湖北省风能资源较丰富区域主要分布在丘陵、山区和湖区，主要集中在“三带一区”，即湖北省中部的荆门——荆州南北向风带、鄂北的枣阳——英山的东西向风带、部分湖岛及沿湖地带、鄂西南和鄂东南的部分高山地区。
湖北省风能资源量，冬春季最多，夏季次之，秋季最小。50m高度风功率密度≥200W/m2潜在技术开发面积为7240km2，潜在技术开发量为1446万kW;≥250w/m2潜在技术开发面积为1664km2，潜在技术开发量为332万kW。荆门一荆州南北向风带、及枣阳一英山中北部风带可装机的密度在1～2MW/km2，局部可达2～3MW/km2，鄂西南和鄂东南部分高山地区可装机的密度在2～3MW/km2，局部可达3～4MW/km2。
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。
表1：全国风力发电标杆上网电价表
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。
湖北省属于Ⅳ类资源区，本次调价对湖北地区的风电建设投资收益没有影响。
三、经济性评价
湖北地区风电已建成项目运营效果较好，但不确定性大，需具体项目具体分析，主要从单位千瓦静态投资和满发小时数考虑。
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
当满发小时数达到2000小时，现行的风电投资水平(即单位千瓦静态投资不超过9000元/kW)基本能保障全部投资内部收益率不低于8%。
当满发小时数在1700小时左右时，则单位千瓦静态投资应控制在7500元/kW以内，基本能保障8%的全部投资内部收益率。
四、风电建设运行情况
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，湖北省风电项目累计核准容量258.42万千瓦，累计在建容量181.73万千瓦，新增并网容量41.56万千瓦，累计并网容量76.69万千瓦。
表2：湖北风电运行情况
从表中数据看，湖北省风电年利用小时数在1600~2200小时之间，几乎没有弃风限电现象，多数年份风电利用小时数接近或超过2000小时。2012年湖北省风电利用小时数较低，仅为1627小时。
总体上来看，湖北省已建成的风电项目经济效益较好，但湖北风电主要集中于山地、丘陵地区，地形地质复杂增加了运输和土建施工的难度，进而增加了建设成本。当地风资源存在一定的不确定性，在风电场选址和微观选址时存在较大的资源判断风险。
湖北省规划的风场大多处于雷暴和覆冰等灾害气候多发区，不可控的自然因素严重影响风电场的投资收益。
湖北省风电在总体电源结构中占的比例较小，但湖北电网同时承担部分新疆风电的消纳任务，未来湖北省本地的风电建设要考虑电网的配套设施和消纳能力。
五、补贴政策
根据《湖北省能源发展“十二五”规划》，湖北省积极推进省内风能资源开发，鼓励风电投资主体多元化，建立促进风电开发的良性竞争制度，不断降低风电开发成本。积极探索规模化集中开发与分散式接入风电相结合，在规模化集中开发20万千瓦以上大中型风电场的同时，积极稳妥地探索分散式接入风电的开发模式，促进风电产业可持续发展。到2015年，湖北省风电装机达到200万千瓦。
2015年3月，湖北省发展改革委、能源局下发了《关于做好可再生能源电力配额考核准备工作的通知》(鄂发改能源[2015]115号)，要求积极推进可再生能源项目建设，并指出湖北省将会根据需要，研究出台发电企业的新上煤电项目、燃煤机组发电小时数与非水电可再生能源发电装机占比挂钩的政策措施。
2015年5月，湖北省襄阳市发展和改革委员会发布了《关于进一步规范风电开发管理的通知》(襄发改能源[2015]48号)，通知中规定了风电开发企业在襄阳市开发风电项目的流程及要求，明确了将加大对具有可再生能源电力配额考核指标任务企业的支持力度。
六、核准及补贴流程
目前，在项目的核准流程方面，湖北风电项目申报/核准流程执行国家有关要求。风电核准的前置条件只有规划选址、用地预审(用海预审)，重大项目需要环境影响评价，其它项不再作为前置条件，项目核准工作大大简化。
图3：风电项目核准流程图
2015年4月，湖北省政府发布了《政府核准的投资项目目录(湖北省2015年本)》，规定总装机容量3万千瓦及以上风电站项目由省政府投资主管部门在国家依据总量控制制定的建设规划及年度开发指导规模内核准，其余项目由市(州)政府投资主管部门在国家依据总量控制制定的建设规划及年度开发指导规模内核准。
