和以往政策相比，风光平价新政有两大特色，一是上文提及的政策创新，二是考虑了操作性因素进行政策设计，特别是发挥可再生能源相关主体的作用，形成政府、企业和电网等参与主体共赢的局面。

一是通过平价低价项目与规划内的其他项目共同推进市场和产业发展，降低成本，有助于减少对国家电价补贴资金需求，提升资金利用效率。平价上网与正在推进的配额制度和绿证机制衔接，也可以激发绿证交易市场。

二是可再生能源企业需要继续推进技术进步和产业升级，利用好两年政策窗口期。无论是风电还是光伏发电，近期产业自身降本的关键在于效率提升。

三是电网企业也可获得潜在的发展机遇。平价上网项目以及其他可再生能源发电项目建设，需要以接网和消纳条件为前提。考虑为可再生能源提供持续增长的空间，电网也需要在软件和硬件上持续投入，增强消纳风光等波动性电源的能力。在未来风光全面平价阶段，风光的持续有序增长，也需要电网和整个电力系统的升级为支撑。

和电网企业密切相关的一项机制是不少于20年的固定电价收购政策。从国际经验看，这项机制于电网利大于弊。如在美国，可再生能源项目签订长期购电协议较为普遍，电网企业或中间批发商希望和发电企业签订长期协议，其预期电力市场长期价格可能上升，因此从全生命周期的成本考虑，长协价格将获得更高收益。

对经济性提出更多要求

平价项目需要达到两个前置条件，一是电网具备接网和消纳条件，二是具有较好经济性优势。先不考虑消纳条件，仅从经济性上考虑，在当前风光投资和运行成本条件下，国内已有部分地区和领域在2019年具备平价条件。

对于陆上风电，在“三北”平坦且风资源优质地区，如果年等效利用小时数达到2750，则8%收益水平下风电电价需求为0.32元/千瓦时，低于吉林、辽宁、黑龙江、冀北、山西、陕西等地的燃煤标杆电价(0.33~0.38元/千瓦时);如果小时数达到3000，则电价需求为0.29元/千瓦时，这一数值与蒙西、蒙东、宁夏、甘肃、新疆的燃煤标杆电价非常接近。

在东中部山地一般资源地区，如果年等效利用小时数达到2200，则8%收益水平下电价需求为0.46元/千瓦时，与广东省燃煤标杆电价相当，且与大部分东中部地区的燃煤标杆差距低于0.05元/千瓦时。

由于风资源在各省份内部差异较大，风电场建设条件各异，目前无论是在“三北”地区，还是在东中部地区，均有一定规模的风电项目具备平价条件。

对于集中光伏电站，在目前4.5~5.0元/瓦的初始投资水平下，在太阳能资源好、接网和消纳条件好的地区，部分电站可以实现与燃煤标杆电价平价，如吉林西部地区，等效利用小时数达到1500左右即可实现平价，此外陕西北部、河北北部、四川西部等部分地区也具备条件。东中部地区在有土地资源的条件下，如果地方有一定的电价补贴政策，也可以有项目按照燃煤标杆上网且不需要国家电价补贴。

分布式光伏发电如果有一定比例的自发自用，或者可以进行市场化直接交易，则全国20多个省市区均具备建设平价项目条件。