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上述文件提出，根据基地规划、输电通道建设和输送可再生能源能力，合理确定基地配套项目的建设布局，采用竞争性方式配置项目资源和确定项目投资开发企业，并将电价作为主要竞争条件。业内惊呼，风电是否开始进入竞价上网时代？
促风电降电价
风电降电价是大势所趋。早在2015年底，国家发改委发布《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策》，确定“十三五”期间新能源发电补贴实施“退坡”机制。根据相关规划，到2020年，风电与煤电上网电价相当，即所谓的“风火同价”，平价上网。
“上述文件表明，主管部门有意推动风电行业通过竞争进一步降成本，但并不意味着国内风电行业进入竞价上网时代。值得注意的是，该工程是外送通道的配套项目，也就意味着理论上消除了弃风限电的风险。”一位行业分析师表示。
推动风电降电价的思路一脉相承。
今年3月，国家能源局对乌兰察布风电基地规划建设有关事项的复函中提出，乌兰察布风电基地一期建设规模600万千瓦，所发电量按照可再生能源优先发电原则参与京津冀电力市场交易，国家不予补贴。
国家能源局去年组织开展风电平价上网示范，最终圈定13个项目。该批示范项目建成后，上网电价将按当地煤电标杆上网电价执行，所发电量由电网公司负责确保全额消纳，不核发绿色电力证书。示范项目的申报情况以及执行情况或将成为风电下一步如何“去补贴”的重要依据。
“同样，此次国家能源局批复的项目，也是在特定条件、特定前提下，引入竞争性电价。可以看作是主管部门对开发企业电价承压能力的又一次摸底。”上述分析师表示。
“风电项目资源条件、外部条件差异性大，目前并不具备大范围内实施竞价上网的条件。”一位风电开发商相关负责人表示，“在火电都未完全实现竞价上网的情况下，谈风电竞价上网为时尚早。”
如何竞价待细则
“无论是平价上网还是竞价上网，实际上，都涉及到风电电价体系制定的问题。电价体系牵一发动全身，对于产业发展具有直接影响力。对于风电来说，电价体系的设计，一是要促进行业持续发展；二是要促进成本平稳下降。”上述风电开发商相关负责人表示。
按照电力市场化改革方向，竞价上网是长远目标。有观点认为，风电实施固定标杆电价，不能根据出力的变化，及时反映电力供需关系以及电力系统调峰成本，不利于风电竞价上网。
但也有观点认为，就近期和中期而言，首先要考虑的是，由现有的差价补贴向定额补贴转变，并逐步摆脱补贴依赖。
“对于文件中所称的采用竞争性方式配置项目资源和确定项目投资开发企业，如何具体实施不得而知，是否类似于历史上的特许权招标竞价模式？”一位风电开发企业相关人士反问记者。
早在2006年，国家发改委曾颁布《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，要求风电上网电价按照招标方式形成。这导致同一地区风资源相近的不同项目，上网电价可能存在较大差异。
十几年前，国内尚处风电规模化发展初期，曾采用特许权招标模式确定上网电价。企业为了圈占资源不惜报出低价，阻碍了行业发展。此后，低价中标向中间价中标模式转变。2009年7月我国出台风电标杆价格政策。按照资源区分类划分成不同档次的上网固定电价，成为风电电价的主导模式。
“具体到这个文件，如何通过电价竞争配置项目资源和确定项目投资开发企业，仍需要有更细化的规则。”上述分析师表示。
风电版“领跑者”？
根据国家能源局发布的《2018年一季度风电并网运行情况》，今年一季度，在全国弃风电量和弃风率“双降”的背景下，内蒙古弃风率高达21.3%，远高于全国8.5%的弃风率，风电消纳形势仍十分严峻。
弃风情况不仅极大侵蚀了开发企业的利润，也阻碍了风电企业开发运行成本的真实呈现。
“由于是给外送通道配套的项目，理论上消除了弃风限电的风险。同时，文件明确提出，各级政府及部门不得对项目开发企业提出采纳本地生产风电发电设备的要求，各项目企业应按市场竞争规则公开招标采纳相关设备。这表明，剔除各种非技术性因素外，各家开发商基本站在同一起跑线，通过竞价配置项目资源，比拼的将是真实的技术水平和管理水平。”上述分析师表示。
在该分析师看来，这有点风电版“领跑者”的意味，类似于光伏“领跑者”，通过竞价倒逼行业降成本和技术进步。
所谓光伏“领跑者”，是从2015年开始，国家能源局组织实施的以促进光伏发电技术进步、产业升级、市场应用和成本下降为目标的重大示范工程。
“不过，需要注意的是，以光伏领跑者项目的经验来看，电价高低不是考察的唯一因素，而是对包括电价水平、可靠性、技术先进性、质量、管理等在内的综合评定。”上述分析师说。
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