氫能對傳統天然氣市場的替代效應
討論氫能能否取代天然氣，不能只看兩者都可作燃料，便假設市場會線性轉移。天然氣目前仍是全球能源系統的重要支柱。Energy Institute《世界能源統計年鑑》資料顯示，2024年全球天然氣需求增長約2.5%，增加1,130億立方米；天然氣佔全球化石燃料約29%，並滿足約四分之一全球一次能源需求。這說明天然氣並非一個正在迅速消失的市場，而是在電力、工業、居民供暖和化工原料等領域仍具備龐大需求基礎。
氫能的替代效應，集中於幾個具備政策壓力和技術必要性的場景。第一是工業部門，尤其是煉油、合成氨、甲醇、鋼鐵及高溫工業熱。現時全球氫氣需求本身已相當可觀，IEA指出2023年全球氫氣產量達9,700萬噸，但低排放氫佔比不足1%。這意味着今天的氫產業很大程度仍依賴天然氣、煤炭等化石能源生產，未來真正的替代，不是「氫取代氣」那麼簡單，而是「低碳氫取代化石氫，再逐步替代部分天然氣直接燃燒」。
在工業場景中，氫的角色較清晰。若企業本身已使用氫作原料，例如煉油脫硫、合成氨、甲醇生產，低碳氫可直接替代灰氫，減排邏輯最順。若是以天然氣提供高溫熱能，氫能則可作燃料替代，但需要改造燃燒器、管道、儲存和安全系統。對鋼鐵而言，氫基直接還原鐵是長期減碳路徑之一，但它替代的更多是煤和焦炭，而非單純替代天然氣。
第二個場景是發電。天然氣發電的優勢在於靈活調峰、啟停速度快，可配合可再生能源波動。氫能發電同樣具備低碳調峰想像，但目前成本、供應量和設備成熟度仍限制大規模應用。更現實的做法，是先在燃氣輪機中摻氫，逐步提高氫比例，而不是一開始便全面改用純氫。摻氫可以利用部分既有天然氣基礎設施，但受制於管網材料、燃燒特性、熱值下降和終端設備兼容性，並非無成本替代。
歐洲的經驗值得參考。IEA資料顯示，2024年歐盟天然氣需求約回升1%，但發電用氣下降約5%，主因是可再生能源發電大增；工業用氣則因價格回落而恢復，但仍較2019年低近15%。這反映天然氣需求被削弱的主要力量，短期內未必是氫，而是可再生能源、節能、電氣化及產業活動變化。氫能更多是中長期補充，而非短期主導力量。
成本決定速度，能源公司走向「氣氫並行」
氫能替代天然氣的最大障礙是價格競爭力。天然氣是一種成熟大宗商品，全球供應鏈完整，LNG貿易、管道輸送、地下儲氣和燃氣電廠均已規模化。氫氣則不同，低碳氫仍處於早期產業化階段，電解槽成本、可再生電力價格、利用小時數、儲運成本和終端改造成本，都會影響最終價格。IEA在《Global Hydrogen Review 2024》中指出，低排放氫仍屬新興行業，成本存在不確定性，且電解槽成本估算已因更成熟項目資料而上調。
如果以灰氫看，天然氣重整製氫本身成本較低，但減排效果有限；若加上碳捕集，便成為藍氫。IEA 估算，以天然氣蒸汽重整製氫並配套碳捕集，在55%至70%捕集率下的減排成本約為每噸二氧化碳60至85美元，若捕集率超過90%，成本約為每噸85至110美元；同時還要處理上游及中游甲烷排放問題。這說明藍氫並非免費減碳，而是天然氣公司將自身供應鏈低碳化的一種過渡方案。
綠氫則更依賴低成本可再生電力。理論上，當風電、光伏電價足夠低，電解水製氫成本會下降；但現實中，設備利用率、併網、土地、儲運和融資成本都會推高項目價格。因此，氫能若要與天然氣直接競爭，通常需要碳價、補貼、強制減排標準或綠色產品溢價支持。沒有政策約束時，多數工業用戶仍會選擇更便宜、更穩定的天然氣。
這也是為何能源公司的轉型策略不是簡單放棄天然氣，而是「氣氫並行」。大型油氣公司通常會沿三條路徑部署：一是以天然氣資源發展藍氫，配合碳捕集與封存，延長天然氣資產壽命；二是投資綠氫及氨、甲醇等衍生燃料，進入未來低碳燃料貿易；三是改造LNG接收站、管網、儲氣庫和燃氣電廠，使其具備摻氫或未來轉氫能力。
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