2024年年初，在“三北”集中式风电项目中，EPC价格已不到4000元/千瓦，甚至在一些大基地项目中，可做到3000元/千瓦；个别项目的投资成本，已低于2800元/千瓦。这意味着上述项目的度电成本基本已低于0.1元/千瓦时，最低已达到0.09元/千瓦时，均大幅低于火电度电成本。这表明多位企业负责人与行业专家数年前对现今内蒙古等“三北”地区风电度电成本降至0.088~0.1元/千瓦时的预测已成为现实。
越来越低的度电成本，意味着在理论测算上，开发风电项目的投资收益率更高。一位开发企业项目负责人向《风能》举例说道，黑龙江的一个总装机容量超过30万千瓦、年利用小时数接近3000h的项目，其综合电价为0.29元/千瓦时，全投资收益率可达12%，投资回收期约为7年。值得注意的是，该项目的发电小时数已考虑了一定限电因素。
另一个位于河北总装机容量为18万千瓦的项目，年利用小时数约为2200h，综合电价为0.37元/千瓦时，项目收益率接近8%，投资回收期不到9年。该项目的投资回收期略长，是因为其作为山地项目，造价相比上述黑龙江项目高出1000元/千瓦。
“这些项目都配置了储能设施。”这位项目负责人表示，“在不考虑非技术成本的条件下，目前‘三北’地区风电项目的投资回收期大多在6~8年。”
这是在目前的体制机制下，风电项目所能够创造的资产价值。有专家认为，在进入电力市场后，风电项目产生的价值将进一步凸显，这主要体现在其作为电源本身的特性与电力需求的匹配度上。
一方面，风电的同时率较低。在一片较大的区域内，风电机组不容易出现同时发电的情况。例如，不少风电机组在8m/s即可实现满发，在此风速下，风一个小时能够移动28.8公里。也就是说，一阵风在瞬间可带动的风电机组有限，而在一个大的区域内，风可能在不同的风电场随机出现，从而实现风电出力的总体稳定。
另一方面，风电出力时机较为匹配用电需求。我国多数省份的用电尖峰时段是在上午7―11时和夜间19―23时，风电可实现在24小时内有风就发电，且在上午与夜间的出力往往更高，不仅正好可满足用电高峰的需要，也可错开光伏出力的高峰，从而与光伏形成互补。
随着风功率预测系统、控制技术和储能技术等持续进步，以及风电总体规模的不断增大，风电能够实现从波动性电源转变为稳定性电源。风电的技术特性和出力特性，可以让它在交易策略上有操作空间，通过交易策略进一步保障和提升风电项目收益。
而风电资产的上述价值，还未体现其绿色电力的先天优势。近年来，全球减碳控碳趋势已不可挡，欧洲正在通过建立碳壁垒保护本地制造业。出口依存度高的行业与企业在产品生产过程中，为实现脱碳将对绿电产生越来越多的需求，风电的绿色价值将愈发凸显。
例如，国内某拥有自备火电厂的铝业公司在生产过程中使用的火电较多。其产品主要面向欧洲，客户对产品中的可再生能源消纳权重有着明确要求。因此，该公司不得不通过购买国际绿证来解决这个问题。而这家公司为降低成本，正在努力采购足够多的绿色电力，风电就是其重点目标之一。
CWEA对未来我国风电年度新增装机规模进行了预测：2024年，风电新增装机规模在7500万~8500万千瓦；2025年，在8500万~9500万千瓦；2030年，将提升至1.5亿千瓦以上。
这个目标的提出，在一定程度上参考了风电未来愈发突出的资产价值因素。伴随着风电开发与消费模式更紧密地结合，创造出更多样的“风电+”商业模式，风电资产的价值在未来将体现于社会经济与生产生活的方方面面，进而成为我国新型电力系统中的主体电源。