该项目由华北电力大学张兴平教授和袁家海教授团队主持完成，其阶段性研究成果《中国风光发电平价上网：路径及政策建议》(以下简称《报告》)在发布会上发布。
根据《报告》，到2020年，在“乐观”情景(即无弃风弃光，且融资利率为4%的较低水平)下，对于风电项目，全国约1/3省份的风电平准化发电成本低于或接近当地煤电脱硫标杆电价，可实现“十三五”规划中风电发电侧平价上网目标；对于陆上集中式光伏项目，全国约1/5省份的集中式光伏平准化发电成本低于或接近当地脱硫煤电标杆电价，可实现发电侧平价上网；对于分布式屋顶光伏，以各省工商业电价作为标杆，全国80%省份的分布式光伏发电成本均低于或接近当地工商业电价，可以实现用户侧平价上网目标。
《报告》是以2016年风光发电的实际情况为基准，综合考虑投资成本、年利用小时数和融资成本三个因素的变动，设置“乐观”“中性”“悲观”三种情景探讨2020年风电、集中式和分布式光伏发电平价上网的可能性及实现路径，并得出上述结论的。
《报告》认为，那些在“乐观”情景下依然不能实现平价上网目标的省份，其风电项目造价水平要在2016年基础上降低20%以上，个别地区需要降低40%左右；光伏发电项目需在2016年基础上降低40%左右，个别地区降幅需达到一半左右。
为推动风电、光伏发电实现平价上网，《报告》给出了三条途径：保利用小时数、降投资成本、绿色金融支持，这一观点得到了与会专家的广泛认同。
伴随着装机量的快速增长，我国新能源发电的弃风弃光电量和弃风弃光率一度走高。2016年弃风电量497亿千瓦时、弃风率17%，弃光电量70亿千瓦时、弃光率10.3%。2017年国家暂停了弃风弃光严重地区的新增项目建设，并引导新能源装机向中东部转移，取得了明显效果，2017年弃风弃光率双双下降。
中电联行业发展与环境资源部处长张卫东在会上表示，2017年以来，风电、光伏发电投资监测预警机制起到了明显作用，暂停弃风弃光严重地区的新增项目建设，使这些地区的新能源装机得到有效控制，现有装机利用率得以提高。同时，行业主管部门还综合施策，加大了跨省售电力度，电网企业也做出了很大努力，在不断提升运行技术的同时，还不断提高调度水平，提升了电网对新能源电量的消纳力度。未来，提升利用小时数仍将是提高风光消纳能力、推动风光发电平价上网的中坚力量。
困扰风电、光伏平价上网的，除了消纳利用水平，还有成本，这既包括了技术成本，也包括非技术成本和融资成本。
目前技术成本的下降已取得较好效果。2007年我国太阳能电池组件价格为每瓦约36元，而2017年仅为3元/瓦左右。未来，技术成本下降的趋势仍将得到延续。中国循环经济协会可再生能源专委会政策研究部主任彭澎预计，未来光伏组件成本可能下降至1元/瓦。
新能源发电中的非技术成本近年来得到了越来越多的关注，业内对降低非技术成本的呼声越来越高。据彭澎介绍，包括土地、税费等在内的非技术成本占项目整体投资的比例约为20%，有着较大的下降空间。国家能源局新能源与可再生能源司副司长梁志鹏去年也曾表示，如果能够把税收、限电、补贴拖欠等因素的影响解决，光伏发电至少可以有0.1元/千瓦时的降价空间。
《报告》在最后还建议针对可再生能源“融资难”“融资贵”的问题，构建绿色能源金融体系，切实降低可再生能源项目的融资门槛和融资成本。张兴平表示，降低融资成本不仅可以有效降低风电、光伏项目的造价，而且对推进可再生能源持续健康发展非常重要。
