台灣地熱發展實務

政府多元化再生能源開發

文／謝秉志 國立成功大學資源工程學系教授

　　2022年3月30日，我國正式公布「臺灣2050淨零排放路徑及策略總說明」，說明了從現在到2050年的淨零軌跡與行動路徑。我國2050淨零排放路徑會以四大轉型（包含「能源轉型」、「產業轉型」、「生活轉型」以及「社會轉型」）、兩大治理基礎（「科技研發」及「氣候法制」），並規劃「十二項關鍵戰略」來制定行動計畫，落實淨零轉型目標。

　　在達到2050淨零排放的目標中，能源轉型的角色相當重要。從臺灣2050淨零排放路徑及策略總說明的內容可知，到2050年我國再生能源在能源配比中的占比將達到60到70%，也會導入氫氣能源（占比9至12%），讓燃煤電廠完全退場，且燃氣（火力）電廠需加上碳捕存（配置碳捕捉的火力電廠占比為20至27%）。對於溫室氣體排放難以削減的部分，則利用碳匯抵減來達成淨零排放。

　　能源轉型中所打造的零碳能源系統，首重就是要達成再生能源的最大化。以長期階段（2030-2050年）來說，太陽光電預計在2050年設置裝置量達40~80GW，離岸風電則規劃2050年設置裝置量達40~55GW。由此可看出光電及風電將成為未來零碳能源系統的主力。在臺灣2050淨零轉型之12項關鍵戰略中也將「風電/光電」列為第一項。然而，先不論風電及光電屬於間歇性能源而會受到日照及天候所影響、或是在大量導入時需要足夠的儲能系統進行調節以達穩定基載之目的，就再生能源最大化的角度上，還要再盡全力開發其他的再生能源以加大再生能源總體的供應性。 所以，在12項關鍵戰略中也提到需要有「前瞻能源」的加入。臺灣2050淨零排放路徑及策略總說明也規劃了具本土化優勢的前瞻能源設置裝置量要達8~ 14GW，其中包含非傳統地熱發電。

　　地熱是一種來自於地球內部的熱能，它是一種自帶儲能功能、具有基載特性、具有可調控性、不受天候影響的再生能源。台灣地處板塊碰撞處（太平洋火環帶）而具有豐富的地熱資源。根據國家資料，傳統水熱型的地熱能（若開採深度在地下3公里以內）其地熱潛能將近1GW（經濟部能源局資料顯示台灣有27處傳統地熱區，發電潛能為989MW）^[註1]。傳統水熱型地熱主要位於大屯山火山區、宜蘭、花蓮、台東以及南投變質岩區域內。

　　台灣雖然有豐富的地熱能源，但高探勘風險卻使得台灣地熱發展不太順利。能源局於今年（2022年）4月初將原本的2025年200MW的目標量下修為20MW的可達成量。2025年地熱的目標下修之後激起各界的多方討論，但20MW的盤點結果應該是能源局在目前開發工程執行後的實務考量。這一個目標的前後差異性也點出了地下地質資源開發（例如地熱、石油或天然氣）的專屬特性，就是「潛能與實際」（Potential vs. Actual）、或說是「理論資源量與實際開發量」（Theoretical vs. Developable）之關係性。

　　台灣位處於板塊碰撞而產生的造山帶，帶來豐富的地熱資源無庸置疑。科技部第二期能源國家型科技計畫的研究估算出台灣的地熱潛能（在地表高程低於1000公尺、地下深度4公里以內、溫度>175℃的區域內）有159GW，其中開發潛能為33.6GW。能源局委託工研院做的地熱潛能評估（在地表下3-6公里之間、地溫梯度>35℃/km的區域、以熱蘊藏法進行推估）則顯示深層地熱潛勢區的開發潛能為31.8GW。這些資料都顯示台灣有豐富的地熱資源。也因此，在3月底國發會公布臺灣2050淨零排放路徑及策略總說明之後，很多人對於地熱能源在2050淨零路徑中所扮演的角色及其可預期的貢獻度產生失落感。後續能源局向下調降2025年目標量更是再次打擊了關注地熱發展者的信心。

　　台灣地熱的潛能大家都認為是高的（達到30GW以上），但目前地熱的開發量卻是低的（2022年的實績是5MW，到2025年也只有20MW的可達成量）。很自然就產生了前述的矛盾性，也很難以目前的發展成果來預測（或安排）未來地熱可以貢獻的實際目標。因為，與光電或風電這些「再生能源開發業」不同，地熱是一種「再生能源探勘與開發業」，而「探勘」這一項在目前讓我們吃了很多苦頭。

　　在目前台灣地熱的發展中，最特別的一項就是需要做地熱探勘（Exploration），這種探勘是要看到地下數公里深處，所以，不但要花錢在地表調查，也要花錢鑽井調查。花大錢鑽井後，也不能保證一定成功，所以探勘本身帶有高風險性。高風險性則導致高沉沒成本的機會（意即，探勘的高花費可能因為探勘失敗而全數賠出），這是目前很多再生能源開發商不願意大膽進入地熱產業的原因之一。

　　有鑑於此，台灣地熱的發展若要加速，「探勘」風險的消失對有意願進入地熱開發的企業來說特別重要。在實務上，有兩個方法可以進行。第一是由政府進行完善的探勘，在選定的地熱潛能區上進行深鑽井，進行地熱熱源、裂隙分布及熱液產能的調查。然後公開這些探勘資料，吸引開發商進場執行地熱開發工作（包含開發井鑽鑿、儲集層管理、發電機組及電廠建置、回注井鑽鑿及規劃等工作）。對地熱開發商來說，因為探勘的風險已經降低很多，他們可以專注於技術經濟的規畫，也比較有機會可以獲得實質的金融資助。這一個作法其實已有案例可循，去年（2021年）清水地熱電廠正式商轉，某種層面來說就是一種方式。清水地熱在30多年前就進行過詳細的地表探勘、鑽鑿深井探勘，做過產能測試，甚至曾經營運過，所以探勘風險已經完全降低。清水地熱電廠的企業團隊在某方面來說就是一個單純的開發商，可專注於地熱田開發及電廠建置工作。當然這一案是台灣地熱重新啟動的第一案，在法規與行政方面花了很大的心力尋求突破，這也是地熱開發商目前遇到的體制上的風險性問題。不過就電廠建置的部分來說，其發電機組設置與電廠建廠時間是可以控制在短期內完成。

　　第二個方法是採用創新的地熱開發技術，讓地熱探勘的風險直接消失。透過這些新穎技術可以讓地熱發電變成與風電/光電雷同的「再生能源開發業」而不受探勘風險所干擾。這個立論基礎相當簡單：往地下越深，地層溫度就越高，而我們只要確定地層溫度足夠就好。這是將傳統的探勘尋找「熱源、熱液、裂隙」三位一體的完美組合的需求，轉換為只要地層有「熱源」即可。針對於此，國外目前正在進行的創新技術研究主要有兩種：一是增強型地熱系統，另一則是先進型地熱系統。增強型地熱系統（Enhanced geothermal systems, EGS）是在僅有岩石熱源但缺乏裂隙及熱液的地層中，利用工程方式（輕微的水力液裂）建立一個人造的地熱儲集層，然後注入冷溫流體使之與地層熱岩接觸後形成高溫熱液，再由生產井產出進行發電應用。發電後的尾水熱度降低，會重新利用注入井注回地層，創造一個取熱循環。先進型地熱系統（Advanced geothermal systems, AGS），或稱為“closed loop system”（閉迴路系統），則是對地層「只取熱而不取水」，它不採地層裡的流體，只採地層的熱。這個方法是透過很好的鑽井技術在地層中鑽鑿長度達數公里的水平井，將流體由注入端的井送入地下，在地下的水平取熱段中透過傳導效應吸收地層的熱使井內的流體形成高溫，再由生產端的井產出並送入發電機組進行發電應用。完成發電後的尾水送回注入端並回到地下的取熱段，重新啟動取熱循環。在創新技術的發展方面，美國著重於增強型地熱系統（EGS）的研發，因為此工法的導入，美國在2050年的地熱開發目標已經提升至60GW。而在先進型地熱系統（AGS）部分，加拿大的Eavor公司已經成功的完成示範試驗，他們也獲得多家企業（包含石油公司）的資金投資，目前在德國及日本都有發電計畫正在進行。

　　對台灣來說，在2025年雖然地熱發電只有20MW的可達成量，但對於地熱的發展未來不必悲觀。台灣的地下有很好的熱源，短期上需要政府多協助，多進行地熱潛能區的地熱探勘及鑽井驗證，以「政府探勘、民間開發」的走向進行發展，刺激更多的企業可以在風險可控的角度下投入。同時，政府也應同步進行地熱創新技術在台灣的實場驗證，為2030年之後的地熱能源開發打下基礎。政府可以仿效美國能源部（United States Department of Energy, USDOE）下的地熱技術辦公室（Geothermal Technologies Office, GTO），主動向外界提供足夠的研發經費，刺激學/研界進行技術驗證，也需要正面鼓勵及支持企業申請業界能專計畫，讓產業界可以進行這些創新的技術工法的驗證。

　　地熱就在我們腳底下，唯有透過「技術」可以讓我們取得這些熱並轉換為我們所需的穩定綠電。而任何的技術都需要在我們自己的土地下進行實場驗證，所以不要只是單純的等待，應透過政策的鼓勵與刺激，越早讓各界進行實場的技術工程測試，才能真正盤點出所需要解決問題的關鍵，這樣才能真正的開發出我們腳底下那龐大的地熱資源。