以40GW地熱能引領燃煤除役

台灣能源轉型戰略路徑圖：以40GW地熱能引領燃煤除役，構築安全永續的未來

第一節：基礎比較：地熱與燃煤發電

本節旨在建立現有技術（燃煤）與擬議替代方案（地熱）在技術和運營層面的基礎性比較，為後續章節的深入分析奠定基礎。

1.1 運作原理：從燃燒到對流

燃煤發電與地熱發電的核心目標相同：利用熱能產生蒸汽（或氣體）來驅動渦輪機發電。然而，其熱源的根本差異決定了兩者在環境影響、燃料依賴性及運營模式上的巨大分野。

燃煤發電是一種基於化石燃料燃燒的傳統朗肯循環（Rankine cycle）技術。其過程始於將煤炭磨成細粉，送入鍋爐中燃燒，產生高溫高壓的蒸汽。這些蒸汽隨後被導入渦輪機，推動葉片高速旋轉，進而帶動發電機產生電力。此過程本質上依賴於持續不斷的外部燃料供應，並在過程中產生大量的固體廢棄物（如煤灰）與氣體排放物，包括溫室氣體與空氣污染物 。

地熱發電

地熱發電則是利用地球內部源源不絕的熱能，其基本原理是利用蒸汽或氣化的流體推動渦輪機發電。傳統地熱發電受限於地理條件，必須尋找同時具備熱源、流體與岩石滲透性三大要素的天然地熱儲層，使其成為一種利基型能源。而傳統的第一代增強型地熱系統（EGS）雖試圖克服此限制，但其高風險的特性使其難以大規模推廣。因此，一個更務實、更低風險的發展路徑應運而生，其順序如下 ：

• 首先，發展水熱型地熱（CGS & Deep CGS）：這是最成熟、風險最低的技術。我們應優先開發傳統的淺層水熱型地熱（Conventional Geothermal Systems, CGS），並逐步探索深層水熱資源（Deep CGS），穩固我們的技術與經驗基礎。
• 其次，推動先進地熱系統（AGS）：在水熱型基礎上，大力推動被稱為「先進地熱系統」（AGS）或「閉迴路地熱系統」（Closed-Loop Geothermal Systems）的技術。這類系統的設計從根本上消除了傳統EGS的核心風險。AGS如同一個深埋地下的巨大散熱器，工作流體在完全封閉的管路中循環，只透過「傳導」方式從周圍的熱岩中取熱，而完全不與地層中的岩石或流體直接接觸。此領域的代表性公司，正以不同的技術路徑，加速AGS的商業化。加拿大的 Eavor Technologies公司，其Eavor-Loop™技術就像一個巨大的地下散熱器，在完全封閉的管路中循環工作流體，不需水力壓裂，也無地震風險。美國的 GreenFire Energy公司，其GreenLoop™技術則專注於利用井下熱交換器，並已在加州Coso地熱場成功完成全球首次的閉迴路實地驗證。另一家新創公司 XGS Energy則開發了獨特的「熱觸及增強」（Thermal Reach Enhancement）專利技術，透過在井周注入高導熱性材料來提升換熱效率，同樣無需壓裂或消耗地下水。此設計的最大優勢在於，它完全不需要透過水力壓裂（Fracking）來創造或增強儲集層的滲透性。正因如此，AGS的誘導地震風險被降至「顯著降低」甚至「接近零」的水平。這不僅使其成為最容易被社會接受的方案，也為台灣地熱的大規模、快速部署，奠定了最穩固的零風險基石。
• 最後，引進次世代增強型地熱系統（NG-EGS）：當技術與風險管理協議都成熟後，我們才應引進以美國Fervo Energy和Sage Geosystems為代表的「新世代增強型地熱系統」（NG-EGS）技術。這些技術雖仍利用流體刺激來開發儲集層，但其核心理念已從單純的「增強滲透性」進化為「精準控制與風險管理」。Fervo Energy模式：Fervo公司借鑒石油和天然氣產業的先進技術，採用水平鑽井和分佈式光纖感測，對地下裂隙的形成進行前所未有的精確實時監控。更關鍵的是，Fervo已在商業化專案中成功實施了美國能源部（DOE）指導的「誘導地震緩解協議」（ISMP），透過嚴格的「交通號誌燈系統」（Traffic Light Protocol），在地震活動達到預警門檻時（例如芮氏規模2.0），便主動調整或暫停作業，從而成功地將地震風險控制在無感的範圍內，並順利完成專案。這證明了，只要管理得當，誘導地震是完全可以控制的。Sage Geosystems模式：Sage公司則開發了獨特的「壓力地熱」（Pressure Geothermal）技術，採用類似「呼吸」的「一吞一吐」（huff-and-puff）循環方式對地下裂隙進行操作，同時兼具發電與儲能功能。該公司同樣高度重視風險管理，在測試場域周邊設置了地震監測網絡，並將數據上傳至公開平台，其測試迄今未引發任何可感知的地震事件。

這條從CGS到AGS，再到NG-EGS的發展路徑，讓我們能循序漸進地解鎖地熱潛力，同時將社會與環境的衝擊降至最低 。

1.2 地熱發電對台灣的核心優勢

地熱能不僅是一種潔淨能源，其獨特的屬性使其在台灣的能源轉型中扮演著不可或缺的戰略角色。

• 基載再生能源：與間歇性的太陽能和風能不同，地熱能可以提供全天候24小時不間斷的穩定電力。其容量因數（Capacity Factor）極高，通常超過90%，使其成為理想的基載電力來源，能夠取代傳統燃煤與核能電廠的穩定供電角色 。這對於一個正努力提高再生能源佔比、同時又面臨電網穩定性挑戰的台灣而言，具有至關重要的價值。
• 能源自主與安全：地熱能是台灣本土的自有能源。發展地熱能可以顯著降低台灣對進口化石燃料的高度依賴（目前超過97%）。這不僅能提升國家的能源安全，更能使台灣經濟免受全球燃料市場價格波動和地緣政治引發的供應鏈中斷風險的衝擊 。
• 運營穩定與佔地面積小：地熱電廠的地面設施佔地面積相對較小，遠小於需要廣闊燃料儲存場和灰渣處理區的燃煤電廠 。此外，地熱電廠的運營穩定性高，不易受颱風等極端天氣事件的影響，這對於氣候風險日益增加的台灣而言，是一項重要的韌性優勢。

這些內在優勢，使地熱能不僅僅是一個貢獻者，更是燃煤發電的主要戰略繼承者，有能力在數十吉瓦（GW）的規模上，錨定台灣的整個能源系統。

1.3 地熱開發的挑戰與限制

儘管地熱能優勢顯著，其開發過程仍面臨諸多挑戰，需要審慎的規劃與政策支持。

• 地質與探勘風險：地熱開發最主要的障礙是其高昂的前期資本投入，特別是在探勘與鑽井階段，且無法保證能發現具商業開採價值的地熱資源。這種「地下資源不確定性」是嚇阻私人資本投入的主要因素 。
• 場址的特殊限制：可行的地熱資源受限於特定的地質條件。在台灣，許多極具潛力的地區位於環境敏感的國家公園（如大屯山）或原住民傳統領域，這為許可證申請和社會溝通帶來了複雜的挑戰 。
• 開發時程較長：相較於可以快速部署的太陽光電，地熱專案從初步探勘到最終商轉的開發週期較長，通常需要數年時間，這在應對短期電力需求時可能處於劣勢 。

1.4 台灣淘汰燃煤的迫切性

台灣逐步淘汰燃煤發電不僅是全球趨勢，更是基於環境、健康及國家政策的內在需求。

• 環境與健康衝擊：燃煤是溫室氣體（二氧化碳、氧化亞氮）和有害空氣污染物的主要來源，包括硫氧化物（SOx）、氮氧化物（NOx）和細懸浮微粒（PM2.5）。這些污染物已被證實對公眾健康造成負面影響，尤其是在中台灣等燃煤電廠集中的地區 。
• 經濟與地緣政治脆弱性：對進口煤炭的依賴使台灣暴露於國際市場的價格波動和供應鏈風險之下，全球能源市場的動盪更加凸顯了此一脆弱性 。
• 符合國家政策目標：淘汰燃煤是台灣「2050淨零排放」路徑的核心支柱，對於實現國家的氣候承諾至關重要 。

從更深層次的角度看，從燃煤轉向地熱代表著台灣能源戰略的根本性轉變。燃煤發電本質上是一個由物流驅動的產業，涉及燃料的開採、運輸和儲存。而地熱發電則是一個資源管理的產業，核心在於對國內地下地質資產的探勘、開發與永續管理。這意味著台灣的能源安全戰略將從管理易受地緣政治影響的外部供應鏈，轉向管理內部的地質資源。此轉變需要全新的技能組合、監管框架和投資模式，其重點將是地球科學和儲集層工程，而非國際大宗商品交易 。

此外，對於台灣特定的地質條件而言，雙循環發電技術是實現地熱規模化的關鍵途徑。雖然乾蒸汽和閃發蒸汽技術效率高，但它們需要極高溫的資源（>150−180∘C），這類資源相對稀少 。台灣已知的潛力場址，如宜蘭清水的變質岩型地熱，其特徵是中溫熱水而非高溫蒸汽 。因此，廣泛採納並優化雙循環系統不僅是一個選項，更是台灣擴大地熱能應用、超越大屯山獨特高溫火山潛能的最關鍵技術路徑。

表1：發電技術比較分析（地熱 vs. 燃煤）特性地熱發電能源來源地球內部熱能（可再生）

第二節：技術經濟可行性分析

本節旨在提供一個嚴謹的財務評估，從成本結構到整體經濟可行性，全面剖析在台灣發展地熱能的投資前景。

2.1 資本與運營成本結構

地熱與燃煤發電的成本結構存在根本差異，這直接影響了投資決策的風險與回報模式。

地熱發電

地熱發電的成本結構呈現「前期投入高，後期運營成本低」的特點，其財務模型高度前置化。

• 資本支出（CAPEX）：成本主要集中在專案的早期階段，特別是資源探勘、潛能確認及鑽井工程，這些環節的費用可能佔總投資的相當大一部分 。在成功確認資源後，才進行電廠建設與管線鋪設。根據美國的估計，地熱電廠的初始建置成本約為每千瓦（kW）2,500美元，小型電廠可能更高，達到每千瓦3,000至5,000美元 。而在台灣，由於產業尚處於起步階段，成本相對較高，根據經濟部能源署的資料，小於2百萬瓦（MW）的地熱電廠初期設置成本估算為每千瓦新台幣33.66萬元（約10,500美元）。
• 運營支出（OPEX）：由於沒有燃料成本，地熱電廠的運營支出相對低廉，主要包括日常維護、井區管理（可能包含為維持產能而進行的補充井鑽探）及人事費用。美國的運維成本約為每度電（kWh）0.01至0.03美元 。國際再生能源總署（IRENA）指出，若為維持高容量因數而需頻繁鑽探補充井，則運維成本可能較高 。

燃煤發電

燃煤發電的成本結構在資本支出與運營支出之間更為均衡。

• 資本支出（CAPEX）：與地熱相比，燃煤電廠的初始建廠成本較低，估計範圍在每千瓦700至3,000美元之間 。
• 運營支出（OPEX）：運營成本中佔比最大且最具波動性的是燃料成本，包括煤炭的採購與運輸，完全受制於國際市場的價格波動。此外，還包括設備維護、排放控制系統的運行以及大量的煤灰處理費用 。

2.2 均化能源成本（LCOE）分析

均化能源成本（Levelized Cost of Energy, LCOE）是評估不同發電技術長期經濟競爭力的關鍵指標。

全球基準

國際權威機構的分析顯示，地熱發電在全球範圍內已具備與新建燃煤電廠競爭的成本優勢。

• Lazard（2025年）：全球投資銀行Lazard的最新報告指出，無補貼的地熱發電LCOE區間為每百萬瓦時（MWh）60至100美元，而新建燃煤電廠的LCOE則為每百萬瓦時69至168美元。這表明，僅從LCOE角度看，地熱已比新建燃煤更具成本效益 。
• IRENA（2025年）：國際再生能源總署於2025年發布的報告顯示，全球地熱發電的加權平均LCOE在2024年下降了16%，來到每百萬瓦時60美元。雖然此數值高於太陽光電（43美元/MWh）和陸域風電（34美元/MWh），但地熱的價值因其高容量因數而大幅提升，使其在能源系統中扮演著不可或缺的角色 。

台灣特定情境

在台灣，政府的政策支持是推動地熱發展的關鍵驅動力。

• 躉購費率（Feed-in Tariff, FiT）：台灣政府為地熱發電提供了強力的財務誘因。2025年的地熱躉購費率草案中，容量小於2 MW的電廠費率為每度新台幣5.9459元（約186美元/MWh），容量大於等於2 MW的電廠費率則為每度新台幣5.1956元（約162美元/MWh）。此一相對較高的費率，其戰略目的在於抵銷台灣地熱產業在萌芽期所面臨的高昂前期風險與開發成本。
• 成本與價值的權衡：單純將地熱的LCOE與太陽能或風能進行比較，並不足以反映其真實價值。地熱的真正價值在於提供穩定、可調度的電力，這能大幅降低因高比例間歇性能源併網而產生的系統級成本，例如電網平衡與大規模儲能設施的建置費用 。

深入分析台灣的躉購費率制度，可以發現其並非永久性的補貼，而是一個必要的「過渡性橋樑」。相較於全球LCOE數據，台灣的FiT看似偏高，但這其實是政府為催生一個新興產業而支付的「去風險溢價」。此政策旨在吸引首批投資者，並建立本土的供應鏈與技術知識庫，以應對巨大的前期地質風險和法規不確定性 。隨著產業成熟、地質數據公開化 以及鑽井技術的進步，此FiT可以也應該逐步調降，最終讓地熱能在市場上憑藉其自身價值進行競爭，這與太陽能和風能的發展軌跡相似。因此，這項政策不僅是補貼，更是對市場創建的戰略投資。

2.3 投資風險與緩解策略

地熱開發的主要投資風險在於其高度的資源不確定性。

• 主要風險：探勘與鑽井失敗的財務風險，即「乾井風險」，是投資者面臨的最大挑戰。
• 風險緩解機制：政府主導探勘，由政府承擔初期的高風險探勘工作，進行全面的地質調查與鑽探，再將已「去風險」的開發場址透過招標方式交由私營企業開發。財務激勵措施，台灣的「地熱能發電示範獎勵辦法」為業者的探勘活動提供補助，以分攤其前期風險 。公私協力夥伴關係（PPP），可以借鑑其他國家的成功模式，例如日本的JOGMEC為專案提供股權資本和債務擔保，以降低開發商的財務壓力 。

2.4 經濟共伴效益與多元價值流

地熱資源的價值遠不止於發電，其多元化的應用能創造額外的經濟效益。

• 直接利用：地熱的熱能可以直接應用於工業製程（如木材烘乾、食品加工）、農業（溫室）、水產養殖及區域供暖，這不僅能創造額外收入，更能支持地方產業發展 。
• 礦物提取：地熱鹵水中可能富含鋰、矽、鋅等高價值礦物。透過先進技術將這些礦物提取出來，不僅能開創新的收入來源，更能實現資源的循環利用 。
• 促進地方經濟發展：地熱專案通常位於鄉村或偏遠地區，能為當地創造長期的、高技術性的就業機會，涵蓋地質、工程、運營等多個領域，有助於區域的振興與發展 。

因此，評估地熱的經濟性時，必須超越單一的LCOE指標。地熱的真實經濟價值體現在其「價值疊加」（Value Stack）上，這包括：(1) 能源價值（產生的電力）；(2) 容量價值（在尖峰時段提供可靠電力）；以及 (3) 輔助服務價值（維持電網穩定、頻率調節等）。隨著台灣電網中太陽能與風能的佔比不斷提高 ，電網將變得更加不穩定，對容量和輔助服務的需求與價格也將隨之飆升。地熱發電能一體化地提供這三種價值，不僅能取代燃煤電廠，還能減少為備用太陽能和風能而需建置的昂貴電池或燃氣機組。因此，地熱在系統層級的經濟效益遠大於其LCOE所能呈現的數字。

2.5 40GW路徑圖的規模經濟與產業政策意涵

一個40 GW的地熱發展目標，將經濟討論的層次從「地熱是否可行？」提升到「如何建構一個數十載、數兆元規模的產業發展計畫？」這不僅是一項能源政策，更是一項強而有力的產業政策。

首先，它將徹底改變成本結構。當前每千瓦新台幣33.66萬元的高昂建置成本，反映的是一個新生產業的初期障礙 。一個40 GW的長期承諾將啟動顯著的成本下降曲線。透過學習曲線效應、供應鏈的成熟化、鑽井技術的標準化以及大規模採購，成本將會顯著降低。這意味著當前較高的躉購費率（FiT）並非永久的補貼，而是一項策略性的、有時限的「市場創建投資」，旨在克服初期的巨大障礙，並將隨著產業規模化與成本競爭力的提升而逐步退場，其軌跡將與太陽能和風能的發展歷程相呼應。

其次，如此規模的國內市場將為建立一個世界級的本土產業提供正當性。這不僅僅是進口設備的組裝，而是涵蓋從地球科學探勘、先進鑽井技術、發電機製造到儲集層管理的全方位產業鏈。這將創造大量高技術性的就業機會，並可能催生出具備國際競爭力的台灣地熱技術與服務出口產業，將台灣從能源進口國轉變為能源技術輸出國。因此，40 GW的目標將整個經濟論述從單純的成本效益分析，提升為一個戰略性的經濟發展藍圖。

表2：均化能源成本（LCOE）與價值定位比較（美元/MWh）技術LCOE（無補貼）容量

第三節：環境與安全影響評估

本節旨在量化從燃煤轉向地熱所帶來的環境與安全效益，同時也將正面應對地熱開發中公眾最為關切的議題：誘導性地震。以40 GW的地熱發電全面取代約20 GW的燃煤機組，這不僅是一次能源轉換，更是台灣有史以來最重大的公共衛生與環境保護行動之一，其在空氣品質改善與碳排放減量上的效益將是顯著且可量化的。

3.1 溫室氣體與空氣污染物排放

兩種發電方式在排放方面的差異是巨大的，這也是能源轉型的核心驅動力之一。

燃煤發電

燃煤發電是全球溫室氣體和空氣污染的主要來源。一座典型的燃煤電廠每發一度電（kWh）約排放900至1000克的二氧化碳（CO2​）。此外，它還會釋放大量的硫氧化物（SOx）、氮氧化物（NOx）和細懸浮微粒（PM2.5），這些污染物是形成酸雨和霧霾的直接前驅物，對人類呼吸系統健康構成嚴重威脅 。

地熱發電

相較之下，地熱發電的排放量極低，是目前最潔淨的發電技術之一。

• 閃發/乾蒸汽電廠：其平均溫室氣體排放量約為每度電45克二氧化碳，不到燃煤電廠排放量的5%。某些地熱田的不可凝結氣體含量較高，可能導致排放量略高，但仍遠低於任何化石燃料發電 。
• 雙循環電廠：由於採用封閉循環系統，地熱流體與大氣完全隔絕，因此在運營過程中幾乎沒有任何排放，是真正意義上的零碳排發電技術 。

根據美國的數據，地熱發電每年能抵銷數百萬噸的二氧化碳、氮氧化物和懸浮微粒排放（相較於同等發電量的燃煤電廠）。

3.2 土地與水資源利用

土地利用

地熱發電是所有發電技術中土地利用效率最高的技術之一。其地面設施非常緊湊，佔地面積小 。相比之下，燃煤電廠不僅需要廣大的廠房用地，還需要龐大的空間來儲存煤炭和處理煤灰。若將燃料開採（即煤礦）的間接土地使用計算在內，其總土地足跡可能是地熱電廠的數個數量級之多 。

水資源消耗

水資源消耗的比較則更為細緻。

• 燃煤電廠：是高度耗水的設施，需要大量的水用於冷卻系統。
• 地熱發電：其用水量因技術而異。雙循環電廠的冷卻系統可以設計得非常節水。閃發電廠的耗水量則相對較高。然而，總體而言，這兩種技術的單位發電耗水量通常都低於傳統的燃煤電廠 。更關鍵的是，地熱發電過程中從地下抽取的流體，在發電後絕大部分會被重新注入（回注）到地下儲集層中，這不僅有助於維持儲集層的壓力，也是一種永續的資源循環利用方式 。要進行精確比較，需要進行完整的生命週期評估 。

3.3 管理誘導性地震：從風險到資源

現象解釋

向地下注入或抽取流體會改變地層中既有斷層的孔隙壓力與應力狀態，這可能觸發微小至中等規模的地震活動，此即「誘導性地震」。這是公眾對增強型地熱系統（EGS）乃至部分傳統地熱專案最主要的疑慮 。

緩解協議：交通號誌系統（Traffic Light System, TLS）

交通號誌系統是國際公認管理誘導性地震風險的最佳實踐。該系統結合了即時地震監測與一套預先制定的分級應對協議 。

• 綠燈：地震活動在安全閾值以下（例如，芮氏規模 M<2.0），運營照常進行。
• 黃燈/琥珀燈：當地震活動達到預設的警戒閾值時（例如，2.0≤M<3.0），必須觸發強制性的運營調整，例如降低注水壓力或速率，並加強監測。
• 紅燈：當地震活動超過更高的行動閾值時（例如，M≥3.0），必須立即以安全的方式停止注水作業。

此協議必須針對每個場址的特定地質條件和地震風險進行客製化設計，並在運營開始前完成詳細的評估 。美國地熱開發商Fervo Energy所採用的協議，即為業界一個強而有力的實踐範例 。

對於位處環太平洋地震帶的台灣而言，一個40 GW規模的發展計畫，使得誘導性地震的管理不僅是一個技術問題，更是一個攸關公眾信任與監管能力的社會議題。監測與緩解地震的技術（如TLS）已經相當成熟，真正的挑戰在於贏得公眾的信任。任何一次管理不善的地震事件，都可能對全國的地熱發展計畫造成毀滅性的打擊。因此，政府必須主動建立一個透明、獨立的國家級監管機構，負責監督地震監測並強制執行TLS協議。該機構必須與公眾進行開放、持續的溝通，將論述從單純的「風險」，轉變為「可被有效管理的風險」，這是從國際EGS專案中學到的寶貴經驗 。建立此一健全的監管框架，是實現40 GW宏大目標的絕對先決條件。

3.4 運營安全與廢棄物管理

燃煤發電

燃煤電廠的運營風險包括煤塵爆炸、鍋爐燃燒危害，以及處理大量有毒煤灰的重大環境挑戰。

地熱發電

地熱電廠在運營上被普遍認為非常安全 。主要的技術挑戰在於管理可能具有腐蝕性或含有溶解性固體的地熱流體。將這些流體回注到地下儲集層是標準且最環保的做法，能最大限度地減少對地表環境的影響 。

氣候變遷的討論往往集中在二氧化碳，然而，關閉燃煤電廠所帶來的立即、在地的健康效益，對公眾而言可能更為具體和有感。透過量化氮氧化物、硫氧化物和PM2.5的減量 ，並將其與公共衛生結果（例如降低中台灣地區的呼吸道疾病發生率）相連結，能源轉型就不再僅僅是一個氣候議題，而是一個緊迫的公共衛生任務。這種論述框架將外部化的健康成本納入經濟效益分析中，使得轉型的經濟理由更加充分且具說服力。

表3：環境與安全概況比較

第四節：地熱在台灣未來電網中的角色

本節將討論從單一電廠的比較提升至整個電力系統的層級，分析地熱能如何成為台灣在高再生能源佔比下，維持電網穩定與韌性的基石。

4.1 從基載貢獻者到電網之錨

間歇性的挑戰

台灣的「2050淨零轉型」路徑高度依賴太陽能與風力發電 。然而，這兩種能源具有間歇性、變動性且不可調度的特性，為電網的穩定運行帶來了巨大挑戰。過去因太陽能發電量不如預期而導致的停電事件，已凸顯了此一弱點 。

地熱作為電網之錨

一個擁有40 GW地熱發電容量的電網，其運營哲學將發生根本性的轉變。地熱發電憑藉其超過90%的高容量因數和全天候24小時的穩定輸出，不再僅僅是「貢獻」基載電力，而是成為整個電網堅不可摧的「錨」 。它將提供一個穩定、可預測的電力基礎，太陽能和風能等間歇性能源則圍繞著這個穩固的核心進行整合。這將論述從「地熱輔助太陽能與風能」轉變為「地熱賦能一個高佔比的太陽能與風能未來」。地熱成為一種「優質電力來源」，其對電網的真實價值遠超過其均化能源成本（LCOE）所能反映的數字 。

4.2 與儲能系統的協同作用

互補的角色

在地熱提供穩定基載的同時，電池等儲能系統則非常適合應對短期的電力波動和滿足尖峰負載需求。兩者在電力系統中扮演著高度互補的角色。

混合系統與共址設置

地熱電廠可與其他技術進行混合應用。例如，將地熱電廠與太陽光電場共址設置，不僅能優化土地利用，還能共享輸電基礎設施，降低成本 。更前瞻的概念是利用地熱儲集層本身進行大規模的熱能儲存：在太陽能或風能過剩時，利用多餘的電力將水加熱並注入地下，從而提升儲集層的溫度與壓力；在電力需求高峰或再生能源出力不足時，再將這些儲存的熱能提取出來發電。這種模式將地熱電廠轉變為一個巨大的、可實現長時間儲能的資產 。

4.3 邁向韌性與分散式電網的路徑

地理多樣化

台灣的地熱潛能分佈於多個地區，包括北部的大屯山區、東部的宜蘭、花蓮、台東，以及中央山脈地區 。開發這些分散的資源，有助於建立一個更加分散化和具韌性的電網，降低因自然災害或對大型中央式電廠的攻擊而導致單點故障的風險。

全黑啟動能力

地熱電廠具備「全黑啟動」（Black Start）能力，這意味著它們在不需要從電網獲取電力的情況下即可自行啟動。這項能力對於在一次大規模停電事故後恢復整個電網的運行至關重要 。

台灣不僅面臨氣候變遷（如颱風）的高度威脅，也處於地緣政治的敏感地帶。大型、集中的發電設施（如台中火力發電廠）是國家安全的重大脆弱點 。相比之下，地熱電廠規模較小、分佈廣泛，且其關鍵基礎設施多位於地下，使其對地表層級的干擾（無論是天災還是人為）具有更強的內在韌性 。因此，透過發展地熱來實現電力來源的地理多樣化和本土化，不僅是一項能源政策，更是國家安全與氣候適應戰略的核心組成部分，其重要性已遠遠超越單純的電力生產。

4.4 量化系統層級價值：被規避的成本

傳統觀點可能認為地熱與太陽能、風能是相互競爭投資的關係。然而，更深入的系統層級分析顯示，地熱實際上是實現更高比例太陽能與風能併網的「賦能者」。如果沒有像地熱這樣穩定的再生能源基載，隨著太陽能與風能的佔比不斷增加，為維持電網穩定所需的巨額電池儲能和電網升級成本將變得難以承受 。

一個40 GW的強健地熱發電組合，將能大幅減少台灣為確保電網可靠性而需要採購的昂貴電池儲能系統的總量。這將帶來數千億甚至上兆元新台幣的「被規避成本」（avoided costs）。地熱的真實經濟價值，應是其自身的LCOE，再加上它為整個電力系統所節省下來的巨額穩定成本。因此，每一分投資於地熱的資金，都將產生乘數效應，釋放更多投資於太陽能與風能的潛力。政府政策應將它們視為一個協同共生的系統，而非相互競爭的技術。

第五節：台灣2050淨零轉型路徑圖：以地熱能引領燃煤除役

本節旨在將前述所有分析整合為一個具體的、分階段的台灣地熱發展路徑圖，內容涵蓋政策、法規及協調一致的時間表。

5.1 2050年願景：一個量化的轉型

本報告的核心轉型路徑，如「2050淨零轉型路徑圖」所示，提出了一個清晰且雄心勃勃的願景：以地熱能的指數級增長，系統性地取代台灣逐步淘汰的燃煤發電。

此路徑圖揭示了幾個關鍵的戰略要素：

• 燃煤除役軌跡：圖中的紅色曲線顯示，燃煤裝置容量將從2025年的約20 GW，穩步下降至2050年的零。這條軌跡與台中、興達及林口等主要燃煤電廠的法定除役時程緊密相連 。
• 地熱擴張軌跡：綠色曲線則描繪了地熱裝置容量的指數型S曲線增長模式。初期（2025-2035年）增長較為平緩，反映了技術學習、法規完善與供應鏈建立的過程；而在2035年後，隨著先進地熱系統（AGS）與次世代增強型地熱系統（NG-EGS）的商業化，開發速度將急劇加快，最終在2050年達到 40 GW 的宏大目標。
• 2038年交叉點：圖中約2038年的交叉點是一個關鍵的里程碑。屆時，地熱的裝置容量將首次超越燃煤，象徵著地熱正式成為台灣基載電力的主導力量。
• 戰略意涵：值得注意的是，40 GW的目標並非簡單的1:1容量替換。考量到地熱超過90%的極高容量因數，遠高於燃煤電廠約70-85%的水平，一個40 GW的地熱機組所產生的實際電量（TWh）將遠遠超過20 GW的燃煤機組 。這部分「超額」的潔淨電力，將是支撐台灣未來經濟增長、交通運具電動化及工業製程脫碳的關鍵能源儲備。

5.2 分階段的除役與開發計畫

此處將提出整個轉型策略的核心路徑圖，將法定的燃煤機組除役時程與地熱專案的開發進程進行協調。根據最新數據，截至2025年底，台灣的燃煤發電總裝置容量預計為19,985百萬瓦（MW），這為我們評估具體的除役路徑提供了一個明確的基準點 。

• 燃煤電廠除役時程：興達火力發電廠：1號、2號燃煤機組已於2023年除役；3號、4號機組預計於2025年除役 。台中火力發電廠：根據台電規劃，燃氣一期計畫完成後，1號、2號燃煤機組將於2026年底開始拆除，3號、4號機組轉為備用。燃氣二期計畫完成後，3號、4號機組預計於2031年拆除，其餘6部燃煤機組將在2032至2034年間陸續除役轉為緊急備用機組，目標在2034年底前達成「台中電廠無煤供電」。林口發電廠：舊機組已於2014年除役；新建的「超超臨界」機組雖然較新，但為達成2050淨零目標，仍需規劃其最終的退場路徑 。
• 地熱開發重點：第一階段（2025-2030年）：集中力量開發已充分研究的傳統水熱型地熱資源區，如宜蘭清水 和台東地區。此階段以中小型（<50 MW）專案為主，目標是累積本土開發經驗、建立供應鏈並培養專業人才。第二階段（2030-2040年）：在已證實的區域擴大開發規模，並在具高潛能的地區（如大屯山區）啟動AGS、NG-EGS技術的先導型計畫，積極引進並轉化國際先進技術。第三階段（2040-2050年）：在傳統地熱與AGS、NG-EGS技術均成熟的基礎上，進行大規模部署，以達到吉瓦級的裝置容量目標。

燃煤電廠具有法律約束力的淘汰時程，為替代性發電容量的投資創造了一個強大且不容協商的市場信號。這不僅是一個政治承諾，更是一個可預測的未來收入機會。政府可以利用這種確定性來吸引投資。透過將新地熱專案的批准與特定燃煤機組的保證關停明確掛鉤，不僅能為開發商創造「社會營運許可」，也能向公眾確保轉型是真實且持續的。這將燃煤除役的時間表從一個後勤挑戰，轉變為一個加速再生能源發展的有力政策槓桿。

5.3 改革法規環境

儘管增強型地熱系統（EGS）和先進鑽井技術至關重要，但當前阻礙台灣地熱發展的最大瓶頸並非技術，而是官僚與法律層面的障礙 。破碎化的審批流程，為投資者帶來的風險甚至超過了任何地質上的不確定性。因此，台灣在短期內最應採取的「創新」，不是硬體設備的引進，而是一個精簡、連貫的法律框架。建立一條清晰、可預測的法規路徑，是降低專案成本、縮短開發時程、從而釋放私部門資本的最有效工具。這意味著法律與行政改革應被置於大規模技術投資之前的最優先位置。

• 改革建議：集中並簡化審批流程，目前地熱開發的審批流程分散於中央與地方多個政府部門，導致冗長的延誤 。已成立的「地熱發電單一服務窗口」需要被賦予實質權力，成為涵蓋環境影響評估（EIA）在內的一站式審批機構 。前瞻性的環境與社會治理：對於位於敏感區域的開發，政府應主導對整個地熱潛能區進行「策略性環境評估」（SEA），而非要求每個小型專案都單獨進行耗時的個案環評 。

5.4 應用公私協力夥伴模式進行風險分攤

• 政府的角色：政府應主導並資助高風險的初期探勘階段。這包括建立一個全面、公開的國家級地熱資源數據庫（如已啟動的「地熱探勘資訊平台」），以降低資訊不對稱 。
• 私部門的角色：一旦資源潛能被證實，政府可透過公開招標的方式，將開發權授予具備資本與運營專業的私營企業，由其負責電廠的建設與運營。這種模式已在國際上被證明是行之有效的 。

表4：台灣燃煤轉地熱轉型建議時間表（2025-2050年）

第六節：國際標竿與經驗借鑒

本節將借鑒全球領先地熱國家的經驗，為台灣提供經過驗證的成功模式與值得警惕的教訓。

6.1 日本：政策的持續性與技術的領導力

經驗借鑒：日本透過如「石油天然氣金屬礦物資源機構」（JOGMEC）等半官方機構，為地熱開發提供財務支持與風險分攤的模式，對台灣極具參考價值 。日本不僅是下一代地熱技術研發的領導者，更在全球地熱渦輪機市場佔有主導地位，這為台日技術合作提供了廣闊的空間 。此外，日本在國家公園內謹慎進行地熱開發的經驗，也為台灣應對陽明山（大屯山）等敏感區域的挑戰提供了範本 。

6.2 菲律賓：快速規模化與社會參與

經驗借鑒：菲律賓的案例證明，在強大的政府決心驅動下（最初是為了應對1970年代的石油危機），實現地熱能的快速、大規模發展是完全可能的 。其經驗，特別是阿波火山（Mt. Apo）地熱專案，深刻地揭示了早期且持續地與原住民社群溝通的絕對必要性。建立如權利金回饋基金等利益共享機制，是確保專案長期成功和獲得社會認可的關鍵 。這對同樣面臨原住民土地議題的台灣而言，是一堂至關重要的課程。

6.3 紐西蘭：電網整合與直接利用的創新

經驗借鑒：紐西蘭展示了如何成功地將高比例的地熱發電（佔總發電量近20%）整合到一個以再生能源為主的電網中 。同時，紐西蘭也是將地熱直接用於工業製程的全球領導者，為台灣如何最大化地熱資源的經濟價值（超越單純發電）提供了典範 。其健全的法規框架（如《資源管理法》）以及政府透過「產業脫碳投資基金」（GIDI Fund）共同資助工業界轉型的做法，都是台灣可以直接借鑒的模式 。

綜合分析日本、菲律賓和紐西蘭的成功案例，一個共同的成功要素浮現出來：地熱開發的成功無法單純依賴自由市場的力量，它需要一個積極主動、被充分賦權的政府。在所有成功的案例中，政府都扮演了關鍵角色，包括主動分攤探勘風險、制定清晰且穩定的長期政策，以及調解複雜的利害關係人議題（特別是與地方及原住民社群的關係）。這對台灣的啟示是，一個「放任式」的監管方法將會失敗。政府必須扮演市場的創造者和核心協調者，而不僅僅是一個被動的監管者。

然而，台灣的40 GW目標要求我們超越僅僅是學習。這些國家提供了寶貴的基礎經驗，但沒有任何一個國家曾嘗試過如此速度和規模的地熱擴張。這意味著台灣不能僅僅做一個追隨者，而必須成為全球地熱政策、融資模式和快速部署技術的領導者與創新者。台灣的挑戰是綜合各國的最佳實踐，然後加速超越它們，開創一條前所未有的發展道路。

第七節：結論分析與戰略建議

本節將綜合報告的所有發現，提出一個強而有力的結論，並為台灣的決策者提供一套清晰、具優先順序且可執行的戰略建議。

7.1 綜合發現：從能源替代到國家戰略

本報告的核心論點是：以40 GW地熱能全面取代燃煤發電，對台灣而言不僅是一個環境選擇，更是一項關乎國家生存與發展的戰略性必要舉措。這條路徑是台灣實現「2050淨零排放」目標、提升國家能源安全、並建立一個能夠支持現代經濟發展的穩定韌性電網，最為可信且穩健的方案。它將台灣的能源未來，從依賴不穩定的國際供應鏈，轉向立足於自身豐饒的地質遺產。儘管挑戰巨大，但透過果斷的政策行動，這些挑戰在技術上和經濟上都是可以克服的。這不是眾多選項之一，而是一項戰略性的國家任務。

7.2 對決策者的可執行建議

為加速台灣的地熱轉型，茲提出以下具優先順序的建議：

• 第一優先：建立一個中央集權、擁有實質審批權力的「一站式」服務機構，以根除當前法規不明與行政效率低落的根本問題。這是解鎖後續所有進展的總鑰匙。
• 第二優先：積極推動國家級風險分攤計畫大幅增加預算，擴大由「經濟部地質調查及礦業管理中心」與中油公司主導的國家級地熱探勘計畫。目標是在2030年前，建立一個包含多個已完成鑽探、證實潛能的「去風險」場址的投資組合，供私營部門競標開發。這是解決前期探勘風險這一最大投資障礙的最直接手段 。
• 第三優先：建立國家級地熱發展專責機構仿效日本JOGMEC的成功模式，成立一個專責的、被充分賦權的「國家地熱發展局」。該機構將負責協調跨部會政策、管理風險分攤的財務機制（如股權參與或貸款擔保）、監督全國地震監測網絡，並推動長達數十年的40GW發展路徑圖。
• 第四優先：建立公眾參與與信任啟動全國性的地熱能公眾教育宣導活動，闡明其在能源安全與公共衛生上的巨大利益。同時，建立一套強制性且透明的機制，用於與原住民社群的諮商及利益共享，參考菲律賓與紐西蘭的成功經驗，確保地熱發展的社會正當性 。
• 第五優先：技術引進與人才發展積極建立國際合作夥伴關係，系統性地引進並本土化次世代增強型地熱系統（NG-EGS）的技術與運營經驗。同時，投資國內大學與技職教育體系，設立專門學程，培養地質、鑽井、儲集層管理等領域的專業人才，為產業的長期發展奠定堅實的基礎。

7.3 展望：一個由地熱驅動的台灣

展望2050年，一個強健的40 GW地熱發電組合將為台灣提供穩定、潔淨且完全自主的能源基石。它將與太陽能、風能等其他再生能源協同作用，共同構築一個多元、韌性的電力系統。這個系統將不再受國際燃料價格波動的衝擊，能夠抵禦極端氣候與地緣政治的風險，並以潔淨的空氣和永續的能源支持台灣經濟的繁榮。這條轉型之路充滿挑戰，但其所能帶來的長期回報——一個能源自主、環境潔淨、經濟繁榮且更安全的台灣——將遠遠超過今日的投入。這是一個世代的機遇，也是一個世代的責任。