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对于风电场的总投资额度，唐晓却不愿多谈。事实上，不少电力企业在开发风电场上，建设和管理方并不是同一支队伍。“我只负责运营，并不清楚投入情况。”
但他仍向记者透露，当初向金风科技购买风机时，每千瓦的价格为1.1万-1.2万元。此外，据可查资料，仅一期工程，京能集团的投资就达到5.8亿元。
“投入较大还有个原因是，官厅风电场完全是按照海上风电场的标准建立的。”唐晓告诉记者，由于风场建在水源地，根据地质情况，每台风机都打下个17根桩，深入地下22米，以此保证风机“站得更稳”。
不过，他并不认为今后开发风电场的成本会更低。“风机的造价会下降，但是好的风资源都被圈地完毕。资源不好，收益自然下降，所以风电场的投资成本可能上升。”
入网成本转机
业内人士介绍，风电机组的价格、风电场的规模以及风电场的选址决定了最终的投资成本。一般来说，风电场的规模越大，其造价越低；而由于上游产能过剩，风机成本也在不断下降；在风电场的土地成本上，地方政府为了获得外来投资，“基本上是无成本转让土地”。
“风电场的利润空间主要在于最终的上网电价收入。”上述业内人士表示，“如果没有补贴，风电盈利遥遥无期。”
《电价通知》虽有规定，按照国内风能资源状况和工程建设条件，将全国分为四类风能资源区，相应制定风电标杆上网电价。四类资源区的标杆电价分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。
但因为电网需要为风电接入和输送所作出的巨额投资，使得许多地区的风电接入率不佳。
美银-美林分析师Angello Chan分析，为纯风电项目进行上网接入的输电成本，每度电高达0.28元，是火电输电成本的2.5倍。加上为风电以及其它可再生能源项目配套的调峰电源装置，更是所费不菲。
不过，这样的矛盾，正在出现转机。
7月22日，国资委网站消息称，今年上半年，国家电网累计消纳风电217亿千瓦时，同比增加113%。此外，七个千万千瓦风电基地输电方案通过评审，也在向行业相关者们透露着积极的信号。
让企业们坚定投资风电场信心的，还有另外一个原因。今年3月，甘肃省电力公司首创出风电“智能管家”——大型风电有功智能控制系统。
“智能系统取代了该地区风力配电中惯用的手动配置，抹掉了过去依靠人手操作的寻租空间。”业内人士分析，过去相邻的两个风电场，也许装机容量相同，但电网可以能选择让一个风电场接入更多的容量，而让另一个风电场只接入很少的容量。
捕风“捉银”前景
一个无比庞大的产业图景正在展现。
“能源替代刺激风电市场，市场敦促上网补贴价格，价格最终形成利润”的产业逻辑毫无意外的在发挥作用。几乎每一个投资商都确信，当风电形成产业规模之时，就是利润源源不断之际。
此前，受限于许多地区的风电入网率不佳，国内风电的IRR一直处于比较低的水平，甚至在8%的社会平均水平之下，难以激发投资者的热情。
“截至2009年底，中国实现并网的风电装机容量只占总量的63%左右。”中投顾问新能源行业首席研究员姜谦表示，2009年底，全国2580万千瓦的风电装机总量中，只有1613万千瓦并网。
香港新能源(00987.HK)董事总经理、执行董事容伯强则认为，进一步提升国内风电场利润的因素还会陆续浮现。除了广受期待的电价调整，以及上游设备商产能过剩带来的风电场投资成本下降，还包括国家发改委正探讨中的强制要求电网接入新能源的措施，以及一个基于国内的、替代CDM的补偿机制。
记者了解到，不少国内的风电场，均需要在确保CDM注册成功的前提下，才能确保8%左右的IRR。
而考虑到CDM前景的不明朗，风电场总体的盈利状况也令人堪忧。“但从目前各企业对外披露的信息来看，仍有一些在成本控制做得比较好。”姜谦说。
香港新能源就是这样一个例子，其属于香港建设(00190.HK)旗下公司，与中节能合作开发甘肃玉门镇昌马风电场，并持有该项目40%的股份。
“旧的商业模型，已经预计来自CDM机制的收入在2012年后不再存在，新的商业模型甚至已不考虑CDM机制的收益了，即便如此，我们仍可保守达到8%的IRR(内部回报率)。”日前，容伯强接受媒体采访时表示。
