资源观测(如安装测风塔)、资料搜集、整理和分析;编制新能源发电类的区域规划、资源分析、项目建议书、项目可研报告、项目申请报告、项目初步设计报告及项目评估报告、项目施工图设计等。
一、资源概况
福建省地处欧亚大陆的东南边缘，濒临东海和台湾海峡，海岸线长达3324km，受季风和台湾海峡“狭管效应”的共同影响，福建沿海风能资源十分丰富，具中中部沿海最丰富，南部沿海次之，北部沿海再次，具有由沿海向内陆迅速递减的特点。年变化特征是秋季最大，冬季次之，夏季最小。
福建沿海70m高度平均风功率密度≥200W/km2的技术开发量为13410MW，可开发面积为3780km2;≥250W/m2的技术开发量为10910MW，可开发面积为3058km2;≥300 W/m2技术开发量为9550MW，可开发面积为1825 km2。
闽江口-夏门一带沿海，是风能资源开发条件最好的区域，另外,受台湾地形屏障保护，热带气旋灾害风险相对较小，具有广阔的开发前景;漳浦以南沿海是另一个风能资源可开发条件好的区域，特别是东山、诏安一带，南部沿海的诏安存在风功率密度较高区域，但由于该区域有可能遭受来自于巴士海峡和南海直接比上的热带气旋袭击，有一定热带气旋灾害风险;北部沿海较差，但局部区域隐含一些具有较高可装机密度的地方，如霞浦的东冲半岛和连江北茭，以及海岛区域。
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。
表1：2014年调整后的全国风力发电标杆上网电价表
福建省属于Ⅳ类资源区，本次调价对福建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%。
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，福建省风电项目累计核准容量242.75万千瓦，累计在建容量83.4万千瓦，新增并网容量13.2万千瓦，累计并网容量159.35万千瓦。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，福建省风电新增并网容量4.2万千瓦，到6月底，风电累计并网容量163.55万千瓦。
表2：福建地区风电利用情况
从近几年数据来看，福建省风电利用小时数基本保持在2500小时以上，其中2014年风电利用小时数2478小时可能是因为气候影响造成的(据中国气象局分析，2014年我国风电集中分布地区的70m高度风速比2013年偏小8-12%)。
综上分析，福建省沿海地区风资源非常好，投资收益比较高，但是沿海地区易受台风影响。内陆地区也存在风资源偏高地区，但是资源整体条件不太好，风资源不连续，地势起伏及电网薄弱，可能增加前期建设成本和送出问题。由于福建省属于生态保护区，应避开重要自然保护区、水源保护区、自然遗迹、风景名胜区等环境和生态敏感目标。因此，具体项目需要具体分析，选址需要考虑资源、地形、气象、电网和生态保护等因素，做好项目前期的选址、评价和分析工作。
五、核准流程
目前，福建省风电项目申报/核准流程执行国家有关要求。
图3：风电项目核准流程图
