根据送审稿提出的目标，到2025年底，建成光伏、风电装机容量各1000万千瓦。根据全国新能源消纳监测预警中心数据，到2020年底，四川省风、光的累计装机规模分别为426、191万千瓦，其在全省装机容量占比分别为4.2%、1.9%。
在开发模式上，送审稿明确，按照国家提出的源网荷储、多能互补模式，统筹各自资源禀赋及经济社会发展需要，由市(州)科学合理确定项目开发模式。其中，在风光水互补开发模式中提到要规划建设金沙江上游、金沙江下游、雅砻江流域、大渡河中上游四个风光水一体化可再生能源开发基地;
文件还提到了“1+N”开发模式，即利用风、光伏项目开发带动农业、林业、牧业、渔业、旅游业、制造业等发展、治理生态环境、促进乡村振兴;鼓励通过光伏实验实证基地，打造开放的公共服务平台，推广应用光伏发电新技术、新模式、新材料。
在项目优选规则中，该送审稿明确评价因素包括企业能力、技术方案、产业带动、上网电价等，其中光伏项目以上网电价为唯一竞争因素，风电项目以上网电价作为主要竞争因素，并且鼓励开发企业与市(州)政府和省属企业按照市场化原则合资合作开发。
在以云南、四川为代表的水电大省，新能源项目的结算电价一直备受关注。在此次送审稿中，明确接入水电站的风光水互补开发项目参照所接入水电站的上网电价政策，其余项目上网电价原则上不超过上一年度省内统调水电的优先发电量平均上网电价;通过竞争方式确定项目法人的，由竞价方式确定的电价均为平、枯水期上网电价，丰水期上网电价按照四川省新能源发电项目参与电力市场化交易有关政策执行;适时提高光伏、风电参与跨省跨区电力市场化交易规模。
在结转项目管理方面，送审稿指出，已按照原“一县一公司”规定开展前期工作的风电项目，经市(州)政府同意，可由原项目法人继续开展前期工作，在2021年底前报省发改委、省能源局核准建设;尚未开展前期工作或未能在2021年底前核准的，由市(州)政府按照市场化方式重新配置。
需要注意的是，该版文件仅为送审稿，距离正式文件的出台尚有距离。事实上，在2020年9月，四川省发改委、四川省能源局便印发《四川省2020年光伏发电项目竞争配置工作方案》的通知，确定2020年度光伏项目开发规模为80万千瓦，其中攀枝花市、阿坝州、甘孜州、凉山州各20万千瓦，但优选结果至今尚未公示。
进入“十四五”之后，三北以及西南地区将成为大基地模式的主要市场，其中以云南、四川、青海等为代表的水电大省，在发展风光水互补基地模式上具有得天独厚的优势，但与此同时，风电、光伏也不得不面临着对标水电价格的挑战。
在此前《四川省2020年光伏发电项目竞争配置工作方案》中已经明确指出，申报的上网电价不得高于四川省燃煤发电基准价，市(州)将开发权配置给满足竞争公告条件及要求，且申报上网电价最低的开发企业。
事实上，在日前四川甘孜州发布的正斗一期200MW光伏基地招标文件中，已经明确上网电价为平枯期结算电价，且不超过西川光伏发电项目指导价(暂按0.3923元/千瓦时执行)，成交企业与电网企业签订长期购售电协议，丰水期全电量参与市场化交易;不参与市场化交易的，结算电价按照四川省丰水期(6-10月)光伏发电市场化交易有关文件执行，以及最低电价中标。
不仅如此，该文件还在土地租金以及税费等方面予以明确，光伏阵列区租赁费用标准为200元/亩/年，耕地占用税标准为31元/平，植被恢复费为2900元/亩，均按照全部征占用面积计算(详情可见《3分/千瓦时“生态修复费”，四川甘孜州发布正斗一期200MW光伏基地竞争配置方案 》)。复杂地形加之高昂的土地税费正成为西南地区发展风、光项目的一大“拦路虎”。
此外，在央企投资商轰轰烈烈的风、光开发大潮下，地方政府的“胃口”也越来越大。甘孜州项目要求投资商向政府缴纳生态修复费，以0.03元/千瓦时为标准，按照实际发电量，按年缴纳，连续缴纳20年，投资商的项目投资收益率正被持续压缩。
在水电大省中，风、光伏即将跳过平价，直接进入低价时代。除了低价，参与电力化市场交易的比例也在不断提高。低电价加上电力市场化交易，对于单独的风、光投资企业难度较大，相对来说，对于在这些地区拥有丰富水电资源的投资商会更有优势。目前，以三峡、华能为代表的电力央企也纷纷在四川圈占资源，仅这两家签署的开发协议已经超过10GW，其中明确的光伏开发规模为4.85GW。
