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;≥300W/m2技术开发量为9550MW，可开发面积为1825km2。
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
