2024年底，全球地熱發電裝置容量約15,427 MW。依國際再生能源總署（IRENA）《Renewable Capacity Statistics 2025》，前十名依序為美國2,703 MW、印尼2,688 MW、菲律賓1,952 MW、土耳其1,734 MW、紐西蘭1,275 MW、墨西哥999 MW、肯亞940 MW、冰島788 MW、義大利772 MW，以及日本461 MW。這些數字採最大淨發電容量口徑，不包含地熱供暖，也不等於地下資源潛能。
這份排名呈現值得思考的反差。日本擁有豐富地熱資源，傳統地熱汽輪機更具有約七成的全球市占，國內地熱容量卻落後印尼、菲律賓與冰島。機組製造能力與資源開發成果，顯然不能畫上等號。設備可以出口，地下資源卻必須在當地完成調查、鑽井、回注、許可與融資，才能轉成穩定電力。
討論日本能源結構，首先必須區分裝置容量與發電量。容量代表設備額定規模，發電量則取決於運轉時間、資源條件與調度。依日本機械學會彙整的電力調查資料，2024年12月底，日本電氣事業者設備合計263,290 MW，其中火力156,402 MW，占59.4%；水力49,699 MW，占18.9%；核能33,083 MW，占12.6%；新能源等23,934 MW，占9.1%；其他172 MW，約0.07%。水力包括抽蓄；這是電氣事業者口徑，未完整涵蓋住宅等分散式光電，不宜直接稱為全國所有設備的占比。
光電的統計範圍尤其重要。IEA-PVPS估計，日本2024年底光電累計約100 GWdc；這是模組直流容量，不能直接加入上述電力設備總額，重新計算占比。若要比較全國光電、風電、地熱占比，必須統一交直流容量、設備範圍與時點。另一方面，日本2024年度實際發電仍有67.5%來自化石燃料，核能占9.4%，再生能源占23.1%，顯示設備擴張仍未消除燃料進口依賴。
日本、冰島、印尼與菲律賓都有火山活動，但「火山島」只是共同外觀，並非相同的開發條件。冰島位於洋中脊並受熱點作用；日本、印尼與菲律賓主要與隱沒帶火山作用有關。各地熱源深度、流體化學、裂隙連通性與補注條件不同，不能僅按火山數量推估發電能力。傳統地熱需要熱源、流體及有效貯留層，商業開發更須確認可持續產能與回注能力。
冰島的優勢，是長期把地熱納入公共能源服務。地熱同時支援電力與暖房，形成多層次利用。Hellisheiði電廠具有303 MW電力容量及200 MW熱能容量；Nesjavellir具有120 MW電力容量。僅兩座電廠即累積423 MW電力規模。供熱容量不能計入發電排名，但城市熱水需求增加了資源利用價值，也支持能源公司長期經營井場、供熱管網與電廠。
冰島的重要開發者包括國營與地方公營能源公司，能持續累積鑽井與貯留層管理能力。這並不表示地熱不會衰減或開發沒有環境爭議，而是公共需求、開發組織與資金配置形成連續的事業體系。購買日本汽輪機，是這套體系的一環，無須先建立本國汽輪機製造業才開始開發。
印尼的路徑則是將地熱專法、國營企業及風險融資結合。2014年《地熱法》不再把地熱視為採礦，減少舊分類對森林區開發造成的障礙，同時保留環境與林地許可要求；發電用途的開發區招標由中央統籌，並設計向地方政府支付生產紅利的機制，使地方分享收益。國營體系PGE與PLN則參與資源開發、電廠及購電安排。
更重要的是，印尼透過地熱基金與世界銀行支持的資源風險減輕計畫，處理前期鑽井的不確定性。資源尚未證實時，融資最困難；一旦取得可信的流量、溫度與產能資料，電廠投資才較容易獲得銀行支持。印尼仍面臨煤電競爭、許可與財務缺口，其領先不能解讀為所有政策都已成功，但公共融資介入高風險前期，確實提供了可借鏡的架構。
菲律賓的經驗更顯示歷史累積的重要。1976年成立的PNOC-EDC，以開發本土能源為任務，由國營體系推進探勘與蒸汽田，配合世界銀行及日本國際融資，並曾採蒸汽資源開發與民間BOT電廠分工。EDC於2007年民營化；後續再以再生能源法的稅務優惠與投資政策延續產業。
然而，菲律賓2015年容量已達1,916 MW，2024年僅增至1,952 MW。今日排名靠前，很大部分源於早期國家主導開發，不能全部歸功於近年的民營化或外資政策。其能源部與ADB仍指出前期成本、資源風險及融資障礙，顯示成熟地熱國也需要持續更新風險分攤制度。
反觀日本，地熱資源約八成位於自然公園，開發須協調保育、溫泉產業與地方利益；前期地下風險與長達十年以上的開發期，也使優惠電價難以單獨促成投資。日本並非沒有鼓勵地熱，而是支持措施要穿過多重開發障礙，才能形成容量。近年的地熱開發加速方案，已讓JOGMEC直接進行包含噴氣試驗的調查，再提供資料與坑井，顯示政策正向前期風險承擔移動。
台灣與日本的相似處，是能源進口依賴與地熱資源利用不足。依台電2024年12月系統資料，總裝置容量57,741 MW，燃氣約33.3%、燃煤22.7%、燃油2.8%、核能1.6%、抽蓄4.5%、慣常水力3.6%、光電23.5%、風力6.7%，其餘約1.2%為垃圾、沼氣、生質能、廢棄物與地熱等；地熱約7.49 MW，占0.013%。這包含台電與購電設備，並非全國所有自用機組。
上述數字與日本電氣事業者統計範圍不同，不適合直接斷言哪國光電占比更高，卻能指出共同的政策課題：容量增加不等於全天穩定供電。台灣需要繼續擴充風光、儲能與電網，也需要評估可持續運轉的地熱。台灣大部分地熱場址不宜直接套用火山型模式，仍須依斷層構造、岩性、熱流與地下水循環建立個別概念模型。
政府降低開發門檻，應從降低不確定性著手。建立跨機關協調窗口，提早確認土地、原住民族權益、取用水、環境及併網條件，提供可預期的程序與時程；對溫泉可能受影響的場址，先建立水位、流量與水化學基線，以監測支持協商。政府投入取得的岩心、井測與試驗資料，也應在保護合理商業權益下逐步共享，減少重複探勘。
台灣已有探勘與開發許可制度，以及地熱能發電示範探勘獎勵，符合條件的案件最高可獲一億元，且不超過總探勘費用五成。因此需要的是在既有政策上補足金融功能，設立專責地熱探勘基金，區分地表調查、探勘井、產能測試及電廠建置，按階段成果撥款。
基金可結合預算、國營事業及民間資本。探勘階段使用補助、共同投資或附條件可回收資金，按事先約定分攤地質失敗風險；成功案件則以償還或收益回饋維持基金循環。經獨立專業審查確認生產與回注能力後，再以長期購電契約、產能評估及必要保證銜接銀行專案融資。基金服務的是融資前的資源證實工作，不能假設銀行一開始就願承擔所有乾井風險。
實務上，探勘基金與電廠貸款應有不同的決策標準。前者評估的是值得投入多少資金驗證資源，後者評估的是已確認產能能否償還貸款。第一階段可以要求地質模型、地球物理與地球化學證據相互支持；第二階段以井測、流量與壓力試驗決定是否增鑽；第三階段則確認井間干擾、回注能力與可能的熱突破。單井短期高產能，不應直接外推成數十年穩定供電。
風險分攤也應明確區分地質失敗、工程失誤與管理違失。基金可以分攤依核定計畫完成探勘、仍未找到足夠資源的損失；對不合理施工、未履行監測或資料不實，則應設計停撥與追償規則。每個案件仍須保留開發者自有資金，並以多個不同地質區域的專案分散風險。成功回收資金只能增加基金續航，不能預設足以支付全部失敗成本，公共風險預算仍須透明揭露。
此外，公共部門可先在有望區域建立基礎資料與必要的探勘井，再以公開程序提供開發者使用或承接。國營企業是否負責生產井與回注井，應依其人力、技術及治理能力決定；若採井場與電廠分工，契約必須界定蒸汽或熱水交付條件、產能不足責任、增補井費用及回注義務。否則地質風險只是轉移，並未真正被管理。基金的目的，是讓每個階段都有能負責的人、可信的資料與合適的資金。
台灣亦不能直接複製印尼的世界銀行借款來源。目前台灣沒有獨立的世界銀行會員席位，也不在IBRD、IDA現行借款名單內；1980年中國席位改由中華人民共和國代表。IFC一般融資則要求案場位於其會員中的開發中國家，台灣境內地熱案不符合此管道。台灣企業投資印尼等合資格國家的案場，仍可能依當地專案申請，但無法因此取得台灣案場的融資資格。
因此，台灣應借鏡的是風險分攤制度，並建立國內資金來源。地質技師可在概念模型、井位選擇、試驗判讀與環境監測中提供專業，配合鑽井、貯留層、電力及財務團隊，形成可供投資判斷的證據。從國際排名走向能源自主，關鍵在於把地下的不確定性逐步轉成可驗證產能，再轉成銀行能評估的現金流。政府願意承擔適度前期風險，地熱才有機會成為持續擴張的能源產業。