另一家風電企業的總經理亦對本報記者表示，在風電供暖政策公布之初，風企曾圍繞兩種情況做過經濟性測算：一種是主動參與風電供暖，提升本企業風電上網電量；第二種是不參與風電供暖項目，被迫為其他參與供暖項目的企業讓路。"測算的結果是，在一定區域內，只要有兩家以上風電企業參與供暖項目，我們就必須參與。‘三北’地區本就是窩電重災區，我們沒法再給別家讓路，被迫上馬也得干。" 

　　多家風電企業人士告訴記者，風電供暖項目最大的意義是替代了部分散燒燃煤小鍋爐，具有一定的環境效益，但地區棄風限電問題未得到根本緩解。企業投資供熱的動機只是把供熱當"門票"，換取風電場發電收益少受損失，或是多上一個項目。 

　　盈利懸疑 

　　按照風電供暖項目的設計初衷，依靠電蓄熱鍋爐供熱站的供熱收入，加上指定風電場的發電量全額上網的收入，風電企業應能保持微利狀態。 

　　現實是否真正如此？據了解，一般興建一個電蓄熱鍋爐熱力站風電企業需要投入3000-5000萬元，此外，還需支出額外的熱力站運維成本。 

　　以吉林某熱力站為例，風電供暖項目的建設用地由當地政府無償劃撥，項目使用的管網也是當地熱力公司固有資產，電蓄熱鍋爐熱力站由企業投資興建。熱力站運行之后，按照大工業用電電價購買生產用電，初步測算每吉焦熱量購電成本在120元左右，政府協調之后以30元/吉焦左右的協議價格出售。 

　　該企業最初與電網調度達成的協議是，適度參與調峰，保證該風電場的風電利用小時數比當地平均數高300小時。但由于未曾考慮到棄風嚴重、該省風電平均利用小時數下降的情況，實際運行中即便多發300小時，風場實際利用小時數仍低于最初的設計值。因此，項目盈利情況相當不樂觀。 

　　此外，熱力站運營并不能如設想般全部采用低谷電量。該企業負責人告訴本報記者，統計下來，低谷用電量占總用電量80%左右，平段用電量與尖峰用電量占總用電量的20%。 

　　吉林并非孤例。內蒙古一家風電企業負責人告訴本報記者，經轉換測算，其熱力站購買的電量價格約為0.46元/度，但每度電實際回收成本只有0.09元，而"風電站投資熱力站的成本回收期至少為10年-20年"。 

　　更為尷尬的是，風電供暖還面臨利益協調的復雜格局。風電供暖利用低谷電價的運作模式，會影響到電網的收益，規模一旦上來，將極大降低電網的積極性。再者，供熱公司也有其固有的利益格局。 

　　據本報記者了解，蒙東某風電供暖項目已被緊急叫停。"如今，我們建設熱力站前期已投入600余萬元，但由于今年煤價太低，供熱公司單方面終止合作，又燒起了煤炭。"該企業負責人一肚子苦水，"供熱公司也是企業，他們也要追求利潤最大化。現在我們雙方都不提這件事了，因為在這種大環境下，繼續推進項目只會損失更多。"