台湾过去一年内发生三次严重跳电事故，最近一次是 2022 年 3 月 3 日，兴达电厂发生人为疏失事故，造成全台 549 万用户停电，经济损失达 60 亿元，凸显出台湾发电结构脆弱的问题。目前台湾发电来源以天然气和煤炭为主，分别供应 43% 和 36% 的电力，核电占 11%，光电和风电为主的再生能源占 6%，其余为水力发电。根据政府规划，核电在 2025 年退场后，天然气占比将升至 49%，煤炭占 33%，再生能源占 15%。然而，天然气储存时间短且价格易受国际政治影响，再生能源发电不稳定，届时缺电风险将大增。台湾迫切需要自主性高且稳定的基载电力来源，而地底蕴藏的丰富地热资源或许是解方。
台湾蕴藏丰富地热资源，是基载电力的极佳选项
地热发电是利用地球内部源源不绝的热能加热地下水，经由地热井涌出地表加以汽化成蒸气，即可推动涡轮机发电，发电后的蒸气冷凝成水后回注地层可循环使用。不同于光电和风电属于间歇性发电，地热发电可 24 小时不停运转，是唯一能作为基载电力的再生能源，且碳排放量只有光电和风电的一半不到，相同发电量所需的土地面积更只有光电的百分之一。由于只有位处于火山带或是板块推挤处的国家才有地热，全球地热总发电量不高，只有 94.0TWh，占比约 0.3%。美国以发电量17.1TWh 位居第一，印尼以 15.9TWh 次之，而菲律宾以 10.3TWh 排名第三，其他还包含冰岛、日本、土耳其、和肯亚。
台湾正位于环太平洋火山带，根据工研院于 2013 年的初步估计，深度 3 公里以内的浅层地热发电潜能为 0.98GW，深度 3 公里至 6 公里的深层地热，其理论发电潜能约 31.8GW，总计达到 32.7GW，相当于 17.2 座核三厂，其中 7 成地热资源北部大屯火山群和宜兰平原，可就近供应北部用电热区，其他包含花东地热区和南投卢山地热区。台湾丰富的地热资源还吸引由比尔盖兹 (Bill Gates) 投资的瑞典地热开发公司倍速罗得 (Baseload Capital) 前来投资，选在花莲红叶村兴建电厂，发电容量规划为 2.4MW，预计 2023 年商转。
开发面临重重关卡
台湾坐拥庞大地热资源，却长期忽视地热发电发展。开发耗时，成本过高，且回收期长是主要因素。根据国际可再生能源机构 (International Renewable Energy Agency) 的资料，一座电厂从选址探勘到商转，至少需 7 到 10 年的时间，每kW装置量的建置成本为美金 4,468 元，是风电厂的 3 倍，光电厂的 5 倍。后续维护支出也是一大负担。为避免管线发生结垢问题，需要 24 小时持续注入结垢抑制剂，并搭配每年或数年一次的机械或盐酸清井。因此地热发电的均化发电成本较高，每度(kWh)为美金 0.071 元，高于光电的美金 0.057 元和岸上风电的美金 0.039 元。
除了成本问题，台湾高山多且地质复杂，是否适合发展地热发电一直备受争议。地热资源大多位于国家公园内或是地质灾害敏感区，受法规限制难以开采。民众也担忧开发会增加土石流或地震的机率，或是造成地层中的硫化物外泄引发空气污染。扣除有土地争议的区域，浅层地热的发电潜能只有 150MW，经济效益甚微。若是要开凿深层地热，需要使用增强型地热系统 (Enhanced Geothermal System, EGS)，在岩壁中钻井制造缝隙，再注水使其加热成蒸气推动涡轮机发电。不过，目前 EGS系统尚未成熟且投资成本非常高，工研院预估 5-10 年内难以投入使用。
欠缺法规和财务支持是最大瓶颈
除了成本和环境考验外，业者认为地热发展最大问题在于政策不明且补贴诱因不足。自台湾政府于推出能源转型政策以来，除了喊出 2025 年地热发电装置量达到 200MW 的目标，没有推出配套措施来推动发展。无论是光电或风电均有相关法规依循，地热产业至今仍没有专法保障，导致国内外业者不敢贸然投入。政府目前是以「温泉法」来管理地热资源，但这法规是针对温泉区的开发和观光，和能源开发是完全不同领域，行政人员也缺乏专业知识，审查往往被搁置。再者，申请建造地热电厂程序极为复杂，涉及中央和地方政府各种法规和行政关卡，但政府并未设立单一窗口，业者得自己摸索流程，耗费庞大的时间和成本。
相较庞大的投资成本，政府的补贴可谓杯水车薪。一口探勘井需要新台币 3 千万至 5 千万，每次探勘需要开凿 3 至 5 口井，一口地热井需要 1.5 亿至 3 亿，等于前期投资金额高达 3 亿至 5 亿。而政府仅为每个地热开发案提供最高新台币 1 亿的补助金，还需先自行投入资金后才能申请，经济诱因不足。其他研究经费，税收减免，公共效益基金至今都没有明确的规划。另外，地热发电的趸购费不高，电厂装置容量 2MW 以下每度为新台币 5.7736 元，2MW 以上为新台币 5.1956 元。以新清水电厂估算，修复成本新台币 7.6 亿，装置容量 4.2MW，每年生产 2,500万 度电，至少需要 5~ 6 年才能回收，若是计入探勘和钻井的费用，回收期就更长。
日本经验值得借镜
台湾地热发展停滞 30 年，技术及观念都跟国际严重脱节，政府可参考邻国日本的经验。日本浅层地热的发电潜能达23.8GW，仅次于美国的 30.0GW 和印尼的 27.8GW，但发电量占比只有 0.3%。日本在发展时面临到和台湾相似的挑战，包括土地法规严格，国家公园区域内无法开发，民众担忧环境影响而反对，以及成本过高等问题。日本地热发电从 1990 年代后停滞多年，2011 年 311 福岛地震地热发电产业带来重大转捩点。当时日本东北11座地热电厂在历经地震海啸竟安然无损，成为当地灾后重要的电力来源。日本政府惊讶于地热电厂抵抗天灾的能力，重新积极推动地热发电，311 地震前的装置容量约 522MW，目标至 2030 要成长到 1,550MW，发电占比达 1%。
为了促进发展，日本政府制订了一连串政策，例如松绑国家公园限制，设立单一专责部门来缩短行政流程。政府也和产学界合作扩大调查地热埋藏点，并集结专家成立委员会为业者提供咨询服务，提高探勘成功的机率。针对高昂的探勘和钻井的支出，政府提供 50%~100% 的补贴，并为业者的贷款提供责任担保。另外，地热发电的趸购费率极具吸引力，电厂装置容量低于 15MW 为每度 42 日圆，大于 15MW 的为每度 27.3 日圆，都高于均化发电成本每度 13.3 日圆，提供业者诱因继续发展，并鼓励民间企业设置小型电厂。在政府积极推动下，小型电厂如雨后春笋般蓬勃发展，2010 年只有 17 座地热电厂，2020 年大小电厂总计已达 90 座，成长非常惊人。
由日本经验来看，台湾政府若想达到 2025 年地热发电目标，首要完善地热政策，应尽速制订地热专法，设立单一政府窗口加速行政程序，进行全国性的地热资源调查，并提供更多补贴和财务支持来分担业者的开发风险。政府亦可提高趸购费率，提供税赋抵减，以吸引业者持续投入。台湾面对日益艰巨的用电挑战，能否利用地热发电解决台湾电力供应挑战，考验着政府的智慧和决心。