我国分省区风电项目开发建设指南——四川

　　一、资源概况
　　四川大部分地区处在西风带青藏高原东侧形成的“死水区”，平均风速盆地内大部分地区较小，西北部高原和西南部山区较大。随着高度增加，四川省大部分地区平均风速也相应增加，盆地风速较小地区，风速增幅随高度增加不明显。
　　四川省30年平均风功率分布规律和平均风速相似，呈盆地内较小，四川西北部高原、西南部山区部分地区以及东部小部分地区较大的特点。盆地内大部分地区风功率密度随着高度的增加变化不明显;四川西北部高原、西南部山区部分地区随着高度的增加，风功率密度有所增大。
　　四川省70m风能技术开发量主要集中在≥200W/km2等级，开发量1071万kW。随着开发等级的增加，技术开发量也逐渐减少。≥400W/m2的技术开发量为138万kW。
　　可装机密度在盆地北部、绵阳、广元、巴中等小部分地区、东南部泸州等小部分地区和北部高原茂县、理县、若尔盖等小部分地区，以及四川南部凉山盐源、德昌、越西、喜得、昭觉、普格、美姑、雷波、金阳等地区，但密度等级比较低。
　　二、电价
　　2014年12月31日，国家发改委发布《国家发展改革委关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》(发改价格〔2014〕3008号)，决定陆上风电继续实行分资源区标杆上网电价政策，同时，将第I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分钱，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时0.49元、0.52元和0.56元;第IV类资源区风电标杆上网电价维持现行每千瓦时0.61元不变。 　　新的风电标杆电价适用于2015年1月1日以后核准的陆上风电项目，以及2015年1月1日前核准但于2016年1月1日以后投运的陆上风电项目。 　　四川省属于Ⅳ类资源区，本次调价对四川地区的风电建设投资收益没有影响。
　　三、经济性评价
　　如按照风电项目满发小时数最低的1700小时计算，则单位千瓦静态投资应控制在7500元/kW以内，才能保障8%的全部投资内部收益率。
　　当满发小时数达到2000小时，则单位千瓦静态投资不超过9000元/kW即能保障全部投资内部收益率不低于8%。 　　四、风电建设情况及利用小时情况
　　根据国家能源局发布的《2014年风电产业监测情况》，截止到2014年底，四川省风电项目累计核准容量167.7万千瓦，累计在建容量138.9万千瓦，新增并网容量17.85万千瓦，累计并网容量28.8万千瓦。根据能源局《2015年上半年全国风电并网运行情况》，2015年上半年，四川省风电新增并网容量6.45万千瓦，风电累计并网容量35.25万千瓦。