此外，规划、环评、土地、林地、接网等审批收紧，逐渐成为各地控制风电发展的手段，项目建设条件落实更加艰难。土地税收与补偿标准日益提高，部分省区要求项目业主自建或代建送出工程，增加了开发成本，影响了项目的经济性，“一些开发业主使用本企业生产的风电机组，影响了设备制造产业的公平竞争”，谢长军补充道。
除去以上因素，风电标杆电价下调速度加快让风电行业承受不小的压力。近年来，根据风电产业发展实际，国家实行陆上风电电价逐年退坡机制，过去三年，标杆电价下调三次，2018年以后的风电项目电价已经分别降至0.4、0.45、0.49和0.57元/千瓦时。曹志刚认为，随着装机容量的增大，“十三五”风电降补贴压力凸显，预计2018年以后电价会进一步下调，风电项目投资收益受到挤压。
困局何解？
从风电“十三五”规划来看，我国风电行业亟需保持持续增长势头，沉疴旧疾需要一剂猛药。从宏观层面来说，需要深化体制机制改革。何勇健建议，要有序放开发用电计划，建立健全电力市场体系，制定公平有序的电力市场规则，启动现货交易市场，充分发挥市场配置资源的决定性作用。此外，还需完善调峰、调频、备用等辅助服务价格，合理补偿电力调峰成本，激发其他常规电源参与调峰的积极性。最后，还需打破省间壁垒，用市场机制化解能源送、受方利益矛盾，充分发挥跨省跨区联网输电通道的调峰作用。
提高风电消纳比例是困局破解的重中之重，需要调整新能源开发布局，暂停“弃风弃光”严重地区的集中式风电和光伏发电项目建设，将开发中心向中东南部地区转移。2020年，“三北”风电占比将从目前的77%降低至64%，中东南部地区新增规模占全国增量的60%以上。谢长军提议，在国家层面需继续严格落实“最低保障性利用小时”政策和“红色预警机制”，严控“三北”地区，特别是限电严重的甘肃、新疆、蒙东、吉林、黑龙江等省区的风电发展，防止限电问题愈演愈烈。
有业内人士不满地说到：“在地方政府层面要纠正GDP至上的错误观念，限电严重地区坚决不上项目；一些已经存在限电或者出现限电抬头趋势的地区（例如山西北部、河北北部、陕西北部、云南西部），要避免局部地区大规模上项目，在年度开发计划中引导省内分散开发。在电网层面，要加快外送通道建设，提升风电跨区域送电比例。”
除了政策猛药，破解弃风难题还需寻找盘活全国风电生产、输送与消纳的“活棋”。面对弃风限电困局，中国风电企业“上山、下海、进军低风速和走出去”，使出浑身解数不断开拓“蓝海”市场寻找出路。
何勇健认为，击破弃风限电困局应该优先发展分散式风电和分布式光伏，“通过实施终端一体化集成供能系统、微电网示范项目等，加强热、电、冷、气等能源生产耦合集成和互补利用，促进新能源就地消纳。”此外，还需破除地方及行业壁垒，促进跨省跨区外送，优先利用存量跨省跨区送电通道的输电能力、跨省跨区输电通道的调峰作用。
