国家发改委发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，规定按风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。四类资源区风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。今后新建陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。海上风电上网电价今后根据建设进程另行制定。同时规定，继续实行风电费用分摊制度，风电上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。
投资要点：
标杆电价合理，基本和风电成本接近。目前风电场的建设投资基本在每千瓦8000-1万元人民币，按照30%的自有资金投资，等效满负荷利用小时数1800小时计算，测算出5万千瓦风电场度电成本为0.43-0.53元/kWh，这一成本已经低于发改委标杆电价。如果考虑到河北、内蒙的风力资源较好，等效满负荷利用小时数可以达到2500小时，度电成本可以降到0.32元。如果再加上风电场每度电0.1元左右的CDM收入，风电场的盈利能力已经相当强。
对于投资商而言，标杆电价法有利于规范市场和价格机制，没有了低电价的恶性竞争，利于投资商的发展。03-07年开展的五期风电特许权招标中，上网电价一直是重要的评判标准之一，虽然从第1-2次的最低上网电价中标调整到第4-5次的上网电价权重降为25%，但是依然不可避免的出现投标商的上网电价恶性竞争现象。此次标杆电价的制定，投标人的风电机组本地化方案、技术方案、投标人融资能力及项目财务方案将成为决定因素，更利于市场的规范及风电行业的健康发展。.。对于风电设备商而言，投资商收入即定的基础上，控制投资成本成为盈利提升的关键，设备商产品价格与质量的竞争更为激烈。风电场的总投资中有60%是设备投资，因此未来成本的控制主要将在于设备采购成本的控制及维护费用的控制，这将对设备商的产品质量、价格的要求更高。虽然今年的河北、内蒙525万千瓦特许权招标中，整机厂商判断整机价格下降15%左右主要是因为金融危机带来的原材料价格下降，未来很有可能再提升。但是我们认为，随着技术的进步、行业竞争的激烈，长期来看整机价格的下降是必然的。
对于电网公司而言，补贴机制明确，电网并入风电的积极性依然存在。风电上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价的部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。目前可再生能源附加电价余额为2厘钱/度电，按照08年全国发电量34334亿度电来计算，08年提取的可再生能源发展专项资金约为68亿元，考虑其中50%用于风电补贴，每度风电补贴0.2元，则可以补贴170亿度并网风电，而08年风电并网发电量为128亿度，补贴资金完全可以覆盖。因此我们认为，购电成本问题已经不是电网公司进行风电并网的担忧，可再生能源接入电网的技术问题的解决才是关键，考虑到国家政策的不断推动，这一问题将会逐步解决。
行业投资观点：我们认为此次扶持政策对于行业发展的推动意义巨大，标杆电价的制定，对于风电场投资商、运营商电网公司的积极性都有极大的调动，对于风电行业的健康、持续发展有所规范。对于设备商而言，一方面投资商积极性的调动可以更好的促进行业增长，带来设备需求的提升；另一方面，竞争更为激烈将带来行业洗牌，长期看好行业增长，看好龙头设备商的发展。
