2.1.4 线损成本增加
由于甘肃河西地区用电量不大，风电电量需要输送到兰州地区。通过计算，风电送出综合线损率约为0.75%，按照风电上网电量121亿kW·h考虑，所对应的线损电量为9 075万kW·h。省公司按火电机组脱硫标杆电价0.281 5元/（kW·h）向风电企业支付，增加线损费用约为2 555万元。
2.1.5 增加购电成本
新建风电项目应该执行国家发改委核定二类地区上网电价0.54元/（kW·h），其中省公司按照火电机组脱硫标杆电价0.281 5元/（kW·h）支付购电费，与2009年购电均价0.257 2元/（kW·h）相比，多支付购电单价0.024 3元/（kW·h）。酒泉风电基地550万kW机组全部投产后，预计上网电量将达到121亿kW·h，因此，省公司年增加29 403万元购电成本。
2.2 风电送出补贴收入
根据国家发改委《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》（发改价格〔2007〕44号）文件的规定，可再生能源电价补贴包括可再生能源发电项目上网电价高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的部分、国家投资或补贴建设的公共可再生能源独立电力系统运行维护费用高于当地省级电网平均销售电价的部分，以及可再生能源发电项目接网费用等。可再生能源发电项目接网费用是指专为可再生能源发电项目上网而发生的输变电投资和运行维护费用。接网费用收费标准按线路长度制定50 km以内为0.01元/（kW·h），50～100 km为0.02元/（kW·h），100 km及以上为0.03元/（kW·h）。酒泉风电基地的风电通过330kV、110 kV线路送出，线路长度均不足100 km，如果能够全部按照0.02元/（kW·h）的标准收取可再生能源发电项目接网费用，按照年上网电量121亿kW·h计算，较乐观的预测每年应该收取24 200万元接网费用。
综合考虑财务费用、折旧成本、运行成本、购电成本、线损成本，年增加成本159 224万元，如果补贴收入全部能够落实，那么净增加成本135 024万元；扣除折旧成本以后净增加付现成本78 133万元。
3 对省公司经营管理的影响
3.1 对投融资能力及电网发展的影响
省公司为风电并网及送出，投资建设风电汇集及送出工程每年净增加付现成本78 133万元，相当于减少了省公司资本金来源，按照国家电力建设投资管理规定，所有电力固定资产投资资本金必须达到20%，资本金来源减少78 133万元，相当于减少省公司投资能力390 665万元，使电网发展面临着更大的资本金不足的压力。
3.2 对省公司盈利能力及主要经营指标的影响
省公司每年净增加成本135 024万元，相当于减少了利润总额135 024万元。同时，为了满足日益增大的用电市场和电网建设投资需求，省公司将不得不以贷款补充资本金，将导致资产负债率进一步增加，到2010年年底省公司资产负债率已经达到较高值，不仅财务状况整体恶化，省公司持续稳健经营的能力也已下降。风电材料设备
3.3 对购电计划管理及优化购电结构的影响
酒泉风电基地550万kW风电2011年上半年全部并网运行后，平凉、崇信、兰州热电等大批火电项目也将建成投产，在全省电力用电需求增加不大的情况下，省内火电机组发电利用小时数随之大幅下降，丰水季节火电开机方式调整难度更大，同时，由于缺乏预测风电出力的有效手段，购电计划管理的难度进一步增加。
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