根據送審稿提出的目標，到2025年底，建成光伏、風電裝機容量各1000萬千瓦。根據全國新能源消納監測預警中心數據，到2020年底，四川省風、光的累計裝機規模分別為426、191萬千瓦，其在全省裝機容量占比分別為4.2%、1.9%。
在開發模式上，送審稿明確，按照國家提出的源網荷儲、多能互補模式，統籌各自資源稟賦及經濟社會發展需要，由市（州）科學合理確定項目開發模式。其中，在風光水互補開發模式中提到要規劃建設金沙江上游、金沙江下游、雅礱江流域、大渡河中上游四個風光水一體化可再生能源開發基地；
文件還提到了“1+N”開發模式，即利用風、光伏項目開發帶動農業、林業、牧業、漁業、旅游業、制造業等發展、治理生態環境、促進鄉村振興；鼓勵通過光伏實驗實證基地，打造開放的公共服務平臺，推廣應用光伏發電新技術、新模式、新材料。
在項目優選規則中，該送審稿明確評價因素包括企業能力、技術方案、產業帶動、上網電價等，其中光伏項目以上網電價為唯一競爭因素，風電項目以上網電價作為主要競爭因素，并且鼓勵開發企業與市（州）政府和省屬企業按照市場化原則合資合作開發。
在以云南、四川為代表的水電大省，新能源項目的結算電價一直備受關注。在此次送審稿中，明確接入水電站的風光水互補開發項目參照所接入水電站的上網電價政策，其余項目上網電價原則上不超過上一年度省內統調水電的優先發電量平均上網電價；通過競爭方式確定項目法人的，由競價方式確定的電價均為平、枯水期上網電價，豐水期上網電價按照四川省新能源發電項目參與電力市場化交易有關政策執行；適時提高光伏、風電參與跨省跨區電力市場化交易規模。
在結轉項目管理方面，送審稿指出，已按照原“一縣一公司”規定開展前期工作的風電項目，經市（州）政府同意，可由原項目法人繼續開展前期工作，在2021年底前報省發改委、省能源局核準建設；尚未開展前期工作或未能在2021年底前核準的，由市（州）政府按照市場化方式重新配置。
需要注意的是，該版文件僅為送審稿，距離正式文件的出臺尚有距離。事實上，在2020年9月，四川省發改委、四川省能源局便印發《四川省2020年光伏發電項目競爭配置工作方案》的通知，確定2020年度光伏項目開發規模為80萬千瓦，其中攀枝花市、阿壩州、甘孜州、涼山州各20萬千瓦，但優選結果至今尚未公示。
進入“十四五”之后，三北以及西南地區將成為大基地模式的主要市場，其中以云南、四川、青海等為代表的水電大省，在發展風光水互補基地模式上具有得天獨厚的優勢，但與此同時，風電、光伏也不得不面臨著對標水電價格的挑戰。
在此前《四川省2020年光伏發電項目競爭配置工作方案》中已經明確指出，申報的上網電價不得高于四川省燃煤發電基準價，市（州）將開發權配置給滿足競爭公告條件及要求，且申報上網電價最低的開發企業。
事實上，在日前四川甘孜州發布的正斗一期200MW光伏基地招標文件中，已經明確上網電價為平枯期結算電價，且不超過西川光伏發電項目指導價（暫按0.3923元/千瓦時執行），成交企業與電網企業簽訂長期購售電協議，豐水期全電量參與市場化交易；不參與市場化交易的，結算電價按照四川省豐水期（6-10月）光伏發電市場化交易有關文件執行，以及最低電價中標。
不僅如此，該文件還在土地租金以及稅費等方面予以明確，光伏陣列區租賃費用標準為200元/畝/年，耕地占用稅標準為31元/平，植被恢復費為2900元/畝，均按照全部征占用面積計算（詳情可見《3分/千瓦時“生態修復費”，四川甘孜州發布正斗一期200MW光伏基地競爭配置方案 》）。復雜地形加之高昂的土地稅費正成為西南地區發展風、光項目的一大“攔路虎”。
此外，在央企投資商轟轟烈烈的風、光開發大潮下，地方政府的“胃口”也越來越大。甘孜州項目要求投資商向政府繳納生態修復費，以0.03元/千瓦時為標準，按照實際發電量，按年繳納，連續繳納20年，投資商的項目投資收益率正被持續壓縮。
在水電大省中，風、光伏即將跳過平價，直接進入低價時代。除了低價，參與電力化市場交易的比例也在不斷提高。低電價加上電力市場化交易，對于單獨的風、光投資企業難度較大，相對來說，對于在這些地區擁有豐富水電資源的投資商會更有優勢。目前，以三峽、華能為代表的電力央企也紛紛在四川圈占資源，僅這兩家簽署的開發協議已經超過10GW，其中明確的光伏開發規模為4.85GW。
