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以我国风电规模化发展较为典型的内蒙古地区为例，截至2012年，内蒙古全网投产容量将接近1100万kW，运行容量基本达到了全网容量的20%，已成为电网的主力电源。研究表明，各个风电场出力10min变化在装机容量的20%之内的概率大于95%，而在其装机容量的30%之内的概率超过99%。风电出力10min变化最大330MW。风电场反调峰概率为43.79%，正调峰概率为56.21%。当风电出力达到80%额定值水平时，在进行了约为风电容量30%的额外容性无功补偿的情况下，系统电压水平仍然很低，还需进行大量的容性补偿方能满足运行要求，而风电场无法做到动态调节。为此，内蒙古通常采用夜间拉闸限电的措施来解决风电的反调峰特性。在大量风电场并网后，在电网发生故障的情况下，会出现暂态电压持续跌落最后发生电压崩溃的现象。这种现象在风电场升压站和风电并网点最为严重，如果同时伴随大范围的潮流转移则会引起与风电场电气距离较近的火力发电机组功角失去稳定。这些情况表明，加入大规模储能系统很有必要。
吉林省也是我国风电规模化发展较为典型的一个省份，截至目前风电装机容量已达到140万kW，占吉林省调直调装机容量的12%，吉林省最大负荷的20%，最小负荷的34%。吉林电网运行的现状是：负荷峰谷差大，最大峰谷差约为2000MW。在冬季供热期，由于电网中供热机组装机容量比例大（占总装机容量的54%），备用容量不足，造成负荷高峰时段出力调不上去，低谷时段出力减不下来，负荷高峰时段电网仅有100MW左右旋转备用容量，负荷低谷时段电网基本没有调峰能力。如果风力发电机组大量接入电网，在供热期，特别在低谷时段，电网将没有足够的调峰容量来平衡风力发电所引起的大幅度功率波动。白城地区电网位于吉林电网的西北部，电网结构薄弱，一方面，外送电力因220kV联络线“卡脖子”已经受到了限制。另一方面，该地区电网与吉林主网联系薄弱，随着风电规模的增加，系统电压水平下降，送出线路过载问题更加突出，已经严重影响到系统的安全稳定运行和可靠供电。由于长山热电厂送出断面潮流的增加，使白城地区电网的系统暂态稳定水平降低。另外，白城地区内部的白洮电网仅通过两回220kV线路与长山热电厂相连，如果网内的风电场满发，还存在任一线路发生 N -1故障跳闸引起剩余线路严重过载的问题。随着风力发电机组大量接入，电网安全稳定运行面临巨大压力，迫切需要借助大规模储能系统来缓解这一矛盾。
风电固有的能量密度低、随机性、间歇性特点，导致其规模化并网危及电网运行的安全稳定，对电网调频和备用容量规划带来很大挑战，从而造成目前各大风电场弃风现象严重，严重影响经济效益。2011年我国发生了四起典型风力发电机组大规模脱网事故，造成了我国局部电网频率的较大跌落。甘肃酒泉、河北张家口等地区相继发生频率漂移事故，频率最低降至49.815Hz，几乎接近电力系统安全稳定运行极限，对电网的可靠稳定运行构成了重大威胁。东北风电具有明显的反调峰特性，对风电场实施限电，仅2010年东北电网限电量约900GW·h。2011年全国风电限电约15亿kW·h。全国各主要风电基地平均限电量占风电总发电量的比重均超过10%以上，黑龙江、吉林等地则超过20%。