由此可見，在風電場分布最為集中的在Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區，在棄風限電嚴重的情況下，目前執行的標桿上網電價低于實際所需電價，不能保證8%的資本金內部收益率，風電項目處于虧損狀態。因此，上述資源區風電電價的調整，應該是以消除棄風限電為前提條件。然而，棄風限電的最主要原因并非技術問題，而是不同主體的利益沖突，根本原因是不符合發展需要的電力體制，可見棄風限電問題短期內難以徹底避免，所以電價的調整要充分考慮到這一問題的長期性和復雜性。目前正在審批或建設中的跨省特高壓輸電通道，如果建設完成后，能真正落實以輸送風電等可再生能源電力為主，而不是掛羊頭賣狗肉，這樣確實可以緩解這三類資源區的棄風限電問題，但其建設周期至少是2-3年。因此對于上述地區的風電電價，在近期內應保持目前水平不變，過渡2-3年再考慮予以調整。如果非要調整，一定要以解決棄風限電問題為前提，一種方案是制定具體措施，落實可再生能源法中的規定，對棄風限電造成的損失予以賠償。第二種解決方案是在保障上網電量的基礎上采取分段電價的方式，即在滿負荷小時數2000小時內的上網電量執行現在的風電電價，2000小時之外的上網電量執行所在地區脫硫標桿電價。
　?、纛愘Y源區主要位于我國的中東部和南部，地形地勢復雜，人口密集，土地使用成本高，項目開發難度大，單位千瓦造價較前三個區域明顯升高，2012年平均在9000元左右。按照風能資源區劃所依據的理論上的資源條件，如果年利用滿負荷小時數達到2000，則所需上網電價在0.599元/千瓦時的情況下，即可守住8%的盈虧線。但隨著易于開發的相對優質風能資源迅速減少，開發目標開始向資源條件較差的區域推進。從日前國家能源局下發的“十二五”第四批風電項目核準計劃來看，在此次2760萬千瓦的核準總量中，華中、華東和華南等低風速地區占據了60%，其中山西省的核準規模達到了208萬千瓦、湖南省200 萬千瓦、湖北82萬千瓦、江西62萬千瓦，這些區域內大部分可開發風能資源的年利用滿負荷小時數在1800-1900之間，此時若要保證8%的資本金內部收益率，上網電價需要達到0.631-0.666元/千瓦時，高于目前的標桿上網電價0.61元/千瓦時。
　　可見，對于Ⅳ類資源區來說，目前0.61元/千瓦時的上網電價并不是高了，而是偏低，每千瓦時還應上調0.02-0.04元才能保證合理的利潤。Ⅳ類資源區幅員遼闊，靠近負荷中心，并網條件較好，我國風電制造企業也通過技術創新，開發了具有自主知識產權的低風速風電機組，這些地區的風電開發對支持制造業發展，調整當地能源結構，優化全國風電開發布局有重要意義。同時，這些地區的脫硫標桿電價較高，國家為每度風電實際支出的補貼金額只有0.15元左右，比三北地區要低0.1到0.2元，補貼效益更高。因此對于IV類資源區，應該通過價格手段推動其加快發展，建議電價可以適當上調0.02-0.04元/千瓦時。如果國家統一上調電價有難度，建議各省在國家補貼的基礎上出臺附加支持政策，支持本地區的風電開發。
　　二、盡快出臺海上風電標桿電價
　　海上風電代表著風電技術領域的前沿和制高點，是世界上主要風電市場重點關注的發展方向，也是我國戰略性新興產業的重要內容。我國可供開發的海上風能資源豐富，場址靠近負荷中心，海上風電的開發利用不僅是風電產業向縱深發展的關鍵一環，也是帶動我國相關海洋產業協調發展的有效途徑，具有重要的戰略意義。然而沒有電價政策的支持，就無法培育出健康的海上風電市場，沒有規?；氖袌?，就沒有技術進步的產業基礎，就難以把握住產業發展的關鍵機遇期。距2010年我國首個海上風電工程東海大橋項目首期投運已有三年多時間，但我國海上風電的指導電價遲遲未能出臺，這已然影響到了海上風電的發展進程。海上風電特許權招標項目并未像在陸上風電上實施的那樣，為海上風電標桿電價的制定提供準確的依據。“十二五”期間500萬千瓦的海上風電裝機規劃目標的完成時間目前已經所剩無幾，當務之急是盡快出臺合理的海上風電指導電價?？v觀海上風電發展較好的幾個歐洲國家，都有清晰明確的單獨針對海上風電的電價機制，且電價水平對產業發展形成穩定而有力的支撐作用。（表2）其中德國在2012年修訂可再生能源法的時候，還上調了海上風電價格，目的是最大程度地保證政策的穩定性和電價水平的科學性。我國可參考別國經驗、電價機制和水平，結合我國海上風電工程實際，制定海上風電標桿電價。有鑒于我國海洋工程條件的復雜性，以及初期階段工程造價較高、運維費用較高的情況，海上風電的電價支持力度不應低于表2中所列歐洲各國的水平。