浙江省风能资源较为丰富，主要分布在浙江近海海岛和沿海岸以及内陆高山区，风能资源分布呈现近海风能区(包括近海海岛)、沿海风能带(沿海岸)和内陆风能点(局地高山区)特征。风能资源的季节变化总体表现为冬季风速大，风功率密度高，春末夏初风速小，风功率密度低，7-9月份受西太平洋副热带高压及台风影响，风速计风功率密度有上升和下降波动趋势。
浙江省陆域上可开发利用的风能资源主要分布在浙北和浙中的沿海海岸带以及浙江近海岛屿，主体内陆区也有一定数量的风能资源可开发区域，主要是分布在高山山脊。舟山地区是浙江省风能资源的富集区，其风能资源技术可开发量及开发面积远高于其他地市区域。全省陆域70m高度层风能资源年平均风功率密度≥200W/m2的风能资源技术开发量为308万kW，≥250W/m2的风能资源技术开发量为261万kW，≥300W/m2的风能资源技术开发量为209万kW，≥400W/m2的风能资源技术开发量为103万kW。可装机密度系数较高的区域(可装机密度系数>2)主要分布在杭州湾南岸的东部海岸带、舟山地区、宁波象山、台州地区的沿海岸带(中部海岸带除外)及海岛、温州地区的海岛，以及内陆山地的山脊区。
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。
图1：全国风力发电标杆上网电价分区图
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。
浙江省属于Ⅳ类资源区，本次调价对浙江地区的风电建设投资收益没有影响。
表1：2014年调整后的全国风力发电标杆上网电价表
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%。
图2：不同满发小时数和投资水平下的全部投资内部收益率图
四、风电建设及运行情况
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，浙江省风电项目累计核准容量148.5万千瓦，累计在建容量76.51万千瓦，新增并网容量28.35万千瓦，累计并网容量72.99万千瓦。根据国家能源局发布的《2015年上半年全国风电并网运行情况》，2015年上半年，浙江省风电新增并网容量12.4万千瓦，风电累计并网容量85.39万千瓦。
表2：浙江地区风电利用情况
从表中数据分析，近几年浙江省风电利用小时数在1950小时以上，没有弃风问题，风电项目运行较好。
综合以上数据和分析，浙江地区风资源主要集中于沿海地区，风电项目有较好的经济效益。内陆部分点有较好的风资源，主要分布于河流、平原、山脊。风电项目开发重点区域仍然是沿海区域，但需要注意生态保护区、渔业、港口等敏感区域，内陆地区需要做好前期风资源测量和风机的微观选址工作。另外，浙江是台风频发区域，台风(尤其是登陆台风)风速极大、风向突变，对近海和沿海风电场极具破坏性，在近海和沿海岸风电开发建设中，应重视台风活动对风电场建设及其安全运营的影响。
五、核准流程
浙江省风电项目申报/核准流程执行国家有关要求。根据《浙江省人民政府关于发布政府核准的投资项目目录(浙江省2015年本)的通知》(浙政发〔2015〕9号)，50兆瓦及以上风电站项目应在国家依据总量控制制定的建设规划和年度开发指导规模内，由省级核准。其余项目应依据国家总量控制制定的建设规划和年度开发指导规模以及省级批准的专项规划(计划)，由设区市核准。
