风电是中国发展最快的可再生能源。2012年，中国风电装机增加了13吉瓦，发电量增长首次超过煤电，与此同时，中国风电的“弃风”量在在这一年打破了历史纪录，换言之，中国有可能是世界上风电发展规模最大、效率却最低的国家。
作为一种间歇性特点突出的能源，风电与化石资源发电相比存在很多缺点。由于地理风能资源分布不均，风电在中国的发展存在着不可避免的局限性。此外，煤炭在中国电力行业的绝对统治力，也在很大程度上限制了风电的发展。面对2020年的新能源发展目标，中国的政策制定者和电网运营者正面临一个两难的决定：是在利用率下降的同时继续保持风电增长，还是将更多注意力放在如何消纳现有产能之上。
风电在中国的发展历程很特别。从2006年起，在资金充足的电价补贴和其它支持政策的护航下，风电连续四年实现装机量年增长翻倍。然而，由于中国的风电项目都远离负荷中心，电力传输变得至关重要，但相应的电网投资却没有跟上风电发展的步伐，导致大量风电无法送出。
直至2011年中期，因为一项特别政策的实施，中国风电产能和并网的差距越来越大。这项政策规定：装机低于50兆瓦的风电项目可以绕过复杂审批流程，直接由地方政府批准。这个政策最严重的影响在于，那些与并网相关的可行性分析被忽略了，结果导致，截止到2012年底，中国未并网的风电装机达到15吉瓦。
并网并不是唯一的问题。当运营商成功将风电并网之后，输电又成了问题。电网运营商会在前一天作出预测决定，这个决定由热电厂牵头，如果风电并网数量大幅超过前一天的预测量，那么多出来的电量将不能进入电网，以确保电网稳定。
中国的“弃风”情况比其它国家严重得多。2011年的省级数据显示，有10-20%的电量未能并入电网，仅仅一年之后，这个比例在部分地区已经超过50%。反观美国，德州电力可行性委员会公布的数据显示，该州“弃风”比例在2009年达到顶峰，为17%，2012年则大减至3.7%。
造成如此巨大差距的原因有两个。一是中国对煤炭的过度依赖，导致适应电力产能变化的能力有限而迟缓，逐渐增加的燃煤电厂让这个现象愈加明显。二是自2006年实施“上大压小”政策以来，新的燃煤电厂都被设计成热电联供，同时满足居民供暖和工业用电需求。在风力强劲的冬季夜晚，为保障居民家中的温度，燃煤电厂的最小输出提高了，风电的空间随之被压缩。
2012年冬，面对风电并网量大幅削减的现实，中国发改委开始鼓励一个新的方案，即把过量风电转化至电热水器中，取代一部分热电联供的热能输出。考虑到资本投资需求，以及电力向热能转换过程中的损失，这个方案是否具有经济性有待商榷。
除了并网，进入电网的电力如何分配也非常具有中国特色。地区、省乃至地方相关机构都对电力分配进行了不同程度的干预。
改革或许是破除风电并网障碍的唯一出路。事实上，2002年的电力体制改革公布了若干相关改革方案：在每一个配电地区建立一个电力批发市场，鼓励发电竞争;开启区域间电力市场;允许零售电价竞争，允许电力生产商与各类消费者之间签订直接购电合同。
10年后，电力行业改革的挑战依然存在：零售电价和批发电价的分开管理、处于半管半放状态的煤炭行业，以及不同派别的利益分歧。
进入2013年，中国政府对于解决遗留的改革目标又重燃信心。电力价格改革被列在5月发表的突出国务院深化改革的文件中。同时，发改委也开始采取行动实现了煤电价格并轨。但中国需要强大的政府领导力，来引导更多的电力改革行动。
2012年的“弃风”纪录引起了中国政府的强烈反响：一系列报告、政策和方案纷至沓来。这些措施似乎正在起作用：2013年上半年，除了河北省，中国所有省份的风电利用小时数都出现了增长。
考虑到中国独特的发电结构以及行业管理特点，传统的解决方案，如提高输电比重，很重要但不足以解决问题。中国致力于在2020年将风电发电量增至390太瓦时，让风电比例提高一倍，达到5%。如果这个目标得以实现，那么中国的财政预算和电网都将面临额外压力。如何面对深化改革和吸引投资之间的矛盾，将在很大程度上决定风电在中国的未来。
