印尼在2022年针对地热能投资开发的政策动作相当频繁，如在年中时宣布的总统条例112/2022，其中公布了最新地热能趸购费率，本期趸购费率比往年高，且另外考虑地理因素（如上表一）。 再者，印尼能源与矿产资源部（Ministry of Energy and Mineral Resources，ESDM）预计在今年底前会公布两个地热能场址的招标，分别为Way Ratai WKP以及Nage WKP。 其中Nage WKP为政府钻探计划的地点之一，这代表私人开发商不用承受钻探的成本与风险，将会是非常重要的投资诱因。 接下来将以印尼的趸购费率作为投资试算的情境基准。

地热能开发的整体成本大致可分为两种。 一为最初的总体建置成本，如同上述在地热发电原理中所提及的地热能前期项目开发、现场准备、水井架设、发电厂等土木工程前期成本皆相当高昂。 此外，地热能的钻井成本受到国际石油与天然气产业周期影响，这些都将直接影响到总承包（EPC）成本。 总体构建成本对于开发地点以及地热储层质量高度敏感，难以通过类似太阳能和水力那样标准化的方式来进行成本的估算。 本文后续投资试算中的总体建置成本，将采用IRENA以及印尼地热联盟的容量平均数据来作为试算的基准，但特别注意的是不能将此次的估算完全复制到所有印尼地热能的开发案。

第二项成本则是维运成本。 地热能的维运成本有相当高的比例在于水井上的维护。 随着时间推移，水井周围的储层压力下降，导致流量下降，如果不进行维护的话，发电效率显著降低，甚至可能让所有设备报废。 因此比上其他再生能源技术，地热能的维运成本也相对比较高。 尽管地热能整体成本费用偏高，但其发电效率非常好。 由于地热能发电可以维持24小时无间断，平均容量系数高达80%~94%左右，这让地热能的资本可以快速收回。 外加上不管是印尼又或是菲律宾在地热能上的金融优惠多，国外器材进口免税、融资低利率等等，大幅降低投资地热能的资金门槛。

下图一为依据趸购费率装置容量级距作为区分的IRR以及每千瓦30年盈余，并考虑印尼地热能的成本面（总建置成本、维运成本）以及营收面（趸购费率）。 IRR在容量级距上并无明显分差; 每千瓦30年盈余则是随着装置容量越大逐步下滑。 尽管小装置的资金回报较快，然而每一次地热案场开发都需要承受巨大的风险。 因此以投资开发的角度来说，业者更愿意开发大容量的案场，而不是找数十个小案场。 举例来说，业者更愿意一次性的投入60 MW案场，而非6个10 MW的小案场。 这是菲律宾在第三次的公开竞争性遴选中，最小的两个案场都没有业者投标的主因。

图一、2021年印尼各地热能装置容量区间内部报酬率以及每千瓦30年盈余

地热能前期开发耗时、高成本、高风险为地热能投资架设了一道投资的隐形大墙，让许多厂家不敢轻易踏入地热能源的技术范畴里。 然而近年越来越多政府愿意承担前期全面地热资源测绘、钻探阶段等开发风险，并直接将开发信息提估给场址得标厂家，此举将会大幅增加私人投资意愿。 照理说来，与时俱进的开发技术会大幅降低生产成本，然而近五到十年地热能处于新技术的转换期，是以后续全球地热装置成本会是许多投资开发商特别关注的焦点。