去（2022）年以來，再生能源推動成果斐然，發電占比8.3%，已經超越核電 （8.2%）。其中，太陽光電併網量2.02GW、模組安裝量2.52GW，達成年度目標且創新高。今年截至8月22日，累計併網11.32GW，其中，屋頂型7.14GW(63%)、地面型4.18GW(37%)，預期全年可新增併網量2.2GW。
太陽光電 成長動能瞄準用電大戶
能源署署長游振偉表示，上半年併網量1.2GW；去年同期併網1GW，統計到8月增加1.6GW，並無偏低反而有微幅成長。因應地狹人稠，太陽光電的推動以屋頂型優先，6成以上設在屋頂；另以閒置土地活化或土地複合利用發展地面型。
農漁業伴隨再生能源產業同步轉型發展，不但可以為傳統產業帶來翻轉契機，農電共生、漁電共生也營造出新商機。經濟部與農業部在台糖大林糖廠合作的農電共生試驗場域，依遮蔽率選擇合適作物，台糖大林薯光計畫收成後，將持續蒐集科學數據，與農業部持續討論試驗結果，做為擴大推動參考依據。
2025年太陽光電目標20GW，游振偉表示，至今年9月23日累計併網達11.5GW，為2016年底(1.245GW)的9倍。未來成長動能來自再生能源條例規範下，5,000KW以上的用電大戶，2025年需建置10%綠電；今年6月21日，再生能源發展條例修正案，規範一定規模的新建、增建與改建建物，應設置一定比例光電設備，以纾解設置場域不足的困境。
離岸風電 朝大水深 浮動式風場
臺灣雖欠缺離岸風電開發經驗，不過從2016年發展到今年8月，共完成245座風力機，裝置容量達1.9 GW，預計2025年全臺將有14座離岸風場，累計裝置容量可達5.6 GW政策目標，朝2050年願景目標40-55 GW前進。
游振偉表示，為確保2026年以後市場延續性，公告2035年離岸風電累計裝置目標20.6 GW，以提升國際開發商的投資信心。同時，未來將朝大水深區域推動，水深甚至可以上超過50公尺。經濟部正規劃推動浮動式風場示範計畫且已經召開說明會廣徵意見，鼓勵業者投入浮動式離岸風電技術研發，提早布局以擴大離岸風電的設置量。
臺灣因位處多颱風、地震環境，能源署在策略上採行「先示範、次潛力、後區塊」3階段開發，以穩定推動離岸風場建置，達成我國創能目標。其中，第三階段區塊開發的選商機制，業者必須避開離岸風電場址敏感區位，經濟部更主動召集各部會，聯合審查業者所申請的場址空間，以明確場址空間設置的可行性。
游振偉表示，參考歐洲離岸風電先驅國家的發展趨勢，先以躉購制度的作法，完備本土產業鏈與基礎設施，接著再由競價制度降低發展成本，成就永續產業。目前，離岸風電費率已由「遴選」的躉購價格，走向「競價」的企業購售電(CPPA)模式，藉以強化國際競爭力。
值得一提的是，能源署參考國際作法，修正再生能源發展條例。未來，離岸風電等發電設置，將不再侷限在領海範圍內，既有海域也將朝多元運用發展，以有效發揮國土資源價值，拓展離岸風機開發潛能，助力RE100與2050年淨零達標。
儲能 先太陽光電後其他再生能源
不管是能源轉型或2050年要達標邁向淨零，儲能都扮演重要角色。再生能源滲透率逐年提高，透過儲能可以轉移綠能尖峰發電負載，減輕高低峰用電差距。為達淨零目標，應用儲能移轉再生能源電力，並依排程放電或執行調度指令，以滿足電網需求並能提升再生能源建置，提高電網韌性與機動性。
經濟部目前先推動太陽光電結合儲能，後續將逐步擴展到風電等其他再生能源，除擴大再生能源設置量，也可以強化電網韌性與彈性，提高再生能源的穿透率。
針對太陽光電結合儲能部分，經濟部訂定「儲能系統結合太陽光電發電設備競標及容量分配作業要點」，2022年已辦理兩期競標，9家業者共分配到儲能系統容量77.57MW，規劃增設太陽光電發電設備合計達121.4MW，釋出饋線容量1.5MW。
2023年已辦理第一期競標，3家業者共分配到儲能系統容量26MW，規劃增設太陽光電發電設備合計達39MW，1家業者待半年內取得籌設許可並函請能源署審查通過後，可獲分配儲能系統容量19.58MW，另刻正規劃辦理第二期競標。
電網端儲能方面，依台電電力交易平台規劃，併網型儲能可參與dReg與E-dReg。2025年兩者需求合計1GW。2025年dReg現行採購目標量500MW；E-dReg目標量500MW，現行採購量80MW。
用戶端儲能，未來電動車更普及時，可由電動車傳輸電能到電網(V2G)。用戶也可透過「聚合商」聚合龐大用電與儲電用戶，參與台電的需量反應調度或電力交易平台調度。
台電輔助服務交易市場 公開競價
市場關心台電自動頻率控制(AFC)輔助服務交易市場，其決標價格與決標量如何決定以及市場公平性競爭等問題。游振偉指出，台電依電力調度以決定需求量，透過電力交易平台系統，以競價搓合方式，由價低者開始得標，直到需求量滿足為止，在此同時，也決定了得標的邊際價格。
各投標者價格與數量均透過電腦，以最佳化排程作業結果來決定，不僅具有即時、變動、協調與巨量處理電力調度的特性，執行時並以極小化電力系統總成本為限制式，避免有人為操作的黑箱問題。
每日交易結束後，平台官網會揭露市場結清價與交易量，公開相關交易資訊。台電依照法規辦理電力交易平台，目前輔助服務市場為公開競價方式，並由台電定期向電業管制機關提報市場管理與監視報告。
發展再生能源 不讓風光專美於前
不讓太陽能、風能，專美於前。除風光兩種主要再生能源，能源署表示，同步發展氫能、地熱、海洋能、生質能且有進展。
氫能發展 3面向5大方案 游振偉表示，氫能發電技術全球仍在研發驗證階段，國外尚未有大型商用機組，進行長時間連續混氫發電案例。大型液氫接收站、海上運輸技術等氫供應鏈，也還在發展初期，預估2030年才能商業化。氫能發展將視國際氫/氨發電技術商業化應用進程、氫供應鏈成熟度，考量國內需求，以評估適合的技術選項。
能源署表示，依氫能應用、氫氣供給來源與基礎設施3面向，推動氫混/專燒發電、加氫站建置、工業製程用氫、液氫接收站設置評估與自產氫5大行動方案，已展開行動並有時間表。
在氫混/專燒發電方面，台電與西門子合作混氫發電，年底將在興達電場進行發電機組測試，預計2025年前，達成5%發電示範，與日本三菱合作混氨發電， 2028-2030年預計在林口電廠完成5%發電示範，另與中研院發展去碳燃氫發電。
加氫站建置方面，因應短期需求，中油將設立全臺首座加氫示範站。預計今年底引進加氫站設施，2030年在北、中、南各建置一座，後續配合交通部推動氫能載具再擴大設置。
工業製程用氫方面，開發氫氣與天然氣混燒技術，應用在工業鍋爐驗證，結合產業建立鍋爐示範驗證模組。其中，中鋼開發氫能煉鋼技術與鋼化聯產，去年已完成鋼化聯產先導場，預計2025年完成鋼化聯產示範產線，2040年商用。
液氫接收站設置評估方面，目前中油與有實際建置經驗的日本業者，進行氫能大型基礎設施的建置可行性評估；在自產氫方面，中研院開發「去碳燃氫」產氫技術，另與日本合作開發再生能源電解產氫，2024年預計建立小型系統示範驗證。
地熱 海洋能 鼓勵業者開發申設 全臺地熱探勘，目前由中央地質調查所主導，建立資訊平台並公開相關資訊；地方政府則透過地熱示範獎勵辦法，推動地熱招商，鼓勵業者投入開發。目前推動中的地熱案場有8處、22案，總裝置容量約60.75 MW。
立法院今年5月29日三讀通過地熱專章，未來探勘、開發、營運階段的申請及審查程序，納入中央地方聯合審查機制，以加速行政作業，營造友善環境。截至今年7月，包含大屯山1案(1MW)、宜蘭清水2案(750 KW及4.2 MW)、宜蘭仁澤(840 kW)、臺東金崙(499 kW)各1案，累積併網量7.29 MW。
海洋能方面，2022年度躉購費率7.32元，將逐年滾動式調整，並鼓勵業者申請能源署計畫，補助研發與測試海洋能發電機組。
能源署表示，將依照過去再生能源申請設置程序、法規與風場推動經驗，輔導業者申設並提供發電技術建議，以加速推動海洋能發展。
生質能瓶頸 缺料源 燃料轉換技術 生質能2023年6月共設置715MW，2025年目標778 MW、2030年目標805-1,329 MW，年減碳量218~400萬噸。料源不足且分散是當前推動生質能的瓶頸，另外也需合適燃料轉換技術。除以合理誘因加速農林資材用於發電，也評估大型燃煤機組轉型生質能專燒系統的可行性，衍生灰、沼液及沼渣等副產物的去化管道。
能源署表示，目前正從經濟、法制、資源與技術四大面向著手。透過FIT與示範獎勵帶動生質能/廢棄物發電以及推動固體再生燃料(SRF)電廠、農業廢棄物、沼氣發電設置及燃煤機組轉型生質能發電機組等。
跨部會滾動調整相關法規，提升副產物的去化管道，建構整合系統及規範，強化再利用效益。評估布局海外生質料源(木質顆粒燃料)，增加國內供應潛能，建立料源運輸及儲放等料源後勤機制。
台電評估專燒系統 沼氣發電10案 另為活化並整合國內料源，發展多元燃料轉換技術，優化氣化發電、沼氣發電技術，並擴大副產物應用範圍，如共醱酵沼液/沼渣、灰渣等再利用推廣。台電正評估大型生質能專燒系統可行性，同時蓄積建構系統運維經驗。
能源署指出，去年與今年新增農業廢棄物與農林植物兩大類別，提供誘因鼓勵投入生質能源發電。同時持續透過沼氣發電系統補助計畫，核定建置沼氣發電系統10案，約2,135kW。
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