台灣過去一年內發生三次嚴重跳電事故，最近一次是 2022 年在 3 月 3 日，興達電廠發生人為疏失事故，造成全台 549 萬用戶停電，經濟損失達 60 億元，凸顯出台灣發電結構脆弱的問題。目前台灣發電來源以天然氣和煤炭為主，分別供應 43% 和 36% 的電力，核電佔 11 %，光電和風電為主的再生能源佔 6%，其餘為水力發電。根據政府規劃，核電在 2025 年退場後，天然氣佔比將升至 49% ，煤炭佔 33% ，再生能源佔 15%。然而，天然氣儲存時間短且價格易受國際政治影響，再生能源發電不穩定，屆時缺電風險將大增。台灣迫切需要自主性高且穩定的基載電力來源，而地底蘊藏的豐富地熱資源或許是解方。
台灣蘊藏豐富地熱資源，是基載電力的極佳選項
地熱發電是利用地球內部源源不絕的熱能加熱地下水，經由地熱井湧出地表加以汽化成蒸氣，即可推動渦輪機發電，發電後的蒸氣冷凝成水後回注地層可循環使用。不同於光電和風電屬於間歇性發電，地熱發電可 24 小時不停運轉，是唯一能作為基載電力的再生能源，且碳排放量只有光電和風電的一半不到，相同發電量所需的土地面積更只有光電的百分之一。由於只有位處於火山帶或是板塊推擠處的國家才有地熱，全球地熱總發電量不高，只有 94.0TWh，佔比約 0.3% 。美國以發電量 17.1TWh 位居第一，印尼以 15.9TWh 次之，而菲律賓以 10.3TWh 排名第三，其他還包含冰島、日本、土耳其、和肯亞。
台灣正位於環太平洋火山帶，根據工研院於 2013 年的初步估計，深度 3 公里以內的淺層地熱發電潛能為 0.98GW，深度 3 公里至 6 公里的深層地熱，其理論發電潛能約 31.8GW，總計達到 32.7GW，相當於 17.2 座核三廠，其中 7 成地熱資源北部大屯火山群和宜蘭平原，可就近供應北部用電熱區，其他包含花東地熱區和南投盧山地熱區。台灣豐富的地熱資源還吸引由比爾蓋茲 (Bill Gates) 投資的瑞典地熱開發公司倍速羅得 (Baseload Capital) 前來投資，選在花蓮紅葉村興建電廠，發電容量規劃為 2.4MW，預計 2023 年商轉。
開發面臨重重關卡
台灣坐擁龐大地熱資源，卻長期忽視地熱發電發展。開發耗時，成本過高，且回收期長是主要因素。根據國際可再生能源機構( International Renewable Energy Agency )的資料，一座電廠從選址探勘到商轉，至少需 7 到 10 年的時間，每 kW 裝置量的建置成本為美金 4,468 元，是風電廠的 3 倍，光電廠的 5 倍。後續維護支出也是一大負擔。為避免管線發生結垢問題，需要 24 小時持續注入結垢抑制劑，並搭配每年或數年一次的機械或鹽酸清井。因此地熱發電的均化發電成本較高，每度 ( kWh ) 為美金 0.071 元，高於光電的美金 0.057 元和岸上風電的美金 0.039 元。
除了成本問題，台灣高山多且地質複雜，是否適合發展地熱發電一直備受爭議。地熱資源大多位於國家公園內或是地質災害敏感區，受法規限制難以開採。民眾也擔憂開發會增加土石流或地震的機率，或是造成地層中的硫化物外洩引發空氣污染。扣除有土地爭議的區域，淺層地熱的發電潛能只有 150MW ，經濟效益甚微。若是要開鑿深層地熱，需要使用增強型地熱系統( Enhanced Geothermal System, EGS )，在岩壁中鑽井製造縫隙，再注水使其加熱成蒸氣推動渦輪機發電。不過，目前 EGS 系統尚未成熟且投資成本非常高，工研院預估 5-10 年內難以投入使用。
欠缺法規和財務支持是最大瓶頸
除了成本和環境考驗外，業者認為地熱發展最大問題在於政策不明且補貼誘因不足。自台灣政府於推出能源轉型政策以來，除了喊出 2025 年地熱發電裝置量達到 200MW 的目標，沒有推出配套措施來推動發展。無論是光電或風電均有相關法規依循，地熱產業至今仍沒有專法保障，導致國內外業者不敢貿然投入。政府目前是以「溫泉法」來管理地熱資源，但這法規是針對溫泉區的開發和觀光，和能源開發是完全不同領域，行政人員也缺乏專業知識，審查往往被擱置。再者，申請建造地熱電廠程序極為複雜，涉及中央和地方政府各種法規和行政關卡，但政府並未設立單一窗口，業者得自己摸索流程，耗費龐大的時間和成本。
相較龐大的投資成本，政府的補貼可謂杯水車薪。一口探勘井需要新台幣 3 千萬至 5 千萬，每次探勘需要開鑿 3 至 5 口井，一口地熱井需要 1.5 億至 3 億，等於前期投資金額高達 3 億至 5 億。而政府僅為每個地熱開發案提供最高新台幣一億的補助金，還需先自行投入資金後才能申請，經濟誘因不足。其他研究經費，稅收減免，公共效益基金至今都沒有明確的規劃。另外，地熱發電的躉購費不高，電廠裝置容量 2MW 以下每度為新台幣 5.7736 元，2MW 以上為新台幣 5.1956 元。以新清水電廠估算，修復成本新台幣 7.6 億，裝置容量 4.2MW ，每年生產 2,500 萬度電，至少需要 5~ 6 年才能回收，若是計入探勘和鑽井的費用，回收期就更長。
日本經驗值得借鏡
台灣地熱發展停滯 30 年，技術及觀念都跟國際嚴重脫節，政府可參考鄰國日本的經驗。日本淺層地熱的發電潛能達 23.8GW ，僅次於美國的 30.0GW 和印尼的 27.8GW，但發電量佔比只有 0.3% 。日本在發展時面臨到和台灣相似的挑戰，包括土地法規嚴格，國家公園區域內無法開發，民眾擔憂環境影響而反對，以及成本過高等問題。日本地熱發電從 1990 年代後停滯多年，2011 年 311 福島地震地熱發電產業帶來重大轉捩點。當時日本東北 11 座地熱電廠在歷經地震海嘯竟安然無損，成為當地災後重要的電力來源。日本政府驚訝於地熱電廠抵抗天災的能力，重新積極推動地熱發電，311 地震前的裝置容量約 522MW，目標至 2030 要成長到 1,550MW，發電佔比達 1%。
為了促進發展，日本政府制訂了一連串政策，例如鬆綁國家公園限制，設立單一專責部門來縮短行政流程。政府也和產學界合作擴大調查地熱埋藏點，並集結專家成立委員會為業者提供諮詢服務，提高探勘成功的機率。針對高昂的探勘和鑽井的支出，政府提供 50%~100% 的補貼，並為業者的貸款提供責任擔保。另外，地熱發電的躉購費率極具吸引力，電廠裝置容量低於 15MW 為每度 42 日圓，大於 15MW 的為每度 27.3 日圓，都高於均化發電成本每度 13.3日圓，提供業者誘因繼續發展，並鼓勵民間企業設置小型電廠。在政府積極推動下，小型電廠如雨後春筍般蓬勃發展，2010 年只有 17 座地熱電廠，2020 年大小電廠總計已達 90 座，成長非常驚人。
由日本經驗來看，台灣政府若想達到 2025 年地熱發電目標，首要完善地熱政策，應儘速制訂地熱專法，設立單一政府窗口加速行政程序，進行全國性的地熱資源調查，並提供更多補貼和財務支持來分擔業者的開發風險。政府亦可提高躉購費率，提供稅賦抵減，以吸引業者持續投入。台灣面對日益艱鉅的用電挑戰，能否利用地熱發電解決台灣電力供應挑戰，考驗著政府的智慧和決心。