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中国幅员辽阔，风能资源丰富，风能资源的技术可开发总量为28.6亿kW，考虑到实际可利用的土地面积等因素，可利用的陆地上风能储量约80GW（8亿kW），近海可利用的风能储量有15GW，共计约95GW。如果陆上风电年上网电量按等效满负荷2,000小时/年计，则每年可提供1.6万亿kWh的电量，近海风电年上网电量按等效满负荷2,500小时/年计，每年可提供3750亿kWh的电量，合计约2万亿kWh的电量，相当于2004年全国的用电量。但从资源分布方面分析，我国风能资源分布较广，且不均匀，其中较丰富的地区主要集中以下地区：1)三北（东北、华北、西北）地区丰富带，风能功率密度在200～300瓦/m2以上，有的可以达到500瓦/m2以上。2)沿海及其岛屿地区丰富带，有效风能功率密度在200瓦/m2以上，台山、平潭、东山等沿海岛屿风能功率密度在500瓦/m2以上。3)内陆风能丰富地区，风能功率密度一般在100瓦/m2以下，但部分地区由于湖泊和特殊地形的影响，风能资源也较丰富，但只限于很小的范围之内。
由此可见，我国风能资源多集中在人口稀少、经济发展欠发达地区，这些地区的电力负荷通常要远远小于东南沿海地区。因此，尽管我国风能资源丰富，但其开发利用、上网及与电力负荷的匹配之间仍存在很大不匹配性，这为我国风能资源的大规模开发利用带来了障碍。
自1986年建设山东荣成第一个示范风电场至今，经过近25年的努力，中国的风电场装机规模不断扩大。自2005年2月《可再生能源法》颁布之后，风电开始迅猛发展，特别是“十五”和“十一五”期间，中国风电发展提速，总装机容量从2005年的126万kW增长到2008年底的1217万kW，年增长率超过100%。据初步计算，2009年中国风电仍然保持快速发展状态，年内新增装机超过13GW，连续4年实现增速100%
1996年以来，我国新增风电机组的单机容量基本上以750～850kW为主，从2007年开始，新增风电机组转为以兆瓦级为主。目前，国产风电机组单机容量已达到1.5MW、2MW甚至更高。代表技术发展方向的兆瓦级直驱式变速恒频风电机组和兆瓦级双馈式变速恒频风电机组已实现批量生产，其轴承、变流器及控制系统等核心技术仍然依靠国外厂家。
安装——风机规模的增大会对其安装带来很大影响。转子直径的增加和人们希望通过增加塔筒高度以将转子置于更高风速的位置都将提高轮毂的高度。目前，风机轮毂高度已从65米增加到80～100米（2.5～3.5MW）。而随着轮毂质量和塔筒高度的增加，塔筒的直径也必然随之增加，同时塔筒的厚度也必然增厚以承担更大的挠度和折断载荷，这些都增加了风机的安装成本。为了降低使用大型吊车的高成本，目前对于风机塔筒的设计进行了新的探索：一方面是利用可伸缩或自行架设塔筒，这种设计使得发动机舱和转子的安装接近地面，然后使用利用水力学原理将机舱和塔筒升至其运行高度。另一方面是寻求利用塔筒的安装轨道将机舱和转子运输到塔架顶部，这种方法具有可将机舱降至地面进行全面修理的额外优势，从而减少了大型起重机的使用成本。而采用新型复合材料和优化结构的塔筒可降低系统重量，在保证稳固的前提下减少生产和运输成本。
控制系统——控制系统是风电机组关键的核心零部件，在我国过去没有相关产业基础的尖端技术。未来中国市场将需要兆瓦级及以上变浆变速恒频风力发电机组控制系统。另外，具有干扰容纳控制（DAC,disturbanceaccommodatingcontrol）和周期控制的全状态反馈技术也开始应用。该技术是通过控制环将风机的状态实时反馈，从而决定实施何种控制，达到降低系统负荷的目的。
海上风电技术——由于陆地资源的逐渐稀少，而海上风能资源已被确认具有丰富的储量，因此海上风电的发展呈现出一派繁荣景象。海上风机一般单机较大，因此对可靠性的要求更高，同时其维护和运营比陆地风电更加复杂。国内厂商主流机型为双馈式；而金风和湘电则采用直驱式机型。另外，风力和海浪负荷及海底状况的勘察对未来海上风电的发展也具有至关重要的影响。目前急需的技术是开发成本低的浮动或固定平台，为海上发电提供负担得起的、可靠的平台系统。
综上所述，21世纪初以来，风电技术面临的挑战主要是在风速较低而用电负荷较大的地区实现风力发电具有成本效益，同时尽量避免电力输送的障碍。这些挑战要求风机增加高度，以在低风速地区增加风能获取量；以及积极探索在浅海甚至深海地区发展海上风电技术。未来技术的突破点为：特殊设计的永磁发电机（钕－铁－硼永磁材料的选用，可以使钢的磁通密度接近的铜线圈的磁通密度铁，同时不增加设备质量，规模及成本）、具有更佳性能和更强可靠性的变速电力电子电源转换器、更小更轻的减速箱、能够更好预测载荷变化，适应更广阔气候变化的空气动力学和结构动力学代码、用环氧树脂基等高级材料制成的叶片、能够减少机器符合但不增加成本的控制技术、利用高级合成材料制造的新塔筒、建立在浮动平台上的海上风机、改进的海上电力收集系统。
成本分析
风电总成本的75%均与前期成本相关，包括风机、基建、电子设备、联网等。因此与化石能源发电技术不同，风电是资本密集型技术。根据欧洲风能协会的计算，依据资源条件不同，陆上风电的投资成本在800～1150欧元/千瓦，发电成本在4～7欧分/千瓦时；海上风电的投资成本在1250～1800欧元/千瓦，发电成本在7.1～9.6欧分/千瓦时。结果表明：目前风电场的建设投资基本在每千瓦8000～10000元人民币，按照30%的自有资金投资，等效满负荷利用小时数1800小时计算，测算出5万千瓦风电场度电成本为0.43～0.53元/千瓦时。
中国政府把风电上网标杆电价按地市级行政边界分4个等级：0.51元/kWh、0.54元/kWh、0.58元/kWh和0.61元/kWh，因此，目前我国风电成本已经低于发改委标杆电价（关于完善风力发电上网电价政策的通知，2009）。根据世界风能理事会最近对风力发电成本下降趋势进行的研究表明，风力发电成本的下降中60%依赖于规模化发展，40%依赖于技术进步，而随着规模的增加，未来中国风电成本有进一步下降的空间。
一般陆上风机的基础施工费用约占总投资的10%，而海上基础施工费用高达总投资的40%以上，从而导致了海上风电投资成本比陆上同类风机高出50～100%。即使海上风速条件好（一般高出陆地20～40%），相应的每千瓦时的发电成本也要提高2～4欧分。依据欧洲风能协会计算的海上风电和陆上风电的成本比较，可以近似说明两者的差距，即海上风电成本比陆上高出30%左右。如果再考虑海底电缆输电等费用，海上风电成本可能高出陆上50%左右。
发展潜力
风电是我国除水电外成本最低的可再生能源资源，近几年风电的超速发展更是引起了政府、企业、社会的广泛关注。根据最新的研究，中国提出建设千万千瓦级风电基地思路，落实了“建设大基地，融入大电网”的发展方针，其中对于风电的具体规划如下：1）甘肃酒泉地区启动的千万千瓦风电基地规划，制定目标1100万kW；2）新疆哈密地区规划建设1100万kW；3）内蒙古规划建设5700万kW，其中蒙西2700万kW，蒙东3000万kW；4）河北规划在沿海和北部地区共建设1000万kW；5）吉林规划在西部地区建设2300万kW；6）江苏规划建设1000万kW海上风电基地；7）山东也规划在沿海建设1000万kW。
七个千万千瓦级风电基地规划加上其他省区的规划容量到2020年达到1.5亿kW，到2030年有望达到3.2亿kW。
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