建议风电上网的电价模式
2004年底全国风电装机容量为76.4万千瓦，与全国电力总装机容量4.4亿千瓦相比，只占0.17%，考虑到风电的等效满负荷小时数相当于常规电源的一半，则上网电量只占全国总电量的0.08%。给风电核定适当高的电价对整体经济影响很小，对加快风电产业的形成作用极大。
风电上网电价的构成分为两个部份，经营期保护(最低)电价加上固定电量的鼓励(优惠)电价。风电项目一次性投资大，但是在经营期没有燃料价格变化等人为因素的影响，因此有条件承诺固定电价。风电项目仍然有一些风险，主要是风能资源评估的准确性和风电机组运行的可靠性，以及未来备品配件价格上涨因素等，在培育这个产业时需要最低的保护电价，应当略高于全国电力平均上网电价，而且在经营期是固定的。由于风电成本比较高，保护电价满足不了还本付息的要求，必须增加一部份鼓励(优惠)电价才能使风电生存进而促进其发展。
考虑到各个风电场风能资源条件等的差别，执行鼓励电价的电量也不同，使风能资源条件较差的风电项目执行鼓励电价的电量比较大，相应的经营期平均上网电价也比较高。执行鼓励电价的电量是以等效满负荷小时数衡量的，例如3万小时，对于10万千瓦装机容量的风电场，则是30亿千瓦时的上网电量。可以依据风电项目在不同风能资源条件下的投资内部收益率来核定相应执行鼓励电价的电量，缩小因资源等条件造成的项目投资内部收益率差距。
本地化风电设备生产能力形成以后成本可以下降，当本地风电设备制造产业形成规模，提供的部件和机组超过进口的份额以后，风电项目按投产时间逐年降低电价，有利于加快项目投资，促使设备成本下降。每隔三年或五年根据当时发展状况适当调整具体数额。
风电上网电价案例
以单位千瓦投资9000元/千瓦，年上网电量为等效满负荷2000小时的风电项目为例，执行鼓励电价的上网电量为等效满负30000小时(相当于15年)。初步控制最低资源年等效满负荷1600小时，执行鼓励电价的上网电量为等效满负荷32000小时(相当于执行20年)，最高资源年等效满负荷3000小时，执行鼓励电价的上网电量为等效满负荷10000小时(相当于执行3.3年)。
经测算，项目投产后3年内，所有项目上网电价都是0.65元/千瓦时(含增值税，保护电价0.40元/千瓦时+鼓励电价0.25元/千瓦时)。3年后风电场的资源情况得到检验，再按项目的3年实际上网电量核定该项目的年等效满负荷小时数，执行相应的鼓励电价的上网电量。
这个方案的电价数字只有两个，即最低保护上网电价0.40元/千瓦时和鼓励电价0.25元/千瓦时，风能资源等条件的差别是以不同的执行鼓励电价的上网电量来区别开的，便于操作。
风电项目的资源条件是通过3年实际上网电量核定的，可以准确计量，不需要权威机构按理论计算值核定，符合中国国情。当然3年的年平均上网电量不完全代表20年平均值，如果最初3年的年平均上网电量高于20年平均值，并据此核定了执行鼓励电价的上网电量，使该风电项目达不到预期效益，对此应当视为风电项目的正常风险。考虑到最初3年机组设备状况良好，比运行10年以后的可利用率高，也可按最初3年的年平均上网电量的90%核定。
上网电价明确以后，资源条件好的风电项目仍然是效益好的，必然引起开发权的激烈竞争，可以采用招标方式解决，综合实力和设备本地化条件好的可以成为中标开发商。