和以往政策相比，風光平價新政有兩大特色，一是上文提及的政策創新，二是考慮了操作性因素進行政策設計，特別是發揮可再生能源相關主體的作用，形成政府、企業和電網等參與主體共贏的局面。

一是通過平價低價項目與規劃內的其他項目共同推進市場和產業發展，降低成本，有助于減少對國家電價補貼資金需求，提升資金利用效率。平價上網與正在推進的配額制度和綠證機制銜接，也可以激發綠證交易市場。

二是可再生能源企業需要繼續推進技術進步和產業升級，利用好兩年政策窗口期。無論是風電還是光伏發電，近期產業自身降本的關鍵在于效率提升。

三是電網企業也可獲得潛在的發展機遇。平價上網項目以及其他可再生能源發電項目建設，需要以接網和消納條件為前提。考慮為可再生能源提供持續增長的空間，電網也需要在軟件和硬件上持續投入，增強消納風光等波動性電源的能力。在未來風光全面平價階段，風光的持續有序增長，也需要電網和整個電力系統的升級為支撐。

和電網企業密切相關的一項機制是不少于20年的固定電價收購政策。從國際經驗看，這項機制于電網利大于弊。如在美國，可再生能源項目簽訂長期購電協議較為普遍，電網企業或中間批發商希望和發電企業簽訂長期協議，其預期電力市場長期價格可能上升，因此從全生命周期的成本考慮，長協價格將獲得更高收益。

對經濟性提出更多要求

平價項目需要達到兩個前置條件，一是電網具備接網和消納條件，二是具有較好經濟性優勢。先不考慮消納條件，僅從經濟性上考慮，在當前風光投資和運行成本條件下，國內已有部分地區和領域在2019年具備平價條件。

對于陸上風電，在“三北”平坦且風資源優質地區，如果年等效利用小時數達到2750，則8%收益水平下風電電價需求為0.32元/千瓦時，低于吉林、遼寧、黑龍江、冀北、山西、陜西等地的燃煤標桿電價(0.33~0.38元/千瓦時);如果小時數達到3000，則電價需求為0.29元/千瓦時，這一數值與蒙西、蒙東、寧夏、甘肅、新疆的燃煤標桿電價非常接近。

在東中部山地一般資源地區，如果年等效利用小時數達到2200，則8%收益水平下電價需求為0.46元/千瓦時，與廣東省燃煤標桿電價相當，且與大部分東中部地區的燃煤標桿差距低于0.05元/千瓦時。

由于風資源在各省份內部差異較大，風電場建設條件各異，目前無論是在“三北”地區，還是在東中部地區，均有一定規模的風電項目具備平價條件。

對于集中光伏電站，在目前4.5~5.0元/瓦的初始投資水平下，在太陽能資源好、接網和消納條件好的地區，部分電站可以實現與燃煤標桿電價平價，如吉林西部地區，等效利用小時數達到1500左右即可實現平價，此外陜西北部、河北北部、四川西部等部分地區也具備條件。東中部地區在有土地資源的條件下，如果地方有一定的電價補貼政策，也可以有項目按照燃煤標桿上網且不需要國家電價補貼。

分布式光伏發電如果有一定比例的自發自用，或者可以進行市場化直接交易，則全國20多個省市區均具備建設平價項目條件。