一、资源概况
西藏高原空气稀薄，气压低。全区平均气压仅为海平面的一半，即同等风速和气温下，风功率密度大小仅为海平面的一半。70m高度，≥200W/m2的技术开发量为118万千瓦，而≥400W/m2的技术开发量比较小，约有53万千瓦的风能资源技术开发量可供小规模离网型风力发电利用，但风电场的建设受环境制约较大，小规模、离网型的风力发电，将使风能资源得到更加充分的利用。
从季节分布看，冬、春季节风能叫丰富，秋季风能最小。由于西藏高原地区缺乏足够的观测资料，风资源的具体情况需要进一步观测。但分析看，海拔3500以上，潜在装机区域主要分布在藏北高原及日喀则地区西北部零星地带，藏北开发潜力较大。
总体来说，在西藏高原适宜地区，可以尝试使用小型风力机，发展小规模离网风力发电。
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二、电价
2009年7月20日，国家发改委发布《国家发展改革委关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格〔2009〕1906号），决定按风能资源状况和工程建设条件，将全国陆地风电标杆电价按照4类风能资源区分别定价。
图1：全国风力发电标杆上网电价分区图
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。西藏属于Ⅳ类资源区，本次调价对西藏地区的风电建设投资收益没有影响。
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表1：全国风力发电标杆上网电价表（2014年）
三、经济性评价
鉴于西藏地区风电项目开发较少，本部分测算参照其他四类风能资源区相关标准和要求测算。
按照风电场年满发小时数在1700-2500h之间，静态投资一般在7000-9000元/kW之间。结合满发小时数、单位千瓦静态投资及各项财务测算条件计算风电项目收益率情况。不同满发小时数和投资水平下的全部投资内部收益率（所得税前）如下图所示。
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
从上表分析看，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、风电建设及运行情况
根据国家能源局《2014年度中国风电建设统计评价报告》，截止到2014年底，西藏风电项目累计核准容量4.95万千瓦，累计在建容量4.2万千瓦，累计并网容量0.75万千瓦。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，西藏没有新增风电并网。
表2：西藏地区风电利用情况
西藏自治区目前只有一个风电项目——龙源那曲风电项目并网发电，装机容量7.5MW。各项数据还比较缺乏。
西藏无风能资源丰富区，开发大型风力发电机组、实现并网发电的可能性很小。加之西藏地区地广人稀，人口密度不大，用电量不大，长距离输配电投资和损耗都很大，因此，在西藏推广中小型风力发电机比较可行，具有一定的发展前景。
五、核准流程
西藏风电项目少，每个项目也相当于特办，核准流程参照国家有关规定。
图3：风电项目核准流程图
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原标题：我国分省区风电项目开发建设指南——西藏
