近日經濟部公布離岸風電開發第二階段競標得標價格每度電約為新台幣2.2～2.5元，均低於台電公司目前平均售電價格2.6元。此次競標結果雖跌破外界預期水準，卻也顯示在現行政府「先遴選、後競標」政策下，台灣離岸風電發展將具價格競爭力，對於能源轉型推動有相當助力。
不過，卻有反對論者指責第一階段遴選躉購價格5.8元偏高，並謂國際間早已採取競標做法，大幅降低補貼金額，質疑政府為何不全部採取競標方式，認為有圖利廠商之嫌。但事實是否真是如此？此一批評頗有以現況結果論來論斷，而全然不考慮其發展過程及相關條件。
以我們一般常作為借鏡的西歐國家而言，目前是全球發展離岸風電的先驅，根據歐洲風能協會（WINDEUROPE, 2018）統計，截至2017年底英國及德國分別為離岸風電設置容量最多的兩個國家（各為6,835MW及5,355MW）。
英國在2002年開始採行「再生能源義務制度」（簡稱RO制度），以配額方式要求電力業者履行購買再生能源電能之義務。但自2017年4月起申設總裝置容量達5MW以上的再生能源發電設備改採差價合約（CFD）制度取代RO制度。離岸風電開發商透過競價方式取得為期15年的差價合約。得標業者需在電力批發市場出售電力，當售價低於其競標履約價格時可以獲取差額補貼，但若售價高於履約價格時，需返還高於履約價格的差額。2019～2020年商轉的競標履約價格每度約新台幣5.2～6.1元、2021年約6.1元、2022年約2.5～5元、2023～2024年則約2.5元。
德國於2000年頒布「再生能源法」（EEG），立法制定不同再生能源的電能躉購費率（即是大家熟知的FIT）。自2004年開始制定離岸風電躉購費率扶植產業發展，至2016年底累計裝置容量已達4,132MW，考量產業鏈發展成熟，故於2017年修法改採競標方式決定離岸風電的補貼費率；2025年以前競標容量共計3,100MW，而得標業者需在電力批發市場出售電力。2017年修法前已取得容量開發權業者適用當年法定完工費率（當市場售價低於躉購價格時，可獲差額補貼），2019年商轉前12年躉購價格每度約4.9元、2020年商轉之前12年躉購價格約4.6元。但2017年修法後競標得標廠商之競價標得為補貼價格（此時已無既往躉購價格），預定於2021年起陸續商轉，2017年4月發布第一次競標之得標均價每度約為新台幣0.15元、2018年4月發布第二次競標之得標均價約為1.6元（但需注意的這是補貼價格，不是業者所獲售電價格）。
綜觀英、德兩國離岸風電開發近年改採競標方式，確實可以有效降低開發價格。但我們也必須注意的是，兩國離岸風電開發歷程也經約15年左右的時間來制定躉購費率、興建基礎設施及扶植相關產業鏈，及至2017年近期考量設置容量已達一定規模占比、開發技術進步及產業環境成熟等因素下，才開始漸進調整政策，透過競標方式使2022年以後離岸風電售電價格能大幅降低。
雖然英、德兩國2022年以後離岸風場開發競標，與日前國內預定於2025年完工商轉之第二階段競價結果相近。但，倘若我國自今、明兩年起即全面採取競標方式，在現階段國內離岸風場處於開發初期，相關基礎設施及產業鏈尚付之闕如，設置成本及運維費用相對較高的情況下，實無法與具十數年成熟經驗之歐洲國家相比擬，所以競標結果是否還能如此，將是個大問號。