近期，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。”
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