进入2019年，风电竞争性配置拉开了帷幕，平价上网也指日可待。但风电平价上网道路上的障碍――非技术成本仍未消除。
去年5月国家能源局发布的《风电项目竞争配置指导方案（试行）》在风电行业激起不小的波动，方案明确从2019年起，推行竞争方式配置风电项目。然而，在2018年的平价上网示范项目招投标中已然出现了超低价投标的现象。
据相关数据显示，2018年风电整机价格持续下降，曾一度降至3200元/千瓦左右。有业内专家认为，风电整机价格应该在3500-3800元/千瓦之间，而纯粹的价格竞争将会对风机质量产生影响，不利于行业发展。
这一现象反映出，在风电平价上网进程中，整个行业将较大的压力施加在整机商身上。
其实，我国风电设备制造成本已经远低于国外，但与之相反的是风电投资成本和度电成本反而高于国外水平。究其原因，非技术成本较高是主要原因之一。
业内人士经测算指出，不包括弃风限电在内的其他非技术成本相当于每千瓦时风电成本抬高了5分钱左右，而在“三北”地区，甚至达到每千瓦时0.1元左右。
风电的非技术成本是怎样产生的？
国家能源局有明确要求，各省(自治区、直辖市)能源主管部门要严格执行《国家能源局关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》中各地区新增风电建设规模方案的分年度规模及相关要求。
实质上，是由地方政府自主确定年度建设规模，并通过行政审批确定具体建设项目。记者了解到在这一过程中存在着许多问题，从而产生了非技术成本。
倒卖路条
地方政府在自主审批确定风电项目时，将风电资源分配给能力达不到的企业，由此产生的倒卖路条行为，极大地增加了风电开发成本。很多人会有觉得新能源行业中，光伏行业倒卖路条的现象很严重，而风电行业倒卖路条的现象比较少。
但是有业内人士透露风电行业的这一现象并不少，而且风电的路条费更贵。去年上半年北方部分地区的风电项目路条费达到了0.6-0.8元/瓦，而目前则是0.5-0.9元/瓦左右。
资源换投资
地方政府为了自身的成绩，充分利用可以“自主支配”的风资源，借此向企业换取投资。有时地方政府会以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向企业收费，这都给企业造成了一定的经济负担，而开发成本也再次“隐性”增加。
消纳“不给力”
风电场建设成本高，投资大，消纳“不给力”造成了极大的风资源浪费。严格来讲，消纳“不给力”问题属于风电的度电成本，但是对风电收益影响较大。相关统计表明2017年弃风限电造成的损失，相当于将风电的成本抬高了6.3分/千瓦时。
此外，还有土地成本、基建费以及修路费等各种费用，都对风电成本的下降有所阻碍，但是风电业内人员均表示其他条件的改善存在现实困难。总而言之，要实现风电平价上网，应尽可能降低非技术成本。
降低非技术成本该如何发力？
1月10日，国家发展改革委、国家能源局发布《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》，指出要优化平价上网项目和低价上网项目投资环境，切实降低项目的非技术成本。
在此之前也有相关政策希望对政府部门和电网企业的工作进行规范，进而打破非技术成本的制约，但最终收效甚微。
此次文件则明确提出，要求地方政府部门对平价上网项目和低价上网项目在土地利用及土地相关收费方面予以支持，降低项目场址相关成本，协调落实项目建设和电力送出消纳条件，禁止收取任何形式的资源出让费等费用，不得将在本地投资建厂、要求或变相要求采购本地设备作为项目建设的捆绑条件，切实降低项目的非技术成本。
但最重要的是地方政府能够严格执行相关规定，上级主管部门也需要令行禁止，同时需要风电行业各方的监督，为行业发展扫除障碍。
有风电行业分析师表示，提高风电收益主要有两种渠道：一是风电机组价格的下降，而去年整年的风机价格战给整机商带来了极大的压力；二是提高风电利用小时数。
解决消纳问题，提高风电利用小时数是提高风电收益的最大来源。据其计算，每提高一百个小时的风电利用小时数，度电成本大概能够降低1.8分左右；同样要降低工程造价的话，则需要降低500元才能够达到同样的效果。
但是随着弃风限电情况的好转，风电利用小时数提升的空间也将缩减。整体而言，风电成本的下降空间也会越来越小。
如此一来，2019年的风电竞争性配置将会是一个优胜劣汰的过程，而严苛的挑战将会加速风电行业的技术进步。
