2015年风电行业发展可以用“风头正劲”来形容，新增装机容量3297万千瓦，同比上升31.5%;累计装机1.45亿千瓦，同比上升26.6%;累计并网装机1.29亿千瓦，占全部发电装机8.6%。
“风头正劲”的风电行业背后是国家政策的大力支持，是监管部门对风电管理手段调整带来的结果。然而，随着风电上网电价下调，弃风限电形势更加严峻，民企融资难问题日益凸显，风电行业在当前雾霾锁城的形势下，如何担当起改善生态环境的重任，也面临不小的挑战。
可以看到，过去一年的成绩、问题、数字，正是中国风电行业从“量”到“质”、从风电大国到风电强国转变过程中的必经之路。
关键词一“背后推手”
一直以来，风电行业快速发展的背后都离不开政府的大力支持。2015年，国家显示出大力发展风电等清洁能源的信心，大力发展风电不仅被写入国务院政府工作报告中，同时，风电管理也更加科学。国家能源局不仅将地方风电消纳情况纳入地方政府风电管理考核，并发文推进风电并网消纳，风电开发方案管理工作也在进一步完善中。
2015年国务院政府工作报告中提出，要大力发展风电、光伏发电、生物质能，积极发展水电，安全发展核电，开发利用页岩气、煤层气。我国节能环保市场潜力巨大，要把节能环保产业打造成新兴的支柱产业。从2014年政府工作报告中的“鼓励发展”，到2015年的“大力发展”，是我国政府在当前铁腕治污的大背景下，对发展风电等清洁能源的坚定信心。随着国家支持清洁能源发展的力度进一步加大，风电等清洁能源也迎来了难得的发展时期。
2015年，国家能源局密集出台一系列政策，加强对风电并网消纳工作的监管。3月23日，国家能源局于发布的《关于做好2014年风电并网消纳工作的通知》指出，2015年华北、东北和西北地区投产的风电规模会有较大幅度的提高，风电消纳的形势将非常严峻。4月7日，国家能源局发特急通知，要求做好2015年风电并网消纳有关工作，并提出加快中东部和南方地区风电的开发建设，积极推广应用风电清洁供暖技术，避免因电力配套设施建设滞后导致的弃风限电。5月，国家能源局发布了《关于进一步完善风电年度开发方案管理工作的通知》，对“风电年度开发方案”管理工作的机制和内容进行了适当的优化调整，在简化风电年度开发方案管理工作流程的同时，加强和完善了事中事后监管措施。
从这一系列政策的背后可以看出，我国风电行业正在从注重“量”到“质”的过度，这一产业发展思路的转变，是我国由风电大国到强国的必由之路。
关键词二“一亿千瓦”
根据官方发布的消息显示，2015年一季度，全国风电新增并网容量470万千瓦，到3月底，累计并网容量10107万千瓦，这正式标志着我国提前完成风电“十二五”并网装机一亿千瓦的规划目标。同时，风电也成为继火电、水电之后，第3个迈入我国“1亿千瓦俱乐部”的发电类型。
可以看到，受益于较稳定的政策环境，我国风电行业近年来迎来持续发展，在风电累计装机突破1亿千瓦以后，并网风电装机容量首度超过1亿千瓦，成为中国风电发展史上的又一座新的里程碑。
经过多年发展，中国已成为全球风电装机增速最快的国家。同时，短时间内难以解决的输送消纳问题，带来大规模的弃风和弃光，也成为中国风电发展的最大瓶颈。为了解决这一问题，国家着力建设特高压电网，调整新能源布局，探索就地消纳模式，利用“一带一路”契机走出去。可以看到，“十二五”收官之年，在风电装机突破一亿千瓦后，中国破解新能源瓶颈制约因素的步伐进一步加快。
关键词三“弃风限电”
2015年全国弃风限电形势进一步恶化，并在经济进入新常态后呈现出一些新特点。
国家能源局发布的数字显示，2015年，全年弃风电量339亿千瓦时，同比增加213亿千瓦时，平均弃风率15%，同比增加7个百分点，其中弃风较重的地区是内蒙古(91亿千瓦时、弃风率18%)、甘肃(82亿千瓦时、弃风率39%)、新疆(71亿千瓦时、弃风率32%)、吉林(27亿千瓦时、弃风率32%)。
我国风电产业从无到有、由小到大，只用了不到10年时间，便于2010年超越美国，成为全球风电装机规模最大的国家并延续至今。但在井喷式大发展的同时，消纳不畅的问题如影随形，成为业内公认的制约风电发展的最大瓶颈。
从2010年左右我国弃风限电情况开始显现，2012年达到高峰，当年弃风电量达208亿千瓦时，弃风率约17%。2013年开始出现好转，弃风率降至11%，2014年上半年更进一步降至8.5%，但2015年弃风率却大幅反弹，愈演愈烈。
大规模的弃风对企业生产经营负面影响已多次上演，为了解决弃风限电问题，近年来业内进行了不少探索：建立风电场风电功率预报机制、鼓励多种方式的就近消纳、加强中南、沿海等地区分散式的风电开发。然而，这一系列举措未能根本改变弃风限电时好时坏的现状。
弃风限电折射出风电行业自身、风电和其他电源之间、风电和电网之间存在的诸多问题。弃风限电的背后则交织着复杂的各种因素。不可否认，目前导致弃风的一些根本性障碍并没有完全消除。但从更深的层次来看，风电消纳不仅是技术问题，更是利益分配问题。
在新一轮电改的背景下，如何建立风电等清洁能源优先发电制度;如何建立适应风电等可再生能源大规模发展、促进可再生能源消纳的市场机制值得期待。
关键词四“电价下调”
2015年12月24日正式发布《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》，决定适当降低新建陆上风电和光伏发电上网标杆电价。对陆上风电项目上网标杆电价，2016年、2018年一类、二类、三类资源区分别降低2分钱、3分钱，四类资源区分别降低1分钱、2分钱;对光伏发电标杆电价，2016年一类、二类资源区分别降低10分钱、7分钱，三类资源区降低2分钱。
国家最近一次下调陆上风电电价是在2014年底，将第一类、二类、三类资源区风电标杆上网电价每千瓦时下调2分钱，第四类风资源区价格维持不变。
2009年制定上网标杆电价之初，我国每千瓦风电造价超过1万元，而现在一些企业的装机成本只有6000元左右。除了成本下降等客观因素，陆上风电电价调整传达出更深层的意思是，合理引导风电投资，提升风电产业竞争力，体现了电价调整与产业战略调整的密切配合。
毫无疑问，电价下调，牵一发而动全身。下调电价既是风电行业技术进步的结果，反过来也将进一步倒逼风电行业的技术创新。不难发现，风电上网电价下调在一定程度上可以遏制企业对规模盲目追求，同时迫使投资者更为理性地作出决定。可再生能源“十三五”规划的思路，到2020年，风电要实现并网侧平价上网，因此，此次电价下调离这一目标又迈进了一步。
上一轮电价下调引发了风电比较明显的“抢装”现象。此轮最新调价，则倾向于未来5年，如何逐步提升整个陆上风电的整体竞争力。明确今后较长时期的调价幅度，对于风电产业发展无疑是有益的。风电开发商包括整机商，这样就能知道每年的成本要降到什么程度，来适应当年的电价水平，从而有一个长远的规划。可以看到，未来，高效产品的应用将成为行业的发展趋势，成本控制和创新将是企业能否在行业内生存的关键。
关键词五“海上风电卡壳”
与陆上风电的爆发式增长相比，我国海上风电发展相对迟缓，在陆上风电提前完成“十二五”规划目标时，海上风电最终也没能完成《可再生能源发展“十二五”规划》的既定任务。
按照规划，到2015年底，我国将建成500万千瓦海上风电，但实际上，只完成了1/10左右。现实和理想之间的差距，成为我国风电产业发展的痛点之一。
总结海上风电发展滞后的原因发现，从技术方面讲，我国海上风电仍处于起步阶段，基本没形成一套独立的设计方法和检测、安装、运行、维护体系，海上风电产业体系有待进一步健全。虽然国内诸多企业都在进行海上风电的技术储备，但并没有建立起与海上风电需求相匹配的核心技术能力和产业竞争实力。我国5兆瓦以上的大容量机组在制造方面还处于少量试运行阶段。
从管理方面讲，海上风电项目涉及审批部门多，因此界定各部门的权力范围、协调各部门之间的利益关系、规范各部门的审批是推进海上风电发展的一大难题。
众所周知，海上风电的高成本对行业的发展尤为不利，由于海上风电环境特殊，对于风电机组、输变电设施、运行维护都有特殊要求，导致无论风机设备还是运维成本都要高于陆上价格。通常海上风电项目成本约为陆上风电的2倍。在风电机组运行寿命一定的情况下，投入成本高自然会增加发电成本。不高的电价也是制约行业发展的一个根本因素。
陆上风电每千瓦造价约为7000~8000元，海上风电造价达到每千瓦16000元，几乎是陆上风电造价的2倍，但海上风电的标杆电价并没有达到陆上风电电价的2倍，考虑到海上风电的经营风险更大，对于项目投资而言，目前海上风电的标杆电价水平的吸引力还不太大。
我国海上风能资源丰富，加快海上风电项目建设，对于促进沿海地区治理大气雾霾、调整能源结构和转变经济发展方式具有重要意义。面对我国海上风电发展建设的现状，国家能源局多次发文推动海上风电建设，并提出了2020年建成3000万千瓦海上风电发展目标。虽然困难重重，但是随着陆上优质资源的逐步减少，发展海上风电成为大势所趋。必须坚定信心，推动我国海上风电稳步发展。
关键词六融资难问题日益凸显民营风电占比增加
官方披露的信息显示，在“十二五”风电第五批拟核准项目中，民营企业的项目容量占比已达到10.7%，超过地方国有企业和部分央企。这一数字的背后正揭示风电行业的另一现状——对于占比逐步增大的中小企业而言，上游中小供应商和下游中小风电场投资商得不到足够的金融支持，中小民营企业面临多项可再生能源项目融资难题，主要表现为：重主体、轻债项;重历史、轻预期;强制资本金比例;项目融资品种单一等。
投身风电行业，无论是风电设备制造还是风场建设都需要巨大的资金投入，国有电力企业凭借良好的背景而拥有强大的融资能力，形成良性循环。但民营企业由于自身在资金和技术上的不足，未来面临巨大竞争压力，很多风电民营企业身处尴尬的境地。
风电虽然属国家鼓励发展的产业，但贷款期相对较短，而且缺乏优惠信贷政策支持，金融机构对风电项目的贷款一般要有第三方进行连带责任担保，使风电企业融资更加困难。再加上，目前风电投融资模式单一、外资利用比例少、高度依赖银行贷款、融资开放程度低也加剧了风电特别是民营风电融资难。此外，风电融资难与风电行业自身存在的一些问题也密切相关。例如弃风限电、安全生产风险等，这使得金融机构提高了对风电借贷的标准，或者变得谨慎起来。