2月份，国家发展改革委、国家能源局发布了《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》。《通知》中将风电项目分成了两类，包括新能源存量项目和新能源增量项目，两者区别是是否在2025年6月1日以前投产。简单说来，增量项目将面临保障小时数下降，且市场竞争更为激烈的局面。
但是由于对《通知》中的描述细节存在一些不同的解读，并且各地还需要进一步下发配套文件，明确纳入机制的新能源电价水平、电量规模、执行期限等，再加上开发企业为应对新政策所需作出的策略与技术上的观望和调整，在政策公布直至“531”以后得一段时间，企业恐怕很难迅速作出开发新项目的反应。
目前，一些开发企业已针对政策进行了一系列布局：在建项目加紧建设，争取在“531”前投产。未建项目如评估在“531”无法投产，则暂停建设，以静观其变。
因此2025年的风电建设，大概率会出现上半年火热，下半年冷清的局面。几个月后，风电建设恐怕会迎来一段时间的真空，出现一段时间的建设低谷期。直至开发企业能够准确评估出全面入市对新项目开发的影响程度，并且完成参与市场竞争的技术与战术性准备。
事实上，近年来风电开发的风险确实越来越高，其主要原因是参与市场化交易后，电价与电量的不确定性。除此之外，还包括弃风限电的影响，以及设备质量的可靠性问题。
随着近年来风光开发规模的迅速提升，弃风限电问题又开始出现。根据能源局发布的相关数据，2024年全国风电利用率为95.9%，河北、蒙西、蒙东、辽宁、吉林、黑龙江、陕西、甘肃、青海、新疆、西藏区域低于全国平均水平，弃风问题突出。
2025年1月份，全国风电利用率为94.8%，其中北京、河北、山东、蒙西、蒙东、吉林、陕西、甘肃、青海、新疆、广西等区域，风电利用率低于全国平均水平。弃风限电问题开始由西北风资源富集区向华北、西南风资源一般的区域扩大。
有媒体认为，上述通过利用率折算的弃风率数据一般会相比实际弃风情况保守得多。因为“因可再生能源发电企业原因、电网安全约束、电网检修、市场报价或者不可抗力等因素影响可再生能源电量收购的，对应电量不计入全额保障性收购范围”，并且“鼓励新能源报量报价参与现货市场，报价未中标电量不纳入弃风弃光电量考核”。
同时，近年来多发的风电设备质量问题，也使风电项目开发的不确定性有所增加。
无论是陆上还是海上，单位千瓦价格较低的机型往往是大型化的新品，对其进行的验证不一定充分。再加上为控制整体成本，整机企业对新产品的安全余量留的一般不会很足，就容易使风机遇到特殊风况时出现问题。再加上在运输、安装等工程层面的质量也有下降趋势，虽然有五年质保与保险兜底，可频繁停机所造成的间接损失的影响越来越大。
尤其是在风电全面入市后，项目收益要按回收初始投资的平均期限加以考量，如果机组出现可靠性问题，尤其是运行初期就出现问题，影响就比较大。同时，新开发的项目将更加注重度电成本，因为这会影响到市场竞价的成败，而机组可靠性是影响度电成本的重要因素。
总之，无论“531”后风电建设是否会出现一个明显的真空期，政策对风电产业的可持续发展总归是件好事。
在度过相对纷乱的一个阶段后，相信风电开发与制造环节终归会尘归尘土归土，搞开发的努力提升自身投资收益的确定性，增强电力管理与营销能力；搞制造的则将着重于提升自身产品质量，尽可能少地去搞资源搞开发——因为这越来越是整机企业所不擅长的领域。
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