中国能源资讯网从2002年开始，国家发展改革委开始组织风电特许权招标，迄今已完成了5期招标，涉及15个项目，每个项目都不低于10万千瓦，通过运用竞争机制，有力推动了风电设备规模化发展。2005年开始，招标要求风电设备国产化率达到70%以上，制造商与开发商“打捆”提供市场保障，极大提高了风电设备本地化水平。国家从销售电量中每千瓦时加收2厘钱，作为可再生电力补贴，每年约45亿元，主要用于风电，相当于每千瓦时风电补贴0.2元。此外，国家按高于常规燃煤发电的价格收购风电，对风电增值税实行减半征收，风电投资企业享受所得税减免。这些政策都为风电的快速发展创造了良好条件。
今年年初，国家能源主管部门提出，将风电2010年规划目标调整为2000万千瓦，2020年调整为1亿千瓦左右。按照“建设大基地，融入大电网”的思路，制订千万千瓦级风电基地规划，力争用10多年时间在甘肃、内蒙古、河北、江苏等地形成几个上千万千瓦级的风电基地。国家已启动了甘肃酒泉千万千瓦基地一期500万千瓦的建设，近期将推动苏沪沿海千万千瓦级风电基地的建设工作。在风电发展的大好形势下，我们既需要看到它蓬勃向上的一面，也应对其制约因素有清醒的认识。
风电接入面临难题
风电是无碳能源，这是世界很多国家鼓励其发展的重要原因。到2008年底，全球风电装机容量已达1.2亿千瓦，美国、德国、西班牙装机分列第一至第三位，中国装机1217万千瓦，居第四位。美国和欧盟提出，到2030年，风电将分别占到全部发电量的20%、22%左右，装机容量均达到3亿千瓦。中国预计今年风电新增装机容量可达到800万千瓦左右，累计装机2000万千瓦，提前实现调整后的规划。按照现在的势头，到2020年风电装机可能与美国、欧盟基本相当。
但是，风电具有随机性和间歇性的特点，目前还没有办法像其他常规电源那样对其出力进行安排和控制。风电大规模集中开发，对当地电网乃至更大区域电网的安全运行和电源结构配置会产生一定的负面影响。我国电源结构以煤电为主，系统调峰手段本来有限，随着风电大规模集中开发，电网调节更为困难。近年来，河北张家口、吉林白城、甘肃酒泉、内蒙古巴彦淖尔、乌兰察布、锡林郭勒、赤峰和通辽等地区的风电建设规模增加很快，配套电网建设不足的问题已经开始显现。到今年年中，全国仍有约500万千瓦的风电机组没有并网运行。目前国内还有一批大型风电场在规划和建设当中。如此大规模集中开发、超远距离、高电压接入系统的风电基地建设，在世界上尚属首例，会在接入系统方面造成较大的困难。
风电的赢利能力还不强
与其他常规发电方式相比，风电造价仍然偏高，每千瓦工程造价要1万元左右，现在水电造价约为7000元，而且风电设备利用小时数一般来说每年只有2000多小时，电量较少。此外，我国风能资源又大都处于西部、北部欠发达地区，远离用电中心，当地的用电负荷和销售电价水平相对较低，难以全部就地消纳。如果建设昂贵的高电压等级输电线路，远距离、大规模输送发电量较少的风电，会较大幅度提高受端地区销售电价。因此，目前风电在各种发电方式中尚缺乏足够的市场竞争力。
低水平设备制造能力快速扩张
2006年以前，我国风电设备是外资占主导地位。2007年以来，国产风电设备市场份额已超过50%，涌现出了金风科技、华锐、东方汽轮机等风电设备制造龙头企业，带动了电机、齿轮箱、轴承、叶片等零部件制造企业的发展。我国已有十多家企业掌握了1.5兆瓦以上风机的制造技术。
目前，国内风力发电项目业主大都是国有企业。我国风电开发的前七大省区中，共有风电企业92家，其中中央企业占总数的73%，装机容量达81%，媒体所谓跑马“圈风”基本上也是国有电力集团。其中一个深层次原因是，国有发电企业都在竞相扩大装机规模，而近两年国家严格控制新上火电项目，去年和今年又没有批准大型水电项目，大规模新上风电已成为提高企业装机容量的重要途径。现在这些国有发电集团与地方政府合作，普遍将大型风电项目拆分成稍小于5万千瓦的小项目，避开国家招投标与核准程序，直接由地方审批开工。
风机制造企业也正是看准了这一点，极力扩大产能，甚至认为现有产能还不能满足大规模扩大风电装机的需要。但是，大部分风电机组制造企业尚未掌握核心设计技术，只是花钱买外国企业的生产许可证，对引进技术的消化吸收力度不够，自主创新能力不强。
电网规划建设和管理方式滞后
国外在风电接入和管理方式上已取得很多成功经验，相比之下我国还有较大差距。发达国家风电发展的主要经验是，加强风电配套电网的规划和建设，尽可能在区域电网内解决风电的波动性；建立风电预测体系，减少风电间歇性的影响；优化电力调度，最大限度消纳新能源电力；适当增加电网的备用容量，扩大区域电网的互联互供，从而增强各层级电网对风电的接纳能力；建立风电设备并网技术标准，提高风电机组适应电网运行要求的性能。国外普遍在电力管理体制上实行市场化，电力系统的调度机构是独立于电网和发电企业的中立机构，由政府监管；输电环节的电网企业只负责输送电力，不经营购电、售电；对可再生能源发电必须按规定收购，收购风电超出电力市场价格部分，由政府财政给予补贴。
我国的差距表现在，与风电相关的电网规划和建设滞后，尚未建立风电预测体系和风电设备接入的技术标准体系。特别是电力体制改革滞后，至今仍在沿袭数十年一贯的计划经济体制。按照国务院已经批准的电力体制改革和电价改革方案，在实施厂网分开后，应尽快实施电网主辅分离、输配分开，从而实现对电网企业单独定价，以输电和配电电价的形式单独结算，使电网企业的经济利益与发电企业和电力用户相脱离；逐步将电力调度机构从电网企业里独立出来，由电监会监管。由于后续这些既定的改革措施一直没有出台，国资委还在考核电网企业利润，而风电配套电网建设量大面广，任务繁重，需要大量资金投入，特别是运行调度的难度较大，同过去相比，要在电网运行安全方面付出更多努力，承担更大的责任。因此，电网企业接入风电和全额收购风电的积极性自然受到影响。
