在新能源發電基本擺脫補貼依賴之後，製造環節仍在持續降低發電成本，進而帶來新投運運營商專案的經濟性提升。同時，電價體系的變革，使綠電在部分市場出現一定溢價也成為可能。此外，之前影響運營環節估值的不確定因素均得到改善，尤其是拖欠補貼也有望得到解決。綜上，預計運營環節有望迎來一定的重估。
運營商的長期回報率可能提升。2021年光伏與陸上風電全面平價，主要與這兩個子行業持續降本增效有關：過去10年光伏元件價格下降90%，效率持續提升;風電成本在2021年快速下降系大型化技術革命。製造環節主旋律始終是降本提效，即便在擺脫補貼依賴後仍在持續降本，從而提升了運營環節專案收益率，這個演變奠定了運營環節價值重估的基礎。
能耗雙控有望進一步提升新能源運營商收益。我國從“十一五”規劃就將單位GDP能耗降低作為約束性指標，2019年發改委817號文規定各地方政府非水可再生能源(光伏+風電)最低消納權重和激勵值，並提出新能源消納比例超過激勵值部分可不再計入能耗雙控指標，此後進一步提出最低消納權重以上部分全部不計入能耗雙控指標。對於能耗指標短缺卻又希望儘量減少限電對工業企業影響的地方政府，加大對新能源的支援可能是最優解。2021年12月23日、12月25日，江蘇、廣東電力交易中心對2022年電力市場年度交易結果進行公示，其中參與交易的綠電成交價較當地煤電基準價高6-7分/kwh，隨著電力交易市場不斷完善，新能源運營商收益有望進一步提升。
壓制運營商估值的不確定因素在減弱。目前棄風棄光穩定在5%以下，不確定性減弱，而早先國內風電專案棄風率與裝機關係密切，往往某一年新增裝機規模大就會導致次年棄風率提升，直接影響運營商的資產收益。此外補貼拖欠規模持續提升影響了運營公司現金流、財務成本及其資產開支能力，截至2019/2020年，運營商應收賬款佔總流動資產比重在75-80%，佔總資產比重約為12-15%。目前運營商應收款/長期借款基本在40%左右，形成的利息支出(未考慮短期貸款)對淨利潤的影響較大，若補貼拖欠可以一次性解決，預計運營商財務費用將有比較大的下降，同時，其擴張能力也更強。
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