运营商是最大受益者。2006至2011年风电行业成长速度惊人，带动上下游产业链的爆发式增长。从设备商的角度看(包括整机厂商和零部件厂商)，虽然技术升级推动成本下降，但与此同时招标价格也一路走低。利润空间收紧加剧了行业竞争、优胜劣汰。从运营商的角度看，在补贴电价下调前，盈利能力持续提升，此阶段运营商是最大受益者。
补贴退坡引发“抢装风潮”、弃风率上升。风电上网电价由两部分构成：燃煤标杆电价以内的部分由省级电网负担;高出部分通过可再生能源基金解决。长远看来，摆脱补贴依赖、实现平价上网是保障风电行业健康发展的必由之路。2009年发改委首次制定标杆上网电价，2014年后历经三次补贴退坡。在第一次调价中，由于新电价仅适用于2015年以后投运的机组，直接引发了当年的“抢装风潮”。2015年新增装机2961万千瓦，创历年最高。随之弃风率直线上升，2016年一季度弃风率达到历史峰值25.8%，全年平均17.1%。
设备商成最大赢家。在“抢装风潮”中，从运营商的角度看，补贴退坡严重削弱了利润空间，投资回报率回归至发电行业普遍水平。对设备商而言，在订单需求旺盛时，业主对于招标价格敏感度不高，整机的毛利可维持在一定水平，再加上出货量激增，这个阶段设备商成为最大赢家。
国家出手解决弃风限电问题。弃风率的上升导致了极大的资源浪费，发改委与能源局随后出台多项政策缓解弃风限电问题。2017年，内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆六个省份被列为红色预警区域，能源局规定该区域不得核准建设新的风电项目。此外，发改委核定公布“三北”地区保障性收购年利用小时数。政策发力，2017年上半年弃风率降至13.6%。
3、海上风电方兴未艾，静待行业催化剂
基数小。截止2015年我国海上风电累计装机为1.04GW，仅实现了“十二五”海上风电发展目标5GW的20.8%。2016年海上风电累计装机增长至1.63GW，仅占我国全部风电装机的0.97%。
发展空间大。建设成本的持续优化以及配套产业的日渐成熟，我国海上风电有望在“十三五”期间迎来爆发增长期。规划目标是到2020年底确保并网5GW，力争开工10GW。要完成“十三五”目标，2017-2020年海上风电年复合增长率需达到32.34%。我国东南沿海地区已积极规划长期海上风电发展目标，目前确定的规划总量超过56GW。
政策扶持。借鉴陆上风电发展历程，我们认为海上风电尚处于初期阶段，政策扶持对于行业发展具有关键作用。2016年发改委下调2018年陆上风电标杆电价的同时，维持了海上风电高电价不变，规定近海、潮间带项目标杆电价分别为0.85和0.75元。此外，国家简化了海上风电项目的多部门审核程序，显示了国家对于扶持海上风电的决心。
技术创新是原动力。随着政策明确，海上风电领域资金大量涌入，进入企业逐渐增加，加快推动技术创新。投资成本高、施工难度大、运维难度大等问题均有望逐渐得到改善。技术创新带来的成本下降、盈利提升将为海上风电运营商带来丰厚利润。
静候行业催化剂。与陆上风电一样，海上风电为了提升竞争力，终将实现平价上网。在此之前，补贴额度将呈现阶梯式下移。在陆上风电补贴退坡的实施过程中，已经暴露出风电项目抢装导致弃风率显著上升的问题。为防止陆上风电装机过快增长，在第二、第三次标杆电价下调中，欲享受调整前的高电价，政策已从某时间点“投运”改为某时间点“开工”，并将缓冲期放宽。借鉴陆上风电发展经验，未来海上风电或将迎来脉冲式增长，但退坡模式可能发生变化，难以重现陆上风电2015年的抢装热潮。
(二)分布式光伏成为撬动产业新支点
