专家传真－深层地热的资金瓶颈仍待突破

国发会日前甫正式公布的「2050净零排放路径」，除了拟定光电、风力等主流再生能源的短中期设置目标之外，更将深层地热视为具本土化优势前瞻能源。但与此同时，原本预期2050年的地热开发目标，却从200MW下修到20MW，各方探究其原因，不外乎从探勘技术、法令规章等面向切入，惟鲜少论及地热筹资困境。多数金融业者鉴于地热风险偏高而不愿参与，对此，建议由专业培训着手，先让金融从业人员熟悉地热运作模式及必要资讯，再求逐步提高投融资意愿。

王嘉纬■台湾金融研训院首席研究员

地热之所以被誉为少数能做为基载电力的再生能源，系因发电来源乃从地底汲取热能，不受天候、季节左右，跟太阳能、风电看天吃饭相对比，得以24小时全年无休稳定供电。综观全球地热发展前十大国家，有六国位于环太平洋地震带，甚至如美国、印尼、菲律宾、纽西兰的地热装置容量都在1GW以上。也因此同样坐落于火环带上的台湾，理应具有一定的地热发展潜力，曾有学者估计，国内地热发电潜能加总超过30GW，发电量堪比20多座核四厂。

然而，如此被寄予厚望的新能源，商转进度却未如预期，问题关键之一即在于探测技术。由于地热电厂是否实际可行，必须仰赖地表调查及钻井探勘，以确认地下热能的温度、水量及分布状态。尤其台湾地热蕴藏，多属于深度大于3,000公尺的深层地热，地热井势必向下钻探，又得避免地质结构风险，相对应的成本自然增加。一口地热井钻凿费用动辄上亿，尚不包含地表调查、回注井、产能测试等支出，单以前期探勘费用估算至少就高达1.5到2亿元之间，且还不保证必然成功。

即便顺利探测到热源，得再注资约1亿元兴建电厂，以及每年上千万的维护成本，大额支出恐拉长资金回收期限。有媒体以清水地热为例估算回收期，在发电量最乐观的前提假设下，仍需要六年才能回本，且若再考量设备、人力有关支出，回收时间必然往后延长。再者，诸如酸蚀、结垢都会损及地热设备、降低发电效率，虽可引入新技术克服，但成本也将连带上扬，是以10至12年的回收期预估并不为过。

这或许就能解释，为何在永续金融蔚为风潮之今日，各家金融机构无不力推绿色金融服务，但与地热攸关者却寥寥可数。事实上，国内迄今只有清水地热电厂顺利取得银行专案融资，除此之外仅听闻少数创投业者曾表达兴趣。然则，清水地热为既有电厂重启，并投入鉅资、歷经多年整改，跟其他从头开始的地热电厂相比，至少地底水源及热源相对已获掌控，银行所面对的风险也较为限缩。

换言之，囿于探勘结果不确定性高、维运成本亦高，专案欠缺财务诱因，愿将自有资金投入地热开发者也就不多，遑论银行考量高风险不利于债权保障，当然会採取更保守态度。为了协助突破地热发展瓶颈，除既有的示范奖励机制之外，目前政策重点已锁定调整相关法规，并将由政府跟学研单位合作地热探勘调查。该些举措应有助于减轻前期探勘负担、降低开发风险，对金融机构投融资意愿之提升，理当也能带来正面效益。

惟风险管理仍是金融业营运之根本，金融业者还是得精准估算售电所产生的现金流量，并能够确实辨识、衡量、监测地热电厂风险，以做为事前审核与后续管理之依据。为此，或可仿照先前光电、离岸风电的推动模式，透过现行金融专业培训平台，向从业人员传递承作地热专案建议掌握的资讯，譬如产业及法规动态、探勘调查结果、示范案场实际运作状况等，强化金融机构对深层地热之理解，投融资想法也可望逐渐随之转变。