一、前言
由於日本現今有超過87%的初級能源仰賴於化石燃料供應，對實現2050年淨零碳目標是一大挑戰，因此日本將氫能視為減少溫室氣體排放的優先解決方案之一，積極開拓氫能相關技術並提出最新的能源長期計畫3E+S，將以能源穩定供應（Energy Security）、經濟效率（(Economic Efficiency）、環境保障(Environment)及安全性（Safety）為主要目標進行。
日本經濟產業省(METI)於2019年更新氫能戰略地圖中氫能和燃料電池的Roadmap，並公布其研發策略及促進國際合作方案，旨在開拓全球各經濟領域的生產、運輸和應用的氫能供應網絡，並投入運輸技術(儲存和運送)、燃料電池及電解槽等關鍵技術的研發。更於2020年投入800億日圓(7.48億美元)在氫能技術及潔淨車輛的補貼，並著重製氫及電解技術；運輸技術及國際供應鏈；推廣燃料電池、移動及發電的應用，並擴大供應鏈的生產規模，降低潔淨氫燃料的成本。

二、成本競爭力
從2011年開始，日本進口液化天然氣的成本約7~15美元/MBtu，換算成等值氫氣熱當量則相當於0.08~0.19美元/Nm3。因此為了與進口的液化天然氣實現價格競爭力並成為日本發電最主要的燃料，2030年預計在能源應用方面採購30萬噸/年的氫氣，並將氫氣成本降至0.28美元/Nm3，2050年則降至0.19美元/Nm3。

三、重要技術發展
(一) 電解製氫
推廣潔淨氫能及電轉氣(power to gas)技術是提高電解能效及降低成本的關鍵，因此日本預計於2030年將系統成本由目前的500-1000美元/kW(鹼性電解系統)降至467美元/kW，且電解製氫的能源效率達4.3 kWh/Nm3。為達成目標，2018年大林組株式會社與紐西蘭Tuaropaki Trust共同興建了1.5MW製氫廠，利用Tuaropaki地熱發電生產100噸的氫。2020年由日本新能源產業技術綜合開發機構（NEDO）、東芝能源、東北電力以及岩谷產業在日本福島縣浪江町打造10MW的鹼性電解槽，並利用20MW的太陽能製氫，其製氫效率高達1200 Nm3/hr。

(二)氫的運輸
在2019年，日本太陽能的成本為0.12美元/kWh，比歐洲貴了兩倍，離岸風電則是0.17美元/kWh，是歐洲的三倍。在日本國內製氫能力有限的情形下，藉由海外生產潔淨氫能後運回日本則更具效益，因此日本企業發展出許多運送以及儲氫技術如下：
1.液化氫：
日本企業於2016年籌組成立「無 CO2 氫能供應鏈技術研究協會(CO2-free Hydrogen Energy Supply-Chain Technology Research Association, HySTRA)」，其主要在建立示範場域和驗證從氫氣生產、運輸/儲存和應用的無CO 2氫能供應鏈技術。日本目前以澳洲廉價豐富的褐煤為原料，經由煤炭氣化與氫氣純化過程生產液態氫氣。為此，川崎重工業打造了世界上第一艘液化氫運輸船，預計以超低溫(-253°C) 技術液化氫氣，將氫氣由澳洲運回日本。而褐煤產氫過程中所排放的二氧化碳，則將利用二氧化碳捕獲與封存技術 (Carbon Capture and Storage, CCS)存放於澳洲當地。

2.有機氫化物-甲基環己烷MCH：
千代田化工研發出一種運送氫氣的方式，將苯與氫結合成甲基環己烷(MCH)，以利於常溫常壓下運輸儲存，但缺點是將MCH重新轉換成氫氣的成本相當高昂。目前千代田化工(Corporation)、Nippon Yusen（NYK）和三井物產（Mitsui＆Co.）計畫於2020年從汶萊運送MCH回日本，並已成功於MCH中提取氫氣作為天然氣發電的燃料，而甲苯則再從日本運回汶萊重新與氫結合，形成MCH循環。

3. 氨：
氨是一種在化肥和化工中廣泛應用且具成熟的生產、運輸技術及銷售管道的氣體，日本更是在其創新策略推動計畫中(2014-2018)發現，氨可作為氫的能源載體及直接作為發電或工業應用燃料的潛力，因此被視為取代傳統石化燃料且可解決氣候變遷的潔淨燃料之一。2019年日本能源經濟研究所(IEEJ)和沙烏地阿拉伯國家石油公司簽屬備忘錄，擬於沙國進行無碳氨生產之可行性研究。

(三) 碳捕捉及儲存CCS與碳循環
日本氫能戰略的長期計畫中潔淨氫能的生產是由可再生能源及石化燃料搭配碳捕捉/儲存(CCS）技術製成，以天然氣製氫的碳排強度為標竿，預計於2030年前減少60%排放量，並擬從製氫到終端使用的整個循環過程中實現淨零碳排目標。因此在日本-澳洲氫能供應鏈計畫中進行CCS大規模示範場域，並聚焦碳捕獲及分離技術，預估2020年碳捕獲成本達18.7美元/噸，且2025年可達商業化。此外，政府也積極推動碳循環，以CO2作為碳原子的來源，應用於水泥、合成燃料、塑膠等產品中。

四、氫的應用
(一)定置型燃料電池
ENE-FARM是一種家用型熱電共生系統，主要是利用天然氣提取氫氣，並注入燃料電池中發電，而發電時產生的熱能進行暖氣或熱水的供應。雖然天然氣重組過程中會釋放CO2和NOx，但相較於傳統公用事業供電具有更低的碳足跡及發電效率。因此，ENE-FARM自2009年上市以來，截至2019年11月已銷售超過三十萬台，日本預計2030年達530萬台。多年來，相關研究人員主要致力於延長產品壽命(目前約20年)及降低成本，2020年聚合物電解質燃料電池（PEFC）售價已降至約7,500美元、固態氧化物燃料電池（SOFC）約9,300美元，預計2021年政府將逐步取消補貼機制。
在商業和工業用燃料電池系統方面，政府研發方向主要為提高發電效率和延長生命週期，更預計於2025年實現系統成本降至2744-2573美元/kWh、發電成本降至0.16-0.23美元/kWh的目標。因此，東京天然氣公司與Miura Kogyo共同研發5kW的工業用固態氧化燃料電池(SOFC)，且發電效率可達65%。由三菱重工業與日立製作所共同設立之火力發電事業統合公司「三菱日立Power Systems」亦已與東京天然氣公司合作，開發SOFC與微氣渦輪(MGT)之複合式發電系統。其主要利用LNG或啤酒廠排放的沼氣提取甲烷，再結合廢氣中的再循環水蒸氣產生一氧化碳和氫氣，而SOFC與一氧化碳、氫氣、氧氣產生化學反應後發電，預計比傳統的發電及供熱方式可減少47%的二氧化碳排放。
由日本氫能發展方向可發現，日本政府並非直接提供氫氣作為家用或工業用燃料電池的燃料來源，而是由天然氣重組製氣氣的方式，雖會造成損失但其系統效率仍比電力傳輸方式高，此外亦可減少基礎設施布建費用。
(二) 移動型燃料電池
2019年日本經濟產業省(METI)主持全球氫能源部長會議，針對氫能在運輸方面佈署，提出「Ten, Ten, Ten」計畫-十年內一千萬個燃料電池系統、一萬座加氫站、發展交通基礎建設與市場的拓展。因此日本設定2025年20萬輛FCV；2030年達80萬輛、1200輛公車、1萬輛堆高機的目標，並另有購車補貼(最高約32000美元)，預計在5年內將FCV成本降至1萬美元(目前Toyota Mirai售價為6.9萬美元)，而2025年燃料電池堆及儲氫罐成本可減少約1/4，2030年則減少1/5。
1. 燃料電池車FCV
目前日本豐田汽車Toyota及本田汽車Honda占據全球燃料電池汽車(FCV)的領先地位，而韓國現代汽車自2018年底推出NEXO，2019年全球銷售量達4987輛遠超過Mirai的2494輛。因此Toyota正積極擴大產線並擬定全球銷售達3萬輛目標，且為拓展中國市場，與中華第一汽車集團、東風汽車、北汽集團、GAC還有億華通聯合開發燃料電池系統，藉以鞏固自身燃料電池車的國際地位。
2. 加氫站
目前日本在四個大都市及重要交通樞紐區已佈署116座加氫站(截至2020年5月)， 2025年預計有320座、2030年則是900座投入營運。此外，政府將放寬法規限制以加速加氫站的發展，如減少昂貴材料和零組件的限制、縮短設施之間距、取消對儲氫量的限制，並更改營運程序以降低成本。目前已由液化空氣集團(Air Liquide)於2020年10月在川崎建置首座無人加氫站，其具備遠程監控、防止氫氣洩漏等確保安全的措施。

五、小結
近幾年氣候變遷劇烈，國際間致力於發展減碳技術及擴大應用，而氫氣除了運輸、工業之外也可用於發電，或是儲存再生能源，因此被視為達成淨零碳目標的關鍵技術之一。綜觀日本氫能發展，除積極投入產氫、運輸、應用的研發外，更與其他國家共同合作，以突破技術缺口及拓展國際供應鏈。而我國與日本同為高度依賴進口能源國家，經濟體系與產業結構類似，因此如能藉由國際合作奠定發展之基礎，除可實現我國淨零碳目標外，亦有助於掌握未來氫能之商機。