2011年，在业内各方积极探索的背景下，国家能源局组织召开了风电供暖方案的论证会议。当年11月，首个风电供暖示范项目在吉林洮南落成投运。
而今，四年已过，风电供暖也从低调示范走向规模开展。近几年来，国家能源局下发数个文件支持风电供暖工作，并将其视为消纳弃风、改善环境的重要措施。6月15日，国家能源局发布《关于开展风电清洁供暖工作的通知》，提出促进风电替代传统的热电联产机组，加大风电清洁供暖的比例，并要求相关地方编制今年风电清洁供暖工作方案。内蒙古、辽宁、吉林、黑龙江、河北、新疆、山西均被纳入试点范畴。
然而，相较于政府的积极态度，风电企业的动力明显不足。原本是为缓解弃风限电、减轻企业发展压力而生的风电供暖政策，却被风电企业视为一种经济负担。
多家新能源企业在接受记者采访时一致表示，风电供暖并不能从根本上解决弃风问题。此外，动辄数千万元的投资、补偿收益难抵供热支出，导致企业踟蹰不前。在市场动力不足的背景下，这项初衷值得肯定的政策似乎正在遭遇推广难题。 具备环境效益，却难消纳弃风
国家能源局国能综新能〔2011〕181号文件明确，风电供暖的基本方式为：风电企业按对应的供热设施总用电量，低价向电网企业出售这部分电量，电网企业收取合理的输电费用(含国家各种税费)后，将这部分电量转供给供热单位。风电企业低价提供的供热电量按当地风电电价补贴标准享受国家可再生能源发展基金的补贴。
然而目前风电供暖无力达到文件提出的理想状态。由于相关政策未落实，示范项目多采用过渡方式，即风电供暖项目确定合作意向后，风电企业需出资兴建热力站，购买电蓄热锅炉，同地方政府协商供热管线的出资建设问题，并与电网公司、热力公司签定协议。设备到位后，电蓄热锅炉供热站按照大工业用电电价购入夜间低谷电，使用电力生产热量供应给供热单位。
由于供热电价政策尚未出台，国家能源局考虑到风电企业的积极性和投资经济性问题，为参与供暖的风电企业制定了一个补偿方案，即采用电量补偿的方式弥补项目单位的亏损——对提供供热电量的指定风电场的对应装机容量，不限制其运行出力，所发电量全额上网。
但这个初衷值得肯定的弥补政策，却激起争议一片。
“这个政策最大的漏洞在于，没有考虑到在一定区域内，每个省的风电上网额度是既定的。风电供暖并不意味着消纳弃风、总体风电上网电量上升，而是当一家参与供暖的风电企业多发时，省内其他风电企业必须少发，以保持风电上网电量的总量平衡。说白了，侵占的是其他风电场的上网小时数。”一家国字头风电企业负责人告诉本报记者。
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。”
路在何方?
在多位业内人士看来，风电供暖项目能不能规模推广必须先考虑清楚三大问题：
首先，风电供暖是解决我国弃风限电的短期举措，还是需要长期坚持的政策?“如果‘十三五’期间弃风问题得到解决，那风电供热还要不要进行?兴建的这些热力站又如何处理?”
其次，风电供暖能否真正做到压减煤炭、提高地区清洁能源消纳比例?“能否真正做到弃风电量替代地区煤炭上网电量，而不是侵占其他风电场的上网小时数?”
再次，风电供暖本质是电力供暖，也是民生项目，但“风电现在都拿着国家补贴，可以说自己还是困难户。将风电与供暖项目捆绑，让风电企业牺牲经济利益去维持项目是否合适?”
“落实可再生能源发电保障性收购制度在电改9号文中一再被提及，首个配套文件《关于改善电力运行、调节促进清洁能源多发满发的指导意见》也已出台。此外，按照《可再生能源法》以及《节能发电调度办法》，风电本就不应出现与供暖打捆的现象。”一位行业权威人士告诉本报记者，“现在，风电企业都在退而求其次，希望配额制赶紧出台。”
法律执行不到位、政策难以落地，政府部门也是焦头烂额。
“风电供暖是主管部门在当前形势下为风电筹谋的一条出路，但这个政策在执行中确实出现了很多问题，违背了政府部门的初衷。”一家国字头风电企业总经理告诉本报记者，“从小处看，风电供暖政策是为解决地区弃风限电而生，目的是解决地区电力发展平衡问题;从深层次来看，其涉及的是国家总体电力规划问题。国家电力规划缺失，化石能源与可再生能源究竟如何协调发展?”
中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩告诉记者，目前情况下，风电供暖并非不可行，如何协调好风电场、火电企业、电网公司、供热方的利益，是风电供暖能否取得成效的关键。“比如运用利益补偿机制为风电供暖开拓市场空间，通过替代发电、辅助服务等市场机制，实现不同类型电源的利益调节;同时还可鼓励通过市场化方式确定调峰承担方，鼓励清洁能源直接购买辅助服务等。”秦海岩说。
他同时表示，从长远看，建立有效的电力市场，才是解决目前各方争论的最终出路。“需要一个开放、现代、有利于资源优化配置的电力市场环境。”
