台灣新能源政策必須把深層地熱當國家戰略
楊聰榮（台中科技大學會計資訊系兼任教師，中台灣教授協會理事長，任教於台灣師範大學）
台灣的能源困境已經不只是「缺不缺電」的技術問題，而是國安、產業與氣候三重壓力交疊的結構性危機。要走出泥淖，新能源政策不能只在天然氣、燃煤與核能之間拉扯，新一代地熱技術其實有機會成為第三支柱，把台灣從高度進口依賴的困局中解套。
根據經濟部能源署資料，台灣超過 98％ 的一次能源仰賴進口，國內幾乎沒有可觀的化石燃料資源，這些能源幾乎都靠海運進來。學者估算，目前約 98％ 的能源是經由面向中國的三個港口輸入，一旦出現封鎖或航道中斷，就會直接威脅電力供應。燃料結構上，天然氣與煤炭是台電系統的主力，2024 年台灣電力結構中，大約有 42～47％ 來自天然氣，31～39％ 來自燃煤，整體 8 成以上發電量仍來自化石燃料，再生能源只占約 11～12％。天然氣幾乎百分之百仰賴進口，最新數據顯示，台灣約 99％ 的天然氣來自澳洲、卡達、美國等國的液化天然氣，國內產量只占 1％ 左右，煤炭與石油同樣高度仰賴進口，有社論形容，台灣化石燃料將近 98％ 都是買來的。這樣的結構意味著國際燃料價格只要一有風吹草動，台電與民生電價就會跟著劇烈波動，而且一旦區域情勢緊張，封鎖或運輸中斷不再只是兵棋推演，而會直接變成停電與產業鏈斷鏈的真實風險。
在再生能源發展方面，這幾年台灣風電與光電的裝置容量成長非常快速。能源署統計顯示，併網再生能源裝置容量從 2016 年的 1.92GW，增加到 2023 年的 19.31GW，短短幾年間成長超過 10 倍，離岸風場在颱風邊緣風場良好時，甚至可達九成以上滿載發電，技術與耐風能力都已逐步成熟。問題出在時間分布與負載結構並不匹配，太陽光電在午後四到五點輸出迅速下降，偏偏這時候用電仍在高檔，形成典型的鴨子曲線壓力，離岸風電則受季風、颱風與維修期影響，輸出強弱有明顯季節性與氣候變化。在穩定供電這個關鍵指標上，政府被迫持續把天然氣當成主力基載，造成 2025 年前八個月，化石燃料發電占比高達 87％，天然氣獨自佔到 47％ 的歷史新高。風光再怎麼蓋，只要缺乏穩定的非化石基載，天然氣就很難退場，能源安全與淨零路徑也會被卡在原地。
台灣其實踩在一座巨大的火山禮物上。身為環太平洋火山帶的一環，台灣地下儲存了豐富的熱能。經濟部中央地質調查所整合鑽井與地球物理資料，運用儲熱體積法評估，在 2023 年公布全台地熱發電潛力約 40GW，幾乎等同於目前台灣整體裝置容量的規模。後續研究進一步區分淺層與深層，淺層可開發潛力約 1GW，深層資源可達 40GW，實際可行的開發目標大約 10GW，被視為兼具現實與企圖心的區間。學者針對大屯山、清水礁溪、廬山、瑞穗、霧鹿延平、知本金崙、寶來、關子嶺、苗栗與東埔等 10 個重點地熱帶進一步估算，在 3 到 6 公里深度可以支持高溫地熱電廠，理論發電潛力同樣上看 40GW，這些區域從北台灣一路延伸到花東與南部山區，只剩彰化與雲林缺乏顯著資源。與風光相比，地熱最大的優勢是可以 24 小時運轉，容量因子可以達到 80～90％，幾乎不受颱風與日夜變化影響，如果實際開發到 3～6GW，就等於多蓋出 3～6 座高稼動率的火力或核電廠，不再排放大量二氧化碳，也不用擔心燃料被封鎖。
政府並不是完全忽視地熱。經濟部近年的規畫指出，希望透過既有與新場址開發，在 2025 年達到 20MW，2030 年 200MW，2040 年 2GW，2050 年累積 6GW 的裝置容量，並在官方宣傳中把這視為地熱作為第三支柱的長期藍圖。現實卻是，截至目前仍只有少數小型電廠並網，總裝置容量不到 10MW，連第一階段 20MW 的目標都還在追趕。學術研究與產業觀察普遍指出幾項瓶頸。勘探風險極高，台灣地質破碎，斷層密集，哪裡有高溫且高滲透率的地熱儲層，往往要鑽到 3 公里以下才知道，一口井動輒花上數億元，失敗率卻不低，私部門難以承擔這種高額前期成本加上高度不確定性。法規與行政程序分散，地熱涉及礦業、溫泉、水權、環評與原住民族土地等多重法律與管制，開發者常形容，一個案子要跑遍半個政府，開發時程被嚴重拉長。價格機制也缺乏足夠誘因，相較於風電與太陽光電早期有明確的躉購費率與競標制度，地熱在躉購價格、容量保證與長期合約等方面仍偏保守，很難吸引長期資金大規模投入。結果就是，台灣明明擁有全球少見的高溫地熱條件，裝置容量卻遠遠落後於太陽能與風電，成為書面上很美、實務上很弱的新興能源。
要讓地熱真正成為第三支柱，視野不能停留在現有淺層蒸汽井，而是必須把目光放到 3～6 公里深度的高溫乾熱岩資源，強化型地熱系統 EGS 與循環地熱 AGS 等新技術正是要解決這個問題。最新地球物理研究指出，如果要在 2050 年前達到 3～6GW 地熱裝置容量，台灣勢必要大規模開發深層地熱，並採用 EGS 技術在人造裂隙中注水取熱，才能突破天然裂隙有限的瓶頸，這類作法在全球仍屬前沿，美國與歐洲已開始出現商轉示範，台灣如果及早跟進，就有機會在技術與產業鏈上卡位。值得注意的是，Google 今年與瑞典的 Baseload Capital 簽下亞洲第一個地熱企業購電合約，在台灣採購 10MW 地熱電力，預計在 2029 年上線，發電量足以讓台灣現有地熱裝置容量翻倍，同時也是台灣首件企業地熱長期購電合約，這顯示跨國科技產業願意用長約支持地熱投資，也證明地熱非常適合供應 24 小時運轉的資料中心與 AI 算力需求。如果台灣能把 EGS 等深層技術與企業長期購電合約結合，就有機會形成科技業、地熱開發商與國家三方共構的新型能源模式，而不是繼續單純依賴台電獨力承擔所有風險。
新能源政策若要善用地熱新技術的潛力，必須在國家戰略層級做出幾項清楚調整。政策上要把地熱從附錄拉升為主角，在 2050 淨零路徑與能源轉型白皮書中，明確設定地熱在 2040 與 2050 的目標占比，把 3～6GW 視為下限而不是天花板，並定期檢討是否有條件往 10GW 的可行開發目標前進。中央應考慮建立國家地熱探勘公司或國營鑽井隊，由公部門或公股公司負責高風險的前期勘探與鑽井，成功後再透過公開標租或與民間合作開發，讓民間資本負責電廠建置與營運，這種國家承擔地質風險、民間負責技術與效率的分工，在冰島與印尼等國都已有可供借鏡的模式。
在空間與技術布局上，可以以 EGS 為核心，規劃一到兩個國家深層地熱示範區，優先選擇地熱梯度高、人口密度相對適中又有產業需求的區域，例如大屯山與花東縱谷，結合學研機構與國際團隊，共同開發數個深層井群，公開數據與監測結果，並把誘發地震管理與原住民族協商機制一開始就納入設計。地熱的價格與金融工具也必須全面升級，在合理的躉購費率與容量補貼之外，要明文開放企業與地熱開發商簽訂長期購電合約，並將地熱納入綠色金融分類標準中的優先轉型項目，讓保險、退休基金與國際綠色基金得以參與投資。同時要把地熱納入能源安全與國土規劃的地方治理架構，宜蘭、花蓮、台東與北投、南投等縣市應被視為國家級能源基地，中央在稅收分配、回饋機制與土地利用上給予明確誘因，讓地方政府與社區能夠分享收益，而不是只承擔風險。
台灣人常說自己沒有資源，地質學家的研究卻提醒我們，腳下其實踩著 40GW 的高溫地熱庫，只是至今欠缺足夠的勇氣與制度去打開。當全世界都在思考 AI 時代穩定電力來源為何時，如果台灣仍把選項侷限在多蓋幾座天然氣機組與核電要不要重啟的二元辯論，就會錯失一次把能源安全、產業競爭力與淨零路徑一起升級的機會。把地熱新技術當成真正的國家戰略投資，讓台灣從被國際能源市場牽著走的被動角色，轉變為用自己的地下熱源撐起一部分電力的自主能源國家，或許才是這座島嶼在風雲詭譎的 21 世紀裡，最務實也最有想像力的能源解方。
