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。