风电大规模、远距离的送出必将带来高昂的线路建设成本，同时风电大规模跨区（省）交易还会对各类主体的利益产生较大影响。因此，深入研究我国风电跨区（省）送出交易存在的问题，分析风电大规模送出的主要模式及风电外送成本的影响因素，对于正确认识我国风电开发的特点，促进风电企业与电网企业之间、风电与其他形式电源之间的和谐发展，最小化风电送出成本具有十分重要的意义。

为了促进风电大规模跨区（省）送出交易，并设计相应的定价机制科学合理地分摊送出成本，课题组全面梳理了国内已有的相关文献和资料，比较了欧美典型国家分摊风电集中式接入成本的相关政策，对各国的实践经验进行了总结和提炼。然后，在形成基本框架的基础上，以几个典型的风电跨区（省）送出工程为例，评估了新的价格机制可能带来的影响，并对相关细节进行了修改和完善。

根据课题组的研究，得到了以下结论：
（1）我国风电大规模送出需要建设坚强的跨区（省）输电“硬通道”，并需要建立相应的交易机制以保障风电的跨区（省）消纳。
首先，我国可再生能源和电力需求的逆向分布格局，意味着必须建设坚强的远距离、大容量跨区（省）输电通道，才能实现我国可再生能源的发展目标。其次，为了保障风电大规模送出消纳，应实行可再生能源配额制度，并在条件成熟时推动跨区（省）的发电权交易，促进风电在较大的范围内优化配置。最后，为克服风电的波动性或预测不精确造成的电量差额，应设计一个灵活的电量滚动机制，解决风电电量波动对网间结算带来的影响。

（2）风电大规模送出的成本受输电距离、线路容量和送出方式的影响较大，应根据不同情况设计适当的线路容量，并在具备条件的地方尽量采用风火“打捆”的送出方式。
根据测算结果，我国不同距离风电单独送出的到网价格将达到0.371～0.459元/kW·h，远高于目前华北、华中、华东电网统调燃煤机组脱硫标杆上网电价。同时，由于风电机组的出力特性，风电外送经济性与弃风电量呈反比例关系，过度的追求送电的经济性将无法保障风电企业的利益。我国西部和北部地区煤炭资源丰富，具备同时开发大型煤电、风电基地的条件，根据平均测算结果，采用风火“打捆”的送出方式送出能降低约30%的输电成本，从而大大增加风电在“三华”地区的竞争力。

（3）专用送出通道、网间送出通道按电量与距离定价是相对较优的选择，网间互联线路按单一制电量定价是相对较优的选择，同时还应建立配套的输电价格补贴机制。
由于风电的间歇性和波动性，风电送出通道的年利用小时数一般低于平均水平，同时风电接入也会增加区域电网省间互联线路的容量需求。因此在选择相对较优的定价机制的情况下，政府需要根据相应的价格标准对其进行补贴。在具体实践中，线路年利用小时数考核标准可根据风电场资源禀赋、风电送出距离、受电区域用户经济承受能力等因素制定。在初期适当将标准定低一点，以后再逐年减少补贴。这样不仅可以提高电网公司接纳风电的积极性，又在中长期对提高电网资产利用效率提供了激励。

为促进我国风电的可持续发展，课题组提出了以下建议：

（1）加强风电送出的统一规划和经济性评估
风电的大规模开发、输送和消纳是一个系统工程，因此必须将风电大规模开发、输送和消纳纳入电力发展的统一规划，建立风电项目与电网工程同步规划、同步核准、同步投产的决策机制。同时，应在充分借鉴国外先进经验和研究成果的基础上，加大对大规模风电送出通道建设的经济技术评价，最小化风电送出的成本。

（2）完善可再生能源电力送出价格补贴政策
以目前的《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》为参考，增强其对风电远距离送出的适应性（可增加考虑不同输电技术、输电距离对成本的影响），并在严格核定各项输电资产投资及运营成本的前提下，根据风电比例将部分网间送出通道、网间互联线路成本纳入补贴的范围，为大规模风电的跨区（省）送出消纳提供政策保障。

（3）用市场的理念和机制促进风电送出交易
长期来看，只有用市场的理念作指导，在涉及风电跨区（省）交易电量确定、价格形成、利益分配、交易组织、信息披露等方面的政策制定、制度安排等方面，遵循市场规律，充分发挥市场配置资源的基础性、根本性作用，风电的大规模跨区（省）交易才能健康、持续的进行下去。

最后，限于课题组研究成员的行业外部视角，本课题的部分技术细节和结论建议还有待更深入的讨论和接受具体实践的验证。同时，受研究目标、数据资料和研究力量的限制，课题研究还存在以下一些不足：一是未能对我国各大基地的风电外送通道成本及输电价格进行详尽的测算，在今后的研究中需要进一步细化；二是在测算过程中，各项技术和财务参数采用了行业平均值或其它学者的建议值，导致测算结果与实际情况可能有一定的差异；三是由于部分数据未能获取，课题最终得到的结论和建议还有待实践的检验。随着研究的进一步骤深入，以上问题将逐步得到解决。