2015年，風電棄風限電形勢加劇，全年棄風電量339億千瓦時，同比增加213億千瓦時，平均棄風率15%，同比增加7個百分點。其中棄風較重的地區是內蒙古（棄風電量91億千瓦時）、甘肅（棄風電量82億千瓦時）、新疆（棄風電量71億千瓦時）、吉林（棄風電量27億千瓦時）。
　　 　　
　　綜上可以看出，當前風電產業面臨三大問題：一是風電產業內部結構不合理，過分依賴“三北”大基地，分散式風電和海上風電仍然弱小；二是風電發電量占全部發電量的比例仍然較低，不足4%;三是棄風狀況沒有得到有效遏制。
　　
　　目前國內執行的海上風電電價制定到2016年，16年以前投運的近海風電項目上網電價為0.85元/度(含稅),潮間帶風電項目為0.75元/度。2017年以后的電價政策尚未確定，由于15-16年執行的電價政策投資收益率吸引力不足，預計到2017年海上風電標桿電價有望上調，進一步帶動正式商運投資。海上風電由于后期運維成本高昂，對初期設備選型要求嚴格，特別利好國內高端風電設備制造企業。
　　
　　中國風電行業有如何實現健康發展，以下幾點需重點關注：
　　
　　1 政策層弱化裝機規模目標，推進風電合理開發
　　
　　“十二五”期間國家能源局下發核準計劃規模累計1.38億千瓦，前四批計劃平均完成率為82%，其中2014年計劃完成率最低僅為56%。2016年時逢“十三五”規劃編制之年，風電裝機規模如何制定成為核心聚焦問題。然而，在風電棄風限電形勢嚴峻的背景下，政策層近期較少提及“十三五”期間風電裝機規劃的明確目標，而是強調提高核準計劃執行率、項目審批向非限電區域傾斜，力圖從宏觀角度優化全國風電合理布局。
　　
　　2 補貼退坡明確，國企或成堅守風電行業最后主體
　　
　　繼2014年陸上風電標桿電價降低0.2元/kWh后，2015年底發改委預計繼續下調2016年陸上風電標桿電價0.1-0.2元/kWh，并同時明確2018年標桿電價繼續下調0.2-0.3元/kWh，補貼未來逐年大幅退坡已成為明確政策導向。根據《能源發展戰略行動計劃(2014-2020年)》，2020年風電上網電價將與煤電電價相當。
　　
　　標桿電價下調后將有相當一部分風電項目不再具有開發價值，風電項目開發重心將逐漸向華南、華東等負荷中心區域集中。
　　
　　補貼遲發欠發現象嚴重令風電企業現金流更加吃緊，究其原因主要是可再生能源發展基金收不抵支出和繁冗的補貼發放機制。2015年最后一天，國家發改委時隔兩年后再次上調可再生能源附加征收標準0.004元/kWh至0.019元/kWh，以擬補可再生能源發展基金缺口。
　　
　　雖然，補貼發放時間長、手續繁雜的問題一直倍受詬病，然而我們卻未在簡政放權的大背景下看到補貼發放流程優化的跡象，其癥結在于全國各省之間用電量基數不同，各省所收繳的可再生能源附加金額差距也很大。各省之間的利益平衡只能由財政部從中央財政層面進行，導致補貼拖欠問題一直未能解決。
　　
　　補貼下降并且遲發欠發導致風電企業現金流難以覆蓋銀行貸款利息，資金實力較弱的民營風電企業前景堪憂，而國有企業憑借低成本的融資能力和較高的風險承受能力或將成為風電行業的最后堅守者。
　　
　　3 跨區域送電緩解風電消納問題待解
　　
　　中國電力負荷和能源資源之間的錯位現象決定了跨區域送電成為中國電力未來發展的主要方向，特高壓、跨區域送電線路建設逐年提速將助力電力遠距輸送。2014年全國跨區域送電量2997億千瓦時，占全國供電量的6.16%。
　　
　　然而，不可忽視的是，電源規劃和電網規劃并未達到匹配發展的均衡狀態，擁有大量風電、火電機組的“三北地區”薄弱的網架結構以及因特高壓交流建設相對緩慢造成的”強直弱交“的問題嚴重制約了跨區域送電能力。此外，如何平衡跨區送電省和售電省之間的利益關系也成為了跨區域待解難題之一。
　　
　　此次電改提出優先收購可再生能源電能的規定將有助于理順跨區域送電現存問題，緩解風電消納難題，提升造價較高的特高壓、跨區域送電線路利用效率。
　　
　　4 風電環評、用地審批將更為規范
　　
　　風電大規模發展初期，地方政府為支持風電項目建設，默許某些風電項目在未取得土地、林業、環保等前置手續情況下開工建設，建設期間也疏于對水土保持、生態環境保護的監測管理，部分風電企業則借機違規用地、亂砍亂伐，旨在提供綠色電力的風電項目卻給當地生態環境造成了顯著的影響。
　　
　　以上問題已經引起了國家和各級政府的高度重視，未來風電項目環評、用地審批將逐步規范，手續辦理進度將成為影響項目建設周期的重要因素。
　　
　　5 電網友好型性風電場將成為主流
　　
　　近年來可再生能源接入比例逐年提高導致電力供應側波動性逐漸升高，為保證電力系統安全，電網必須同時應對供應側、需求側雙向的大幅波動。目前多地電網已出臺政策，要求風電項目安裝有功功率控制(AGC)、無功功率控制(AVC)、風功率預測等設備，并通過激勵手段鼓勵發電曲線預測準確率高、預測及控制設備齊全的電網友好型風電場先發、多發。
　　
　　短期內限電情況無法解決的前提下，風電企業借助大數據、云計算等手段提高風功率預測精準度，爭取優先調度的主動權將有助于提升企業效益。
　　
　　此外，電改配套文件提出建立輔助服務交易機制，風電企業可以結合自身符合特性與提供調峰、調壓等輔助服務商簽訂服務合同，提高優先發電級別。
　　
　　6 風電造價降幅將放緩
　　
　　獲益于風電機組設備價格、原材料價格走低，2014年風電工程造價為7551元/千瓦，較2013年下降2.67%。與光伏設備有較清晰的成本下降趨勢不同，風電機組目前暫無突破性技術可以大幅降低機組成本，占整個風電項目成本近一半的風機購置成本下降空間較小。
　　
　　風電重點開發區域由限電嚴重的“三北地區”逐漸轉向華南、西南、華東地區，此類地區海拔高、建設條件復雜，導致風電建安成本顯著高于北方草原、丘陵地區。此外，因土地資源緊張、開發難度增大，征地成本、前期費用也呈逐年上升的趨勢。
　　
　　綜合以上因素，2016年風電整體造價降幅將放緩或呈持平狀態。
　　
　　7 風電及零件關稅降低，風電設備市場競爭愈加激烈
　　
　　價格昂貴的進口風機憑借其質量優勢和技術優勢近年來保持著穩定的增長速度，2014年進口風機累計裝機占比約10%。
　　
　　2016年元旦開始，風電機組、風機發動機零件、風電設備零件進口關稅稅率將由8%、8%、3%下降至5%、5%、1%，關稅降低一方面利好我國國產風電設備成本下降，另一方面也將使進口風機與國產風機之間的競爭更加激烈。
　　
　　2016對于中國風電行業來說將是挑戰大于機遇的一年，如何合理戰略規劃布局、控制造價水平、減少棄風限電損失都是風電行業丞待解決的問題。