(3)控制和湍流折减
这里的控制是指风电机组随风速、风向的变化控制机组的状态，实际情况是运行中的机组控制总是落后于风的变化，造成发电量损失。主要有以下几个方面：①风电机组的切入和切出。风电机组启动时的切入滞后会造成一部分发电量的损失，由于风速较小，这部分损失比较小，风电机组在切出之后(如风速25m/s)等风速下降到某一风速(如18m/s)方可再切入造成部分电量损失，如果大风持续时间较长，这部分电量损失较大。②风向的变化，由于风向变化，偏航系统由于滞后而造成发电量损失，如果风向变化频繁，这部分损失会较大。
风电场控制和湍流强度系数大，相应的控制和湍流折减系数也大，一般情况下控制和湍流折减系数取5%左右。
(4)叶片污染折减
叶片表层污染使叶片表面粗糙度提高，翼型的气动特性下降，从而使发电量下降。发电量估算时应根据风电场的实际情况估计风电场叶片污染系数，一般为2%左右。
(5)风电机组可利用率
风电机组因故障、检修以及电网停电等因素不能发电，考虑目前风电机组的制造水平及风电场运行、管理以及维修经验，风电机组的可利用率折减系数约为5%。
(6)功率曲线折减
机组厂家对风力发电机组功率曲线的保证率一般为95%，因此，风力发电机组功率曲线折减系数取5%。
(7)厂用电、线损等能量损耗
风电场估算上网发电量时应考虑风电场箱式变电所、电缆、升压变压器和输出线路的损耗以及风电场厂用电。根据已建风电场经验，该部分折减系数为3%～5%，可视风电场的具体情况计算确定，可以通过计算获得。
(8)气候影响停机
气候影响停机包括低温、雷暴、冰雹、沙尘暴等恶劣天气对风电场电量造成的损失，气候影响停机折减系数视风电场现场实际情况而定，一般在5%左右。
(9)上网电量
理论发电量经过上述折减后，即为估算的理论上网电量。
