针对北方风电场和南方风电场的不同特点，曹志刚给出了具体的破局路径：北方项目应以降本为主，“通过扩大项目规模，共用升压站、接入送出系统、场内道路等来拉低项目初始投资。”南方项目应以提高发电量为主，“在目前电价情况下，成本降低1%对IRR影响约0.25%~0.34%，发电量增加1%对IRR影响约0.58%~0.74%，成本与发电量对IRR的贡献影响比约为3：7。”
对于补贴难题，业界普遍认为应尽快出台绿证与配额制，建立“配额制+绿色电力证书交易”机制，增加可再生能源企业收入，缓解补贴压力，保障风电全额消纳。
谢长军建议说，在国家层面要尽快确立交易渠道，充分调动各方购买绿证的积极性，建立公平、透明、有序的“绿证”买卖和竞争市场。在地方政府层面，要完善可再生能源跨区辅助服务机制，明确规定东、南部发达省份对西部富余可再生能源电量的电量配额，对售电方进行一定的经济补偿，对未完成配额考核的发达省份进行考核处罚，从而打破地方政府条块分割的现状。
降成本、电价退坡两大任务
历史证明，没有任何行业能够依托补贴做大做强，达到一定规模后必将受到补贴资金的制约，无法继续发展。大唐集团新能源股份有限公司副总经理焦建清在中国风电产业创新发展研讨会上表示，如果不能逐步减少对补贴的依赖，随着风电等新能源装机比重不断增加，可再生能源附加和绿色证书收入终将无法支撑行业继续发展。
降成本、坚持风电电价退坡是“十三五”可再生能源发展的两大重要任务。随着燃煤标杆上网电价的逐步取消，风电差价补贴模式也难以为继。同时，电力市场改革倒逼风电上网电价机制调整，新能源工程造价呈下降趋势，未来补贴强度将进一步降低，参与电力市场化程度日益提高，盈利不确定性显著增大。
谢长军认为，在全国范围电力产能过剩的背景下，要通过持续的电价下调控制风电发展节奏，到2020年末取消风电补贴，并在未来实行风电与超低排放燃煤机组电价并轨的浮动电价政策。
何勇健则认为，可再生能源产业需要一个相对合理的能源价格和电力价格来支撑中国经济的可持续发展，现在国家已有很明确的政策导向了，降电价是必然趋势，补贴也不可能全部满足，必须倒逼成本下降，优胜劣汰。
焦建清对此问题持相同的态度。他说：“从当前行业现状来看，风电开发的隐形成本不容忽视，部分地方政府随意征收各种费用，强迫与其他产业捆绑，部分地区变相降低风电电价。”他呼吁相关政府部门采取有力措施，充分发挥市场机制作用，为风电开发创造宽松的开发环境。设备厂商和开发企业共同加强新技术研究与应用，不断通过技术进步和创新降低开发成本。通过各方努力，逐步摆脱对补贴的依赖，为行业发展开创更广阔的空间。
风电“十三五”，电力市场改革倒逼新能源上网电价机制调整。风电平价上网时代已触手可及，“风火同价”与“平价上网”近在眼前，在与传统能源争夺市场份额的同时，风电行业发展的痛点也将进一步暴露。“十三五”期间，在政策之手推动下，倒逼成本下降已成必然趋势。
