最重要的原因是能否引入竞争性电价机制。在西方国家，风机的成本差异已经非常小，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
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、南非等国风电并网电价平均约为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80-91美元/兆瓦时，仅有德国67-100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两分，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。
《风电技术报告》显示，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一般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PaoloFrankl对《财经》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。而在这个过程中，竞争机制能够有效降低这部分成本。
Frankl建议，中国首先要做的是更新目前的补贴政策。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，但通过竞争方式形成的上网电价不得高于当地风电标杆上网电价水平”。
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年实现风电发点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。能源局公布的上半年风电并网运行情况显示，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，国家发改委下发《关于开展可再生能源就近消纳试点的通知》，甘肃与内蒙古是两个试点省份。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。
