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，風電項目處于虧損狀態。
　　Ⅳ類資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。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%，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。
　　此外，實際測算中顯示，在上述給定條件下，度電價格每下降0.01元，資本金內部收益率就下降一個百分點左右。如果Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類資源區電價分別下調0.04元/千瓦時，則其資本金內部收益率都將降低到7%以下，項目不再具有經濟開發價值。
　　四、轉變對風電補貼過高的錯誤認識
　　當前，有相當一部分人認為風電電價補貼過高，社會為風電發展付出過多，實際上并非如此。表面看來，風電電價的確比煤電電價高，但煤電價格并不是其完全成本的體現，既未體現外部性成本，也未反映出對其提供的隱性補貼。以我國煤電脫硫脫硝和除塵補貼電價為例，按現行標準，脫硫電價補貼0.015元/千瓦時，脫硝電價補償0.01元/千瓦時，除塵電價補貼0.002元/千瓦時，三項共計為0.027元/千瓦時。2013年我國煤電全口徑發電量為4.19萬億千瓦時，以此粗略計算，則2013年對煤電的補貼規模為1131億元。按美國科學家研究測算結果，如果把燃燒煤炭所帶來的污染物排放、水污染、工人傷亡、地表形態的顛覆性改變等隱性成本都計算在內，并把這些成本轉移到電費賬單上，那么燃煤發電的電價要至少增加一倍到兩倍。而這些實際上是由社會資金、人民的身體健康和發展質量來買單。如果將這部分高昂的外部性成本全部分攤到煤電電價上，煤電價格將立刻失去競爭力。相對而言，我國風電的電價水平并不高，且低于許多國家的電價水平。風電的補貼資金規模也遠遠小于對煤電的補貼，2013年風電補貼約為200億元，至2015年約為300億元。
　　綜上，筆者做如下建議：