針對外界及部分媒體以錯誤數據誤導及攻擊離岸風電政策一節，經濟部能源局鄭重澄清說明，目前經濟部刻正辦理第2階段潛力場址容量分配作業，後續將決定109至114年間各離岸風場開發機制及商轉年份，而遴選之離岸風電系統係以該年度之簽約費率來作為收購價格，競價之離岸風電系統則以其競標價格作為收購價格，對於外界所云20年2兆元收購價格之計算基礎，實在無法理解。台灣屬發展離岸風電之後進國家，以開發離岸風電已達十數年的荷蘭等國家之躉購費率進行批評，實屬遺憾。政府展現推動再生能源決心，目標於2025年累積達到5.5GW之容量，經濟部將以務實穩健之態度推動離岸風電政策，期各界一心共同推動潔淨能源，並帶動綠色經濟發展，促進台灣環境永續。
為達成114年再生能源發電占比20%目標，經濟部規劃以太陽光電及離岸風電作為推動再生能源主力，其中離岸風電規劃109年累計設置目標量0.52 GW，114年累計達5.5 GW目標，並採取「先示範、次潛力、後區塊」之3階段策略，依序透過示範獎勵、潛力場址、區塊開發等推動模式，循序引導我國離岸風電發展。經濟部以再生能源躉購機制及示範獎勵等措施引導離岸風電設置發展，業於106年成功商轉2架示範機組共8 MW，樹立我國離岸風電里程碑，躋身國際先進離岸風電市場行列。目前經濟部能源局正積極辦理第2階段潛力場址容量分配作業，預計將以遴選機制分配3.5 GW容量，另以競價機制分配2 GW容量。
我國再生能源躉購費率制定，係依「再生能源發展條例」第9條規定，由經濟部邀集相關領域專家組成審定會，公正評估各項成本及售電量等相關參數後，審定合理躉購費率。考量離岸風電開發技術漸趨成熟，近年國際市場已出現價格競爭情形，費率有明顯下降趨勢，預期我國離岸風電躉購費率未來亦將隨國內風電市場經濟規模、基礎設施完備、迴避成本等條件逐步調降。
能源局說明，遴選機制選出3.5GW離岸風場將分批於114年前完工，實務上不可能全數以107年躉購費率作為收購價格，實際躉購支出必定相應降低；至於競價機制容量部分，因無須執行「產業關聯效益」相關承諾，各年度實際得標費率亦必低於當年度躉購價格。惟我國躉購費率未來變動須視各年度實際審定結果而定，而競標價格亦因各得標業者採取不同開發策略、施工技術及運維規劃而有所差異，爰目前確無法提供躉購費率或競標費率之概略預測，遑論估算實際躉購支出，不知部分媒體引用之所謂20年2兆元購電費用的來源。
至於近期外界質疑我國離岸電價買貴一節，經濟部能源局再次說明，我國離岸風電處於開發初期，相較於離岸風電規模較大且產業鏈完整的歐洲國家，台灣設置成本及運轉維護費相對較高應屬合理。目前我國107 年躉購費率 (5.8498 元/度) 與德國前12年費率 (5.1156元/度)、英國平均履約價格(5.7246元/度) 及日本(9.8316元/度)等相較，尚符合國際價格區間。全球離岸風電發展已有10多年，發展成熟相關國家於初期同樣係由政府提供各種政策優惠，待市場成熟後才陸續改採價格競標制度。外界質疑所舉例的荷蘭(2.6元/度)案例，主因係歐洲北海地區離岸風電市場已有15年開發經驗，設置容量超過10GW，達市場規模經濟，開發成本已大幅下降；碼頭基礎設施及施工船隊發完備、具世界成熟產業供應鏈，綠色金融體制完備，海象地質資料完整，產業環境成熟，設置風險相對較低等因素；同時政府已預先完成如環評、海底地質調查、聯外電網併聯等項目，大幅降低開發商之投資風險與成本。相對而言，我國政府自106年完成2座離岸風電示範機組商轉、106年底通過環境影響評估之離岸風場規劃容量達10GW以上等作為，同時致力完善離岸風電相關法規及基礎建設規劃，屬於相對晚進之國家，此種立足點不公平比較有失公允。
能源局補充說明，過去已多次澄清，能源發展係基於兼顧環境生態、資源永續與產業發展等前提進行整體考量及政策規劃。經濟部於離岸風電第2階段潛力場址納入「產業關聯效益」項目，除減少空氣污染、獲取潔淨電力外，更將穩健有序帶動國內既有製造業及服務業轉型、開創金融服務業商機、促進本土能源供應鏈發展，以創造更大產值與更多就業機會，並帶動整體經濟發展，爰非單以電力開發成本或投資效益等作為唯一考量。相較於不穩定且可能逐步上升的國際燃料價格，政府投入發展再生能源實屬正確。
政府展現推動綠能決心，積極推動離岸風電發展，將提高原本政策規劃2025年3Gw目標至5.5GW，已藉第1階段示範獎勵案成功商轉我國首批離岸示範機組、樹立典範案例里程碑。第2階段潛力場址則採「先遴選3.5 GW、後競價2 GW」方式，俾兼顧再生能源推動與國家財政負擔之平衡，符合國際發展趨勢與社會民意期望。經濟部能源局後續將循序漸進穩健推動於114年累計設置5.5 GW離岸風電，期各界以國家共同利益為重，讓台灣能把握離岸風電發展契機，俾實現強化能源安全、創新綠色經濟、促進環境永續等共榮願景。