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。
从近几年数据来看，四川省风电年利用小时数基本保持在2400小时以上，没有弃风问题，风电效益非常好。
总体上来看，四川省已建成的风电项目经济效益非常好，可开发风能资源较丰富，但四川风电主要集中于高原、山地等地区，地形地质复杂增加了运输、土建施工、风机安装面临难度大，不适于大规模开发，且该地区缺电，可考虑分布式开发，局部地区自给自足，且气象灾害风险大，加大风能资源开发难度，进而增加了建设成本。由于当地风资源存在一定的不确定性，应该具体项目需要具体分析，要做好前期项目前期的规划、规避气象灾害风险、选址、风资源测量和风机的微观选址、地质勘查、评价和分析等工作。
五、核准流程
目前，四川省风电项目申报/核准流程执行国家有关要求。根据《四川省人民政府关于发布政府核准的投资项目目录（四川省2015年本）的通知》（川府发[2015]26号），根据国家批准的风电基地规划和年度开发指导规模，集中开发风电站项目由省政府投资主管部门核准，分散接入风电站项目由市（州）人民政府投资主管部门核准。
