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另一家风电企业的总经理亦对本报记者表示，在风电供暖政策公布之初，风企曾围绕两种情况做过经济性测算：一种是主动参与风电供暖，提升本企业风电上网电量；第二种是不参与风电供暖项目，被迫为其他参与供暖项目的企业让路。"测算的结果是，在一定区域内，只要有两家以上风电企业参与供暖项目，我们就必须参与。‘三北’地区本就是窝电重灾区，我们没法再给别家让路，被迫上马也得干。"
多家风电企业人士告诉记者，风电供暖项目最大的意义是替代了部分散烧燃煤小锅炉，具有一定的环境效益，但地区弃风限电问题未得到根本缓解。企业投资供热的动机只是把供热当"门票"，换取风电场发电收益少受损失，或是多上一个项目。
盈利悬疑
按照风电供暖项目的设计初衷，依靠电蓄热锅炉供热站的供热收入，加上指定风电场的发电量全额上网的收入，风电企业应能保持微利状态。
现实是否真正如此？据了解，一般兴建一个电蓄热锅炉热力站风电企业需要投入3000-5000万元，此外，还需支出额外的热力站运维成本。
以吉林某热力站为例，风电供暖项目的建设用地由当地政府无偿划拨，项目使用的管网也是当地热力公司固有资产，电蓄热锅炉热力站由企业投资兴建。热力站运行之后，按照大工业用电电价购买生产用电，初步测算每吉焦热量购电成本在120元左右，政府协调之后以30元/吉焦左右的协议价格出售。
该企业最初与电网调度达成的协议是，适度参与调峰，保证该风电场的风电利用小时数比当地平均数高300小时。但由于未曾考虑到弃风严重、该省风电平均利用小时数下降的情况，实际运行中即便多发300小时，风场实际利用小时数仍低于最初的设计值。因此，项目盈利情况相当不乐观。
此外，热力站运营并不能如设想般全部采用低谷电量。该企业负责人告诉本报记者，统计下来，低谷用电量占总用电量80%左右，平段用电量与尖峰用电量占总用电量的20%。
吉林并非孤例。内蒙古一家风电企业负责人告诉本报记者，经转换测算，其热力站购买的电量价格约为0.46元/度，但每度电实际回收成本只有0.09元，而"风电站投资热力站的成本回收期至少为10年-20年"。
更为尴尬的是，风电供暖还面临利益协调的复杂格局。风电供暖利用低谷电价的运作模式，会影响到电网的收益，规模一旦上来，将极大降低电网的积极性。再者，供热公司也有其固有的利益格局。
据本报记者了解，蒙东某风电供暖项目已被紧急叫停。"如今，我们建设热力站前期已投入600余万元，但由于今年煤价太低，供热公司单方面终止合作，又烧起了煤炭。"该企业负责人一肚子苦水，"供热公司也是企业，他们也要追求利润最大化。现在我们双方都不提这件事了，因为在这种大环境下，继续推进项目只会损失更多。"
