核电、风电及光伏发电上网电价政策的明确，尤其是风电和光伏发电审批权限的下放以及建设成本的下降，逐步拉宽了机组利用小时数的可行区间，使得部分原来经济不可行的区域达到了建设条件，有效提升了新能源装机容量增长空间。

　　风电是近年来发展快的新能源，所发电量占所有电源所发电量的比重自2008年的低于0.50%逐年增长至2012年的2.00%左右，2013年进一步增长至2.50%以上。装机规模方面，2004年将5万千瓦级以下陆上风电项目的审批权下放到地方政府，简化了审批流程，导致陆上风电的审批速度加快；2005-2009年，风电行业新增装机容量连续5年保持在80%以上的增长速度。2013年，风电项目核准权限进一步放宽，风电项目均由地方政府核准。

　　设备方面，随着优良风场资源逐步开发，以及电力投资增速放缓，我国风电设备价格不断走弱，从2010年的约4200元/千瓦下降到2013年末的约3800元/千瓦。光伏组件方面，近年来，随着海外光伏组件需求增速大幅下降，硅料价格也急速下行，光伏组件价格由2011年中的约1.2美元/瓦，2013年末快速降至约0.6美元/瓦。风电设备和光伏组件价格下行，减少了电力企业的电源建设成本，能够有效激发部分风能和光照资源比较弱的区域风电及光伏发电建设需求，拓展行业增长空间。

　　风电上网电价方面，2009年7月，发改委发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，也是继火电之后推出的第二类发电上网标杆电价。通知规定，按风能资源状况和工程建设条件分为四类风能资源区，相应设定风电标杆上网电价。四类风电标杆价区水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元，2009年8月1日起新核准的陆上风电项目，统一执行所在风能资源区的标杆上网电价。值得关注的是，性海上风电上网标杆电价至今未有制定。

　　风电、光伏发电并网、电量消纳及电价结算配套政策的密集推出，加之新能源补贴配套政策的逐步到位，为风电及光伏发电企业的稳定经营及进一步发展提供有力保障。

　　在风电装机规模快速提升的同时，配套电网建设则一直相对滞后，加之风电出力不均衡，使得一段时间以来我国风电，尤其是三北地区风电出力受到了较大限制（俗称“弃风”）。2013年2月，能源局发布《关于做好2013年风电并网和消纳相关工作的通知》，要求电网企业加强风电配套电网建设，做好风电并网服务工作。