科學人／同時擁有2種型態…地熱崛起 成台灣綠能新動力

從上個世紀的石油危機，到這20年來因應全球暖化必須節能減碳，取自大自然的再生能源一直是潔淨能源的選項之一。事實上，除了因應氣候變遷，從這20年來的戰爭、疫情、關稅政策等國際局勢，台灣都必須提高再生能源的比例，減少對進口能源的依賴。

台灣的能源政策在2016年定調為「2025非核家園」，2021年新增「2050淨零轉型」政策，規劃到2050年的總電力配比中，再生能源要佔60~70%。2024年，政府宣佈推動「能源轉型2.0」，再生能源涵蓋的項目，除了太陽光電、離岸風電，亦包括地熱、小水力、氫能、生質能等多元綠能；其中的地熱是「前瞻能源行動計畫」的發展項目之首，受到積極推動。

去年（2024）台灣再生能源的發電量約佔總發電量的11.7%，其中太陽光電與風電合計佔8.9%，地熱僅0.01%。太陽光電與風電發展已久，然而經過今年7月初丹娜絲颱風的摧殘，吹壞了台灣15萬片光電板，不僅動搖大眾對太陽能供電穩定性的信心，也挑起對環境污染的疑慮；台灣風電中的固定式離岸風電裝置則已達飽和，浮動式離岸風機因為政策延宕，如今才要起頭發展。

台灣地熱能源的發電量佔比極低，這0.01%究竟是怎麼樣的數字？

根據統計，台灣地熱發電的總裝置容量在2024年只有7.49MW（百萬瓦＝千瓩）。截至2024年底，全球地熱發電總裝置容量為1萬6873MW，即16.873GW（百萬瓩），裝置容量前五名的國家依序是美國（3.94GW）、印尼（2.65GW）、菲律賓（1.98GW）、土耳其（1.73GW），以及紐西蘭（1.21GW）。

除了土耳其以外的四個國家都位在環太平洋火山帶上，台灣也處於環太平洋火山帶，地熱資源豐富，但是為什麼我們一直沒有積極發展地熱發電？

台灣的地熱發電樣貌

地熱是地球內部的熱能，主要來源是地球形成時殘留的熱，以及地殼中放射性元素的衰變。地熱的型態若以深度來定義，可分為淺層和深層地熱；若是依地質條件來看，則可分為變質岩地熱和火成岩地熱。台灣同時擁有這兩種地熱，開發地熱能的條件相當優越。

深埋在地表下的沉積岩層會受到高溫高壓作用，形成變質岩，若是再受到板塊作用，讓高溫變質岩快速抬升接近地表，就會形成變質岩地熱區。此類地熱區因地質構造複雜、岩石透水與儲水性較低，開發過程易遭遇技術上的困難，台灣宜蘭、台東的地熱區皆屬此類。

若是海洋板塊因板塊作用而被擠壓至地下深處，受到高溫使岩石發生部份熔融，沿著地層裂隙噴出地表，形成火山，隨之而生的地熱就是火成岩地熱，台灣北部的大屯火山區就是最為人知的例子。火成岩層的結構比較完整，開鑽的技術性較低，所以火山地熱區的開發成本通常比較低，全世界的地熱發電絕大部份也是屬於火成岩地熱能。然而，台灣唯一的火山大屯山的地熱開發卻一再延宕，為何明明有熊熊地熱，看得到卻無法取用呢？

其實早在1965年，政府即開啟北部地熱探勘計畫，於大屯火山群鑽鑿探勘井77口、大口徑深井4口，但因強酸性的地熱水易腐蝕管線，且受限早期工法及材料，始終無法成功開發地熱發電設備。在那個年代，由於大型火力發電機組的效率更高，地熱探勘計畫於是全面停擺。

台灣第一座地熱發電廠——宜蘭清水

1973年發生全球石油危機，經濟部礦業研究所隨即重啟地熱開發，先選定宜蘭縣羅東森林鐵道終點站土場一帶，後另擴增到烏來、清水、谷關、廬山、利稻等五處。1981年國科會於清水完成3 MW（當時設計的最高發電功率）地熱發電廠，並移交台灣電力公司營運。當時清水發電廠使用閃發蒸汽式發電系統，僅利用熱液分離後的蒸汽發電（捨棄大部份地熱水），台灣晉身為全球第14個利用地熱發電的國家。然而，清水發電廠的蒸汽產能因井管內結垢物阻塞而逐年衰減，以致發電量隨之遞減，僅運轉12年，便於1993年停止發電。

直到2006年，經濟部能源局委託工業研究院在清水進行地熱資源開發再生計畫，新鑽兩口地熱井，並利用原有地熱井來研發地熱發電技術。2016年宜蘭縣政府推動清水地熱發電招商案，隔年由台灣汽電共生公司與結元能源開發公司組成的宜元公司得標，經過四年多設置開發、奔走行政流程，清水地熱發電廠於2021年再度啟用，裝置容量約4.2MW，是台灣首座民間營運MW等級的地熱發電廠。2024年時，比鄰的清水地熱教育館發電廠也達0.75 MW的裝置容量。

啟用雙循環發電系統——宜蘭仁澤–土場

1985年，經濟部能源局（時為能源委員會）委託工研院在土場地熱區建構雙循環式發電試驗系統，隔年完成土場地熱發電廠建置，經過數年運轉試驗，證實雙循環發電系統的實用性，1994年土場地熱發電廠完成階段性任務即中止運轉。

到了2018年，經濟部成立「地熱發電國家隊」，台電與台灣中油簽署「宜蘭縣仁澤－土場地熱區地熱探勘與發電開發營運」合作意向書，由中油探勘並新鑽仁澤兩口井供應地熱能，接續由台電設計並建置宜蘭仁澤地熱發電廠。然而後續遭遇電廠租用地變更與取得問題，以及再生能源發電設備申設程序的延宕，最後又遇招標不順，使得台電僅完成第一期仁澤地熱發電廠計畫，發電裝置容量為0.84 MW。仁澤地熱發電廠於2023年拿到商轉執照，是台灣第三座商轉的地熱發電廠。

第二期與第三期的土場計畫後改由中油獨立開發，已於今年5月底完成地面的地熱發電裝置，裝置容量約5.4MW，並進行設備測試，預計於12月底全面完工、正式運轉併聯發電。

台灣首座四公里深的深層地熱井——宜蘭員山

中油在仁澤與土場地區完成的地熱井，都僅是深度三公里內的淺層地熱井。按經濟部地質調查及礦業管理中心（簡稱地礦中心）估算，台灣淺層地熱的發電潛能約1GW，而深層地熱（深度三至六公里）卻有約40GW的發電潛能，其中以宜蘭平原（蘭陽平原）最為豐富，預估可達到8.5GW。

2022年，中央研究院與中油簽署綠能發展合作備忘錄，由中研院針對宜蘭平原西側紅柴林－員山地區進行多項地球物理及地質分析，顯示此區下方有兩個熱儲集層，一為深度在一至二公里的淺層地熱，另一個是深度三至五公里的深層地熱。中油即在宜蘭員山開鑽第一口深度超過四公里的地熱井，但礙於厚達一公里的堅硬四稜砂岩，鑽井工作比預定進度延遲許多，直到今年8月才成功鑽達4018公尺深度，創下台灣地熱井的新紀錄。後續尚需測試發電規模，據以評估是否具備商轉價值。

自給自足又可轉售的溫泉水發電——台東知本

台灣第一家簽署地熱購售電合約的民營地熱發電廠是台東知本「泓泉溫泉渡假村地熱發電廠」，泓泉原本是1980年代台東知本溫泉區的三大溫泉飯店之一，1982年中油於泓泉渡假村園區內鑿設地熱井，完成「知本一號井」，井口溫度達135℃，然而中油評估該井地熱發電的效益不佳，遂放棄繼續開發。2008年左右，知本溫泉區開發達到顛峰，溫泉水須先加入冷水降溫後才能供應到溫泉池內，泓泉溫泉渡假村遂與民間公司合作，於2015年啟動泓泉溫泉渡假村地熱發電計畫，由渡假村提供土地及地熱資源、開山安葆能源服務公司提供地熱發電技術與安裝，後續商轉的發電效益則由雙方共享，並於2018年與台電正式簽署地熱發電購售電合約，併入台電電網。

泓泉溫泉渡假村地熱發電廠是在不影響度假村溫泉供應的前提下，利用溫泉水發電，除了可以讓業者自行使用，多餘的電還可以賣給台電，這種雙贏的做法，讓不少溫泉業者對小型地熱發電產生興趣。

民間業者進駐開發——台東金崙

根據工研院過去對台灣淺層地熱發電潛能的評估，知本地區約有26MW，再往南約20公里的金崙地區則有48MW，幾乎是知本的兩倍。1980年代，中油即在金崙溫泉區鑽探三口地熱井，2001年交通部觀光局曾在金崙溪河岸開鑿一口溫泉井做為觀光泡湯用途，直到2017年，才有全陽地熱公司進駐金崙地區進行地熱發電開發，並選定工研院在十年前所開鑿之地熱井，購地開始鑽探。2022年底，全陽地熱發電廠與台電電網併聯發電，裝置容量為500KW（千瓦），成為全台第二座商轉的地熱發電廠。

金崙的全陽發電廠附近還有建置中的宏崙、太乙地熱發電廠，再往北些的延平鄉則有台泥紅葉谷地熱發電廠，都是民間業者取得土地或經營權，再加以開發。

重回大屯火山區——四磺子坪與硫磺子坪

經濟部礦業研究所對大屯火山區的地熱調查只進行到1972年，後續雖不斷有學界、工研院等投入調查，但酸性溫泉水的腐蝕性問題依然是一大考驗。根據工研院地質資料顯示，大屯火山地熱系統最高溫區域是在大油坑與馬槽一帶，但由於位在陽明山國家公園境內不能開發，因此鄰近的金山區四磺子坪便成為首要考量的地點。

開發之初，四磺子坪就定位為先導地熱發電廠，2015年由工研院開鑽，但開發出的地熱發電潛能只有5.5MW，是原先估計的一半。2018年進行招商，新北市政府提出一年鑽井探勘期間免繳土地租金，若探勘失敗還給予50%的獎勵等優惠，最後由結元公司取得開發資格，2023年10月完成四磺子坪發電廠設置後正式商轉，成為全台第一座火山地熱發電廠，設置發電容量1.2MW。

距離四磺子坪地熱發電廠1.5公里的硫磺子坪，則是由能源局、財政部國有財產署與新北市政府於2016合作成立的「金山硫磺子坪地熱示範區」，佔地是四磺子坪的四倍大，2018年亦由結元公司得標，2023年開始設置發電廠，預計今年完工，屆時地熱發電潛能可達4.2MW裝置容量。

為落實能源轉型2.0的政策，經濟部啟動全台深層地熱鑽探計畫，投入20座案場，盼地熱發電在2027年能達到1GW、2050年6GW的地熱能裝置容量目標，大屯火山區被寄予厚望，目前已籌設新北市第三處探勘井——焿子坪地熱發電廠，以及第四處的四磺子坪二號發電廠。

借重國際大廠技術突破重圍

在發電技術方面，台電與台汽電公司、國際開發商倍速羅得（Baseload Capital）、以先進型地熱系統（AGS）技術聞名的綠火能源（GreenFire Energy）公司，以及以鑽井技術聞名的油田服務公司貝克休斯（Baker Hughes）於2024年10月共同簽署合作備忘錄，欲針對大屯火山地熱區展開探勘，共同挹注資金，合作開發，期望未來在此區引進AGS發電技術。若後期發電潛力獲得確認，則會建廠營運，再成立轉投資公司。

台電再生能源處處長蔡英聖表示，目前此項國際合作開發案的探勘工作已告一個段落，探勘的結果顯示大屯火山區的地熱能確實值得開發，尤其是馬槽附近，然而經濟價值與國家公園定位之間的衝突，未來仍要仰賴政府提出解決之道。

倍速羅得是台灣第一家國際型地熱能源開發公司，自2019年起一直積極探勘台灣地熱資源，地熱案場包括靠近瑞穗溫泉的花蓮萬榮鄉紅葉村、南投廬山，未來又將投入大屯火山區。

今年4月倍速羅得與科技巨頭Google公司簽署台灣、同時也是亞太地區第一份企業地熱能購電協議（CPPA），預計自2029年起，全天候24小時穩定供應10MW的地熱電力，以滿足Google未來超大規模資料中心的龐大用電需求。足見台灣在地熱發電的潛力，已經受到國際企業認可為珍貴的資源。

前景雖然看好，台灣地熱開發仍面臨非常多困難與挑戰，包括資源風險、鑽探成本高昂、法規繁複，以及必須進行的環境影響評估；另外例如高海拔地區、國家公園的限制、原住民土地使用權等，都是棘手的議題。政府可借鏡國外地熱開發的經驗，來解決台灣遇到的重重困境。

地熱開發，難題何在？

地熱蘊藏量的估算，不是只看地熱溫度，還跟岩石密度、比熱容量、體積、與地表溫度差異呈正相關。然而蘊藏量不等於發電量，要精準計算發電量，必須透過鑽井，進行實際產能測試，再配合發電機的效率設算才能獲得。

「台灣地熱發電遇到最關鍵的困難，是鑽鑿探勘及生產井。」蔡英聖解釋：「這是台灣地熱發電為何如此緩慢的原因。」鑽井需要龐大資金、專業技術與人員，「就算鑽好了井，如果底下的熱源跟預估的地熱發電潛能有太大差距，這口井投入的時間、金錢等於就白費了。」

台灣的地熱探勘主要仰賴中油的專業鑽井團隊，台電想積極推動國外鑽井廠商來台灣鑽井，以加速地熱探勘，把新技術引進國內。然而對進駐的國外業者來說，「一個場域附近至少要鑽五口井才能攤提成本，而且他們習慣採用的模式是只管鑽、不管後來地熱發電的成效，所以前置的地質探勘、選址、井要鑽多深，都必須我們自己決定。」蔡英聖感慨道：「最主要是鑽了井又不一定如預期的溫度或源源地熱，前面的成本便付諸東流，這是讓開發者裹足不前的原因。」

此外，台灣近十年來開發的地熱場，從探勘到商轉遇到另一個最繁雜的問題，就是缺乏適合的法規。台灣原有的「溫泉法」與「礦業法」疊床架屋，限制了深層地熱開發，讓地熱發電業者無所適從，直到2023年10月「再生能源發展條例」部份條文修正草案通過之後，「地熱專章」及子法才終於明訂地熱開發的行政程序。

催生「地熱專法」的呼聲也越來越大，尤其探勘之後的發電廠興建，仍需要一套專為地熱產業規劃的法規。今年6月，台灣第一個由地熱開發業者主導的「台灣地熱產業協會」成立，以發展地熱規模化為主要目標，希望能整合實務經驗，轉化為具體的政策建議與合作方案。

此外，台電也在7月建立公開透明的「地熱開發合作平台」，希望建立協助民間投入開發的管道。蔡英聖說明：「成立這個平台的用意，是國內有意願投入地熱發電的廠商，多半不是資金雄厚的大型企業，台電做為輔導者的角色，會和廠商共同評估地熱案場的開發。台電並不預設進入平台後續合作的方式，希望依每一案場的不同需求提供解決方案，不論是開發前期的融資、探勘技術的諮詢，甚至針對只有土地的對象，台電也可以負責後續開發的作業。不過台電投資的比例不會超過一半，所以初期雙方是合作開發，而非馬上進入由台電轉投資的階段。」目前平台上已有在宜蘭、花蓮和大屯火山區的業者申請，有全新的地熱案場正在評估，後續若開發成功，亦將尊重業者選擇哪種售電機制。

在各方的同心協力下，台灣的地熱發電是否能在2027年達到1GW、2050年6GW的裝置容量目標呢？眼前還有一大段路要追趕，現在只能加快腳步，不得鬆懈，因為只要多掙得一分綠能，就能減少一分碳排放！

地熱如何發電？

地熱發電的原理基本上就是蒸汽發電，先透過鑽井把地下高溫地熱水與高壓蒸汽汲取到地表，再以蒸汽推動渦輪機發電。現今成熟的地熱發電系統，大致可分為以下幾類：

地熱蒸汽系統——適用於200℃以上的地熱源，技術成熟應用廣泛，可細分為乾蒸汽式發電及閃發蒸汽式（flash steam）發電。前者對地熱源蒸汽量要求高，可直接運用蒸汽推動渦輪機發電；後者適用於地熱為水汽混合型態，是目前最常應用的地熱發電類型。當地熱流體流經分離器時，會因為壓力下降而產生閃蒸現象，蒸汽與水分離，即可運用蒸汽推動渦輪發電，分離出來的水和冷凝的蒸汽可以注入回到地下，重複利用。

雙循環發電系統——適用於熱源溫度介於100~200℃的場域，是利用地熱源與工作流體兩個封閉循環，透過熱交換器讓地熱源加熱工作流體，使其汽化並推動發電機來發電（見上圖）。由於地下熱流體僅透過熱交換器加熱工作流體，並未進入發電循環或開放於地表，可避免傳統蒸汽渦輪發電會排放有害氣體（例如CO2、H2S）的缺點，且地熱酸性流體不會侵蝕發電系統的管線，可延長發電機組壽命。目前台灣運轉中或即將商轉的地熱發電廠，皆使用雙循環系統發電。

增強型地熱系統（enhanced geothermal system, EGS）——概念類似鑽探天然氣與石油的液壓破裂法，適用於深層地熱開發。方法是鑽井至地層深部具有熱能的岩層，並注入高壓流體，形成裂隙或擴張既有縫隙，製造出人工儲集層做為熱交換區。再把水由注入井引入熱交換區，並從生產井取出加熱過的熱水與蒸汽，推動渦輪機發電。EGS的缺點是可能誘發地震，而且注入水會流失，營運成本較高。

先進型地熱系統（advanced geothermal system, AGS）——為封閉迴路系統，不會抽取地層間的任何地熱流體。發電所使用的工作流體在地下密閉的管道或鑽孔內循環，利用熱傳導方式吸收地下岩層的熱，並循環帶回地表，但鑽井的複雜度與成本高是最大挑戰。目前國際趨勢逐漸從EGS轉向AGS。

（本文出自2025.12.01《科學人》網站，未經同意禁止轉載。）