黑龙江省风能资源分布特点为东、西部偏远地区风速最大，东南半山区风速次之，中部风速较小，北部地区风速最小。春冬季风速最大，是风能资源利用的最佳季节，秋季次之，风能资源利用的最佳时段为午后到夜间，个别区域有所不同，随着高度的增加，风能资源量明显增加。
风能资源开发潜力较大的区域主要分布在黑龙江省东南半山区、东部的三江平原、西部的松嫩平原以及连接三江平原和松嫩平原的松花江谷地。在70m高度，年平均风功率密度>300W/m2的技术开发量为1301万kW，分布在黑龙江省东南部，牡丹江与哈尔滨交界处、鸡西南部、七台河南部、双鸭山的西南地区、哈尔滨的东部以及伊春与鹤岗交界处。风功率密度>300W/m2的技术开发量为9651万kW，主要分布在黑龙江省西部的齐齐哈尔、大庆、哈尔滨西部、佳木斯中部和南部以及双鸭山中部地区。黑龙江大部分地区的风功率密度>200W/ m2以上，技术开发量为1.4825亿kW。
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。(见图1)。
图1：全国风力发电标杆上网电价分区图
黑龙江部分地区属于Ⅲ类资源区，本次调价对黑龙江鸡西市、双鸭山市、七台河市、绥化市、伊春市，大兴安岭地区的风电建设投资收益有影响，新投产的风电发电项目收益率将下降，成本回收周期延长。除上述地区外的区域属于Ⅳ类资源区，调价对风电建设投资收益没有影响。(见表1)。
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
1、Ⅲ类资源区
对于Ⅲ类资源区，以装机容量50MW、单位千瓦8000元/kW、成本费用770元/kW、满发小时数2100h为基础数据进行财务测算，测算全部投资税前内部收益率，如表2所示：
表2：黑龙江Ⅲ类资源区电价水平内部收益率估算表
从表中可看出，2014年电价调整后，黑龙江Ⅲ类资源区风电全部投资税前内部收益率降低0.64%，资本金内部收益率降低了2.30%。通过以上分析看出，黑龙江Ⅲ类资源区电价调整后，对收益率均有所下降，但影响较小，风电场收益率仍在8%以上，但针对具体项目需要具体分析，主要从单位千瓦静态投资和可利用小时数考虑。
2、Ⅳ类资源区
对于Ⅳ类资源区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。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年中国风电建设统计评价报告》，截止到2014年底，黑龙江风电项目累计核准容量681.55万千瓦，累计在建容量227.85万千瓦，累计并网容量453.7万千瓦，2014年新增并网容量61.55万千瓦。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，黑龙江风电新增并网容量10.93万千瓦，风电累计并网容量464.63万千瓦。
表3：黑龙江省风电利用情况
从数据来看，近几年黑龙江省风电年利用小时数在2000小时以下，低于国家平均水平，风电弃风率保持在10%以上，属于严重弃风区域。分析看，一方面由于黑龙江风能资源呈现“春冬大和午后夜间大”的特征，与黑龙江供暖季节和时间较为吻合，因此在电力输送时与热电机组存在竞争关系，导致风电被迫限电。另一方面，近年来东三省经济增速下降，电力需求不旺，省内电力消纳不足，同时外送通道不足，也导致风电消纳能力不足，不得不限电。因此，黑龙江作为近年来我国风电限电较为严重的区域，风电项目的开发较为缓慢，绝大部分项目已经停止核准。
鉴于黑龙江良好的资源条件，在风电消纳能力没有增强，弃风限电问题没得到缓解前，黑龙江的风电项目开发以储备为主。未来几年风电开发商应着重关注三个方面的动向：一是地方电力需求变化，特别是重点项目建设情况;二是关注外送通道，特别是特高压建设情况;三是关注特色风电项目建设，如风电供暖、直供等新的风电建设模式。此外，作为高纬度地区，黑龙江风电项目开发应注重风机的选择，充分考虑低温等环境对设备稳定性和使用寿命的影响。
五、核准流程
根据国家有关项目核准要求及《黑龙江省人民政府关于发布政府核准的投资项目目录(黑龙江省2014年本)的通知》，黑龙江风电项目由省级主管部门核准;电网工程中跨境、跨省(区、市)±400千伏及以上直流项目，跨境、跨省(区、市)500千伏、750千伏、1000千伏交流项目，由国务院投资主管部门核准;非跨境、跨省(区、市)±400千伏及以上直流项目，非跨境、跨省(区、市)750千伏、1000千伏交流项目，由国务院行业管理部门核准;省内500千伏电压等级的交流电网工程项目和跨市(地)220千伏及以下电压等级的交流电网工程项目，由省政府投资主管部门核准;跨县(市)和市辖区220千伏及以下电压等级的交流电网工程项目，由市(地)政府(行署)投资主管部门核准，其余项目由县(市)政府投资主管部门核准。
