对风电接入电网的几点共识
经过过去的实践与经验总结，人们对风电的特性认识的越来越清楚，并且形成了几点共识，这些共识包括：
(1)风电接入电网需要接入成本，越偏远的地方，其接入成本越高。
(2)不同于传统的可控机组，风电的出力具有随机性与间歇性，数值天气预报为基础的预测也总是有偏差的，这意味着风电接入电网，增加调峰备用需求，给系统运行增加额外困难，意味着更高的成本与调度难度。但是这种增加是程度上的，而不是性质上的。原有的需求波动也具有这种特性。二者没有本质的区别。
(3)风电的补贴不是奖励，而是创造对传统化石能源(同样包含大量补贴)的公平竞争环境。核电在研发试验阶段存在大量的公共资源补贴(有研究指出，从1974年到2005年，所有的公共R&D有半数流到了核电领域，在能效提高领域的支持还不如核能一项)，火电的环境破坏成本并没有纳入决策框架，也相当于一种“隐性补贴”。
取消或降低“标杆电价”为时过早
目前，由于风电限电造成风电场利润水平大幅下降，与此同时，受困于欧洲疲弱的碳市场，CDM收益也大幅下降。风电场的收益状况很不乐观。
政府政策的目标，是要取得较高的可再生能源发展目标，以及通过这种经验积累以及需求拉动，促进产业的技术进步与成本下降，从而尽快摆脱补贴的状态。但是，目前，标杆电价的改变是不合时宜的。对于风电业主而言，一个确定性的预期是至关重要的，它关系到企业投资需要的投资收益率的高低。要实现同样的目标，如果政策稳定，企业投资收益的风险溢价就比较低，那么总体的成本反而可能是最小的。目前需要着力解决的，是增量成本如何通过扩大基金支持强度(比如提高可再生能源附加标准)来消化的问题。
并且，笔者认为，中国风电光伏设备产业的“产能过剩、重复建设”问题跟标杆电价支持政策无关。这一激励政策并不会给间接的设备制造商带来任何“确定性”收益，制造商面临的竞争是很激烈的。这种情况下，制造商的大幅度扩张，跟传统中国其他行业，比如钢铁、甚至基础设施行业的“产能过剩”无异。那些行业是不存在类似标杆电价制度的。这是中国经济发展的模式与体制问题，需要更多的从政府与市场关系中找答案。
所谓“统一规划”难以解决风电“弃风”问题
有人建议“统一”风电与电网的“规划”，笔者对此持完全不同意见。照此理解，似乎是风电的发展节奏与规模要按照电网能够提供的“能力”安排。那进一步的问题就是，电网能够提供的“能力”是如何确定的?如果风电与电网需要“统一”规划，那风电与设备制造需要不需要，设备制造跟螺钉螺母需要不需要?
“统一规划”政策上的根本问题，是混淆了“风电”发展的“目标”与“途径”，混淆了短期与长期。风电目标的确定，应该基于节能减排目标的需要。风电目标要实现，其他的条件，包括技术能力、生产能力、接网进度、充足的调峰备用资源都是需要进一步提升的“条件”。对于一个具体的风电项目，的确电网接入与风电建设是“统一”的。事实上，电网接入是风电建设可行性报告的重要一节内容，这是短期具体建设项目层面的内容。而从中长期来看，电网的规模、结构、特点都在变化，电网作为公共基础设施，需要作出改变以适应风电的发展。
“统一规划”从理论上也不具有可行性。光风电一个内生的变量其不确定性都非常之大，所有电源形式的内生如何去确定各自的发展规模与节奏?在理论上，的确是可以基于成本最小方案来模拟，但是理论本身的完备在数据与约束的模糊性下求变几无作用。环境约束如何选取，排放成本如何评估，各种电源全成本(而不仅仅是财务成本)如何衡量都是个大问题。在笔者看来，风电的全社会成本比火电要小得多，如果按照这种方法论，火电的份额应该是零。
过去，我国曾经出现过大量的4.95万千瓦的容量现象。究其原因，在于规避中央政府的审批。有人将这一现象看做“无序发展”的乱象。那么试问：如果没有这个“口子”，最初的可再生能源“十一五”规划得以严格执行，那中国2010年的风电装机规模也就500-1000万千瓦，风电机组能否取得如此大幅度的成本下降?1000万千瓦风电可能不会有“弃风”问题，但是风电产业的发展要滞后太多，陷入“自我锁定”的困境当中。正如对“计划经济”的形容一样，“计划经济的确没有经济危机，因为它每天都是危机”。
风电具有“电力市场”下的市场价值
以德国电力市场为例，所有的发电类型参与竞价，根据他们的运行成本，大部分不处于边际的电厂可以获得额外的利润，补充其固定成本。可再生能源参与市场定价，因此，在某些需求低谷阶段，可再生给出了零、甚至是负的价格。这对于市场价格的压低具有决定性作用。这是有效电力市场中风电等低运行成本电源的市场价值所在。
