2014年，风电业界出现了一种担忧，认为电力市场化改革会危及风电的支持政策。这是不必要的担忧，混淆了体制改革与政策调整。
各种发电机组一旦建成，其投资成本，以及固定的运行成本(比如还贷、人员工资)将成为“沉没成本”，系统要成本最优化，必须首先使用那些可变成本低的发电类型。可再生能源没有燃料成本，自然是最优先的选择。只有这样，从“做大蛋糕”——系统最优化的角度，也才是合理的。因此，在我国存在的火电与风电争发电小时数的问题，首先应该描述为一个整体系统最优价值标准下的效率问题，而不是一个风电与火电分蛋糕的“利益分割”问题与视角。历史存在的利益格局，比如行政定立的平均发电小时数，不应成为打破这种格局的政策障碍。
这也是为什么现货电力市场，其定价体系基本都是基于边际成本设计。在一个边际成本决定价格的电力市场中，低边际成本将无限压低市场整体的价格水平。众多文献的检验表明，在西欧目前的电源结构下，可再生能源每增加100万千瓦，市场的价格水平可能就要跌落6-10欧元。
当然，长期而言，可再生能源进入市场到底会提高还是降低电价是一个很有争议、甚至很难定义清楚的问题。这些影响，在我国高度管制的电力系统中，尚未充分暴露。
在政府文件中，出现了“风电到2020年价格与火电持平”的预期性目标，但如何操作仍不得而知。
就笔者的观点而言，这种僵直的目标是需要取消的，不应简单作为取消补贴的时间表。面对技术进步与市场的不确定性，特别是火电负外部性内部化的程度，这种目标缺乏一定的弹性。并且，政府已经设定了风电2020年实现2亿千瓦装机的目标，如果实现了风火同价已经可以分散决策，自主发展，何需此种装机目标?装机目标与价格目标，只能存在一个，或建立二者之间的定量联系。
从地区角度来看，中国、印度等具有制造业能力的国家，寄希望于别国成本下降之后技术输入是不现实的——发达国家各种要素成本高，不发达国家缺乏制造业的基本能力，成本更高(比如非洲)。唯一期望的就是自己通过实际规模扩张，技术学习以降低成本。15年左右的风电支持期(从2005年可再生能源法出台算起)，无论从国际同行经验还是技术进步的节奏来看，都显得有些过于仓促。
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