2008年全国风能资源详查和评价结果显示，我国陆上风能资源丰富区主要分布在东北、内蒙古、华北北部、甘肃酒泉和新疆北部、云贵高原、东南沿海地区。以70m高度风能资源技术可开发量为例，内蒙古最大，约为15亿千瓦，其次是新疆和甘肃，分别为4亿千瓦和2.4亿千瓦。此外，黑龙江、吉林、辽宁、河北北部，以及山东、江苏和福建等地沿海区域风能资源丰富地区面积大，适宜规划建设大型风电基地。我国中部内陆地区的山脊、台地、江湖河岸等特殊地形也有较好的风能资源分布，适宜开发利用分散式风电。
图1 全国10m高度风功率密度等值线图
由全国10m高度风功率密度等值线图(图1)可见，我国风能资源丰富区(东南沿海及其附近岛屿、新疆北部、内蒙古全境、甘肃北部、“三北”地区)10m高度年有效风能密度都能达到200W/m2-300W/m2。目前这类地区的风能资源开发程度较高。相对于这些地区之外，除了部分高山和湖泊周围风能资源较丰富外，其他地区风功率密度都在150W/m2以下。
通常行业内将风电机组轮毂高度处年平均风速小于6m/s，年平均风功率密度在200W/m2以下的风电场称为低风速风电场。
据统计，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%，且均接近电网负荷的受端地区，市场前景广阔。随着风能资源丰富的风电场越来越少，而适用于低风速地区的风电机型则越来越多，低风速风电场的开发正逐步进入发展期。目前开发低风速风电场热门的省份有江苏、安徽、河南、湖南、江西、广西和广东等。
低风速风电场的定义
低风速风电场的概念尚未有统一的定义，参考部分文献后，较客观的表述可为：低风速风电项目是指风电机组轮毂高度上年平均风速在5.3m/s-6.5m/s之间，年利用小时数在2000h以下的平原或相应风功率密度的高原区域内可开发风电的项目，其一年内风速介于3m/s-7m/s的频率较高。
目前随着低风速风电机组的技术水平提升，年平均风速达到6.0m/s以上，风电机组年发电利用小时数基本可以达到2000h。根据近两年风电项目投资造价情况分析，年利用小时数达到2000h以上的风电项目都有不错的盈利能力，年利用小时数达到1800h则大多数风电项目资本金财务内部收益率可以达到8%的要求。而年平均风速小于5.5m/s时，风电项目将面临较大的投资风险。所以从风电开发商立场考虑，其关注的低风速风电项目年平均风速基本在5.5m/s-6.0m/s之间，年利用小时数在1800h-2000h之间。
低风速风电项目实例
一、项目概况
该风电项目位于安徽省巢湖南岸低山丘陵地区，场址区内由多条南北向山梁构成，风电场内机组主要依靠山脊走势呈南北布置。风电场平均高程在59m-198m之间。
风电场场址区域80m高度年平均风速为5.4m/s，风功率密度165.3W/m2;50年一遇10min平均最大风速为29.94m/s，宜选用安全等级为IEC IV(C)类及以上风电机组，风电场安全等级较小。风电场位置及地形见图2。
图2 安徽巢湖某风电场地形图
二、机型选择
由于风电场安全等级较小，可以选用国内安装数量较多、技术较成熟的几种低风速风电机组，机型参数见表1。
表1 几种应用较多的低风速风电机组参数表
三、数据处理
风电场场址区域内有一座80m高度测风塔，测风数据已满一年，年平均风速5.4m/s。通过对该套数据进行同比例放大及缩小，将年平均风速折算成5.0m/s-5.9m/s、间隔0.1m/s，共获得十套风能资源数据。采用WAsP软件按照不同的年平均风速成果计算威布尔拟合参数A、k值和各风电机组机型对应的理论发电量。
风电场年上网电量是在理论发电量的基础上，考虑风电机组利用率、气候影响、空气密度、功率曲线保证率、尾流影响、控制和湍流、风电机组叶片污染、风电场场用电线损等因素和软件计算误差的影响，对其进行修正，得出风电场年上网电量。按照该风电场特征计算了风电场上网电量综合折减系数，并计算年上网发电量及风电场年利用小时数。
A、k值及年利用小时数成果见表2。各项折减系数取值按照工程经验估算，见表3。风电场年利用小时数为上网电量/装机容量。
表2 各机型在不同风速下的年等效利用小时数
表3 案例风电场综合折减系数计算
由表2可得，发电量和单位容量下的扫风面积成正比关系，由于WTG-4机型单位容量下的扫风面积较大，捕捉风能的效率较高，所以年上网电量等效利用小时数较高。风电机组的启动风速和额定风速越低，则更适应低风速风电场，发电量相应有更大优势。
四、项目效益分析
根据国家能源局发布的《中国风电建设统计评价报告2014》显示，位于华东低山丘陵地区风电场投资成本约在9000元/kW。国家发展改革委《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》明确了2016年和2018年标杆电价，对应四类风能资源地区具体执行标准如下：
(1)2016年、2018年等年份1月1日以后核准的陆上风电项目分别执行0.60元/kWh、0.58元/kWh的上网标杆电价。
(2)2年核准期内未开工建设的项目不得执行该核准期对应的标杆电价。
(3)2016年前核准的陆上风电项目但于2017年底前仍未开工建设的，执行2016年上网标杆电价。
因此，案例项目的上网标杆电价在0.60元/kWh和0.58元/kWh时分别测算其资本金财务内部收益率。另外还考虑了案例项目的造价水平、发电量及各项取费标准进行测算。根据国家现行财税制度和现行价格，按国家发展改革委和建设部颁发的《建设项目经济评价方法与参数》(第三版)进行费用和效益计算，考察项目的获利能力、清偿能力等财务状况，以判断其在财务上的可行性。判断风电项目可行的重要参数是项目资本金财务内部收益率(税后，下同)要达到8%以上。各机型在不同风速条件下项目资本金财务内部收益率结果见表4、表5。
表4 电价为0.60元/kWh时各机型收益表
表5 电价为0.58元/kWh时各机型收益表
根据表4和表5的结果可得：
(1)若是采用WTG-1和WTG-3机型，在2016年电价政策下，要达到项目资本金财务内部收益率8%的要求，需要项目年平均风速达到5.4m/s-5.5m/s;在2018年电价政策下，要达到项目资本金财务内部收益率8%的要求，需要项目年平均风速达到5.6m/s。
(2)若是采用WTG-4机型，在两种电价政策下，在年平均风速只要达到5.3m/s，项目资本金财务内部收益率就能达到8%，但是该机型目前尚未大规模应用。
(3)同时测算出，在2016年电价政策下，风电场利用小时数需达到1800h以上;在2018年电价政策下，则需达到1900h以上。对于案例项目而言，风电场实际年平均风速为5.4m/s，宜选用WTG-4机型，年发电量等效利用小时数2005h时。经测算项目若能在2016年核准并如期开工建设，全部全投资财务内部收益率(税前)8.65%，资本金财务内部收益率(税后)11.43%，投资回收期9.2年。
结论
本文通过我国东南地区某低风速风电场案例，讨论了在目前风电机组制造水平下投资低风速风电场的必要条件。
(1)低风速风电场年平均风速需达到5.3m/s以上，且年利用小时数需达到1800h以上，项目才适合投资。
(2)在最新的风电上网标杆电价标准情况下，低风速风电场需满足年平均风速达到5.5m/s以上才有较多的可选机型，使得项目资本金财务内部收益率满足8%的要求，这样才能保证项目开发风险较低。
(3)在年平均风速达到5.3m/s的情况下，目前也有较合适的机型可选，使得低风速风电项目基本实现投资收益目标，但是目前此类机型尚未大规模安装应用，有待进一步验证。
(4)低风速风电场开发需要选择的机型有如下特点：较大的单位容量扫风面积、较低的启动风速和额定风速。
(5)由于面临陆上风电上网标杆电价的调整，在2016年和2018年电价政策下，风电场利用小时数需达到1800h和1900h以上，低风速风电项目才能达到投资收益目标。
