国际能源署10月发布的《2015可再生能源市场中期报告》显示，目前中国陆上风电电价位居世界最高行列。美国、巴西、埃及、南非风电并网电价为50美元/兆瓦时左右，土耳其、澳大利亚、加拿大为70美元/兆瓦时左右。中国的风电电价为80美元-91美元/兆瓦时，仅有德国的67美元-100美元/兆瓦时的电价与中国相当。
国内的陆上风电上网电价由发改委制定的标杆电价决定，根据各类风电资源质量的不同有一定差异。发改委将全国分为四类风资源区，标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。该电价从2009年8月1日开始实施，此后五年未做出调整。2014年底，发改委将前三类资源区标杆电价每千瓦时下调2分，而第四类资源区维持0.61元每千瓦时标杆电价不变。
事实上，2009年正是全球风电造价走势转折的一年。在2008年之前，由于风电市场急剧扩张，风机供不应求，2004年到2008年，风机价格逐年走高。2009年，这一趋势出现逆转，风机产能过剩，价格一路走低，风电项目的投资成本也逐渐降低。以国内制造的1.5兆瓦-2兆瓦风机为例，其单位造价从2008年的6360元/千瓦一路下降至2014年的约3900元/千瓦。国际能源署报告显示，从2010年到2015年，陆上风电的投资成本下降了约30%。
美国能源部数据显示，从2008年至今，风机的成本下降了20%至40%，这直接推动了风电投资成本下降。2014年，美国新建风电项目单位造价约为1710美元每千瓦，比2009年的峰值低了约600美元每千瓦。与之相比，2014年国内风电单位千瓦造价平均约为8618元每千瓦，略低于美国的造价水平。
然而与国内多年执行未予变动的标杆电价不同，在美国，由风机成本带动风电投资成本的下降，导致了风电电价的不断下降。2009年，美国风电电价达到峰值，采购电价约为70美元/兆瓦时，而2014年则降至约23.5美元/兆瓦时。美国政府也为风电提供补贴，其中最基本的补贴政策为联邦层面的生产税收抵免(PTC)，补贴额度为23美元/兆瓦时。对风电投资商而言，其收益是采购电价与补贴之和。
国际能源署可再生能源部门主管Paolo Frankl对《财经》(博客,微博)记者表示，最重要的原因是能否引入电价的竞争机制。他介绍说，在西方国家，风机的成本差异已经非常小，真正对成本造成影响的主要是运维水平和融资成本，而竞争机制能够有效降低这部分成本。
Frankl建议，中国首先需要改进目前的补贴政策。随着新一轮电改的推进，如果能够引入充分竞争，就能迅速降低成本，“我认为这是最重要的因素”。
这个建议正在变为现实。2014年底，发改委调整风电标杆电价，并在文件中提出“鼓励通过招标等竞争方式确定业主和上网电价”。
新一轮的调价也在酝酿之中。10月29日，发改委价格司召开座谈会，研究调整风电、光伏上网电价政策。根据此次会议的相关文件讨论稿，风电电价将从2016年至2020年逐年下调，到2020年，四类资源区的价格将分别调至0.38元/千瓦时、0.40元/千瓦时、0.45元/千瓦时和0.52元/千瓦时。这一调价幅度，被认为与2020年实现风电发电侧平价上网的目标相契合。
对业界来说，相比电价下调，今年重新上升的弃风问题更加引人关注。能源局公布的数据显示，2015年上半年，全国风电平均弃风率达到15.2%，同比上升6.8个百分点。风电装机高速增长的情况下，宏观经济下行带来的需求不振让持续下降的弃风率在今年再度回头。其中，风电装机超过1000万千瓦的蒙西和甘肃两地区，上半年弃风率分别高达20%和31%。
10月8日，国家发改委将甘肃和内蒙古作为可再生能源就近消纳试点。在试点暂行意见中，提出“鼓励可再生能源发电企业参与直接交易并逐步扩大交易范围和规模”。在电力过剩的背景下，发电企业普遍在直购电竞价中普遍选择降低电价以换取发电量。此次甘肃、内蒙古两个可再生能源富集省份开展试点，意味着风力发电企业将面临下调电价来参与竞争的形势。上网电价虽然还未放开，但是变化正在发生。
