2025/12/31 06:57  
澳洲氫能投資寒潮來襲。（歐新社）
大能源企業紛退出綠氫產業
〔財經頻道／綜合報導〕2025年7月，全球能源巨頭英國石油（BP）宣佈，將退出位於澳洲的綠氫生產設施，這一項目曾預估成本高達360億美元，BP在AREH項目中擔任營運商和主要股東（持股 63.57%）的角色，市場認為，這項目等同於被主力開發商放棄。
專家指出，澳洲可再生能源中心（AREH）致力於開發多達26GW（2.6萬瓩）太陽能和風能，以年產160萬公噸綠氫，成為全球最大的可再生能源專案之一。
外媒指出，最初BP進入該計劃，是希望擴充套件低碳能源業務，但隨著公司股價表現不佳，開始縮減可再生能源支出，重新聚焦於石油和天然氣。但，BP並非唯一放棄綠氫野心的企業。同一時間，澳洲礦業巨頭Fortescue也將放棄約5.5億美元亞利桑那氫能項目，及澳洲格拉德斯通的1.5億美元PEM50項目，這些恐導致約1.5億美元的稅前減值。
此外，澳洲能源巨頭伍德賽德（Woodside Energy）報告稱，在放棄美國一項大型氫能項目後利潤大幅受損。還有2家日本大公司先前也撤回對澳洲開發氫能項目的支持，價值數十億元的日本投資澳洲氫能交易，似乎已經破裂。
能源諮詢機構Rystad Energy氫能分析師 Nigel Rambhujun 表示，在澳大利亞已公佈的綠色氫能管道項目中，大約三分之一已被暫停或取消。他強調，能源買家們缺乏承諾是該國此類項目面臨的最大問題。
專家指出，自2024年下半年開始，全球綠氫開發案陸續傳出延宕、甚至縮手，在2025年更明顯轉為「退場潮」，這令市場質疑，綠氫會不會是另一場新能源泡沫。
近一年，澳洲已有多個專案取消或延後，BP也宣布退出。（彭博）
澳洲綠氫夢停擺 真相曝光
曾經被譽為「氣候變遷解方」的綠氫，在全球能源轉型版圖中佔據關鍵地位。澳洲擁有豐富的再生能源資源，被視為全球最有潛力成為綠氫出口大國之一。
綠色氫是指 : 通過電解水、且電力完全來自可再生能源（風、光、水、地熱等）所生產的「綠色」氫氣。簡單來說，綠色氫氣是透過電力將水分子分解成氫氣和氧氣製成的，這意味著「成本降低的幅度受限於電力生產的成本」。
專家指出，澳洲AREH的26GW風力及太陽光電裝機，正是給未來電解槽「備糧」，只有先把可再生發電規模做大、成本降低，電解製氫綠色才有競爭力。但目前綠氫的生產成本遠高於天然氣重整法製得的灰氫，差距主要來自電解所需的電力成本。
分析師表示，澳洲並非缺乏低成本再生能源，而是「要把電穩定送到電解槽」的系統成本偏高。在缺乏明確補貼機制下，企業難以承擔綠氫的溢價成本，導致市場形成高度觀望。
國際能源署（IEA）與IRENA等國際大型能源機構表示，綠色氫最有價值的場景並非“大規模替代石油、天然氣或煤炭”，而是?那些直接電氣化難度高、對無碳化學還原劑或長時儲能有剛性需求的“硬脫碳”部門提供能源轉型解決方案。比如，鋼、化工、航運、航空等部門對高溫熱或分子燃料有不可替代需求，直接電化難度大。
IEA 在《Global Hydrogen Review 2024》指出，2023 年底全球水電解槽累計裝置容量約 1.4GW，2024年可望擴大到5GW；若把所有已公告的低排放氫專案都納入，2030年名目產能上看4900萬噸／年，但真正進入最終投資決定（FID）或動工的，只有約4%的「電解槽容量」進入FID或施工，而非氫氣產能。
分析師指出，在沒有明確買家、沒有補貼、電價也不夠低，加上專案規模過大且高利率環境，近一年已有多個專案取消或延後。IEA直言，這些正是澳洲退場潮的核心問題。
澳洲並非缺乏低成本再生能源，而是運送系統成本太高，導致夢想卡關。（擷取自社群平台）
小案順、大案崩 澳洲綠氫被現實狠狠修正
據報導，澳大利亞AREH等超大型項目之所以同時規劃26GW再生能源基地，就是要用自產、近乎零邊際成本的太陽能與風能來「餵飽」電解槽，否則氫價難以與化石燃料制氫競爭。綠色氫氣是透過電力將水分子分解成氫氣和氧氣製成的。這意味著成本降低的幅度受限於電力生產的成本。
專家指出，目前澳洲有約10多座綠氫生產設施，日產量多數在數公斤至1公噸之間，規模遠小於近期被取消的大型專案，例如中央昆士蘭氫能樞紐，原本規劃日產200公噸、中後期規模擴大至800公噸。
澳洲的設計邏輯，是「超大規模、出口導向、服務海外工業客戶」，但這樣的落差顯示，從小型實驗設施邁向大型工業規模，涉及規劃、建設、試運轉與長期營運等各層面，澳洲仍處於高度探索期，缺乏足夠的跨部門協作與工程整合經驗。
這導致歐洲、日本與韓國的終端用戶多數仍在觀望，長期購買合約（offtake）遲遲無法確定；另一方面，跨國運輸、氨裂解、碳足跡認證、電網與環評，層層卡關，任何一個環節出問題，整個案場都難以成案。
分析師指出，BP對外說法相當直白:買家縮手，商業模型撐不住。這也反映出一個現實：綠氫不是「有風、有太陽就一定會賺錢」的產業，而是一條極度依賴終端需求、補貼制度與金融環境的長鏈條產業。出口型、規模越大的案場，風險反而越集中。
IEA指出，近一年真正完成FID的電解槽專案，多半是「直接綁定煉油、化工、鋼鐵或運輸燃料的案場」，而非純出口用。這代表產業正在從過去的「萬用燃料幻想」，轉回「先解決現在最有付費能力的需求」。
分析師認為，這波海外綠氫項目退潮，不如說是市場開始做「壞帳提早認列」。對投資人而言，未來存活下來的將是「有終端需求、有補貼制度、有穩定電力、成本結構清楚」的案子。
川崎重工建造世界上第一艘液氫油輪。（擷取自社群平台）
日本進口氫氣成本是天然氣數倍
談到氫能技術，日本幾乎是全球公認的「領先指標」。不論是豐田的燃料電池、三菱重工的氫氣渦輪、川崎重工的液態氫運輸船，日本在「用氫」這一端的技術積累，確實領先各國。然而，這樣強國卻在澳洲接連踢到鐵板。
最具代表性的案例，是日澳合作的褐煤製氫與液態氫運輸計畫（HESC）。據報導，這計畫截止期限為2030年，日本政府已承諾在這個階段投資2200億日圓（約新台幣489億元）。但計畫歷時十多年，在2022 年成功將澳洲製造的液態氫首度運抵日本，後續大規模商業化卻一再延宕，傳出主因並不是技術失敗，而是「經濟性完全站不住腳」。
分析師指出，褐煤製氫即便搭配碳捕捉，成本仍遠高於市場可承受價格，加上日本終端用戶不願簽下高價長約，計畫無法擴大。
日本企業在澳洲布局的另一條路徑，是參與綠氫與綠氨出口，但問題同樣出在成本。IEA 指出，在未計入碳價或補貼的情況下，再生能源製氫的成本仍是化石燃料製氫的1.5到6倍。日本國內電價本就偏高，進口氫氣若再經過液化、航運與再轉換，單位能量成本幾乎是現有天然氣的數倍。
根據Kawasaki Heavy Industries（川崎重工）數據顯示，液態氫需在極低溫-253°C 液化，且液化過程能源損耗高，大約會消耗本身能量的30%左右，而氫的航運成本也遠高於 LNG。這對電力公司與重工業來說，在減碳壓力尚未轉化為「必須買單」的法規義務前，全面改用氫能風險太大。
專家表示，日本在氫能戰略上，是典型的「技術很強，但能源自給極低」的國家。在設備、系統與終端應用端領先世界，但上游綠電、土地與資源高度依賴進口，一旦海外案場的經濟性失衡，日本很難單靠國內市場撐起整個氫能供應鏈。
相較之下，歐盟推綠氫，是靠「碳價、補貼、強制減排法規」三件事同時上路；美國是靠IRA 45V每公斤最高3美元的生產抵減；日本則更多停留在「技術準備完成，但市場付費意願尚未成熟」的狀態。
這也解釋了為什麼日本企業在澳洲「技術成功、商業失敗」的案例特別多，真正阻礙日本氫能擴張的，從來不是工程問題，而是價格問題、法規問題與市場問題。
中國氫能發展火熱，關鍵原因是「內需去化」。（擷取自社群平台）
中國政府補貼 綠氫一路猛衝 
當澳洲、日本與歐洲部分案場接連降溫時，中國的綠電制氫卻顯得「異常熱絡」。根據 IEA 統計，中國目前已掌握全球約60%的電解槽製造產能，2023年底年產能約15GW，且仍在快速擴產；若按規劃推進，預計2030年前可望達50GW 規模以上，遠高於歐美。
與西方不同，中國的綠氫發展並非以「跨國出口」為主，而是以「內需去化」為核心，多數專案項目直接設在煤化工、煉油、鋼鐵與合成氨基地旁邊，用來取代原本的灰氫，包括新疆庫車「太陽能＋綠氫供中石化煉化」、內蒙「綠氫供煤化工」以及寧夏「綠氫供化工、甲醇、氨」等。
有業內指出，這種模式最大的優點，是需求立即存在，不需要漫長的國際談判與運輸配套，只要工程一蓋好就能消納。
專家指出，成本也重要關鍵，中國再生能源裝置成本、電力成本與電解槽設備成本，皆低於歐美日。中媒引述當地機構數據，綠氫成本已從2019年每公斤42元人民幣（約5.9美元）降到2024年約22元（約3美元），已逼近部分工業用戶可承受範圍，預計2030年前可望再降到15元人民幣（約2.13美元）。
IRENA & Hydrogen Council 等對「全球目前綠氫成本」的估計，多半是4–6美元/kg，預計到2030年才有機會普遍跌到2.5–4美元/kg。
不過，中國的「火爆」發展，也伴隨結構性風險。首先，多數專案高度仰賴地方政府補貼與行政推動，若補貼退場，商業模式是否能自立仍待驗證。其次，目前中國的綠氫標準、碳足跡認證與國際接軌程度仍有限，若未來要進軍歐盟、日本等高標準市場，仍需補齊制度缺口。
另外，中國的能源轉型同時還背負煤電穩定供應壓力，使綠氫在能源系統中的角色，仍屬「補充品」，而非「主力」。
專家指出，從產業鏈角度來看，中國真正的戰略優勢不在「誰最早出口氫」，而在於「誰能掌控全球電解設備、工程整合與成本曲線」。這一點，與當太陽能產業的崛起路徑高度相似。若說澳洲的退潮，是出口型綠氫夢想的降溫，中國的熱烈發展，恐代表全球綠氫產業的「製造端主控權」，正在加速向亞洲集中。