文／王嘉緯（台灣金融研訓院首席研究員）
國發會日前甫正式公布的「2050淨零排放路徑」，除了擬定光電、風力等主流再生能源的短中期設置目標之外，更將深層地熱視為具本土化優勢前瞻能源。但與此同時，原本預期2050年的地熱開發目標，卻從200MW下修到20MW，各方探究其原因，不外乎從探勘技術、法令規章等面向切入，惟鮮少論及地熱籌資困境。多數金融業者鑒於地熱風險偏高而不願參與，對此，建議由專業培訓著手，先讓金融從業人員熟悉地熱運作模式及必要資訊，再求逐步提高投融資意願。
地熱之所以被譽為少數能做為基載電力的再生能源，係因發電來源乃從地底汲取熱能，不受天候、季節左右，跟太陽能、風電看天吃飯相對比，得以24小時全年無休穩定供電。綜觀全球地熱發展前十大國家，有六國位於環太平洋地震帶，甚至如美國、印尼、菲律賓、紐西蘭的地熱裝置容量都在1GW以上。也因此同樣坐落於火環帶上的台灣，理應具有一定的地熱發展潛力，曾有學者估計，國內地熱發電潛能加總超過30GW，發電量堪比20多座核四廠。
然而，如此被寄予厚望的新能源，商轉進度卻未如預期，問題關鍵之一即在於探測技術。由於地熱電廠是否實際可行，必須仰賴地表調查及鑽井探勘，以確認地下熱能的溫度、水量及分布狀態。尤其台灣地熱蘊藏，多屬於深度大於3,000公尺的深層地熱，地熱井勢必向下鑽探，又得避免地質結構風險，相對應的成本自然增加。一口地熱井鑽鑿費用動輒上億，尚不包含地表調查、回注井、產能測試等支出，單以前期探勘費用估算至少就高達1.5到2億元之間，且還不保證必然成功。
即便順利探測到熱源，得再注資約1億元興建電廠，以及每年上千萬的維護成本，大額支出恐拉長資金回收期限。就有媒體以清水地熱為例估算回收期，在發電量最樂觀的前提假設下，仍需要六年才能回本，且若再考量設備、人力有關支出，回收時間必然往後延長。再者，諸如酸蝕、結垢都會損及地熱設備、降低發電效率，雖可引入新技術克服，但成本也將連帶上揚，是以10至12年的回收期預估並不為過。
這或許就能解釋，為何在永續金融蔚為風潮之今日，各家金融機構無不力推綠色金融服務，但與地熱攸關者卻寥寥可數。事實上，國內迄今只有清水地熱電廠順利取得銀行專案融資，除此之外僅聽聞少數創投業者曾表達興趣。然則，清水地熱為既有電廠重啟，並投入鉅資、歷經多年整改，跟其他從頭開始的地熱電廠相比，至少地底水源及熱源相對已獲掌控，銀行所面對的風險也較為限縮。
換言之，囿於探勘結果不確定性高、維運成本亦高，專案欠缺財務誘因，願將自有資金投入地熱開發者也就不多，遑論銀行考量高風險不利於債權保障，當然會採取更保守態度。為了協助突破地熱發展瓶頸，除既有的示範獎勵機制之外，目前政策重點已鎖定調整相關法規，並將由政府跟學研單位合作地熱探勘調查。該些舉措應有助於減輕前期探勘負擔、降低開發風險，對金融機構投融資意願之提升，理當也能帶來正面效益。
惟風險管理仍是金融業營運之根本，金融業者還是得精準估算售電所產生的現金流量，並能夠確實辨識、衡量、監測地熱電廠風險，以做為事前審核與後續管理之依據。為此，或可仿照先前光電、離岸風電的推動模式，透過現行金融專業培訓平台，向從業人員傳遞承作地熱專案建議掌握的資訊，譬如產業及法規動態、探勘調查結果、示範案場實際運作狀況等，強化金融機構對深層地熱之理解，投融資想法也可望逐漸隨之轉變。