風電在經歷了“十一五”的超高速發展之后，正進入一個調整期。“十一五”是中國風電迅速崛起的一段時期，由政府主導的大規模集中開發模式，將中國推向了世界風電裝機之冠。正是在這個時期，中國風機制造技術全面提升，國產化率不斷提高，風電的全產業鏈日趨成熟。然而，當發展進入到一個新的歷史階段時，這種模式也帶來了難以避免的困境：棄風限電、產能過剩、利潤下滑……一系列紛至沓來的問題似乎昭示著風電行業的寒冬已經來臨。

　　“十一五”時期的努力，讓中國的風機成本一降再降，技術進步也使原來的風能貧乏區開發風電成為可能。政策、技術與市場的推動，讓南方地區日益成為風電行業發展的下一個增長極。便利的并網條件和極低的棄風率，也誘惑著風電企業不斷向南方“挺進”。回歸理性，尋找出路，或許，在廣闊的南方地區，仍然孕育著風電新的歷史機遇。

　　不久前，國家能源局下發了關于“加強風電并網和消納工作有關要求的通知”（國能新能[2012]135號）。通知中顯示，2011年度我國風電棄風限電總量超過100億千瓦時，“平均利用小時數大幅減少，個別省（區）的利用小時數已經下降到1600小時左右。”通知指出，并網接入與電力消納是目前影響風電發展的重要因素，“今后，各省（區、市）風電并網運行情況將作為新安排風電開發規模和項目布局的重要參考指標，風電利用小時數明顯偏低的地區不得進一步擴大建設規模。”

　　“風電三峽”不可承受之重

　　在通知附件中，國家能源局詳細列出了2011年各省級電網區域風電的利用小時數。其中，吉林省僅1610小時，成為2011年風電利用小時數最低的省份。而規劃的中國八大千萬千瓦級風電基地，就有一個位于吉林西部，以2300萬千瓦的規劃裝機容量排在第三位。同樣，蒙西、蒙東、甘肅、江蘇這些規劃中的千萬千瓦級風電基地所在地，其風電利用小時數分別為1829、1863、1824和1849，全部低于1900小時。

　　“去年底采暖季，蒙西地區的棄風率甚至高達30-40%。”內蒙古電力公司（下稱“蒙電”）一位熟悉內情的人士向《中國能源報》記者表示，熱電機組啟動起來后必然擠占風電的發電量，政府部門下達發電量指標后，風電棄風在所難免。內蒙古是能源大區，區內顯得“過剩”的風電裝機容量一度急于尋找區外的消納途徑，但這一切都因輸電通道的匱乏而變得力不從心。以至于在這種特殊的情況下，出現了極為吊詭的事情，一方面是蒙西地區的風電發電量占比不斷提高，另一方面風電利用小時數卻不斷下降。

　　在去年的一次訪談中，蒙電總經理張福生曾對《中國能源報》記者一再談起區外消納通道建設之事。張福生用非常無奈的口吻呼吁，希望通過媒體的力量促進跨區輸電項目的審批，但一切都是徒然。位于內蒙古草原上的“風電三峽”就像一個沉重的包袱，讓人無法釋懷。

　　風電具有的隨機性和間歇性特點，使其無法像其他常規電源那樣進行調度和控制，大規模集中開發對電網的安全運行會產生一定負面影響，同時在電源結構配置上要留有調劑的容量。我國電源結構以煤電為主，系統調峰手段有限，風電的大規模集中開發使電網調節更為困難。對于蒙電來說，或許他們寧愿風電少一些，也不愿看到風機閑置，盡管絞盡腦汁地減少棄風率，但有限的市場終難以承受“風電三峽”之重。在中國的電力環境中，棄風限電、資源浪費已成為“風電三峽”的隱痛。

　　調整策略風電南下

　　與上述大風電基地相比，南方大部分地區的風電利用小時數普遍較高，如福建高達3096小時，云南達到2440小時，江西和河南也都達到了2300小時以上。把風電并網運行情況作為新安排風電開發規模和項目布局的重要參考指標，無疑在過審批關時這些省份的風電項目將加分不少。

　　實際上，自去年以來，南方省份通過核準的風電項目明顯增多。最近，云南、貴州、湖北、江西、廣西、安徽、福建等地都先后有風機并網、風電場開工建設、項目獲得核準、簽訂風電開發協議等消息傳出。這也就從側面印證了風電的發展思路正在悄然發生變化，大批風電開發商南下已成為不爭的事實。中國可再生能源學會副理事長孟憲淦向《中國能源報》記者表示，國家能源局“十二五”第二批風電項目核準計劃就更多地向南方省份傾斜。

　　“建電站的目的就是要貢獻發電量。‘十一五’新能源的發電量都不夠，去年風電浪費了100億度電，現在一些光伏電站還要輪流發電。大規模集中開發模式和新能源發電的特點不太吻合，新能源發電有斷續性和瞬時性，所以在開發利用新能源時還應該注意揚長避短，靠近負荷中心的分布式能源接入系統，比較適合新能源發電。”孟憲淦說。

　　早在去年，國家能源局就已有所動作，當時“風電三峽”暴露出來的問題已經讓不少業內人士擔憂，在風電新的發展階段，政策調整勢在必行。國家能源局“關于分散式接入風電開發的通知”（國能新能[2011]226號）在此背景下出臺，通知指出：“根據我國風能資源和電力系統運行的特點，借鑒國際先進經驗，在規模化集中開發大型風電場的同時，因地制宜、積極穩妥地探索分散式接入風電的開發模式。”

　　去年國家能源局新能源和可再生能源司副司長史立山、發展改革委能源研究所副所長李俊峰等也都公開表示，為突破并網瓶頸，在風電發展方面，國家在“十二五”期間將改“建設大基地、融入大電網”的模式為“集中＋分散”的方式，發展低風速風場，并鼓勵分散接入電網。

　　低風速風電是指風速在6-8米/秒之間，年利用小時數在2000小時以下的風電開發項目，就目前的統計數據來看，全國范圍內可利用的低風速資源面積約占全國風能資源區的68%，且接近電網負荷的受端地區。以前這些區域的風電開發，幾乎一片空白。

　　低風速風電場的未來

　　5月17日，我國第一座大型低速風力發電場—安徽龍源風力發電場的年發電量累積超過4.4億千瓦時，發電量比建場初期預計多發了0.31億千瓦時。安徽龍源風電場是我國第一座最大的低速風電項目，裝機容量20萬千瓦，于2011年5月10日并入國家電網發電。

　　投產之日，國家能源局新能源和可再生能源司還專程發來賀電，稱贊來安風電項目的投產對促進我國內陸低風速省（區、市）的風能資源開發利用具有積極的示范引領作用。國電龍源來安風電場位于安徽省來安縣北部低山丘陵地區，共安裝了132臺單機容量為1500千瓦的超長葉片風力發電機組，該地區年平均風速5.8米/秒。

　　隨著政策變化，眾多風電開發商、風機制造企業紛紛調整戰略，把開發低速風電作為“十二五”時期的重要發展方向之一。此前早有分析認為，在一、二類風區基本瓜分完畢之后，三、四類風區成為風電行業新一輪投資重點。

　　按風能資源狀況和工程建設條件，我國共分為四類風能資源區，此前國家電監會價財司官員表示，按照風力資源從優到劣，風電上網價格也漸次增高。2009年，國家發展改革委價格司發布《關于完善風力發電上網電價政策的通知》，將四類風能資源區的風電標桿上網電價分別規定為每千瓦時0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。

　　根據國家氣象局有關專家的劃分意見，我國風能區劃采用三級區劃指標體系，年平均有效風能密度大于200W／m2、3-20米／秒風速的年累積小時數大于5000h的劃為風能豐富區，用“Ⅰ”表示；150-200W／m2、3-20米／秒風速的年累積小時數在3000-5000h的劃為風能較豐富區，用“Ⅱ”表示；50-150W／m2、3-20米／秒風速的年累積小時數在2000-3000h的劃為風能可利用區，用“Ⅲ”表示；50W／m2以下、3-20米／秒風速的年累積小時數在2000h以下的劃為風能貧乏區，用“Ⅳ”表示。根據這個區劃指標體系，Ⅲ、Ⅳ類風能區主要集中在福建、廣東、廣西、安徽、湖南、湖北、江西、四川和云貴地區。

　　我國風能實際可利用的50%以上是Ⅲ、Ⅳ類風區，目前全國范圍內可利用的低風速資源面積約占全國風能資源區的68%，且接近電網負荷中心。低風速地區風電裝機規模的發展目標，也從不足10%提高到20%，在“十二五”規劃提出的1億千瓦風電裝機目標中，有2000萬千瓦的份額屬于低風速風電開發。

　　去年以來，全國各省（區、市）完成了“風能資源詳查和評價工作”的項目驗收，這項工作對于南方廣大地區來講意義似乎尤為重大。由于此前在低風速地區的風電開發沒有起步，風能資源數據并不完善，通過普查實際上也就為低風速風電場的廣泛開發做了大量鋪墊工作，為政府部門項目審批、風電場開發商選址立項、風機企業的技術研發等提供了依據。

　　技術進步的動力

　　中國福霖風能工程有限公司董事長徐洪亮認為，現在能夠開發低風速風電場，主要得益于風機技術水平的提高和風機成本的下降。徐洪亮向《中國能源報》記者表示，隨著大葉片機組的研發成功，使得Ⅲ、Ⅳ類風能區的風電開發成為可能，風機成本的降低也使得低風速風電場具備盈利能力，從而有力推動了南方廣大地區低風速風電場的開發。

　　“以1.5MW單機容量的風機為例，以前是70型（指風機風輪直徑為70米），后來逐漸增大到77型、82型、86型，直到現在的93型，5.6米/秒的風速都能開發。不久，5.1米/秒、5.2米/秒的風速也都能開發了。”徐洪亮說。他告訴記者，風機風輪直徑增大后，能在更低的風速下運行，相應地風電利用小時數就能達到更高。

　　據了解，5月初在安徽來安投產的一臺1.5MW93米風輪超低風速機組，在風速小于2.5米/秒時也可正常啟動發電，發電量在原有基礎可增長1.12%，年發電量能增加1億千瓦時。記者了解到，這臺風機產自于江陰的遠景能源科技有限公司，這家低調的公司在超低風速風機領域的這次技術突破，被認為將結束占我國風資源30%的超低風速地區無法有效開發風電的歷史。

　　4月底，金風科技也公布了一款1.5MW超低風速風機，據金風科技介紹，這款風機風輪直徑為93米，額定容量1.5MW，適用于每秒風速6.5米以下，如果年平均風速為5.5米/秒，那么每年可發電2000標準小時以上。同樣發力于低風速風機領域的，還有華銳風電、明陽風電、國電聯合動力、湘電風能、三一電氣等多家公司。早在去年明陽風電董事長張傳衛、華銳風電副總陶剛都曾在公開場合表示，將尤其注重低風速風機的研發工作。去年底，華銳風電主持的國家科技部“863計劃”項目《1.5兆瓦低風速風力發電機組關鍵技術開發和整機研制》課題通過了驗收。

　　通過“十一五”時期的高速發展，風機成本已經大幅下降，4年前，風機報價還高達6500元/千瓦，但現在已低于3500元/千瓦。成本的降低使低風速風電場的開發變得有利可圖，風電場開發商沒有了后顧之憂。雖然目前低風速風機造價比普通風機高，低風速風電場投資比普通風電場要高約5%，但由于低風速區都靠近負荷中心，道路運輸、建設條件都相對優越，而且接近消納中心，傳輸成本降低了，風機上網也能得到充分保證，基本不存在棄風問題，這就保證了穩定的投資收益率，項目綜合效益要優于高風速區風電場項目。

　　“去年以來，我們參與的風電項目都在南方地區，有20、30個之多。”徐洪亮說。徐洪亮認為，經過前幾年的大規模集中開發，風電行業已進入下行通道，可能需要2-3年的調整期，但到“十二五”后期，風電仍將會迎來新的大發展。