争论一年的陆上风电标杆上网电价调整终于在新一年的第一个月尘埃落定———第I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分钱，第IV类资源区 (业界常称为低风速地区)标杆价格维持现行水平不变。
这意味着，电价调整后，一部分风电项目吸引投资的能力将会有所下降，而这3类风资源区目前恰好是我国弃风限电和开发企业亏损较严重的地区。与此相对的是，山西、安徽、云南、贵州、福建等风能资源较好、项目存量较大的第IV类资源区的投资价值将得以凸显。
让我们再来品味一下国家发展改革委正式下发 《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》之后，给出的除风电设备价格和项目开发成本下降以外的电价下调理由：局部地区出现了风力发电增长与消纳不匹配的情况，“三北”地区弃风限电问题较为突出。针对这些情况，此次通过适当控制降价幅度、差别化调整各资源区电价水平、对已核准项目给予一定建设宽限期等措施，既可以保证风电投资者获得合理收益，又可以有效引导风电产业投资和项目合理布局，提高国家可再生能源电价附加资金补贴效率，促进风电行业健康持续发展。
不难看出，除了成本下降等客观因素，此次陆上风电电价调整还传达出另外一层深意，即合理引导风电投资。具体来说就是，控制风电大基地装机节奏，支持风能资源不太丰富的中东部地区发展低风速风电场，倡导分散式开发。
据悉，低风速风电一般是指风速在6~8米/秒之间的弱风区。就目前的统计数据来看，我国可利用的低风速资源面积约占全国风能资源区的68%。更为关键的是，低风速区相比“三北”地区更接近电网负荷的受端地区，无“弃风”之虞，机组基本都可满发，这就能保证项目的稳定投资收益率。 从刚刚发布的2014年全国各省风电年平均利用小时数来看，超过2000小时的省份除新疆以外均为第IV类资源区。这意味着，考虑目前依然还存在的送出受限和弃风问题的影响后，风资源状况较差的低风速地区利用小时数远高于风资源条件好的地区。
虽然第IV类风资源区的投资价值因电价得以凸显，但其开发难度却远高于前3类地区。除了风资源较差外，第IV类风资源区难以找到成片的开发区域，如云南、贵州、安徽、山西等地，山地众多、地形复杂，风电机组的运输和安装成为风电开发商需要克服的普遍困难。
此外，由于低风速地区的环境特殊性，对风机的技术和配置也提出了更高要求。
紧随风电场开发步伐，近年来国内外风电设备制造商也纷纷开始在研制低风速风电机型上发力，通过加长叶片直径和增高塔架高度捕获更多的风能，进而提升低风速环境下的风能利用率。从以前风机切入风速4米/秒左右降低到3米/秒以内，目前直驱风机最低可以降到2.3米/秒，这对低风速地区的风电开发提供了良好的技术支撑和产品保障。
尽管低风速机组的单位功率设备造价有所上升，但单位能量成本却可能下降。这也是风电行业更加看重风电全生命周期度电成本，在高风速区域装机相对饱和情况下向市场靠拢的表现。
目前，降低塔架和叶片的成本是低风速风电开发技术的重点。我们都了解，价格战，曾经对我国风电市场的整机制造商和供应链造成过多大的伤害，这种影响持续到现在，甚至隐藏在今后近20年的风机全生命周期中。风机制造商必须对当前风电机组的设计进行创新，降低整机制造成本，新型高效的叶片、更高轮毂高度的低成本塔架等技术应得到充分的重视和应用，以保证合理的行业利润。否则，难保不会出现新一轮风机质量隐患。
