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我国风电在过去十余年里快速发展，已经成为世界第一大风电装机国，累计装机容量从2006年的2.5GW增加到了2015年底的145GW，年平均增速达到50%。由于风电成本无法与火电、水电等传统能源相竞争，如此快速的发展主要得益于政府政策支持。以2005年《可再生能源法》的颁布为开端，我国陆续出台了诸多支持可再生能源法发展的政策措施，形成了较为完备的法律政策体系，这些政策主要包括：
上网政策：《可再生能源法》明确规定，国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。这意味着，在保证电网安全的前提下，合法成立的可再生能源发电企业的所有发电量应由电网全额收购。随着“弃风”现象不断加剧以及我国电力市场新一轮改革的开启，2016年上半年国家发改委发布《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》，对全额保障性收购做出了更为具体的定义：“可再生能源发电全额保障性收购是指电网企业（含电力调度机构）根据国家确定的上网标杆电价和保障性收购利用小时数，结合市场竞争机制，通过落实优先发电制度，在确保供电安全的前提下，全额收购规划范围内的可再生能源发电项目的上网电量。”
电价政策：中国风电定价政策的演变大致可以分为三个阶段。第一个阶段是2003年以前的核准电价制度，当时风电装机总量很低，国家主管机构对风电项目电价进行逐个核准。第二个阶段是2003年到2008年之间招标电价和核准电价并存。中央政府对大规模风电场组织特许权招标，将竞争机制引入风电场开发，以市场化方式确定风电上网电价，通过签订长期合同保障电力销售和上网电价。之后，中标价格成为有此经验的省份建设新风电项目的基础。对于那些没有招标经验的省份仍然沿用了核准电价。在此期间，区域之间风电价格差异较大，低至0.38元，高至0.8元每千瓦时（Qiu和Anadon，2012）。第三个阶段是从2009年开始实行的固定上网电价制度. 全国按风能资源状况和工程建设条件分为四类风能资源区，相应制定标杆上网电价（图1）。风电标杆电价高出火电标杆电价的部分由财政进行补贴，资金来源主要是可再生能源电价附加。
税收政策：风电场享受多重税收减免政策。主要包括所得税“三年三减半”，即风电场前三年运营期间完全免除所得税，之后的三年免除一半的所得税；增值税享受即征即退50%的政策，2009年增值税改革允许将中间成本和固定投资作为税收扣除项，大幅降低了风电场税收负担。
风电发展区域失衡，支持政策充当何种角色？
与全国风电装机总量快速增加相伴的另一个现象是风电发展严重的区域不平衡。虽然从2010年以来几乎所有的省份都有风电装机，但装机集中在风能资源丰富的三北地区（华北、东北和西北）。 图2为我国2015年累计风电装机并网容量的省域分布。“三北”八省份（内蒙古，新疆，河北，甘肃，宁夏和东北三省）累计装机量占全国总容量的三分之二以上。
风电发展区域不均衡，尤其是装机主要分布在西部和北部省份、远离东部用电负荷地区，直接的后果是我国居高不下的弃风率。根据能源局公布数据，2011-2015年间我国弃风率最低为8%，而最高达17%（图3），而2015年德国和美国德州弃风率为1%和0.5%。高弃风率带来巨大资源浪费，虽然我国风电并网装机量是美国的接近两倍（145GW vs.75GW），但发电量却低于美国（1860亿KWH亿vs.1900亿KWH）。主要限电地区无疑集中于风电装机较多而又远离东部用电负荷的省份，2015年甘肃省、新疆和吉林三省弃风率高达39%，32%和32%（图4）。
是什么原因造成了我国风电发展区域间的不平衡？最为常见的解释是风力资源分布的不平衡造成的。我国风电资源丰富，潜在可利用风能超过5500GW（中国气象局，2014），但区域分布非常不均衡。政府和学术界都对我国风力资源以及风电开发潜力进行过研究，这里我引用He and Kammen（2014）对我国各省风电装机潜力的估计结果，如表1所示。可以看出，省级层面风电开发潜力差异巨大，从少于1GW到超过600GW，并且中国北部（内蒙古，黑龙江，吉林，辽宁）和部分西部（西藏，新疆，青海，甘肃）的广大地区风能尤其丰富。但是，地区之间风能分布的差异并不能很好地解释风能发展的巨大地区差异，风能资源利用率从不足1%到超过100%。即使在风力资源潜力比较相似的省份，实际装机容量差异也可能很大。
另外一个更加令人费解的问题是为什么在风能资源丰富的地区从2009年就开始出现严重“弃风”现象，装机规模还持续高速增加？
以甘肃为例，2011年和2012年弃风率高达11.7%和24%，但是到2015年装机容量比2012年又翻了一番，单个省份风电装机容量占全国总装量近10%，风电发展区域不均衡进一步加剧。
