請期限的規定是我國參照國際核能管制機構的規範所訂定，是為了確保核能安全訂定的制度。任意修改法條，不但破壞核安法制規範的嚴謹性，也將提高核電事故發生的機率。特別是這些運轉40年的老舊核電廠當年都未經詳實的地質調查和環境影響評估就設置，如果要繼續運轉，一定要經過詳實的檢查，了解老化情況，評估堪用性、安全性、環境影響，以及改善所需成本。還有，毒性長達數十萬年的核廢料至今我們仍是無法務實面對與妥善處置。低階核廢料最終處置場址則因地方政府拒絕協助辦理公投，而無法繼續推動；高階核廢料最終處置場目前尚面臨選址沒有法源，光做地質調查就遭抗爭的窘境。值得一提的是，現實上，也沒有地方政府或民眾會同意核電機組或核廢處置場在其所居住縣市設置。因此，在目前這些老舊核電廠問題重重的狀態下，縱使藍白聯合依仗國會多數草率修法通過，在要滿足核安要確保、核廢料能處置、以及社會有共識的三大前提下，相信行政院也不敢貿然延役。綜言之，台灣沒有核電，也不會缺電，核電廠延役實無必要。在地狹人稠、老舊核電廠都座落於斷層帶附近的台灣，核能安全無法保障，核廢命題更是難解，如此執意使用核電而讓台灣人民承擔核災風險，更是不可行。林仁斌 (台灣環境保護聯盟學術委員)

近日立法院由教育文化委員會召委葛如鈞所召開「核子反應器設施管制法部分條文修正草案」公聽會，討論在野黨所提出的多個核電延役相關法案，企圖將核電廠的使用年限，從目前的四十年延長到六十年，為超過延役申請期限的老舊核電廠延役尋求解套。筆者可以理解擁核、反核的各有立場。但是令人匪夷所思的是，提案立委與擁核者的論述卻完全迴避了核電廠老化、延役成本、斷層地震、核災風險、以及核廢料處置等關鍵問題，使得老舊核電廠延役的修法又可能將成為立法院藍白聯合亂政的另一事證。面對這樣的狀況，要再提醒大家的是，延役申請期限的規定是我國原子能委員會(現改制為核安會)參照國際核能管制機構的規範所訂定，是為了確保核能安全而訂定的制度；任何破壞核安法制嚴謹性的修法，將會提高核子意外事故發生的機率，會危害廣大民眾的生命和財產安全。特別是這些運轉四十年的老舊核電廠當年都未經詳實的地質調查和環境影響評估就設置，如果要繼續運轉，一定要經過詳實的檢查，了解其老化情況，評估堪用性、安全性、環境影響，以及改善所需成本。目前這些核電廠問題重重。核一、二廠之用過核燃料貯存空間已滿，用過燃料無法移出反應器爐心，新燃料無法放入，只好在四十年期滿前就提早停止運轉；核三廠冷卻池縱使尚有部分的儲存容量，但官方資料顯示也僅能再多放三年。但是，它們都座落在長斷層帶附近，核一、核二廠距離北台灣最大的活動斷層帶僅有七公里與五公里，核四廠區下方則有S斷層帶存在，恆春斷層甚至就從核三廠區下通過，距離該廠核島區僅約七百公尺，都不符合國際最新的建廠安全標準。因此，現有老舊核電廠的延役或在原址增設核能機組的作法都是不可行。值得一提的是，去年日本的敦賀核電廠二號機因無法排除核子反應爐正下方存在活斷層，遭到日本官方認定不符合核電機組新規範標準，成為首座未獲同意重啟的核電機組，必須除役。這全然是因為目前仍然無法實現地震的預知，無法確定何時、何地會發生什麼樣的地震，要確保現在核電廠的安全是不可能的事。更嚴重的是，根據《自然》雜誌(Nature)發表的研究顯示，全球最危險的三座核電廠，台灣佔了二座，因為核一、核二鄰近大台北都會區，其方圓三十公里內，人口數高達五、六百萬人，根本訂定不出為重大核災事故準備的疏散避難計畫，更沒辦法能及時疏散，若發生事故將危害廣大民眾的生命與財產安全。還有，毒性長達數十萬年的核廢料至今我們仍是無法務實面對與妥善處置。高階核廢料最終處置場目前尚面臨選址沒有法源，光做地質調查就遭抗爭的窘境。低階核廢料最終處置場址則因地方政府拒絕協助辦理公投，而無法繼續推動(二○一二年經濟部曾選出台東縣達仁鄉南田村、金門縣烏坵鄉小坵村，但台東縣、金門縣政府都拒辦公投，而使相關作業擱置迄今)。因此，在這樣的核電廠狀態下，縱使國民黨與民眾黨依仗國會多數草率修法通過，在核安要確保、核廢料能處置、以及社會有共識的前提下，相信行政院也不敢貿然延役。今年一月份中研院蕭新煌研究員等人所發表的民調顯示，竟然有高達八成民眾不知道台灣在二○二四年一整年核能發電占比不到十%(在去年七月底核三廠一號機停機後，核能發電占比更降到約三%；而在二號機於今年五月十七日執照屆滿四十年而依法停止運轉後，核電就要歸零)。因為部分民眾對核能發電比例的無知，高估核電對能源安全、能源自主的重要性，又受到擁核勢力扭曲核電可以減碳，以及部分媒體藉機炒作缺電的迷思，因而製造出一種時下對減碳和缺電擔憂的「非核焦慮」，動搖了民眾對政府非核能源轉型的信心。需要一提再提的是，許多民眾或許昧於「以核減碳」、缺電的迷思而對核電表達支持，卻不希望核電廠或核廢料處置場在其所居住縣市設置的現實。有些人士也會天真的認為「核廢料就繼續放在核電廠裡面就好啦」。對於已比鄰核電廠近五十年的居民，好不容易才盼到核電廠正在或將要除役拆廠、地方或將有新的發展，卻要他們再接受、再忍耐大量核廢料的繼續貯存，甚至現在還要延役或在原址新建核電機組，真的是情何以堪?如此作為與目前《氣候變遷因應法》第一條條文所開宗明義要落實的「世代正義」、「環境正義」以及「公正轉型」，也無一不是背道而馳。事實上，台灣核三廠二號機自十月二十一日停機大修四十一天的這段期間，備轉容量都可維持在一定的水準以上，更是提供了「非核家園」不缺電的實證。此外，在三月十九日的立法院公聽會經濟部次長賴建信也指出，已考量半導體、AI新興技術等新增用電，預估每年用電成長率二點五%，預計二○二四年到二○三二年全國大型機組淨增加一千六百三十六萬瓩，大於預估用電需求成長，可確保台灣未來電力供給無虞。很顯然的，台灣並不存在討論老舊核電廠延役的前提與必要性。有人以能源安全為理由，認為核電才能因應外敵的封鎖，事實上核燃料也是進口能源。建立本土的、多元的、分散的再生能源系統，才能真正確保台灣的能源自主和能源安全。若把更新老舊核電廠或興建核能電廠的經費用於提升能源效率與節約能源，或興建其他類型的電廠，或讓電力事業自由化，台灣的電力一定綽綽有餘。根據國際能源總署(IEA)預估，二○五○年淨零碳排時，全球再生能源發電量占比為八十九%，核電只有八%，後者根本不是減碳的主要能源。核能發電本身雖較火力發電的二氧化碳排放量少，但從鈾礦的開採、燃料的提煉和運送、電廠的興建與運轉，到核廢料的處理和處置，整體排放量也相當多；況且鈾礦的貯藏量有限，如大量使用，很快就會用完，是不能永續再生的能源。事實上，提升能源效率、節約能源、以再生能源取代化石燃料，達到淨零碳排，才符合永續發展的作法。核電並不屬於國際供應鏈承諾 RE100 定義的再生能源，光電和風電等再生能源才是台積電等產業需要的綠電。聯合國氣候變遷綱要公約締約國第廿八次會議(COP28)雖然一些擁有核電的國家倡議增加核電以降低碳排，但該會議真正重要的減碳行動共識是：「二○三○年前全球再生能源裝置容量提升為目前的三倍、全球能源效率年改善率提升為目前的兩倍」。因為發展核電根本無法解決問題，反而會因造價昂貴、興建費時而排擠和遲滯再生能源發展，並帶來核子事故、核廢料處理、核武擴散等更為嚴重的問題。另外，所謂「三倍核能倡議在COP29上受到關注」也只是擁核集團推銷核電的宣傳手法，大多數國家關注的仍是核能安全。全世界將近二百個國家中，使用核電的僅卅多國。亦即，大部分國家沒有核電，台灣要成為「非核家園」並非特例。許多經濟發展程度與台灣相當或更佳者並未使用核電，如德國、奧地利、新加坡、以色列等。台灣是地狹人稠、地震颱風頻仍的島嶼，無法承受核災的發生，缺乏發展核電的自然和社會條件。二○一一年日本福島核災敲醒了台灣。台灣與日本同處地震帶，類似的複合式核災如果發生在地狹人稠的台灣，後果不堪設想，甚至可能導致台灣滅亡。因此，台灣全力發展再生能源和提升能源使用效率，在今年五月十七日讓核能三廠二號機能依法安全停機，進而成為亞洲第一個「曾用核電，而能廢核」的國家，更是很自然且正確的事情。因此，筆者呼籲所有的政黨政治工作者都應該站在人民的這一邊，「反對核電延役，拒絕草率修法」，讓台灣能早日告別核電，不再讓人民繼續承擔核災風險與更多核廢料處置的難題。發展核電違反世代正義，也危害台灣的永續發展。毫無疑問的，台灣應全力發展多元綠能和節約能源，才是我們邁向能源安全、能源自主以及善盡國際減碳義務、對抗全球暖化應走的道路。林仁斌 (台灣環境保護聯盟學術委員) 

今年是日本福島核電廠發生災變14週年。而台灣在5月17日核三廠二號機停機後，將正式告別核電，成為亞洲第一個「曾用核電，而能廢核」的國家。所以今年也是台灣能否順利落實「非核家園」的關鍵年。2011年3月11日，在日本東北地區的大地震和海嘯，造成福島第一核電廠四個機組爐心熔毀和氫氣爆炸，輻射物質大量外洩，日本政府緊急疏散方圓20公里內約14萬居民，也使得核電安全的神話更徹底破滅。這個重大核災已過去14年，然而日本花費龐大金額善後，迄今仍無法妥善處理受污染的土地、水體和受損的機組，而高輻射劑量的環境，使得數萬居民仍然回不了家。核災的各項危害目前仍是現在進行式。福島核災敲醒了台灣。台灣與日本同處地震帶，類似的複合式核災如果發生在地狹人稠的台灣，後果不堪設想，甚至可能導致台灣滅亡。核能的本質風險遠較其它能源選項顯著，核廢料更是難解，因此台灣達成「非核家園」的社會共識，並寫入《環境基本法》第23條以及《氣候變遷因應法》第5條第3項第2款，律定政府應訂定計畫逐步落實「非核家園」願景與目標，也開始有了具體實施的時間表(2025核電歸零)和「減煤、增氣、展綠、非核」為方向的能源轉型。令人遺憾的是，近日國民黨朱立倫主席卻違逆「沒有地方政府或國人會再同意在其所居附近新設核電廠或核廢料處置場」的民意，要核電不顧核安，也不面對核廢問題。他公開要求藍委提出擁核提案，包括要修訂《環境基本法》、《氣候變遷因應法》，把「非核家園」改為「非碳家園」，以及修改《核子反應器設施管制法》，企圖將核電廠的使用年限，從目前的40年延長到60年，為即將除役的老舊核電廠延役解套。但是，他們的論述卻完全迴避了核電廠老化、延役成本、斷層地震及核廢料處置等關鍵問題。面對這樣的狀況，要再提醒大家的是，任何破壞核安法制嚴謹性的修法，將會提高核子意外事故發生的機率，會危害廣大民眾的生命和財產安全。台灣是地狹人稠的海島國家，斷層密布，地震、颱風等災害頻仍，沒有發展核電的自然和社會條件，萬一產生重大災變，可能讓台灣滅亡。雖然天佑台灣，三、四十年來台灣沒有發生重大核子事故，但是我們不應心存僥倖、不顧子孫福祉，繼續發展核電。縱然幸運地核電廠正常運轉，面對高階、低階核廢料無法妥善處置及選址的難題，所產生的核廢料也將成為後代子孫長遠的負擔，這是違反世代正義、違背永續發展的行為。因此，台灣更應該做的是早日告別核電，攜手邁向「非核家園」，而非擁抱老舊核電廠。發展核電違反世代正義，也危害台灣的永續發展，全力推動再生能源發展與節約能源才是我們應走之道。因此，罷免擁核立委，讓核電不再死灰復燃，將是我們莫忘福島核災殷鑑，落實非核家園目標，要實現永續台灣願景的最重要行動。林仁斌 (台灣環境保護聯盟學術委員)

為了減緩地球暖化與氣候變遷的效應，聯合國氣候變遷綱要公約締約國第29次會議(COP29)提出「氫能宣言」，呼籲共同支持「擴大以再生能源、清潔/零排放和低碳產生氫能，逐步替代目前使用無搭配減碳措施之化石燃料」。因此，除了積極發展各式再生能源與節約能源，使用低碳、零碳的氫能源對台灣邁向2050淨零轉型也是至關重要。利用天然氣(主要成分為甲烷)在無氧環境下熱裂解所產製的氫氣，稱為藍綠氫。雖然目前受關注的程度遠低於藍氫(透過蒸氣重組反應並搭配CO2的捕捉再利用或封存所得到的氫氣)和綠氫(由可再生能源所提供電力來進行電解水所產製的氫氣)，但它仍是有後兩者所沒有的某些優勢，包括成本遠低於綠氫、零碳/低碳排放量、以及具有附加價值的副產品。天然氣熱裂解反應直接生成氫氣與固態碳，不會排放CO2，所需的反應熱(37.3 KJ/ mole H2)為傳統蒸氣重組結合水煤氣轉換法(63.2 KJ/mole H2)的59%，以及是電解水產氫所需反應熱(285.8 KJ/mole H2)的13%。使用傳統電網電力時的碳排放量(<1 kg CO2/kg H2)遠低於蒸氣重組法的碳排放量(8~12 kg CO2/kg H2)。若是使用可再生電力則可實現零碳排放，而使用沼氣或生質甲烷作為進料源甚至能使熱裂解產氫程序成為負碳排。另方面，藍綠氫技術通常較能對應各式的進料組成分，因為高溫也使天然氣中的其他輕質烷烴(例如：乙烷、丙烷)同時熱裂解。若能進一步製得高值化的碳材料(例如：碳黑、奈米碳管、以及石墨等)，提供額外的經濟效益，更可增加技術推展的利基。另外，就生產設備而言，藍綠氫比藍氫更適合模組化建置，易於在用戶端的鄰近組裝或是現地設置。筆者於去年12月25日以《天然氣熱裂解產氫技術之發展現況與挑戰》為題投書Newtalk新聞網，說明了各式天然氣熱裂解產氫技術的發展現況與所需面對的挑戰。整體而言，天然氣熱裂解產氫要大規模商業化所必須解決的核心問題，包括避免觸媒失活、防制反應器的積碳阻塞、提升甲烷加熱效率與轉化率、提高氫氣產率、降低能耗與產氫成本等。本文將探討不同天然氣熱裂解產氫(藍綠氫)技術的商業化進展。雖然藍綠氫技術尚未大規模商業化，但國際上早有許多公司單位投入研發，並已有進展至先導或示範工廠的階段。茲重點分述如下：美國Monolith是目前唯一實現天然氣電漿重組產氫技術商業化的公司。該公司自2022年於內布拉斯加州Hallam商轉的Olive Creek 1(OC1)是目前世界上最大甲烷熱裂解產製氫氣與碳黑的示範工廠(產氫規模高達4700噸/年、碳黑產能14000噸/年)，且幾乎零碳排。他們於2024年在同一地點籌建OC2，將擴增12台電漿重組反應器，目標2026年開始運轉。OC2也將新增一座利用所產製氫氣直接合成每年產能約30萬噸氨的工廠。其他利用觸媒進行天然氣熱裂解產氫的公司(包括美國Huntsman Nanocomp、澳洲Hazer Group、以及芬蘭Hycamite TCD Technologies Oy)，主要著重在生產高值化的碳材料(例如：奈米碳管、石墨、碳纖維等)。美國Huntsman Nanocomp開發了Miralon觸媒浮動床化學氣相沈積技術(Miralon FC-CVD)，添加環戊二烯基鐵(Ferrocene)觸媒和促進劑，在高溫1150℃的氫氣氛下進行甲烷熱裂解反應，藉由反應物比例及溫度、流速的精確控制，可生成高品質的奈米碳管。他們已於2023年底完成年產30噸碳的先導工廠建置，並計畫於2026年實現年產1000噸碳的示範工廠；澳洲Hazer Group將低成本且易於取得的原生鐵礦石(使用前經研磨至特定粒徑大小，並控制水分含量)注入反應器，先被氫氣還原為觸媒，而可促進甲烷熱裂解反應於較低溫度下生成氫氣和固態碳。每年100噸產氫規模的示範工廠已於2023年進行試運轉，並預計在2026年達成商業化運轉；芬蘭Hycamite TCD Technologies Oy則開發了一系列的專利觸媒，能在低於其它廠家技術的操作溫度下進行觸媒熱裂解反應，並生成氫氣、奈米碳管以及奈米碳纖維的混合物(被稱為TCD碳)。該公司目前正在建置歐洲最大甲烷熱裂解產氫的示範工廠(2000噸H2/年，3000噸碳/年)。加拿大Ekona Power專利的xCaliber脈衝流管狀反應器是透過加壓燃燒氣體膨脹所產生的能量，將甲烷進料加熱至反應溫度，並於封閉環路中熱裂解為氫氣和固態碳。該電爐熱裂解反應器不需要使用觸媒、成本低，且能有效減少碳沈積。該公司放大反應器並整合碳分離、氫氣純化和熱管理等關鍵系統組件的試驗計劃(200 kg H2/日)正在進行中，並預計於亞伯達省建立產能達1噸H2/日的先導工廠(由五個反應器共同運行)。其他接近先導或示範階段的藍綠氫技術，包括美國C-Zero填充熔融金屬鹽類的電爐氣泡塔反應器、美國ETCH的熱化學氧化還原程序、英國HiiRoc結合熔融金屬與電漿重組反應器、以及德國BASF的電爐熱裂解移動床反應器等。值得一提的是，ETCH利用NiCl2與甲烷或其他烷烴類於1100oC下進行氧化還原反應，並於1000oC下將原料氣熱裂解為固態碳及氫氣。由於甲烷轉化率可大於99%，不須使用變壓吸附法(PSA)純化氫氣。因此，ETCH宣稱即便不計碳銷售或碳補償收入，仍可以1.0-1.5美元/kg H2的成本產製氫氣。但目前尚有副產烯類的問題待解決。無論採取上述何種方法熱裂解甲烷，每生產1公斤氫氣就會伴隨約3公斤固態碳的生成，尤其是在藍綠氫大規模生產情境下，副產品碳的市場需求及產出碳材料的品級更是需要面對的課題。除了利用碳補償或碳稅減免的經濟誘因，成本效益也有賴於能否將副產品碳多用途化的銷售至現有和新興市場。另外，在某些地區(例如：歐洲)，天然氣供應與價格仍是個問題。各種天然氣產氫方式皆有其優劣，需視各國不同的環境、條件以及地理區域來選擇適宜的技術。雖然目前藍綠氫(1.8-4.0美元/kg H2，尚未計入任何碳銷售或碳補償收入)相較於商業化的灰氫(0.9-3.0美元/kg H2)尚不具成本競爭力，但已可與藍氫(1.4-2.5美元/kg H2)競爭。不過，隨著淨零減碳目標與相關法規標準的持續壓力，產氫技術的持續研發(例如：ETCH有望以1.0-1.5美元/kg H2的成本生產藍綠氫)，並找出可行的碳材去化途徑，都是推動天然氣熱裂解產氫技術商業化的有利因素。林仁斌 (台灣環境保護聯盟學術委員)

為了減緩全球暖化與氣候變遷的重大影響，「減碳」勢在必行。然而，由德國看守協會所公布對63國及歐盟的氣候變遷績效指標(CCPI)評比結果可知，台灣是落在表現最差的一群，總排名為60，倒數第8(依往例前三名從缺)。在各細項表現較差的是「溫室氣體排放」以及「能源使用效率」，排名分別是62與59。雖然環境部表示CCPI 的評量方法有爭議，不宜直接引用此評比結果評斷我國減碳努力。但不可否認的是，我們在善盡減碳義務(2022年與基準年2005年相比，實際減碳成效為1.77%)，尤其是要落實能源轉型，的確還有很大努力空間。台灣自2016年啟動以「減煤、增氣、展綠、非核」為發展方向的能源轉型，確實能兼顧穩定供電與經濟發展、降低空污、以及減少碳排。2016年至2023年台電火力電廠空污排放總量已降至52萬公噸，相較於2008年至2015年的80萬公噸，大幅減少35%；2023年電力排碳係數為0.494公斤CO2/度，相比於2015年的0.525公斤CO2/度也有下降6%。因此，走對的路，一直走。做對的事，持續做。在極大化再生能源發電尚未能達標時，以天然氣來減煤發電或熱裂解產氫做為橋接能源，使能務實因應減碳的要求仍是有其必要性。環境部日前也公布2030年最新的減碳目標(較基準年2005年減少28±2%)，並提出深度節能、國營事業減碳、氫能、再生能源加速與突破等旗艦計畫，搭配科技創新、金融支持、排碳有價、法規調適、綠領人才等五大支柱，藉以加強減碳力道，以期加速減量進程。筆者樂見政府積極推展能源轉型的各項工作，以期落實非核減碳的永續台灣。不過，要達到2030年減碳目標，所相應的電力排碳係數必須降低至0.319公斤CO2/度(與目前的0.494公斤CO2/度相比，要減少35%)，能源轉型的挑戰不可謂不大。台灣要善盡對抗全球暖化的減碳義務，還得再加把勁。毫無疑問，各式技術成熟的再生能源、儲能與深度節能要如何能簡化流程、杜絕弊端，兼顧公正轉型與生態環保，有正當性的加速建置與規模化發展再生能源與深度節能，更是當前最該要先做的事情。林仁斌 (台灣環境保護聯盟學術委員) 

台灣正邁向「非核家園」的最後一哩路，在5月17日核三廠二號機安全停機後，將正式告別核電，成為亞洲第一個「曾用核電，而能廢核」的國家，無疑是受到全球與亞洲各國的矚目。核能不是永續再生的能源，它的本質風險相較其它能源選項尤為顯著，核廢料更是難解。台灣地狹人稠、地震颱風等天災頻仍，沒有發展核電的自然與社會條件，因此台灣社會經過數十年論辯，才達成「非核家園」的共識。此外，從1980年核四的計畫興建到2014年國民黨馬英九政府的宣布核四封存，建廠總花費2838億的核四迄今未發出一度電，或許更值得大家慎思，更無法迴避台灣核電廠是否耐震?能否排除核災的可能性?大量的核廢料無法處理，要放哪裡?等問題。「以核減碳」在台灣社會並不可行。就現實而言，也沒有地方縣市會同意在其境內新設核電機組或核廢料處置場。自2016年5月民進黨政府上任後啟動非核能源轉型，確實能兼顧穩定供電，並大幅降低空污。2016年至2023年台電火力電廠空污排放總量已降至52萬公噸，相較於2008年至2015年的80萬公噸，已減少三成五。不過，由於台灣產業發展的用電需求日增，使得來之不易的減碳成果被部分抵銷，因此2023年的電力排碳係數(0.494公斤CO2/度)只比2022年下降0.001，但相比2017年的0.554公斤CO2/度已有下降10.8%。能源署統計亦指出，從2017年到2020年的電力排碳係數是呈現逐年下降的趨勢，分別為0.554、0.533、0.509以及0.502，但2021年卻是一度為了滿足穩定供電，增加火力發電占比，致使電力排碳係數回升至0.509。可見我們在推動非核能源轉型的步調與執行方法、以及減碳義務上(2022年與基準年2005年相比，實質減碳成效僅為1.8%)仍是有待加強。因應全球氣候變遷的重大危機，「減碳」勢在必行。日前環境部已公布2030年最新的減碳目標(較基準年2005年減少28±2%)，並宣示各部會將加強減碳力道的企圖心。但面對不同發展階段的電力結構規劃與落實非核能源轉型的挑戰仍不可謂不大。當務之急是，各式技術成熟的再生能源、儲能與電網翻新必須簡化流程並杜絕弊端，兼顧公正轉型與生態環保，讓人民可以信賴政府而能加速建置與規模化發展再生能源與深度節能。發展核電違反世代正義，也危害台灣的永續發展。毫無疑問，台灣正走在非核能源轉型與淨零碳排的正確大道，唯有共同積極推展節能與再生能源，才真正能實現減碳的非核家園。林仁斌 (台灣環境保護聯盟學術委員) 

目前各國都積極發展搭配碳捕捉再利用或封存(CCUS)所生產的藍氫，以及透過再生能源電解水所產製的綠氫等兩大方向進行佈局。不論如何，氫氣產製後的安全儲存運送與儲運的成本效益都將是推展氫能源產業供應鏈的重要關鍵。氫氣是質量最輕的氣體，雖具有高能量密度(142 MJ/kg)，但體積密度相當低(0.09 kg/m3)。如何能有效率且安全地儲運需要慎重考慮，而儲運方式也與氫氣的後續應用領域密切相關。目前儲氫技術主要可分為高壓氫氣、金屬儲氫、吸附儲氫、液態氫以及化學儲氫(LOH或NH3)等方法，茲分述如下。一、高壓氫氣鋼瓶的成本高，但是儲氫量小(1000 bar高壓下的氫氣密度為52 kg/m3)，壓縮氫氣所需的加壓鋼瓶笨重，且潛在危險性高。因此，並不適用於大型化的氫氣儲存。二、金屬儲氫在理論上能有高氫氣密度(>140 kg/m3)，也具有相對安全便利的優點，但目前成本仍是昂貴。因此，如何實現儲氫合金的儲氫密度與經濟性是未來的研發重點。三、吸附儲氫是利用高比表面積的材料(例如：奈米碳管、金屬有機物骨架材料MOF等)來吸附氫氣，然而儲氫量仍低，離商用化階段尚遠。四、液態氫(LH2)由氫氣液化而成。氫氣在常壓下冷卻至-253℃時可變為液態，體積會收縮至原本的1/800 (密度增加至71 kg/m3)，儲運效率可藉由加壓讓體積再縮小而獲得提升。優點是回壓後無須經過特殊處理程序，即可短程運輸提供終端使用。但是，缺點是轉換過程中的能耗過大(約為25-45%)，液化所需的超低溫及設備維運成本高，且自然蒸發所導致的每日損失液體量約為0.5-1.0%，因此相較於其他氫載體，液態氫並不利於長期儲存。五、液態有機儲氫(LOH)是透過不飽和有機化合物的加氫與脫氫反應做為氫儲存載體，通常使用不飽和芳香族化合物(例如：苯、甲苯)在高壓(30-50 bar)條件下進行氫化反應而生成液態的飽和化合物，需用氫氣時再進行脫氫以釋出氫氣。以甲苯為例，氫氣與甲苯在高壓下進行氫化反應後可生成甲基環己烷(MCH)，載運至使用端後再經由脫氫反應回復為氫氣與甲苯(ΔH=205 kJ/mol)，甲苯可多次循環再利用。由於甲苯與甲基環己烷在常溫常壓下均為液態，無論在安全或運送成本上均有明顯優勢，有利於遠距離與大量的氫能源運輸。目前的技術挑戰在於脫氫的溫度偏高，實際釋氫效率偏低，若能開發出低溫高效的脫氫觸媒將更有利於LOH的推展。六、氨氣(NH3)通常是由氫氣與氮氣在高溫高壓下合成(哈柏法製氨)而得，液態氨除了可轉化回氫氣使用，氨也可直接用於燃燒且過程中不會產生二氧化碳，或做為工業製程的原物料，節省轉化回氫氣所需能源。氨的體積氫氣密度(121 kg H2/m3 NH3)是液態氫的1.7倍，為甲基環己烷(47.3 kg H2/m3 MCH)的2.6倍。相較而言，液氨可攜帶較多氫能源。綜合上述，為了有效率且安全地儲存與運送氫能源，較受關注的儲氫技術為液態氫以及化學儲氫(例如：液態有機儲氫、液氨)等方法，它們的主要優點為儲氫密度相對高，並可透過管線輸送、卡車與鐵路載運以及輪船長途儲運。目前台灣在氫能供應鏈的投入，除了能源轉型以及持續發展藍氫與綠氫的自產外，也該思考長期穩定的儲存與運送方案。氫儲運依載體不同，需投入不同基建、不同的運輸、接收及儲存。目前國際主流為將氫氣液化或轉換為其他氫載體輸送(例如：液氨或MCH)，而後續的儲運設施與應用就要跟著調整。如何將生產端及應用端串連起來，以期能長期穩定氫氨能源的供應，可能是氫能源產業重要且須積極投資的項目。林仁斌 (台灣環境保護聯盟學術委員)

氫能源因燃燒後僅生成水與無碳排的特性，被認為是具環境親和力且有發展潛力的淨零碳排解方之一。當前綠氫的主要來源是以再生能源所產生綠電來電解水而得到的氫氣。另一值得開發的綠氫途徑則是生物產氫技術，其能透過微生物轉化有機物而產出氫氣。生物法產氫的有機物原料可來自廢水或固體廢棄物，可在常溫常壓反應系統下操作，具有資源回收再利用與能耗較少的特點，因而成本低的減碳效果更佳。目前生物產氫技術主要包括光合作用、光醱酵和暗醱酵等三種方法，它們各自具有不同的特點，但也都面臨著一些挑戰。光合作用產氫具有以水為原料、光能轉化率較高的優點，但其產氫速率仍是低於光醱酵與暗醱酵產氫；暗醱酵產氫速率雖然比光醱酵產氫來得高，但受限於原料轉化率低以及顯著的產物抑制作用，使得其產氫效率並不如光醱酵產氫；光醱酵產氫則因需要在光照環境下進行反應，使得要實現製程放大相較不易。就技術現況而言，除了暗醱酵產氫，目前的生物產氫技術大都仍處於實驗室研發階段，而暗醱酵產氫就算是以連續式攪拌槽操作也只能得到偏低的氫氣產率，尤其是使用具有固體形態的有機物料源，尚無法在短滯留時間內將料源完全分解並利用。因此亟需加強基礎研究與技術創新，以期能解決生物體系的穩定性、產氫效率、以及生產成本等問題。同時，也應發展生物精煉生產綠色化學品的系統，希冀能實務應用各式的生質物料源來產氫或合成高值化的特用化學品。為了邁向氫經濟的未來願景，積極投入生物產氫技術的突破與應用推展，有著重要的現實意義和長遠價值，它不僅有望同時實現循環經濟與能源轉型，更能真正實現環境的永續發展。林仁斌 (台灣環境保護聯盟學術委員)

為因應溫室效應的全球環境問題，能源轉型與減碳是不得不面對的課題。開創永續的能源供應模式，更是目前迫切須要進行的工作。燃料電池是一種新型的電化學能源轉換裝置，與傳統的電池概念完全不同，是將燃料的化學能直接轉變成電能，因而可以提高能源的使用效率。燃料電池是潔淨且高能效的能源轉化裝置，不管從科技選擇、經濟及環境效益等角度考量，燃料電池科技都是值得投入發展的科技領域。質子交換膜燃料電池(PEMFC)技術因為具有低溫快速啟動、功率密度大、以及壽命長之特性，最適合運用在車用燃料電池系統及分散式發電裝置，也是燃料電池主要發展國家的技術布局重點。根據國際再生能源總署(IRENA)估計，2050年氫能產業鏈所需之設備產值將達到2470億美元，其中又以產製氫氣的電解槽、氫氨轉換、燃料電池之設備產值規模及發展潛力最大。台灣高耗能的石化、鋼鐵、以及半導體業的減碳需求，加上再生能源發電面臨季節性調配的瓶頸，需要積極開發有效的儲能方式，調節電力供給並作為電網消峰填谷之對策，因此氫能源產業鏈之設備與燃料電池技術之需求預期也將是相當大的商機。不過，台灣由於電價低廉、內需市場不大、缺乏長時間運轉實績等因素，致使氫能與燃料電池產業的供應鏈目前仍是以投入氫能源車應用端居多。儘管如此，台灣在定置型燃料電池已具備相關產業聚落及供應鏈，包含上游材料如氫氣供應、儲存，燃料電池中的氣體擴散層、膜電極組、雙極板，燃料電池堆以及相關系統配件皆有國內廠商投入技術發展，並具備商品化能力。運輸載具的碳排放量一直是備受關注的課題，氫燃料電池載具與純電動車同樣具備行駛過程零排放特性，卻沒有電動車在續航里程不足或充電時間過長的問題。若能使用太陽能或風力等再生能源產綠電，再以綠電電解水產製綠氫，過程不排碳，則氫燃料電池車在全生命週期的碳排放量相較於使用再生電力為動力來源的純電動車亦將不遜色，已成為各國在氫能政策中氫能應用重要的一環。各大車廠也看好氫燃料電池車輛的發展潛力，紛紛投入各類運輸載具開發，也有一定程度的產業成果。相較之下，國際上對於貨卡車類型的氫燃料電池車仍在原型開發或示範運行階段，更是深具產業拓展的潛力。國內可以上述的定置型燃料電池技術為基礎投入長途運輸動力車的膜電極組、燃料電池堆以及燃料系統整合的自主化開發，做為台灣切入燃料電池載具的發展方向。然而，未來要能廣泛的應用，除了持續擴大經濟規模並降低氫能源的價格外，加氫站建置數量的明顯不足，也影響終端消費者對於氫燃料電池車的採用意願。另外，燃料電池的電池堆約占系統成本的60%，觸媒又約占電池堆成本的60%，過高的系統成本也是重要關鍵。因此，非白金觸媒及其催化反應效能提升之觸媒設計將是重型氫燃料電池車應用發展的挑戰。氫燃料是環保能源，其燃燒放熱反應能無碳排放且產物為環境友善的水分子，可用於發電和燃料電池。氫燃料電池除了可作為交通運輸載具，也可以是一種分散式的供電裝置，甚或是季節性調配的儲能設備，是未來最理想的淨零碳排解方之一。林仁斌 (台灣環境保護聯盟學術委員)

目前氫氣的產製主要還是來自高碳排的化石燃料(煤、天然氣與碳氫化合物)，大部分是應用在石油化學工業做為生產氨氣、甲醇等工業原料。不同的產氫方式(例如：煤的熱裂解氣化、天然氣的蒸氣重組、以及各種的工業副產氫氣等)所得到的氫氣純度和主要雜質各不相同。為防止生產製程所使用的觸媒被毒化，原料氣中的一氧化碳、硫化物等組成分必須預先去除。從氫氣的產製到應用需要經過純化程序，使不純物含量能降低，以符合製程與應用領域的要求。氫氣純化方法主要分為變壓吸附法、冷凝分離法、金屬鈀膜分離法、以及金屬氫化物分離法，茲分述如下：一、變壓吸附法是藉不同壓力下吸附劑對氣體組成分吸附能力的不同，以壓力變化來進行反覆式的吸附/脫附循環操作，從而實現氣體的分離和純化。根據原料氣中雜質種類的不同，吸附劑可選取分子篩、活性炭、活性氧化鋁等，可以得到純度為999%(5N)的氫氣，氫氣的回收率可達到95-97%，是目前最成熟且已在工業上被廣泛應用的氫氣純化技術。二、冷凝分離法是利用原料氣中不同組成分沸點上的差異，透過製冷將原料氣降低到特定溫度，從而將不同沸點的物質分離以達到純化目的。隨著溫度的降低，甲烷、其他碳氫化合物、二氧化碳、一氧化碳、氮氣等沸點相較氫氣為高的氣體會先冷凝而被分離出來。冷凝分離法適用於原料氣含氫量相對低且需要分離回收多種副產品的情況。然而，由於製冷的壓縮、冷卻過程耗能很大，因此冷凝分離純化的成本也相對較高。三、金屬鈀膜分離法是利用鈀膜對氫氣有良好的穿透選擇性。在300-500℃下，氫吸附在鈀膜上，並施加電壓使其游離為質子和電子。在濃度梯度的作用下，氫質子可擴散至低氫分壓側，並在鈀膜表面重新與電子再結合為氫分子。由於鈀複合膜有獨特的氫氣選透機制，因此幾乎可以去除氫氣外的所有雜質，所分離得到的氫氣純度高，回收率也高(＞99%)。為防止鈀膜的中毒失效，金屬鈀膜分離法對原料氣中的一氧化碳、水分、氧氣等雜質含量的要求較高，需預先脫除。此外，鈀複合膜的生產成本較高，氫的穿透速率低，因此尚無法實現大規模的工業應用。四、金屬氫化物法是利用儲氫合金對氫的吸附/脫附可逆性來純化氫氣。在降溫升壓的條件下，氫分子在儲氫合金(稀土系、鈦系、鎂系等合金)的催化作用下分解為氫原子，然後經擴散、相變、化合反應等過程而生成金屬氫化物，雜質氣體則吸附於金屬顆粒之間。當升溫減壓時，雜質氣體從金屬顆粒間排出後，氫氣再從晶格結構中析出，純度可高達9999%(6N)。金屬氫化物法同時具有純化和儲存的功能，具有安全可靠、操作簡單的特性、材料成本相對較低、以及產出氫氣純度高等優勢，但是金屬合金存在容易劣化、釋放氫氣緩慢、以及需要較高操作溫度等問題。各個應用領域對氫氣的要求也不盡相同。例如：煉鋼廠會評估氫氣純度對加氫處理單元的設計和操作之影響與經濟效益，並使用必要的氫氣純化技術；在冶金和陶瓷工業，氫氣可用為冶煉金屬時的還原劑，防止金屬或陶瓷材料在高溫煅燒時被燒結或被氧化；在半導體工業，氫氣可用於晶體成長、退火、電漿蝕刻、以及化學氣相沈積等製程。由於氫氣與製程半成品或產品會有直接接觸。因此，製程上對氫氣的純度和雜質成分的要求較高。目前大多數廠家會採用外購的高純氫或電解水產氫方式來因應生產需求，若對氫氣純度和雜質要求更嚴格者，則可建置氫氣純化裝置以進一步精製氫氣。另外，在提供質子交換膜燃料電池陽極的氫氣進料時，由於硫化物、一氧化碳對鉑觸媒的化學吸附性比氫氣更強，會先佔據觸媒表面的活化位，且不易脫附而造成鉑觸媒的毒化失效，致使燃料電池的性能和壽命大幅降低。因此除了要求氫氣的純度達到99.97%外，對一氧化碳、硫化物等雜質更是有嚴謹的規格要求(一氧化碳濃度<0.2 ppm；總硫濃度<4 ppb)。氫氣非自然可取得的氣體，氫氣生產目前是以化石燃料產氫(灰氫與藍氫)為主的方式。由於不同氫氣來源的雜質種類各異，因此純化方法的選擇與氫源及其供應規模和各種不同的製程應用需求密切相關。但不論是對氫氣純度(>99.5%)與主要雜質(氧氣、水分)、以及純化方法的經濟便利性而言，能達到低碳、零碳的可再生能源電解水產氫(綠氫)的方式將會是未來主流，也是最後的理想目標。林仁斌 (台灣環境保護聯盟學術委員)

聯合國在1997年的《京都議定書》以及2015年的《巴黎協定》中均指出了溫室氣體減量的重要性。以《巴黎協定》區分永續發展思維為兩個階段，《巴黎協定》之前主軸為能源轉型，之後則為更全面的淨零碳排，重點是放在如何把無可避免的碳排放做得更潔淨，此時氫能源的重要性就被突顯出來了。因此，低碳、零碳的氫氣產製方式已是各國企業體努力研發的目標，用以實踐氫經濟與未來淨零碳排的願景。氫能源的產製是屬於能源密集型的產業，氫氣本身雖然不含碳，但獲得氫氣的原料或轉換過程仍可能會衍生碳排，也將影響整體的減碳效益。氫氣依產製方式不同，可以概分為灰氫、褐氫、藍氫、粉紅氫及綠氫等，氫氣本身是沒有顏色的透明氣體，「灰、褐、藍、粉紅、綠」並不是指產出氫氣的顏色，而是指氫氣產製方式對於環保減碳的影響程度。茲分述如下。一、灰氫(Grey hydrogen)是由化石燃料中的天然氣經由水蒸氣重組反應或碳氫化合物藉由部分氧化法以及水煤氣轉換法所獲得的氫氣，其產製成本最低。因此，灰氫約占全球80%的氫氣產製量，用為合成氮肥、化工材料和鋼鐵等行業的化學基礎。但灰氫產製過程的煙道氣會排放大量的CO2(碳排量為12 kg CO2/kg H2)，並不符合國際上的減碳趨勢，日後也會有被課徵碳費的成本問題。二、褐氫(Brown hydrogen)是由煤炭(褐煤)熱裂解氣化所得到的氫氣，其所產生的碳排量為5 kg CO2/kg H2，雖然較灰氫為低，但高溫製程的能源轉換效率並不高，僅有39-56%。若由品質較佳的無煙煤(黑煤)經氣化所得的氫氣，則另稱為黑氫(Black hydrogen)。灰氫和褐氫的生產都會將二氧化碳和未燃燒的逸散性甲烷釋放到大氣中。三、藍氫(Blue hydrogen)是在灰氫製造過程中，採行二氧化碳的排放管理，將CO2或其他的碳氫化合物副產物加以捕捉、儲存或再利用，以避免其排放至大氣中。因此，藍氫的CO2排放量可減少至灰氫的一半。其優勢為製程碳排量符合國際需求，但目前的封存與再利用技術成本尚高，因此也提升藍氫的產製成本，這也是目前化石燃料行業投入最多資源研究的領域。四、粉紅氫(Pink hydrogen)是將核能發電所生廢熱回收用以進行高溫熱水分解反應或水蒸氣電解反應而產製出的氫氣，因其原料為水，故在氫氣的產製過程中不會排放CO2。然而，高溫熱水分解反應的溫度需大於2500oC，除了核電廠外，一般業界以此方式產製氫所需的熱能將大於氫本身的經濟效益。另一方面，水蒸氣電解反應需同時使用到電力與熱，屬於混合型循環技術，需要很多精細的搭配與調整，目前仍屬實驗室研發的階段。五、綠氫(Green hydrogen)是由再生能源所提供電能來進行電解水所產製的氫氣，是對環境最友善的產氫方式。目前不同類型產氫電解槽的能源轉換效率約在60-85%。在產製綠氫的過程中幾乎零碳，例如以風電電解水產氫之碳排僅0.37 kg CO2 /kg H2，但成本也較高。儘管目前綠氫的產製成本仍為灰氫的三倍，但隨著大量研發能量的挹注與政策工具的引導，未來必可大幅降低其產製成本。再者，若以再生能源所產生的多餘電力，搭配電解水產綠氫作為儲能選項，調解電力供給並作為電網消峰填谷之對策，則更有機會低於灰氫的產製成本(~2美元/kg H2)。國際再生能源署於2021年所發布的報告中更是指出綠氫將是改變未來地緣政治局勢的明日之星。另外，利用細菌、藻類等生物之分解或醱酵作用所產生之氫氣，也被歸為綠氫的一種；而若是混合使用各式電力來源來電解水所產生的氫氣，則被歸為黃氫(Yellow hydrogen)。除上述各類氫氣產製方式外，尚有藍綠氫(Turquoise hydrogen)是將天然氣熱裂解為氫及固態碳副產物，所產生的氫氣可直接用於發電，成為低碳(甚至零碳)基載電力，而所產生的固態碳則做為工業原料、建材或備用能源。其優勢是能有效降低以天然氣發電的碳排量，但高溫熱裂解過程的熱能投入與觸媒劣化，將導致能源使用效率低，且技術成本高，熱能來源方式如有碳排放量更將降低此種藍綠氫的減碳成效。儘管如此，中央研究院於2022年從科技研發的角度提供台灣邁向2050淨零排放的研發路徑建議。其中一項政策就提到，以去碳燃氫技術創造「準綠電」。另外，近期被比爾蓋茲形容是可再生能源之「瑞士刀」的白氫(White hydrogen)，是自然形成並儲存在地下深處的地質結構中，因此不僅減少轉換過程對外部能源的依賴，也能有效降低碳排放。然而，這種蘊藏於地底的白氫探勘與提取的可行性仍有待驗證。台灣產業以出口為導向，淨零轉型是不得不面對的課題。由於氫氣的多用途，其燃燒反應產生能量的副產物是水，具有環境親和力，也為淨零碳排的能源趨勢提供了一個嶄新的選項。再生能源搭配儲能以及運用穩定潔淨的氫能源，將會扮演製造業穩定基載電力的重要角色，更是台灣邁向2050淨零碳排的關鍵之鑰。林仁斌 (台灣環境保護聯盟學術委員)

氫氣產製後的儲存運送的安全與經濟性是發展氫能源產業供應鏈的重要關鍵。因此，需要慎重考慮如何有效率且安全的運送氫能源，而這也與後續氫氣的應用領域密切相關。氫氣常用的運送方式有兩類，一是運氫車輛，將氫加壓或液化後，以特殊的罐裝拖車運送至目的地；二是供氫管線，直接將氫氣注入特殊材質的專門運氫管線，或是注入現有的天然氣管線。目前運送模式仍是以運氫車輛與船舶為主，歐洲已部分實現由供氫管線來輸送氫氣。然而，不管是以何種方式儲運，都需要經過加壓的過程，這是相當耗費能源的，且儲運氫氣的車輛、管線、容器可能會產生氫脆的現象。因此，在材料選擇有限與劣化耗損程度過大的情況下，致使成本提高，而降低其市場競爭力。於是，可將氫氣轉化為各式的氫能源載體，例如液氨與有機儲氫化合物。液氨運送通常以輪船為主，儲運模式及基礎設施與石油、天然氣相近，相當成熟。另外，液氨儲存所使用的減壓或常壓容器安全性較高，成本也相對較低，更適合大量的運儲需求，但儲運時仍須注意氨氣的毒性與逸失。值得提醒的是，液氨與有機氫載體的儲運操作方式皆需耗用不少的能源，因此目前仍是以減少儲運成本為技術開發的方向。在能源轉換效率與儲運成本之間的競爭，何者在各類應用領域上更可實現規模經濟，將決定未來何種方式可邁入商業化。在應用領域方面，氫氣可提供各項工業製程使用，半導體的製程也需要使用氫氣，也可用於合成零碳的氨燃料氣、低碳的甲烷燃料、或是其他石化產品等。此外，氫氣是環保新能源，可用於發電和燃料電池，氫能燃料電池除了作為交通載具，也可以是一種發電裝置，以氫作為燃料來源，也是一種穩定供電甚至季節性儲能的設備。台灣已將氫能納入製造部門的產業轉型策略，希望導入氫能發電，燃氣CCUS等淨零科技，結合公部門與國營事業資源，共同合作規劃氫能源的發展政策及應用。因此，台電公司於2022年4月和西門子能源公司簽署混氫技術合作MOU，將於興達電廠既有燃氣機組導入低碳氫氣混燒技術，目標2025年達成興達電廠氣渦輪機混氫5%發電示範。另外，2022年底也和三菱簽署氨氣混燒技術MOU，於林口電廠推行混燒5%氨氣示範計畫。中油公司推動的首座移動式加氫站，則預計於2024年底建置完成。鋼鐵業的中鋼採取氫能煉鋼以及半導體業的製程副產氫再利用也都依照著具體計畫逐步推動，以期能加速台灣氫能技術與產業的發展。氫氣是未來可行的潔淨能源選項，現階段已可達到大規模生產與儲運，但高昂的成本使得要廣泛採用仍然面臨著巨大的挑戰。林仁斌 (台灣環境保護聯盟學術委員)

為了減緩地球暖化與因應全球淨零排放趨勢，世界各國紛紛宣示2050淨零轉型的目標，並依各自不同的自然與社會條件訂定其淨零路徑與策略。除了發展再生能源、低碳電力以及提升能源使用效率外，使用無碳排的氫能源也是永續減碳與淨零排放的重要關鍵之一。目前全球80%以上的氫氣來自化石燃料產氫，而使用天然氣(組成分＞90%為甲烷)產氫相比於煤或石油等其他燃料產氫能避免衍生重金屬及氮氧化物等污染物，因此也獲得較多的關注。其中，天然氣熱裂解產氫是指在無氧環境下進行天然氣熱裂解(Pyrolysis)而產生氫氣與固態碳，因此不會生成二氧化碳。目前天然氣熱裂解產氫技術，可依熱源、反應器型式、觸媒等的不同，概分為電爐熱裂解(無觸媒)、電漿重組、觸媒熱裂解、以及電爐熱裂解(有觸媒)等四種主要方法，茲分述如下。一、電爐熱裂解(無觸媒)法：以外部感應加熱填充碳粒的移動床(Moving bed)反應器至1200~1400oC，藉碳床由上而下移動並與甲烷進料逆流接觸以進行熱裂解反應，所生成的新碳會沈積於碳粒表面而使碳粒增大，可將部分產出碳粒迴流至反應器，其他碳粒則出流為副產品。二、電漿重組法：分成非熱電漿法及熱電漿法，非熱電漿法由於轉化率低而較少使用。相較而言，熱電漿法是通電於石墨電極以產生高溫的電弧，並在缺氧的情況下使甲烷熱裂解，其甲烷轉化率可達到80%。由於所需的反應溫度極高，高能耗是主要缺點。因此，有研究嘗試引入氣相觸媒至電漿反應器以降低反應溫度；也有以微波結合電漿來促使反應物熱裂解，可大幅降低操作溫度。然而，研究結果顯示溫度要大於1000oC才能得到較佳的轉化率，但是隨著溫度的提高也將增加能耗與熱損失。另外，如何將製程放大到工業應用規模也是很大的挑戰。三、觸媒熱裂解法：採用鎳、鐵等過渡金屬或碳觸媒，並使用流體化床(Fluidized bed)或移動床(Moving bed)反應裝置，可降低操作溫度(金屬鎳可於500~700oC下操作；鐵可於650~900oC操作)以及提升甲烷的轉化率。所使用金屬觸媒的比表面積、分散度、碳容量以及可再生性都會影響觸媒與系統的操作效能。由於甲烷熱裂解所產生的碳會沈積在觸媒表面並覆蓋其活化位，也就是碳的生成速率高於其在金屬粒子中的擴散速率時會致使碳在金屬活化位上的累積現象，因此觸媒須不斷再生是其主要缺點。因此，選擇合適的觸媒載體或摻雜物來提高觸媒的穩定性與壽命是研發的重點。此外，無論使用金屬或碳觸媒都會有劣化的問題，雖然可以熱空氣或蒸汽再生觸媒，但額外的能源投入與可能生成的一氧化碳或二氧化碳副產物也是需要特別注意。四、電爐熱裂解(有觸媒)法：以電爐加熱氣泡塔(Bubble column)反應器中所填充的金屬/鹽類，使其熔融形成合金(例如：鎳鉍合金)並作為熱介質，繼之將甲烷引入反應器以進行熱裂解反應。由於氫氣、固態碳之密度與熔融合金相差甚大，因此除了氫氣可由反應器上部管路收儲外，裂解所生成的碳粒也會懸浮於熔融合金觸媒表面，可有效減少碳的沈積與觸媒的失活。然而，產出的固態碳仍是會沾附金屬觸媒且不易去除，因此降低了固態碳的純度並造成觸媒金屬的減損，也是必須克服的問題。綜合上述，天然氣熱裂解產氫技術要大規模商業化所必須解決的核心問題，包括避免觸媒失活、防制反應器的積碳阻塞、提升甲烷加熱效率與轉化率、提高氫氣產率、降低能耗與產氫成本等。值得提醒的是，無論採取上述何種方法熱裂解甲烷，每生產一公斤氫氣就會伴隨約三公斤固態碳的生成，如何去化副產物碳，更是各式天然氣熱裂解產氫技術所須共同面對的課題。林仁斌 (台灣環境保護聯盟學術委員)

水是地球上最豐沛的物質。電解水產氫與再生能源發電系統的整合更是能凸顯其對環境友善的特點。此外，將離峰用電時再生能源所產生的多餘電力搭配電解水產氫技術做為儲能選項，並在尖峰用電時將綠氫燃燒轉換為電能以供使用，更能實現穩定供電的主要目標。因此，對於進口能源占比達九成以上的台灣而言，發展再生能源電解水產氫技術將是提升自主能源的重要可行方案。電解水產氫技術依反應機制不同，其特性也會有所差異。茲分述如下：一、鹼性電解法(AEC)的技術成熟且成本低，但對於再生能源間歇性低負載部分有其劣勢。AEC商轉機種之電解效率約為60%，而其可運作負載大多介於 20-100%之間，因此對於再生能源發電低於額定負載20%的部分電能，AEC則無法運用。二、質子交換膜電解法(PEM)使用固態的全氟磺酸聚合膜(例如：Nafion)做為電解質。質子交換膜作為電解槽膜電極的核心部件，其作用不僅傳導質子，阻隔氫氣和氧氣的穿透，而且還為觸媒提供結構支撐，其性能的好壞直接決定電解槽的性能和使用壽命。另外，PEM技術因為使用貴重金屬電極觸媒Pt、Pd，而有高交換電流密度以及較佳的電解效率。但也由於質子交換膜與電極觸媒材料的成本仍高，因而阻礙PEM電解水產氫技術的實用化。因此，降低貴重金屬的負載量或開發適應酸性環境的非貴重金屬觸媒，而仍能保持高電解效能與操作壽命便成為研究重點。三、固態氧化物蒸氣電解法(SOE)必須在高溫環境(650-800℃)下操作，使用具傳導氧離子(O2- )之陶瓷材料做為電解質。SOE的技術優點除了具有能源轉換效率高，也不需要使用貴金屬觸媒，且可藉直接通入水蒸氣和CO2來生成合成氣，並應用於各式液體燃料的合成。目前SOE的電解效率最高可達到85%，也已進入示範驗證階段，但還需克服高溫操作下的啟動以及熱循環壽命不佳的問題。四、陰離子交換膜電解法(AEM)使用固態的陰離子交換膜(例如：AS-4)做為電解質。與PEM相較，由於可以使用非貴重金屬做為催化劑，使得催化劑成本得以大幅降低。儘管如此，目前商用的陰離子交換膜的離子傳導度相較於質子交換膜的仍低1~2個數量級，使得AEM在能源轉換效率上仍不如PEM。因此，AEM的發展需仰賴陰離子交換膜的研發與突破。整體而言，目前各類電解水產氫技術都有其不可取代的優勢，也都具有規模商轉的潛力，但亦有各自需要突破的挑戰，透過反應機制探討、催化劑設計、反應器的開發，到能結合再生能源的綠氫產製模組系統，當相關的困難點在未來被解決時，便可大幅降低綠氫的產製成本。目前電解槽的技術關鍵點在於能源轉換效率及運轉壽命，其中以鹼性電解系統(AEC)、質子交換膜產氫系統(PEM)的技術相對成熟，是目前電解槽的主流技術，也都有商轉實例。台灣現在就應該開始布局電解槽，不論是技術最成熟成本低的鹼性電解法(AEC)，最能和間歇性再生能源匹配結合的質子交換膜電解法(PEM)，或是高溫型的固態氧化物蒸氣電解法(SOE)以及最新創的陰離子交換膜電解法(AEM)，積極建構再生能源(離岸風能及太陽能)產氫、儲氫以及供氫之示範驗證場域，提供國內廠商進行產氫電解槽模組系統之長時間運轉的性能、可靠性及壽命測試，以期能帶動下游的氫氣儲運、燃料電池產業、以及相關氫能源應用領域之發展。林仁斌 (台灣環境保護聯盟學術委員)

童子賢董事長日前在環境部COP29戰情中心交流會後的專訪時提到：「南韓核能發電占比31%，也有產業競爭力可以輸出核電到世界各國；中國積極擴張核電，其總體發電量目前已超越核能大國法國」，並表示「台灣廢核，還要讓燃煤機組繼續運轉，對比英國將燃煤發電歸零的努力，他感到相當汗顏」。然而，社會溝通與倡議得要本於邏輯良知、根據科學事證，才是具備現代公民參與的基本素養。那麼，與其他國家相比，我們的減碳行動與應對氣候變遷的表現真的需要汗顏嗎? 擁抱核電，就真的能實現減碳嗎?從看守德國(Germanwatch)日前所公布全球主要溫室氣體排放國(歐盟與其他63國)的氣候變遷表現指標(CCPI)評量的結果(依往例前三名從缺，詳見https://ccpi.org/)，可知台灣與鄰近擁抱核電的國家在氣候變遷的表現半斤八兩(台灣、日本、南韓以及中國的總排名分別為60、58、63以及55)，也都落在表現最差的一組，這顯示核能發電占比與氣候變遷的表現並無必然的相關性。進一步比較上述各國歷年的CCPI結果，台日韓相差無幾，而中國的表現則是每況愈下(2020、2022以及2023年的排名分別是30、38以及51)，這是由於中國的溫室氣體排放量及其占全球總排放量比例仍是居高不下，也遲遲未能採取確效的能源對策與節能措施所致。細察台灣在各細項的排名，可知較差的項目是「溫室氣體排放」以及「能源使用效率」(排名分別是62與59)，這當然表示我們在能源轉型與能源使用效率的提升方面仍是有待強化。因此，各式再生能源、儲能與電網翻新要如何能兼顧公平正義與生態環境保育，有「正當性」的排除現有障礙並避免長久為人詬病的誤失，進而能大步加速建置與規模化發展，是現階段最需要先做的事。令人大惑不解的是，童先生彷彿對台灣以天然氣減煤的空污改善與減碳成效視而不見。近期核三廠二號機停機大修(核電歸零，非核家園不缺電)擁核人士更是不間斷地造謠「以肺發電」，大肆抨擊政府「非核家園」政策致使台灣火力發電大幅增加，致生空污，未能減碳。事實上，台灣的核電發電度數從2011年的421億度降低至2023年的178億度，大約減少58%，而這段期間以天然氣發電取代燃煤發電，減少舊型燃煤機組的使用，再加上改善空污防制設備，確實有效降低空污。就台電火力電廠空污排放總量而言，從2011年最高的10.9萬公噸，歷經多元措施努力，2023年已降至3.7萬公噸，減幅達到66%。民進黨蔡英文政府自2016年5月啟動能源轉型，以「減煤、增氣、展綠、非核」為發展方向，的確能兼顧穩定供電、環品改善及減碳排放。因此，2016年至2023年台電火力電廠空污排放總量已降至52萬公噸，相比2008年至2015年的80萬公噸，已減少35%。由此可知，我們正走在非核能源轉型的正確大道，「走對的路，一直走。做對的事，持續做」，更應加大力道發展各式技術成熟的再生能源與推行深度節能措施。而在極大化再生能源發電尚且未能達標前，以天然氣減煤來兼顧電力維穩供應與空污改善，使能務實因應減碳的要求仍是有其必要性。儘管如此，來之不易的些許減碳成果，因為總用電量的增加而被抵銷，使得2023年的電力排碳係數(0.494公斤CO2/度)幾乎與2022年相同(只下降0.001)，但相比2017年的0.554公斤CO2/度下降10.8%。細察經濟部能源局的公開資訊，從2017年到2020年的電力排碳係數是呈現逐年下降的走勢，分別為0.554、0.533、0.509以及0.502，而2021年則是數度為了滿足穩定供電，增加火力發電占比，而使電力排碳係數回升至0.509。相較而言，我們要善盡對抗全球暖化的減碳義務，確實還是有很大的努力空間。至於英國碳排放量的大幅削減，除了減煤發電，主要是歸功於總能源用量減少以及卓然的再生能源發展(2023年再生能源發電占比已提升至46%，其中風力發電占比為26%)，與核電的使用無關(1997年時的核能占比26%，2023年已降至13%)。的確，相對於今年9月英國結束142年的燃煤發電，成為最先落實廢止燃煤發電的國家，台灣迄今仍無法提出確切廢止燃煤發電的期程當然也是需要被強力監督與譴責的。由於台灣半導體業與AI發展的用電需求日增，台灣若要提升氣候變遷表現指標、有效降低空氣污染及電力排碳係數，首要之務就是加強再生能源的發展。至於核電，不但成本高昂、興建費時，台灣地震頻繁，地狹人稠，核能安全堪慮，核廢料更是難解。值得一提的是，核能的風險本質相較其他能源選項尤為顯著，而風險與成本要由誰承擔。從1980年核四的計畫興建到2014年馬英九政府的宣布核四封存，建廠總花費2838億的核四迄今未發出一度電，或許更值得大家深思。現實上，也沒有地方縣市會再同意境內新設核電廠或核廢料處置場，更是沒有「正當性」去執意使用核能而要賭上人民的生命財產安全與台灣永續的未來。事實上，就能源的生命週期而言，核能每度電的實際排碳量仍是較再生能源為高。鈾礦的開採和提煉、鈾燃料的製造和輸送、核電廠的興建和運轉(要有柴油或天然氣發電供電才能啟動設備運轉，無法獨立自行運轉)、核廢料的處理和處置，都用到其他含碳能源，所以核電絕對不是無碳能源。再者，核電也不是像再生能源一樣的永續性能源，因為鈾礦終有用完的一天。最重要的是，核能與再生能源在國家有限資源的分配上會有排擠效應，意即是「以核減碳」將有限資源投注在核電，將會遲滯再生能源發展，只會讓減碳更難實現。正因如此，國際的能源研究也顯示過往大舉推動核電的國家，並未有顯著較佳的減碳成效。毫無疑問，我們應該遵循《環境基本法》及《氣候變遷因應法》中「非核家園」目標的立法意旨與構框，持續並積極落實非核能源轉型，破除擁核勢力與立場偏頗的媒體所散播「以肺發電」謠言以及「以核減碳」迷思。「擁抱核電，減碳更難實現」，還會帶來更多的核廢料和更高的災變風險。唯有共同積極發展再生能源與深度節能，台灣的碳排放量才真正有可能下降。林仁斌 (台灣環境保護聯盟學術委員)

經濟部郭智輝部長日前赴立法院報告並受訪時表示：「他看相關核電民調支持已有六、七成，因此他認為核能共識這個命題不難，核能安全在台灣也不難」、「我們現在只剩下核廢料處理這個命題，所以大家一起努力」。郭部長如此的妄議令人難以苟同，更讓人感到遺憾。我國環境基本法第23條規定，政府應訂定計畫逐步達成非核家園目標；氣候變遷因應法第五條第三項第二款也規定要逐步落實非核家園願景。郭部長是公職人員，理應遵守國家法令和政策，但他竟然公然發表不當的擁核言論，實在違法失職。部分擁核人士不斷協同特定目的性的民調來製造高聲量，藉以吹響嘹亮「核能復辟」的號角並營造全民擁核的假象。請問郭部長，你有了解這些民調機構及其問卷設計是否有秉持資訊正確、問題公正的原則嗎？這難道不就是國家氣候變遷對策委員會第一次委員會議所決議要建立能源資訊充分揭露的平台，藉以弭平資訊落差、避免社會分裂的原由嗎?台灣環境保護聯盟(環盟)今年在執行對全國22個縣市永續環境施政評量時，特別針對核電議題予以詢問，從回覆結果得知「沒有縣市政府支持境內設置核電廠或核廢料處置場，也沒有縣市政府支持現有核電廠延役，或反對撤銷核四」。此一有政府文書根據的結果與上述民調出現極大的差異。請郭部長跟大家勿再被上述擁核者的誘導式民調所欺騙，應該正視縣市首長反對核電設置的事實，以及許多民眾對核電雖然支持，卻不希望核電廠或核廢料處置場在其所居住縣市設置的現實，更不應該再讓無端的核電爭議遲滯台灣現階段能源轉型與產業永續發展所最該先做的事情。發展核電違反世代正義，也危害台灣的永續發展，加強節約能源與再生能源發展才是台灣對抗全球暖化所應走的大道，也是目前全球對減碳能源對策的行動共識。台灣社會經過數十年的論辯，逐步達成共識，不再發展核電，才會將「非核家園」目標寫入上述法律。因此，我們不該再以減碳為由破壞台灣的非核共識，應該秉承初心，一起攜手為打造一個安全、健康、永續的美麗台灣而同心努力。林仁斌 (台灣環境保護聯盟學術委員)

經濟部長郭智輝先生近日受訪時表示：「核能共識這個命題不難，核能安全在台灣也不難」、「現在只剩下核廢料處理這個命題」。事實上，台灣要逐步邁向「非核家園」的共識寫入《環境基本法》第23條，而核電在台灣安全堪慮，核廢命題更是難解。首先，核電安全有其敏感性及嚴重性。台灣現有的四座核電廠都鄰近活動斷層，耐震明顯不足，若發生強震易引發核災。核一、核二廠距離北台灣最大的活動斷層帶僅有7公里與5公里，核四廠區下方則有S斷層帶存在，恆春斷層甚至就從核三廠區下通過，距離該廠核島區僅約700公尺，都不符合國際最新的建廠安全標準。因此，現有核電廠的延役或在原址增設核能機組的作法都是不可行。其次，別把核電安全賭注在是否發生致災地震的機率上。這全然是因為目前的科學仍然無法實現地震的預知，無法確定何時、何地會發生什麼樣的地震，要確保現在核電廠的安全是不可能的事。日本將核電廠方圓三十公里區域劃定為核災害對策重點區域(台灣目前僅是八公里)。如果以台灣核一、二廠方圓三十公里內居住高達五、六百萬人來看，根本訂定不出為重大核災事故準備的疏散避難計畫，更沒辦法能及時疏散。這也是國際期刊《自然》曾發表世界第一危險的核電廠在巴基斯坦(核電廠附近人口超過八百萬)，而台灣的核一、二廠則被列入第二、三危險的立論根據。最重要的是，「瞎子不怕槍」，卻絕對改變不了槍可奪命的現實。我們深知擁核勢力會藉「以核減碳」、改善空污、保護生態等理由繼續推銷核電，所以台灣的二次能源轉型仍將面臨嚴峻的挑戰。然而，台灣碳排僅占全球的0.6%，為了減少這麽少的碳排，值得我們犧牲「非核家園」的社會共識與台灣永續的安全嗎?台灣地狹人稠，斷層密布，地震、颱風等災害頻仍，沒有發展核電的自然與社會條件。回顧台灣核電廠自運轉以來，歷經各種意外事故，雖然天佑台灣，四十多年來台灣沒有發生重大核子事故。不過，三座核電廠也產生許多無法妥善處置的高階、低階核廢料。我們與其心存僥倖使用核電，不顧子孫福祉，不如展現落實非核家園的決心，加強節約能源與再生能源發展，才是我們能兼顧台灣永續安全、世代正義、以及善盡減碳義務的正確做法。林仁斌 (台灣環境保護聯盟學術委員)

為了減緩地球暖化與氣候變遷的效應，除了積極發展各式再生能源與節約能源，使用低碳、零碳的氫能源也是台灣邁向淨零排放的關鍵之鑰。因此，日前舉辦的聯合國氣候峰會(COP29)也提出「氫能宣言」，呼籲共同承諾「擴大以再生能源、清潔/零排放和低碳產生氫能，逐步替代目前使用無搭配減碳措施之化石燃料」，並將氫能納入國家氣候行動框架與能源發展路徑圖。不同的氫能技術各有其優劣點。電解水產氫的耗能遠較其他方法為高，目前所占全球氫產量不到1%，需仰賴日後充足且低價的綠電是最大的挑戰。目前全球有84%以上的氫氣來自化石燃料產氫(另有約15%來自於製程副產氫)，蒸氣重組結合水煤氣轉換法是最常見的產氫方式。而使用天然氣產氫(約占產氫量的60%)相較煤或石油產氫能避免衍生NOx及重金屬等污染物，因此也獲得較大的重視。由於此法的高碳排放量(12 kg CO2/kg H2)，需搭配CO2捕捉再利用或封存方能符合減碳的要求。但是台灣地處地震帶，尋找合適的CO2封存場址並不易，而且CO2捕捉再利用或轉化為高值化化學品的技術也尚待持續開發與規模化。天然氣熱裂解產氫是指天然氣在無氧環境下熱裂解以產生氫氣與固態碳，因此不會生成CO2。若再燃燒氫氣發電，即為中研院廖俊智院長所倡議的「去碳燃氫」淨零科技。雖然天然氣的主成分是甲烷(90%以上)，但仍含有少部分的乙烷、丙烷、以及丁烷，甚或少量的CO2、H2S等雜質，因此需要前處理以及選用適當的觸媒與反應條件來提升甲烷轉化率與氫氣產率，並減少固態碳以外的副產物。進一步大規模商業化更必須要克服觸媒失活、反應器的積碳阻塞、以及高能耗與生產成本等核心問題。值得一提的是熱裂解甲烷，每生產一公斤氫氣就會伴隨約三公斤固態碳的生成，如何去化副產物碳也是必須面對的課題。當然，固態碳相對氣液態的化石燃料儲存容易，因此也可先將產出的碳供作儲備能源之用。各種天然氣產氫方式皆有其優劣，需視各國不同的自然環境與社會條件以訂定其淨零路徑與策略，並選擇適宜的技術。雖然當前天然氣熱裂解產氫(藍綠氫)相較於目前商業化的蒸氣重組結合水煤氣轉換法產氫(灰氫或藍氫)尚不具成本競爭力，但是淨零減碳目標與碳費徵收法規標準的持續壓力，技術的持續研發並找出可行的碳材去化途徑，都是推動天然氣熱裂解產氫技術商業化的有利因素。毫無疑問，真正能達到無碳的綠電、綠氫才是最後的理想目標。然而，由於台灣半導體業與AI發展對綠電的需求日增，可能致使不易取得低價的綠電用以電解水產製綠氫。因此，目前以天然氣減煤或發展其熱裂解產氫發電(去碳燃氫)來做為橋接能源，使能務實達到2032的減碳目標仍是有其必要性，也是台灣逐步邁向2050淨零碳排的重要關鍵。