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    【綠能新希望?】地熱商機困境曝光 酸蝕、結垢成本高 誘因也有限

    報導/孫文臨

    編按:台灣地熱資源豐富,其24小時不間斷發電的特性,甚至被推廣者譽為「綠能新希望」,然而自能源轉型政策提出以來,五年間地熱裝置容量僅約5MW,距離2025年目標200MW還有一大段距離。
    地熱發展大不易,《環境資訊中心》透過系列報導爬梳背後原因,上篇檢視了台灣複雜的地理環境及土地開發限制,巨大的投資風險導致業者卻步;下篇則盤點地熱開發後逐年衰減的發電量、管線結垢與酸蝕等諸多問題,都關係到能否如期獲利回本。始終「很冷」的台灣地熱發展,究竟能否回血活絡、看見新希望?

    殺頭生意有人做,虧本生意無人做。如果高報酬有錢賺,風險再高也不怕,但地熱發電業者就怕是,高風險不一定帶來高報酬。

    目前國內共有23個地熱案場正在開發當中,分布在大屯山、宜蘭土場、台東金崙、紅葉,花蓮瑞穗等,共約50MW,只有2025年目標的1/4,還未必能順利於2025年完成開發。

    儘管經濟部強調,這些電廠未來開發成功後都會規劃再擴建,但企業要能持續投資地熱,首要的是回本賺錢。然而,隨著地下水枯竭、地熱井酸蝕或結垢,地熱發電經常會逐年減少。

    宜蘭清水地熱電廠是目前全台唯一MW級的地熱發電廠,於去(2021)年商轉。本報資料照。攝影:孫文臨
    宜蘭清水地熱電廠是目前全台唯一MW級的地熱發電廠,於去(2021)年商轉。本報資料照。攝影:孫文臨

    舊清水地熱電廠殷鑑不遠 管線結垢 12年發電能力剩10%

    目前唯一成功商轉的清水地熱電廠,並非無中生有,而是經過五年、耗資7.6億重新修整及擴建,重啟塵封近30年的既有電廠。

    清水地熱電廠1981年由台電興建,由於閃發式地熱讓地下水快速減壓,使得水中礦物質釋出結垢於地熱井管壁,出水量銳減。首年發電量達828萬度,隔年即腰斬為454萬度,僅使用12年,發電能力就剩不到10%,於1993年黯然關廠。

    事實上,非火山型地熱多屬於鹼性泉,有結垢的問題;火山型地熱則屬於酸性泉,面臨酸蝕問題。

    結垢問題可以透過控制壓力來抑制,並定期清洗,而酸蝕則要尋找較中性的水質,並搭配耐酸性管材來延長壽命。工研院專案經理戴文達就說,兩個問題能搭配不同的技術加以克服,但關係到地熱電廠的建置及維運成本,以及經濟效益。

    結垢、酸蝕兩大難題 技術上可解決 卻不符經濟效益

    清水地熱電廠原址重起爐灶,改採有機朗肯熱機循環(ORC)發電系統,新技術「取熱不取水」,避免耗損地熱水,也可減少結垢。方法為引地熱水加熱機組內的有機溶液推動發電機,加熱後地熱水回注到地底。

    業者不諱言,即使如此仍無法完全避免結垢,未來須視營運情形,以機械方式定期清洗地熱井,並評估新鑿地熱井的必要性,相對地維運成本也會提高。

    採用氣冷式的清水地熱,發電機組上方有數十個大型風扇不停旋轉散熱,有機溶液的冷卻過程也相當耗能,廠內用電約占發電的15%。若發電機組的規模較小、環境溫度較高,則廠內用電也可能吃掉三成的發電量。

    清水地熱電廠採用氣冷式發電系統,需要用掉部分電力。本報資料照。攝影:孫文臨
    清水地熱電廠採用氣冷式發電系統,需要用掉部分電力。本報資料照。攝影:孫文臨

    此外,酸蝕問題也是地熱發電面臨的難題。要採用耐酸蝕的鋼材,或使用耐酸蝕的塗料才能延長使用年限,但這些材料成本過高,往往使得開發地熱電廠不具經濟效益。

    金屬工業研究發展中心與中鴻鋼鐵合作,研發高強度專用管材,目前測試在pH值2.0強酸性環境下,可達八週無損,但一個地熱井動輒使用十年以上,金屬中心專案經理施威任也坦言,「目前算是尚未成熟的技術,需要長期投入更多研發與驗證。」

    穩定發電六年以上才回本 經濟誘因有限

    目前國內共有23個地熱案場正在開發,經濟部強調,未來開發成功後都會規劃再擴建。以清水地熱為例,業者透露,確實有在評估開發二期的可行性,預計將規模由4.2MW提高到9MW。但地熱電廠所需維運的成本不低,擴建也需投入成本建置電網,因此獲利將是業者是否擴大投資的關鍵。

    清水地熱電廠整修舊的台電地熱井耗資7.65億,裝置容量4.2MW,預估年發電量約2500萬度,換算下來每年售電獲利約1.3億,穩定發電六年才能回本。若再計算每年維運所需的人力、設備等支出,得花更長的時間才能打平收支。

    台灣地熱發展耗費多年,才終於追回40年前的發電能力。整理:孫文臨
    台灣地熱發展耗費多年,才終於追回40年前的發電能力。整理:孫文臨

    目前再生能源主要獲利途徑是把綠電賣給台電,但地熱發電的躉購費率連年凍漲,去(2021)年僅較2010年提高0.01元,且地熱面對酸蝕、結垢問題,若未妥適維運,發電量可能逐年衰退,經濟誘因有限。

    躉購費率首採差別級距 未來也可自由販售綠電憑證

    台灣地熱發電被寄予厚望,推動多年卻只設置5MW,2025年200MW的目標眼看就要跳票。

    為加速業者回本,2018年經濟部設計階梯式躉購費率,地熱發電前後十年分別有不同的費率;今年更首度採差別級距,2MW以上維持每度5.19元,針對2MW以下的小型地熱則給予較高費率。

    然而,前高後低的費率,會不會讓業者因為後期獲利降低,減少維運支出,導致地熱電廠提早關廠?能源局回應,目前的階梯式費率有計算過投資報酬率,後十年的費率應尚可鼓勵業者持續維運,且離岸風電也是採階梯式費率。

    能源局說明,未來隨著減碳成為主流,產業界對綠電需求高漲,躉購並非唯一獲利方式,再生能源電廠可轉入自由市場販售綠電憑證,或與民間企業簽訂售電合約(CPPA)。

    經濟部次長曾文生說,希望讓地熱能繼太陽光電與離岸風電之後,成為台灣再生能源的第三隻腳,協助台灣邁向淨零碳排。要達成200MW的挑戰甚鉅,除了盡快修正審查流程,也首度採用差別級距的躉購費率,能否讓冷卻已久的台灣地熱「熱起來」,各界都拭目以待。

    ※回看上篇〈【綠能新希望?】地熱蘊藏量高開發難 2025年目標恐跳票

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