由于风资源较差、地形复杂、补偿成本较高等因素的存在，第Ⅳ类风资源区的风电项目对发电商的建设管理能力提出了更高的要求，且随着第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风资源区电价的下降，部分地区将失去投资价值，中国风电建设布局或将发生改变。

　　2014年12月31日，国家发改委下发《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》(下称“《通知》”)，明确对陆上风电继续实行分资源区的标杆上网电价政策，并将第Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ类资源区风电标杆上网电价下调0.02元/千瓦时，第Ⅳ类资源区风电标杆上网电价保持不变。

　　调整后的四类资源区风电标杆上网电价分别为0.49、0.52、0.56和0.61元/千瓦时。

　　与2014年9月“陆上风电价格座谈会”通报的调价设想方案相比，最终出台的调价方案降幅较小，据悉，“座谈会”调整方案建议的四类资源区标杆上网电价分别为0.47、0.5、0.54、0.59元/千瓦时。

　　部分地区渐失投资价值

　　在电价靴子落地的一刻，发电集团即开始计算利润下降的幅度。据中国风能协会观察，部分地区将失去投资价值，而山西、安徽等第Ⅳ类风资源区会迎来快速发展局面。

　　根据主要风力发电集团年度报告的数据，中国风电平均每年运行1903小时，平均含税电价0.568元/千瓦时，陆上风电平均生命周期为20年，以资本金20%、银行贷款80%、贷款期限15年、贷款利率7.2%测算，在电价调整前，各发电集团投资风电场的内部收益率为10.77%，其中，前十年的净收益率为7.43%，略高于银行贷款利率。

　　如果降价0.02元/千瓦时，则内部收益率从10.77%降至9.21%，资产净收益率从7.43%下降至5.79%。分别降低了1.56和1.64个百分点。

　　北京计鹏信息咨询公司的计算更加细化，其分别测算了降价对第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风资源区的影响。

　　计鹏信息咨询公司以装机容量50MW、单位造价8000元/千瓦、成本费用770/千瓦、每年发电小时数2100小时测算，第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风资源区风电项目的全部投资内部收益率分别下降0.69%、0.66%、0.64%，而资本金内部收益率分别下降了2.14%、2.25%、2.3%。

　　“第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风资源区中部分地区的收益率将低于银行贷款利率，这意味着，部分风电项目将不再具有投资价值。”中国风能协会认为。

　　事实上，国家发改委的调价政策具有明显的指向性，由于电价水平较高，未来，第Ⅳ类风资源区的投资价值将得以凸显，按规定，第Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类风资源区外的所有地区均为Ⅳ类风资源区，主要集中于中国的中、南部广大地区，包括山西、安徽、云南、贵州等诸多省份。

    　低风速开发考验发电公司测风能力

　　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三类地区，业界常将第Ⅳ类风资源区笼统地称为为低风速地区。

　　风资源状况不佳是低风速地区最大的特点，据龙源电力在安徽的测风数据显示，安徽的年平均风速仅有6米/秒，远低于“三北”地区，并且平均每年仅有1700小时的发电时间。这里曾在2009年被业界称为风电开发的“鸡肋”，皖能电力曾在考察完安徽的情况后，放弃了开发。

　　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，其中云南省山区面积占全省总面积96%。

　　2011年5月，龙源电力安徽公司在来安县建成投产20万千瓦低风速风电场，其安徽公司负责人保伟中发现，在地形复杂、植被茂密的安徽内陆，风电机组安装位置相差几米就会极大地影响发电量，对发电公司的测风能力提出了很高要求。

　　由于山地众多，风电机组的运输成为发电公司需要克服的普遍困难，在云南和贵州，大多数风电机组均安装于海拔2000米以上山头，“我们几乎是一公里一公里炸开的。”龙源贵州风电项目负责人说，“一个山头一台风机，每个山头都要修路上去，总共一百多公里的山路开凿。”

　　在低风速地区开发风电项目，关键看成本控制得好不好。这一成本除了修路炸山外，还包括对当地农民的林业补偿，据龙源电力安徽公司负责人介绍，安徽凤阳、定远两地极为突出，补偿费用随着高铁占地而水涨船高，一个5万千瓦的风电场，总投资不到4亿元，但林地补偿就要花去2000万元，占总投资的5%。

　　即使存在诸多困难，但由于低风速地区电价高、限电少，其开发风电的前景仍被业界看好，事实上，只要在控制成本的前提下尽力提高发电量，第Ⅳ类风资源区的风电项目是可以保持盈利的。据悉，安徽来安风电场投产以来，每年可以保证数千万元的利润。

      大规模抢装潮不会出现

　　无论是光伏，还是风电，几乎每次电价的调整都会带来“抢装潮”，但此次调价留出了较为宽裕的建设时间，业内预测，大规模的抢装潮将不会出现。

　　根据《通知》，新电价政策适用于2015年1月1日以后核准，以及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的风电项目。这意味着，对于前三类风资源区，政策出台前已经核准的项目还有1年的建设期，对于风电建设而言，这一期限较为从容。

　　根据风能协会的数据，已经核准的风电项目中将近一半为第Ⅳ类风资源区项目，故尽管会出现抢装现象，但几年前的抢装潮不会发生。

　　虽然文件强调了补贴政策结算和确保政策执行到位，但也留下了不小的悬念，新电价政策的执行期限仍未明确。

　　电价是风电行业最重要的支持政策，其连续性和稳定性直接关系到企业投资决策，事实上，没有预期或者频繁变动，是投资方最不愿看到的情况。

　　不过，对于下调风电上网电价，中国风能协会认为无法体现能源结构调整的清洁化目标。

　　据悉，风电的补贴资金远远少于污染更大的煤电，2013年，用于风电的补贴资金为200亿元，至2015年，这一金额上升至300亿元，但仍旧难以与煤电相提并论。

　　如果按2013年全口径煤电发电量计算，仅脱硫、脱硝、除尘三项公开补贴资金即达到1131亿元。中国风能协会认为，如果将煤电的外部成本计算在内，早已达到了“风火同价”的目标。