（一）风电装机、发电及设备采购情况
根据能源局发布的数据，2014年1-9月，全国风电新增并网容量858万千瓦。截止2014年9月底，全国累计并网容量8497万千瓦，同比增长22%。2014年1-9月，全国风电上网电量1060亿千瓦时，同比增长7.6%。2014年1-9月，风电弃风电量86亿千瓦时，同比下降28.3亿千瓦时，平均弃风率7.5%，同比下降3.36个百分点。
风电开发商加紧了风电设备招标。第三季度中国风电新增招标量超过了5GW，同比增加25%;前三季度新增风电招标量超过了17GW,同比增加近40%，几乎和2013年全年新增招标量相当。据不完全统计，多个风电机组制造商如上海电气、华创风能、湘电风能、运达风电、南车风电和久和能源等今年上半年订单和发货量大幅增长甚至于翻番，订单和发货量趋于分散。
制造业的“健康度”持续好转。行业整体存货周转天数持续缩短。在销售毛利率方面，去年行业整体毛利率为21.25%，与前两年行业低潮期平均不足10%的毛利率水平相比有大幅提升。
然而风电开发商经营情况欠佳。受今年来风情况较小影响，1-9月全国风电平均利用小时数1336小时，同比下降196小时。运营商今年盈利增长同比预计将基本持平或轻微下降，发电量和经营效益未能按比例同步增加。
上半年，在同期整个电力行业投资额较去年有所下降的情况下，全国风电行业完成投资却同比增长48.3%。
（二）国家加大支持和监管力度
提出年装机1800万千瓦的目标。1月20日，国家能源局印发了《2014年能源工作指导意见》，提出了今年有序发展风电并实现新增装机1800万千瓦的目标，并给予双重政策支持。今年将制定、完善并实施可再生能源电力配额以及全额保障性收购等管理办法。
保证风电市场空间。2月13日，国家能源局印发了《“十二五”第四批风电项目核准计划》，列入计划的项目容量为2760万千瓦。至此，“十二五”以来，列入核准计划的项目规模已超过1亿千瓦，保证了风电项目开发的市场空间。
加强风电核准管理。1月6日，国家能源局印发了《关于加强风电项目核准计划管理有关工作的通知》，对已列入“十三五”第一批风电项目核准计划但未按时核准的项目，取消其纳入国家核准计划内的资格。
强调并网消纳，规范风电开发秩序。3月12日，能源局印发了《关于做好2014年度风电并网消纳工作的通知》。通知提出要着力保障张家口、吉林、内蒙等地的风电消纳；加强风电基地配套送出通道建设，大力推动分散式风能资源的开发等。能源局还要求优化风电建设布局，加快中东部和南方地区风能资源开发，规范风电开发秩序，保障工程建设质量，有序推进大型风电基地及配套电网工程建设，合理确定风电消纳范围，缓解弃风限电。
推动海上风电开发建设。6月5日，发改委发布了《关于海上风电上网电价政策的通知》，对非招标的海上风电项目，2017年以前（不含2017年）投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时0.85元，潮间带项目每千瓦时0.75元。同时，鼓励通过特许权招标等市场竞争方式确定海上风电项目开发业主和上网电价。8月份，能源局又发布了《海上风电开发建设方案》，共有8个省市上报了2016年底前可能投产的海上风电项目，共计1028万千瓦。
加强安全监督管理。2月8日，能源局印发了《发电机组并网安全性评价管理办法》的通知。通知进一步完善了发电机组并网安全性评价工作，规范了发电机组并网安全性评价行为。同时，能源局强调进一步简化并网程序，强化质量管理，减轻企业负担。
规范风电设备市场秩序，强调企业自律。9月5日，能源局下发《关于规范风电设备市场秩序有关要求的通知》。通知提出加强检测认证，规范风电设备质量验收工作，构建公平、工资、开放的招标采购市场，加强风电设备市场的信息披露和监管。鼓励通过行业自律的方式规范采购行为，避免不公平竞争。
（三）电网加快外输通道建设
国家规划建设的蒙西一天津南等12条电力外输通道中，已有8条特高压线路提出了方案，涉及的投资总额超过1500亿元。国家电网2014年工作会议提出，力争今年核准并开工“6条交流4条直流”特高压项目。从2013年起的8年间，国家电网计划投资超3万亿元用于电网建设，将主要分别用于特高压和配网建设。到2015、2017、2020年，分别建成“两纵两横”、“三纵三横”和“五纵五横”特高压“三华”同步电网。
（四）风电开发商发展思路和模式转变
近年来，风电开发商特别是五大发电集团风电开发商逐步转变观念，单纯追求规模扩张的势头有所收敛，更加重视项目的开发和经营效益。有的公司甚至于提出了项目当年赢利的要求。
在这种情况下：
（1）我国西北、北方和东北地区风电装机增速有所降低，而在南方不限电地区，国家在核准计划上给予了合理引导，使得这些低风速地区的风电装机大幅度提高；
（2）南方地区山多，地形复杂，适合目前功率相对较小但技术成熟的1.5MW机组。机组风风轮直径要求越来越大；
（3）小型风电项目只要能盈利，开发商也予以重视，小的风电开发商不断涌现（如果开放上网，个人投资者也可能出现）；
（4）由于风电存量资产越来越大，平均整体效益有下降势头，开发商更加重视风电场的管理，运行维护力量将会得到加强；
（5）开发商目前比任何时候都更加重视风电设备的性能和质量，逐步认可了优质优价。好的机组价格较高，但能为开发商带来效益。从去年以来，风电机组价格稳中有升，市场也已接受；
（6）开发商不认可地方保护主义，资源换市场的做法会逐渐消退，市场将更加规范；
（7）海上的机遇使大的开发商跃跃欲试。
（五）发展动向和趋势
（1）我国风电发展逐步趋于规范化，送出和消纳问题将逐渐趋于缓和，效益稳定，风电已成为大多电力开发企业的首选，将来可能稳中较快地增长多年。今年1800万千瓦的装机目标经过下半年努力实现问题不大。今年的订单有些可执行到明年，明年订单和装机还有会增加。如果送出消纳问题解决得较好，以后几年每年风电装机还可能稳定增长；
（2）由于规模越来越大、弃风限电问题、补贴不到位和CDM收益难以兑现，风电机组出质保后运维费的显着增加，加强管理一时难以奏效，将给开发商带来较大的压力，开发商的效益近年下滑。这些使开发商回款有可能迟滞，要钱不那么容易。要靠法制规范，需要出台风电机组出质保验收标准规范，但也不是一时可以解决。风电机组制造商开始选择项目和客户，防范可能的风险；
（3）风电运维市场异军突起，获得发展。风电运行维护需求越来越大，国内现在平均每年增加一万多台风电机组，未来风电的运营维护市场总量将达千亿元级别。尤其是早期安装的风电机组，经过多年运行后，有些质量问题会逐步出现，故障率会比较高。此外，每年都有些机组过了质保期，这些机组的运行维护正在推向市场。目前主要还是运营开发商和整机制造商来做，但已经出现许多第三方风电运行和维护企业，风电运行维护实现专业化，规模化是一个趋势；
（4）海上风电将启动。海上电价政策的出台对海上风电发展带来利好，或带来海上风电的阶段性进展，积累已久的能量会有一些表现。国有企业实力雄厚，目光比较长远，可能有一波推动。由于海上风电上网电价不算高，不足以抵御低风速海域开发风险，估计在一些风力资源丰富，建设条件较好的海域会首先取得进展。目前来讲，海上风电还是存在很大的难度，需要一个摸索和优化的过程；我国对海上风力资源研究分析、对海底地质结构了解不够，对台风、浮冰等海上气象灾害的应对方法尚不完善，海上风电还需要几年的探索期。除国家出台的海上风电上网电价标准外，上海市在2014年4月份就出台了对于海上风电的扶持政策，规定对2013-2015年投产的项目给予连续5年每千瓦时0.2元的补贴。各地海上风电上网电价补贴、奖励政策，将作为国家海上风电电价政策基础上的重要补充。
（5）机组技术的发展。风电技术不断创新、2.5MW及以下机组已经趋于成熟，风电机组在设计方面更加智能化和细分化，出现了很多适合不同环境气候条件的定制化机组；3.OMW及以上的大型机组和海上风电机组技术发展迅速，已有多款兆瓦级海上风电机组产品研发成功并投入试验和批量供货；
（6）根据能源局近期透露的十三五规划思路，“十三五”期间，国内风电新增装机将达1亿千瓦，年均新增规模达2000万千瓦。其中，“三北”大风电基地5年内新增装机6000万千瓦，中东部中低风速资源区新增3000万千瓦，海上风电新增1000万千瓦；
（7）发改委价格司9月11日召开了陆上风电价格座谈会，对风电标杆电价调整方案征求意见。发改委价格司提出，对于2015年6月30日以后投产的风电项目，将四类风区标杆电价从0.51,0.54,0.58,0.61元/千瓦时调整为0.47,0.50，0.54,0.59元/千瓦时。在风资源不稳定、弃风限电还很严重的情况下，降价势必影响风电投资。再者，风电制造业仍处于盈亏边缘，调价可能会对风电制造业造成不利影响。我们要做好思想和心理上的充分准备。