我国风电装机已居位，在这样的大好形势下，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。
    风电作为清洁能源有良好的发展前景，但其电能特性也会对大规模应用产生负面影响。风电是无碳能源，这是很多鼓励其发展的重要原因。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它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，一些地区风电建设规模增加很快，配套电网建设不足的问题已开始显现。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，在上尚属例，会在接入系统方面造成较大的困难。
    风机国产化水平明显提高，但风电开发需政府补贴的情况短时间难以改变。与其它常规发电方式相比，风电造价仍然偏高。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经济性和竞争力。
    对风电的政策支持力度加大，国企成为开发主力，低水平设备制造能力快速扩张。2002年开始，发改委开始组织风电特许权招标，每个项目都不低于10万千瓦，通过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。现在，从销售电量中每千瓦时加收8厘钱，作为可再生电力补贴，主要用于风电。此外，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。目前，国内风力发电项目业主大都是国有企业。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，而近几年严格控制新上火电项目，又很少批准大型水电项目，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。但是，大部分风电机组制造企业尚未掌握核心设计技术，对引进技术的消化吸收力度不够，自主创新能力不强，低水平制造能严重供大于求。
    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，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。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。