风电在经历了“十一五”的超高速发展之后，正进入一个调整期。“十一五”是中国风电迅速崛起的一段时期，由政府主导的大规模集中开发模式，将中国推向了世界风电装机之冠。正是在这个时期，中国风机制造技术全面提升，国产化率不断提高，风电的全产业链日趋成熟。然而，当发展进入到一个新的历史阶段时，这种模式也带来了难以避免的困境：弃风限电、产能过剩、利润下滑……一系列纷至沓来的问题似乎昭示着风电行业的寒冬已经来临。
“十一五”时期的努力，让中国的风机成本一降再降，技术进步也使原来的风能贫乏区开发风电成为可能。政策、技术与市场的推动，让南方地区日益成为风电行业发展的下一个增长极。便利的并网条件和极低的弃风率，也诱惑着风电企业不断向南方“挺进”。回归理性，寻找出路，或许，在广阔的南方地区，仍然孕育着风电新的历史机遇。
不久前，国家能源局下发了关于“加强风电并网和消纳工作有关要求的通知”(国能新能[2012]135号)。通知中显示，2011年度我国风电弃风限电总量超过100亿千瓦时，“平均利用小时数大幅减少，个别省(区)的利用小时数已经下降到1600小时左右。”通知指出，并网接入与电力消纳是目前影响风电发展的重要因素，“今后，各省(区、市)风电并网运行情况将作为新安排风电开发规模和项目布局的重要参考指标，风电利用小时数明显偏低的地区不得进一步扩大建设规模。”
“风电三峡”不可承受之重
在通知附件中，国家能源局详细列出了2011年各省级电网区域风电的利用小时数。其中，吉林省仅1610小时，成为2011年风电利用小时数最低的省份。而规划的中国八大千万千瓦级风电基地，就有一个位于吉林西部，以2300万千瓦的规划装机容量排在第三位。同样，蒙西、蒙东、甘肃、江苏这些规划中的千万千瓦级风电基地所在地，其风电利用小时数分别为1829、1863、1824和1849，全部低于1900小时。
“去年底采暖季，蒙西地区的弃风率甚至高达30-40%。”内蒙古电力公司(下称“蒙电”)一位熟悉内情的人士向《中国能源报》记者表示，热电机组启动起来后必然挤占风电的发电量，政府部门下达发电量指标后，风电弃风在所难免。内蒙古是能源大区，区内显得“过剩”的风电装机容量一度急于寻找区外的消纳途径，但这一切都因输电通道的匮乏而变得力不从心。以至于在这种特殊的情况下，出现了极为吊诡的事情，一方面是蒙西地区的风电发电量占比不断提高，另一方面风电利用小时数却不断下降。
在去年的一次访谈中，蒙电总经理张福生曾对《中国能源报》记者一再谈起区外消纳通道建设之事。张福生用非常无奈的口吻呼吁，希望通过媒体的力量促进跨区输电项目的审批，但一切都是徒然。位于内蒙古草原上的“风电三峡”就像一个沉重的包袱，让人无法释怀。
风电具有的随机性和间歇性特点，使其无法像其他常规电源那样进行调度和控制，大规模集中开发对电网的安全运行会产生一定负面影响，同时在电源结构配置上要留有调剂的容量。我国电源结构以煤电为主，系统调峰手段有限，风电的大规模集中开发使电网调节更为困难。对于蒙电来说，或许他们宁愿风电少一些，也不愿看到风机闲置，尽管绞尽脑汁地减少弃风率，但有限的市场终难以承受“风电三峡”之重。在中国的电力环境中，弃风限电、资源浪费已成为“风电三峡”的隐痛。
与上述大风电基地相比，南方大部分地区的风电利用小时数普遍较高，如福建高达3096小时，云南达到2440小时，江西和河南也都达到了2300小时以上。把风电并网运行情况作为新安排风电开发规模和项目布局的重要参考指标，无疑在过审批关时这些省份的风电项目将加分不少。
实际上，自去年以来，南方省份通过核准的风电项目明显增多。最近，云南、贵州、湖北、江西、广西、安徽、福建等地都先后有风机并网、风电场开工建设、项目获得核准、签订风电开发协议等消息传出。这也就从侧面印证了风电的发展思路正在悄然发生变化，大批风电开发商南下已成为不争的事实。中国可再生能源学会副理事长孟宪淦向《中国能源报》记者表示，国家能源局“十二五”第二批风电项目核准计划就更多地向南方省份倾斜。
“建电站的目的就是要贡献发电量。‘十一五’新能源的发电量都不够，去年风电浪费了100亿度电，现在一些光伏电站还要轮流发电。大规模集中开发模式和新能源发电的特点不太吻合，新能源发电有断续性和瞬时性，所以在开发利用新能源时还应该注意扬长避短，靠近负荷中心的分布式能源接入系统，比较适合新能源发电。”孟宪淦说。
早在去年，国家能源局就已有所动作，当时“风电三峡”暴露出来的问题已经让不少业内人士担忧，在风电新的发展阶段，政策调整势在必行。国家能源局“关于分散式接入风电开发的通知”(国能新能[2011]226号)在此背景下出台，通知指出：“根据我国风能资源和电力系统运行的特点，借鉴国际先进经验，在规模化集中开发大型风电场的同时，因地制宜、积极稳妥地探索分散式接入风电的开发模式。”
去年国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山、发展改革委能源研究所副所长李俊峰等也都公开表示，为突破并网瓶颈，在风电发展方面，国家在“十二五”期间将改“建设大基地、融入大电网”的模式为“集中+分散”的方式，发展低风速风场，并鼓励分散接入电网。
低风速风电是指风速在6-8米/秒之间，年利用小时数在2000小时以下的风电开发项目，就目前的统计数据来看，全国范围内可利用的低风速资源面积约占全国风能资源区的68%，且接近电网负荷的受端地区。以前这些区域的风电开发，几乎一片空白。
低风速风电场的未来
5月17日，我国第一座大型低速风力发电场—安徽龙源风力发电场的年发电量累积超过4.4亿千瓦时，发电量比建场初期预计多发了0.31亿千瓦时。安徽龙源风电场是我国第一座最大的低速风电项目，装机容量20万千瓦，于2011年5月10日并入国家电网发电。
投产之日，国家能源局新能源和可再生能源司还专程发来贺电，称赞来安风电项目的投产对促进我国内陆低风速省(区、市)的风能资源开发利用具有积极的示范引领作用。国电龙源来安风电场位于安徽省来安县北部低山丘陵地区，共安装了132台单机容量为1500千瓦的超长叶片风力发电机组，该地区年平均风速5.8米/秒。
随着政策变化，众多风电开发商、风机制造企业纷纷调整战略，把开发低速风电作为“十二五”时期的重要发展方向之一。此前早有分析认为，在一、二类风区基本瓜分完毕之后，三、四类风区成为风电行业新一轮投资重点。
按风能资源状况和工程建设条件，我国共分为四类风能资源区，此前国家电监会价财司官员表示，按照风力资源从优到劣，风电上网价格也渐次增高。2009年，国家发展改革委价格司发布《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，将四类风能资源区的风电标杆上网电价分别规定为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。
根据国家气象局有关专家的划分意见，我国风能区划采用三级区划指标体系，年平均有效风能密度大于200W/m2、3-20米/秒风速的年累积小时数大于5000h的划为风能丰富区，用“Ⅰ”表示;150-200W/m2、3-20米/秒风速的年累积小时数在3000-5000h的划为风能较丰富区，用“Ⅱ”表示;50-150W/m2、3-20米/秒风速的年累积小时数在2000-3000h的划为风能可利用区，用“Ⅲ”表示;50W/m2以下、3-20米/秒风速的年累积小时数在2000h以下的划为风能贫乏区，用“Ⅳ”表示。根据这个区划指标体系，Ⅲ、Ⅳ类风能区主要集中在福建、广东、广西、安徽、湖南、湖北、江西、四川和云贵地区。
我国风能实际可利用的50%以上是Ⅲ、Ⅳ类风区，目前全国范围内可利用的低风速资源面积约占全国风能资源区的68%，且接近电网负荷中心。低风速地区风电装机规模的发展目标，也从不足10%提高到20%，在“十二五”规划提出的1亿千瓦风电装机目标中，有2000万千瓦的份额属于低风速风电开发。
去年以来，全国各省(区、市)完成了“风能资源详查和评价工作”的项目验收，这项工作对于南方广大地区来讲意义似乎尤为重大。由于此前在低风速地区的风电开发没有起步，风能资源数据并不完善，通过普查实际上也就为低风速风电场的广泛开发做了大量铺垫工作，为政府部门项目审批、风电场开发商选址立项、风机企业的技术研发等提供了依据。
技术进步的动力
中国福霖风能工程有限公司董事长徐洪亮认为，现在能够开发低风速风电场，主要得益于风机技术水平的提高和风机成本的下降。徐洪亮向记者表示，随着大叶片机组的研发成功，使得Ⅲ、Ⅳ类风能区的风电开发成为可能，风机成本的降低也使得低风速风电场具备盈利能力，从而有力推动了南方广大地区低风速风电场的开发。
“以1.5MW单机容量的风机为例，以前是70型(指风机风轮直径为70米)，后来逐渐增大到77型、82型、86型，直到现在的93型，5.6米/秒的风速都能开发。不久，5.1米/秒、5.2米/秒的风速也都能开发了。”徐洪亮说。他告诉记者，风机风轮直径增大后，能在更低的风速下运行，相应地风电利用小时数就能达到更高。
据了解，5月初在安徽来安投产的一台1.5MW93米风轮超低风速机组，在风速小于2.5米/秒时也可正常启动发电，发电量在原有基础可增长1.12%，年发电量能增加1亿千瓦时。记者了解到，这台风机产自于江阴的远景能源科技有限公司，这家低调的公司在超低风速风机领域的这次技术突破，被认为将结束占我国风资源30%的超低风速地区无法有效开发风电的历史。
4月底，金风科技也公布了一款1.5MW超低风速风机，据金风科技介绍，这款风机风轮直径为93米，额定容量1.5MW，适用于每秒风速6.5米以下，如果年平均风速为5.5米/秒，那么每年可发电2000标准小时以上。同样发力于低风速风机领域的，还有华锐风电、明阳风电、国电联合动力、湘电风能、三一电气等多家公司。早在去年明阳风电董事长张传卫、华锐风电副总陶刚都曾在公开场合表示，将尤其注重低风速风机的研发工作。去年底，华锐风电主持的国家科技部“863计划”项目《1.5兆瓦低风速风力发电机组关键技术开发和整机研制》课题通过了验收。
通过“十一五”时期的高速发展，风机成本已经大幅下降，4年前，风机报价还高达6500元/千瓦，但现在已低于3500元/千瓦。成本的降低使低风速风电场的开发变得有利可图，风电场开发商没有了后顾之忧。虽然目前低风速风机造价比普通风机高，低风速风电场投资比普通风电场要高约5%，但由于低风速区都靠近负荷中心，道路运输、建设条件都相对优越，而且接近消纳中心，传输成本降低了，风机上网也能得到充分保证，基本不存在弃风问题，这就保证了稳定的投资收益率，项目综合效益要优于高风速区风电场项目。
“去年以来，我们参与的风电项目都在南方地区，有20、30个之多。”徐洪亮说。徐洪亮认为，经过前几年的大规模集中开发，风电行业已进入下行通道，可能需要2-3年的调整期，但到“十二五”后期，风电仍将会迎来新的大发展。
