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有关媒体报导2023年光电并网量未达进度一事，经济部能源署说明，2023年完成太阳光电并网量2.5GW，虽未达标，但达成量史上最高，并网量已是2016年的将近十倍，维持逐年成长的方向，持续朝20GW目标迈进，也已经掌握2024年目标案源，并与地方政府加强合作，兼顾绿电发展、环境生态与地方支持，持续追赶进度。经济部指出，绿电的国际需求逐渐增加，2016年时，可交易的绿电一年仅约60亿度，根据统计2025年时产业对绿电的年度需求将超过200亿度，也因此如果没有发展绿电，国家产业的竞争力会深受影响，护国群山产业的产品也无法出口。因此能源署、地方政府，以及相关的公私部门都全力合作，推动绿电。以太阳光电为例，计算到2023年底，太阳光电并网量为2016年的将近十倍（9.8倍），每年可提供152.8亿度绿电。经济部表示，2023年针对掌握案件持续列管推动，但近期光电发展成为政治攻防话题，确实影响进度。目前经济部与法务部密切合作，成立打击绿能犯罪联系平台，若有不法案件将积极转送检调，维护国内绿能发展环境。经济部指出，除了光电开发外，今年亦有电力升压站等基础设施遭陈抗，导致并网进度因需要社会沟通而延长时间，目前经济部也委请第三方研究单位，就相关案场的变电站、升压站实测电磁波情况，科学验证结果都小於室内环境背景值，后续也要求业者持续就科学数据与地方沟通，以避免争端。经济部强调，推动太阳光电是各国推动绿电最普遍的模式，推动以来从绿电设备、安装工法、年限到回收，以及与屋顶、土地复合利用等面向上，都持续与各地说明沟通。同时也持续协助地方政府增加审查人力、补足量能。2024年依然会采取地面型、屋顶型光电两者并行，持续推动国家发展所需的绿电。 发言人：经济部能源署李君礼副署长联络电话：02-2775-7700、0936-250-838电子邮件信箱：chunlee@moeaea.gov.tw业务联络人：经济部能源署林文信组长联络电话：02-2775-7716、0912-578-534电子邮件信箱：whlin@moeaea.gov.tw
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2023年光电并网量2.5GW 年度达成量史上最高 持续掌握案源追赶进度
2024-01-22
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经济部依「离岸风力发电规划场址容量分配作业要点」办理备取作业，并与海峡风场签订行政契约，完成离岸风电第二阶段潜力场址备取程序，海峡风场预计2025年完工并联，并依工业局离岸风电产业关联政策落实相关义务。经济部说明，海峡风场经多场次审查会议，确认技术、财务等履约能力不低於原参与遴选作业所提送计画，其并承诺将於2025年完工并联及落实产业关联义务，经济部依审查结果及相关规定，分配300 MW予海峡风场。经济部表示，离岸风电第二阶段潜力场址风场将於2025年前陆续完工，今(2022)年有4 开发商风场正在积极施工，预估2022年底台湾海峡离岸风机累计设置可达200 座以上风力机，经济部亦将持续努力，以达到2025年离岸风力装置容量5.6GW，确保电力供应稳定，兼顾降低空污及减碳，达成能源转型政策目标。发言人：经济部能源局李君礼副局长联络电话：02-2775-7700、0936-250-838电子邮件信箱：chunlee@moea.gov.tw业务联络人：经济部能源局陈崇宪组长电话：02-2775-7770、0919-998-339电子邮件信箱：ctchen2@moea.gov.tw
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经济部公布离岸风场第二阶段备取结果，海峡风场预计2025年完工
2024-01-22
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经济部业已完成「中华民国112年度再生能源电能趸购费率及其计算公式」之审定作业，并於112年1月6日正式公告，与111年度相比，整体而言，大部分费率维持(如太阳光电、陆域风力不及30瓩级距、生质能无厌氧消化设备、废弃物、小水力2MW以上级距、地热2MW以上级距、海洋能)、部分提升(如陆域风力30瓩以上级距、离岸风力、生质能有厌氧消化设备、地热不及2MW级距)或增加类别或费率级距(如农林植物、小水力不及500瓩级距、小水力500瓩以上不及2MW级距)，以鼓励各类再生能源的发展。经济部说明112年度各类再生能源电能趸购费率公告重点如下：一、太阳光电：国内太阳光电产业当前仍部分受原物料价格及缺工因素影响，惟今年度下半年营造工程物价指数有逐渐回稳趋势，可望舒缓物价缺工因素对太阳光电开发之影响，审定会为兼顾目标量达成及鼓励业者投入建置，决议费率维持111年度水准。二、风力发电：不及30瓩陆域风电，趸购费率维持每度7.4110元，30瓩以上陆域风电，趸购费率提升为每度2.1286元；离岸风电，趸购费率提升为每度4.5085元。三、生质能发电：新增「农林植物」趸购费率类别，趸购费率每度3.1187元；生质能有厌氧消化设备(沼气发电)，趸购费率提升为每度7.0089元；无厌氧消化设备，维持111年度费率水准，即每度2.8066元。四、废弃物发电：农业废弃物部分，维持111年度费率水准，即每度5.1407元；一般及一般事业废弃物，维持111年度费率水准，趸购费率每度3.9482元。五、小水力发电：增订不及500瓩级距，趸购费率每度4.8936元，500瓩以上不及2MW部分，趸购费率每度4.2285元；2MW以上，维持111年度费率水准，即每度2.8599元。六、地热发电：不及2MW容量级距部分，趸购费率提升为每度5.9406元；2MW以上部分，维持111年度费率水准，即每度5.1956元。七、海洋能发电：维持111年度费率水准，即每度7.3200元。经济部表示，为鼓励业者及早完工并网，112年度除了延续111年度之各项奖励配套机制外，另一致增订各类再生能源加强电力网额外费率。针对太阳光电部分，修正太阳光电第一型发电设备适用112年度费率之起算时点，由取得同意备案日调整为筹设许可日，且对於装置容量2-10MW无并联升压站者，将其期限相较111年度延长2个月。经济部最后表示，112年度审定会依法以公平、公正、透明及严谨之程序，完成112年度再生能源电能趸购费率审定，考量我国开发环境及推广目标等因素，并兼顾再生能源技术发展趋势，合理订定适合我国发展环境之趸购费率，持续以最审慎的态度研处再生能源电能趸购费率相关课题，为我国再生能源产业奠定良好的发展基础。发言人：经济部能源局李君礼副局长联络电话：02-2775-7700、0936-250-838电子邮件信箱：chunlee@moeaboe.gov.tw业务联络人：经济部能源局陈崇宪组长联络电话：02-2775-7770、0919-998-339电子邮件信箱：ctchen2@moeaboe.gov.tw业务联络人(太阳光电趸购费率)：经济部能源局林文信组长联络电话：02-2775-7716、0912-578-534电子邮件信箱：whlin@moeaboe.gov.tw
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112年度再生能源电能趸购费率正式公告
2024-01-22
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经济部完成「中华民国111年度再生能源电能趸购费率及其计算公式」之审定作业，於1月28日正式公告。与草案相比，除太阳光电趸购费率、期数、加强电力网及特高压等额外费率、不及2MW之小水力发电费率有所调整外，其余皆与草案相同。经济部说明111年度各类再生能源电能趸购费率公告重点，分述如下：一、太阳光电：(一)111年度趸购费率恢复为一年两期，按容量级距区分费率，趸购费率介於每度3.8680元至5.8952元。(二)考量国内疫情，屋顶型费率予以缓降，另有关加强电力网、特高压升压站与输电线路及并网工程等成本费用，依据台电公司收取态样及费用之规范，订定各项额外费率，反映案场并网成本及其差异性。二、小水力发电：不及2MW部分，相较草案趸购费率调升为每度4.1539元；2MW以上部分，维持与草案相同，每度2.8599元。三、地热发电：维持与草案相同，区分趸购容量级距，增订不及2MW容量级距，趸购费率每度5.7736元，2MW以上部分，维持与草案相同，每度5.1956元。四、生质能发电：维持与草案相同，无厌氧消化设备类别之趸购费率为每度2.8066元；生质能有厌氧消化设备部分，每度5.1842元。五、废弃物发电：维持与草案相同，「农业废弃物」趸购费率每度5.1407元；一般及一般事业废弃物，每度3.9482元。六、海洋能发电：维持与草案相同，趸购费率每度7.3200元。七、其他奖励机制：与草案相同，包含新增地热及小水力之原民利益共享机制、台东地区纳入太阳光电区域加成机制、太阳光电结合储能系统之费率适用条文外，其他如离岛加成、阶梯式费率、太阳光电之高效能模组加成、区域加成等110年度奖励措施，均予延续。经济部特别强调，110年度太阳光电屋顶型基础费率为内含并网工程费，111年度则为明确相关费用，改采额外费率加计方式处理，但为使趸购费率级距设定方式与台电公司屋顶型并网工程费缴纳级距有所对应，故111年度於20-100瓩级距下区分「无缴纳并网工程费」及「有缴纳并网工程费」两分类，以兹明确。此外，考量现行政策鼓励小型屋顶型设置，针对屋顶型1-20瓩与20-100瓩之第一期上限费率加计屋顶型并网工程费后，给予政策鼓励，调整成与110年度第四季相同。综上，若将111年度公告之上限费率加计屋顶型并网工程费用之额外费率后，111年度太阳光电所有类别级距第一期趸购费率较110年度第四季相比，平均降幅仅为0.3%，变动幅度甚微。不及2MW小水力部分，则为反映近年枯水期影响发电之现象，适度调整年售电量参数，趸购费率因此有所调升；综上前述所提项目外，其余皆与草案内容相同，110年度各项加成奖励机制皆予延续，期使再生能源设置案件达普及化之效果。经济部最后表示，审定会第3次会议就预告期间及听证会充分提供之意见及资料，经充分讨论后，取得共同意见并做出决议，相关程序公平、公正、透明及严谨，并考量我国开发环境及推广目标等因素，兼顾再生能源技术发展趋势，合理订定适合我国发展环境之趸购费率，后续仍以最审慎的态度处理再生能源电能趸购费率相关课题，为我国再生能源产业奠定良好的发展基础。公告取自於经济部能源局网站
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111年度再生能源电能趸购费率正式公告
2024-01-22
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为太阳光电设置推动与环境共生，并减缓因疫情、农业政策改变及法规变动影响，行政院已透过成立专案推动小组，协调跨部会及地方政府简化行政程序。经济部并已办理环社检核机制，排除环境敏感区域，加速审查程序，让光电设置与环境能永续融合发展。农委会考量避免农地零碎化，於109年7月7日调整农地设置太阳光电之政策，限缩2公顷以下农地变更要件，影响太阳光电可设置土地空间。为呼应外界期待及与环境共荣，经济部以屋顶型光电为最优先，两度调整太阳光电屋顶型及地面型配比，屋顶型设置目标除由3GW提高6GW，於今年初再提高至8GW，并加大原有盘点及推动力道至学校、公有、农业、工业等建筑屋顶。另针对地面型光电部份，拟定光电与环境共存之道，以优於原有使用为指导原则，引导业者优先推动无争议土地及土地活化利用，如低地力土地、不利农业经营区、垃圾掩埋场及已整治受污染土地等不利农用土地优先；结合渔塭、滞洪池、区域排水、停车场、校园球场等。此外，政府近年积极推动结合渔业养殖及绿能发电的渔电共生应用，由中央跨部会共同合作，盘点较无生态疑虑之养殖鱼塭区域后，由经济部透过生态、文史、社会等多方面议题检核，排除环境敏感区域，划设渔电专区，且主动整合提出海岸管理使用规划分析办理审查，确认对安全及环境无虞，并拟定渔电共生参考契约范本，以保障渔民权利及养殖环境安全。渔电共生先行区已於109年下半年划设4,702公顷专区，今年规划将再划设4,080公顷。除上述环境面努力外，为加速达成设置目标，并建立跨部会协调机制：包括1.行政院成立专案推动小组，协调整合各部会；2.建立三部会（经、农、内）次长级沟通平台排除法规障碍；3.与地方政府成立工作小组，加速审查程序等。在各界努力下，今年上半年新增设置量806MW，为去年同期554MW的1.45倍；太阳光电设置量截至今年6月累积设置量已达6.62GW，为105年累积设置量1.25GW的5.3倍。虽然在法规调整、社会环境情况变化及疫情影响下，相较原推动目标些许落后，但经过上述努力已有效找到新模式持续前进，以兼顾推动进度与环境社会永续平衡发展，朝2025年太阳光电20GW的目标努力。新闻取自於：https://www.moeaboe.gov.tw/ECW/populace/news/News.aspx?kind=1&menu_id=41&news_id=19867
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光电与环境共生 加速推动永续发展
2024-01-22
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经济部因应国内新冠肺炎疫情持续严峻，为稳健推动太阳光电发电系统建置，已於110年6月10日召开「再生能源电能趸购费率审定会」，决议太阳光电设置案件适用110年度下半年费率者，得选择适用110年第1期上限费率；并同意108-109年度获得同意备案之案件，其完工费率期限通案得展延三个月。经济部表示，考量我国已公布三级警戒期将近二个月，整体而言使太阳光电系统建置受到影响，并进一步影响推广目标达成。为缓解市场压力、分散施工期程，故於今(10)日召开再生能源电能趸购审定会进行讨论，期望在兼顾趸购制度及设置目标达成的同时，让业者能有效配置施工期程并陆续恢复设置，降低业者赶工压力以维护工安与品质。经审定会讨论，考量疫情严峻为突发状况，其所导致工程延宕，属太阳光电业者不可预期之通案因素，基於相关适法性及合理性，兼顾推广目标量达成，适度反映市场情况与维持合理投资诱因，并避免因费率调整后造成业者拖延完工，故决议凡适用110年度下半年费率者，得选择适用110年第1期上限费率，以符合目前情势所需。经济部补充说明，本次审定会亦针对完工费率期限之展延进行讨论，基於110年度完工案件均得适用第一期上限费率，故110年部分不另订展延规定；另针对108-109年度因本年度疫情而再次受影响案件，考量我国目前已公布三级警戒期将近两个月(5/15~6/28)，并同考量复工后之工期规划排挤效应，因此决议先就108-109年度同意备案案件之完工费率期限得展延三个月，若后续疫情持续严峻及其三级警戒仍持续延长，则将纳入111年度审定会再滚动检讨。经济部强调，本次会议决议事项系依「再生能源发展条例」第9条第1项及「中华民国110年度再生能源电能趸购费率及其计算公式」第17点规定，依法召开审定会针对上开突发之情势变迁研议解决方案，协助业者於疫情严峻下仍能安全施工并兼顾国内再生能源整体发展目标持续推动。新闻取自於经济部能源局网站
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因应新冠疫情 经济部检讨调整太阳光电费率规定
2024-01-22
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针对近日媒体刊载渔电共生区域出现土地炒作导致养殖户租不到土地报导，能源局强调渔电共生是以「养殖为本，绿电加值」为原则创造双赢，因此保障养殖户权益为政策推动首要考量。光电业者申请设置时必须取得养殖户与地主双方同意，并签署公版契约等多方保障养殖户权益。能源局表示，渔电共生无论养殖户、地主及光电业者皆有同等权益参与整合开发，申请设置时则须检附所有养殖户与地主的同意书，以保障既有养殖户权益。农委会为确保养殖户的实际养殖行为，亦明定渔电共生案场申请时须出具20年养殖经营计画，未来将以此为依据进行查核。为更进一步维护养殖户权利，能源局所公告的公版契约保障包括施工期间渔民的经济来源、设置的系统类型须和渔民充分沟通以避免影响养殖，以及因施工阶段对渔民造成之损害赔偿等内容。开始营运后农委会则规定须出具例如产销履历、购买鱼苗及饲料单据、放养量申报及鱼货交易等文件证明其养殖事实。如未依经营计画书办理或未落实放养申报，将以所提经营养殖物种於渔业统计年报近3年产量平均值7成作为养殖经营事实之判定。如有假养殖真种电情事，农委会将废止其容许，能源局亦将废止其电业执照并中止售电。另为充裕设置光电土地之市场供给，并避免土地炒作，经济部、农委会和内政部刻正进行跨部会合作，规划提前於八月完成非先行区4,080公顷之公告。另盘点学校、公有房舍、绿能营区、农业和工业区屋顶，再加上民间其他屋顶共计4,665.7公顷提供施作。地面型方面，另盘点已整治污染土地、国有非公用土地、风雨球场、绿能营区，以及港口、停车场等共计580.26公顷场域可供施作。新闻取自於经济部能源局网站
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渔电共生首要保障养殖户权益 绿能加值创造双赢
2024-01-22
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经济部 公告
发文日期：中华民国110年01月07日
发文字号：经能字第10904606820号
附件：如文
主旨：订定「中华民国一百十年度再生能源电能趸购费率及其计算公式」，并自中华民国一百十年一月一日生效。
依据：再生能源发展条例第九条第一项。
公告事项：
一、 再生能源电能趸购费率计算公式如附表一。
二、 再生能源（太阳光电除外）发电设备之设置，符合「再生能源发展条例」（以下简称本条例）第九条第六项规定，其设备未运转者，自中华民国一百十年一月一日起至一百十年十二月三十一日止，与公用售电业签订购售电契约，其电能按附表二费率趸购二十年。
三、 太阳光电发电设备之设置，符合本条例第九条第六项规定，其设备未运转者，其电能依下列规定费率趸购二十年：
(一) 中华民国一百零五年度以前属免竞标适用对象者及一百零六年度以后之太阳光电发电设备，其设备未曾取得经济部能源局提供设备补助，且於一百十年一月一日起至一百十年六月三十日止完工运转并网提供电能（以下简称完工）者，其电能趸购费率适用附表三之第一期上限费率。
(二) 中华民国一百零五年度以前属免竞标适用对象者及一百零六年度以后之太阳光电发电设备，其设备未曾取得经济部能源局提供设备补助，且於一百十年七月一日起至一百十年十二月三十一日止完工者，其电能趸购费率适用附表三之第二期上限费率。
(三) 太阳光电发电设备属「再生能源发电设备设置管理办法」之第一型或第二型再生能源发电设备，且於中华民国一百十年度首次取得同意备案之日起六个月内完工者；或属「再生能源发电设备设置管理办法」之第三型再生能源发电设备，且於一百十年度首次取得同意备案之日起四个月内完工者，其电能趸购费率适用取得同意备案时之上限费率。
(四) 装置容量一万瓩以上之太阳光电发电设备，於中华民国一百十年度首次取得同意备案之日起二十四个月内完工者，其电能趸购费率适用取得同意备案时之上限费率。
(五) 除适用前款规定者外，太阳光电发电设备并联六十九千伏以上之供电线路，且有设置或共用升压站者，依下列规定办理：
1、属「再生能源发电设备设置管理办法」之第一型或第二型再生能源发电设备，於中华民国一百十年度首次取得同意备案之日起二十四个月内完工者；或第三型再生能源发电设备，於中华民国一百十年度首次取得同意备案之日起十二个月内完工者，其电能趸购费率适用取得同意备案时之上限费率。
2、设置或共用之升压站已於中华民国一百十年一月一日前完工者，不适用本款之规定。
(六) 中华民国一百零五年度以前属竞标适用对象，非适用一百零五年度再生能源电能趸购费率及其计算公式第三点第五款，且於一百十年一月一日起至一百十年十二月三十一日止完工者，其电能趸购费率适用附表三之第一期上限费率乘以（1-得标折扣率）。
(七) 太阳光电发电设备设置於国有土地或政府规划区域，且参与中华民国一百十年度中央主管机关之遴选或容量分配作业机制者，其电能趸购费率以公告费率为上限，并依竞比结果适用之。
四、 再生能源发电设备适用中华民国一百十年度再生能源电能趸购费率及其计算公式第二点或第三点规定者：
(一) 倘其设置符合下列情形，其电能趸购费率应分别按下列各目规定加成计算（1+加成比例），以四舍五入取小数点至第四位计算之：
1、再生能源发电设备设置於离岛地区，且该离岛地区电力系统未以海底电缆与台湾本岛电网联结者，其加成比例为百分之十五。但自离岛地区以海底电缆与台湾本岛电网联结日起，其加成比例为百分之四。
2、参与经济部「绿能屋顶全民参与推动计画」设置之太阳光电发电设备，其加成比例为百分之三。
3、太阳光电发电设备设置於基隆市、台北市、新北市、桃园市、新竹县、新竹市、苗栗县、宜兰县及花莲县等区域，其加成比例为百分之十五。
(二) 依附表二、附表三或前款规定计算之电能趸购费率，应依下列情形再加计额外费率：
1、再生能源发电设备依「电业法」提拨电力开发协助金者，其额外费率依「发电设施与输变电设施电力开发协助金提拨比例」规定之提拨费率。
2、太阳光电发电设备依「再生能源发电设备设置管理办法」缴纳模组回收费用者，依附表四加计额外费率。
3、太阳光电发电设备并联电业特高压供电线路，且有设置或共用升压站者，依附表四加计额外费率。
4、太阳光电发电设备全数采用取得经济部标准检验局「太阳光电系统结晶矽、薄膜模组实施自愿性产品验证」证书（符合「台湾高效能太阳光电模组技术规范」中华民国一百十年度以后之试验要求），并於该证书有效期间内出厂之太阳光电模组，依附表四加计额外费率。
5、太阳光电发电设备设置於台湾本岛，且符合「原住民地区参与再生能源设置补助作业要点」或「推动民间团体於偏远地区设置绿能发电设备示范补助作业要点」所定义之原住民族地区或偏远地区者，依附表四加计额外费率。但同时符合原住民族地区及偏远地区者，不累积加计额外费率。
6、经相关目的事业主管机关认定，结合土地使用目的，非附属於既有建筑物或设施，依相关法规免请领杂项执照或於中华民国一百十年度起依建筑法领得使用执照，且符合以下情形之屋顶型或地面型太阳光电发电设备，依附表四加计额外费率：
（1） 经中央农业主管机关认定，符合「申请农业用地设施容许使用办法」规定，以农业或渔业经营结合绿能设置太阳光电发电设备，适用附表三之费率加计一地两用型态及其他依附表三分类之额外费率。
（2） 经中央交通主管机关认定，符合其要求规范於高速公路服务区停车场土地设置太阳光电发电设备者，适用附表三之地面型费率加计一地两用型态及其他地面型之额外费率。
（3） 经中央或地方教育主管机关认定，符合「学校设置太阳能光电风雨球场作业参考模式」规范之「一般户外球场增建太阳能光电风雨球场」或「空地设置太阳能光电风雨球场」施作类型，於学校设置太阳能光电风雨球场者，适用附表三之地面型费率加计风雨球场型态及其他地面型之额外费率；太阳能光电风雨球场符合前开规定并施作金属浪板者，再加计金属浪板额外费率。
7、除适用前目规定者外，以渔业经营结合绿能设置水面型(浮力式)太阳光电发电设备者，依附表四加计渔业环境友善公积金费率。
五、 再生能源发电设备依「再生能源发电设备设置管理办法」之规定暂停电能趸购并停止运转者，暂停电能趸购期间不计入已趸购期间，趸购期间自暂停期间末日之次日起计算之，其趸购期间应扣除已趸购之期间。
六、 依「再生能源发电设备设置管理办法」第六条规定，申请再生能源发电设备同意备案，装置容量应与其他设置案合并计算者，自处分生效日起，其电能趸购费率适用合并后装置容量之级距。
七、 自中华民国一百零七年起，参与中央主管机关遴选或容量分配作业机制之离岸风力发电设备，其电能趸购费率及趸购期间依下列规定办理：
(一) 参与之作业机制以费率作为竞比条件者，其电能趸购费率适用竞比结果之费率，并依实际完工之日起趸购二十年。
(二) 除适用前款规定者外，其电能趸购费率适用该设备与公用售电业签订购售电契约时之公告费率，并依实际完工之日起趸购二十年。
八、 离岸风力发电设备设置者参与前点作业机制，如违反中央主管机关与设置者所签定契约之承诺期间者，其所生电能之趸购费率依所签定契约规定办理。
九、 中华民国一百十年度离岸风力发电设备按附表二费率趸购者，趸购期间当年度发电设备之实际发电量，依下列规定趸购：
(一) 实际发电量不及每瓩四千二百度之再生能源电能，依附表二费率趸购。
(二) 实际发电量每瓩四千二百度以上且不及每瓩四千五百度之再生能源电能，依附表二固定二十年趸购费率之百分之七十五趸购。
(三) 实际发电量每瓩四千五百度以上之再生能源电能，依附表二固定二十年趸购费率之百分之五十趸购。
十、 依「电业法」直供或转供之再生能源电能，如改依本条例趸售，或有多余电能依同条例趸售者，适用再生能源发电设备首次提供电能时之公告费率。
十一、符合第二点规定之离岸风力及地热能发电设备，其电能趸购费率得就附表二固定二十年趸购费率或阶梯式趸购费率择一适用，且选择适用后於趸购期间不得变更。但选择适用阶梯式趸购费率者，如终止契约改依电业法直供或转供者，须依已趸购期间实际发电量计算固定二十年趸购费率与阶梯式趸购费率之电能趸购成本差额，返还予公用售电业。公用售电业应反映於中央主管机关依电业法第四十九条第一项所定电价及各种收费费率之计算公式；如再改依本条例趸售，或有多余电能依同条例趸售者，依首次提供电能时之固定二十年趸购费率趸售。
十二、已完工之再生能源发电设备，於同意备案失效之日起一年内重新申请同意备案者，其电能趸购费率及趸购期间依下列规定办理：
(一) 再生能源（太阳光电除外）发电设备，适用该设备首次完工前最近一次与公用售电业签订购售电契约时之公告费率，其趸购期间自重新并网日起计算之。
(二) 太阳光电发电设备，适用该设备首次完工时之电能趸购费率，其趸购期间自重新并网日起计算之。
(三) 於前二款情形，该设备曾完成设备登记者，其趸购期间应扣除已趸购之期间。
十三、已完工之再生能源发电设备，经主管机关核准迁移设置场址并於核准期限内完成并网者，除适用第十五点规定者外，其电能趸购费率适用前点之规定。
十四、未依前二点规定期限申请同意备案或完成并网者，其电能趸购费率以前二点规定费率或重新并网时当年度公告费率，取其较低者趸购。
十五、已完工之再生能源发电设备，经主管机关变更其分类，或核准迁移设置场址前后所在地区适用之电能趸购费率加成不同者，其适用之电能趸购费率，以变更前或变更后取其较低者趸购。
十六、本「中华民国一百十年度再生能源电能趸购费率及其计算公式」第三点第三款至第五款、第四点第一款第一目、第五点至第八点及第十二点期日期间之计算方式，依下列规定办理：
(一) 期间之始日，依「行政程序法」第四十八条第二项但书之规定自即日起算；期间之末日，依「行政程序法」第四十八条第三项规定，以起算日相当日之前一日为期间之末日。如以月或年定期间，而於最后之月无相当日者，以其月之末日为期间之末日。
(二) 期间之末日为星期日、国定假日或其他休息日者，依「行政程序法」第四十八条第四项规定，以该日之次日为期间之末日，期间之末日为星期六者，以其次星期一为期间之末日。
十七、本「中华民国一百十年度再生能源电能趸购费率及其计算公式」依本条例第九条第一项规定，经济部得视再生能源发电技术进步、成本变动、目标达成及相关因素，或视实务需求及情势变迁之必要，召开审定会检讨或修正之。
法规取自於经济部能源局网站
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中华民国一百十年度再生能源电能趸购费率及其计算公式
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1.现场勘查 2.查看整个屋顶内外结构3.测量屋顶 4.上固定架 5.安装太阳能板支架 6.准备太阳能板 7.放上太阳能板8.栓紧支架与太阳能板9.架装inverter 10.能源局验收11.挂电表12.完工
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斜屋顶太阳能板架装施工流程
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嘉毅达光电服务
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电厂开发流程 1. 规划设计勘查现场是否适合安装太阳能系统依据环境不同为客户量身打造最适合的太阳能发电配置 2.取得建置许可取得发电系统电能购售契约、并联审查意见书、台电同意并联函。 3.建置施工太阳光电发电系统之设计、安装、测试及检验等 4.维运管理系统发电监控，日常保养以及后续售后保固
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电厂开发流程
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太阳能光电维运
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设置太阳能好处
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