中国目前实行风电标杆上网电价政策，根据风能资源及地级市行政边界分为四类，且适用于整个运营周期。无需控制在相当于等效满负荷3万小时电量内，相较过去特许权和按项目核定的电价更高，这有利于帮助开发商更全面分析项目投资效益，大幅缓解陆上风电项目的上网电价压力。2009年11月份开始，国家加收每千瓦时2厘钱，主要用于弥补风电与火力发电间的成本差异。 

     《可再生能源法》修正后，更为关注规划的全局性，对风能等可再生能源的开发利用作出了有力部署。我们正在实施的可再生能源发电全额保障性收购制度提出，要在规划期间尽力实现可再生能源发电量占总发电量的比重。电网企业会与按照规划建设，并依法取得行政许可的发电企业达成并网协议，全额购买并网达标的可再生能源发电项目的上网电量。在此过程中，发电企业有责任配合电网企业确保电网安全稳定。如接网费用和其他相关费用无法通过销售电价回收的，可向国家申请可再生能源发电基金补助。

      目前，中国1.5兆瓦至3.0兆瓦的机组已实现规模化生产，逐渐成为风电场的主流型号。此外，我们的5兆瓦风电机组已正式下线，并正在研发更大功率的风力发电机组。同时，针对风电设备可靠性和大规模发展带来的并网难题，我们进行了广泛深入的科研工作，已经取得关键突破。

坚决贯彻发展新能源和可再生能源的国策，在重磅推出的“十二五”规划中，我们将坚定不移地推动风电规模化发展。预计到2015年，我国风电并网装机容量将达1亿千瓦；到2020年，规模将进一步扩大至1.5亿~2亿千瓦。 

      现行的业绩考核制度主要依据装机容量而非上网电量评判，导致许多开发商急功近利，不顾电网承受能力，未获得项目核准便匆忙动工，违规建设的装机容量已高达百万千瓦之巨，既造成资源浪费，又给电网运行带来重大隐患。施鹏飞教授呼吁，必须建立以实际风电电量为准则的配额制度，更注重项目实效。

      另外，就目前情况来看，2009年仍存在风电接入、传输和消纳方面的挑战，尤其在内蒙古、吉林和甘肃地区，受用电负荷限制，一些风电项目产能无法完全发挥。对此，施鹏飞教授建议，需加强对电力体系的综合规划，努力提升全国范围内的风电传输效率、储能设施和负荷消纳水平。尽早制定并实施全额保障性收购制度以及从可再生能源发展基金中为电网企业提供补贴的具体规则，以此具体落实法律规定的激励条款。

       此外，由生产型增值税向消费型增值税转变，使得新设风电场项目在运营初期至少8年内无任何应缴税款，这对地方经济的恢复和发展产生不利影响。有些地方政府试图吸引风电设备制造商进入本地，强制要求采用本地产品，引发地方保护主义。为此，建议从风电上网电价当中抽取部分资金，用作地方财政补贴，辅助推动地方经济增长。