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。
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。
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。
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〉
