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萬事俱備，只欠東風。
9月18日，國家發改委辦公廳發布了《可再生能源電力配額及考核辦法》第二輪征求意見稿，意味著備受業界矚目的可再生能源配額制朝落地實施階段又向前邁進了一步。
促消納、增需求
可再生能源配額制將在我國能源行業的發展歷程中具有里程碑式的意義，特別是對非水可再生能源(主要指風電、光伏、生物質)行業而言尤當如此。
中國循環經濟協會可再生能源專業委員會(CREIA)政策研究主任彭澎表示，可再生能源配額制主要解決可再生能源消納問題，同時在用能側一方，也會針對綠色電力創造更多需求。在未來可再生能源“去補貼化“的大背景下，賣電優先級的排序和設置也將有利光伏、風電的發展。
對此，國家發改委能源研究所可再生能源發展中心副主任陶冶在接受媒體采訪時也曾指出，配額制的初衷還是希望實實在在地促進可再生能源的真正消納。
市場現狀
隨著全球就應對氣候變化，減少碳排放問題達成共識，全球57個國家承諾到2030年實現排放峰值，可再生能源在各國的政策傾斜下取得了長足的進展。同時，在深入推進能源生產和消費“四個革命”的政策引領下，我國可再生能源事業發展十分迅猛。
官方數據顯示，截至2018年上半年，我國可再生能源發電裝機達到6.8億千瓦，同比增長13%。其中，水電裝機達到3.4億千瓦，風電裝機超過1.7億千瓦，光伏發電裝機超過1.5億千瓦，生物質發電裝機達到16.34吉瓦。
數據還顯示，中國在2013年躍居為全球第一風電大國，用5年半時間走過了美國、歐洲15年的風電發展歷程。截至2017年底，中國光伏新增裝機連續5年世界第一，累計裝機連續3年位居世界榜首。
消納難令市場“蒙陰”
然而，可喜的成績之下，部分地區的棄風、棄光現象嚴重，風電、光伏發電面臨消納難等問題令可再生能源的發展前景“蒙陰”。
據了解，受制于遠距離大容量輸電、調峰能力不足、棄風限電、棄光限電等問題，西北地區是我國棄風、棄光最嚴重的地區。
國家能源局數據顯示，2016年，西北五省區中，甘肅、新疆風電運行形勢最為嚴峻，棄風率為43.11%和38.37%。光伏發電方面，新疆、甘肅棄光率為32.23%和30.45%。
多措并舉促消納
顯而易見，促進可再生能源消納，大幅降低棄風率、棄光率，根治個別地區存在“窩電”問題，從根本上而言，更需要加大電改力度，借助行政和市場化手段來平衡各方利益，提高可再生能源發電在電源體系中的身份和地位。
近年，國家能源局出臺了一系列監管措施，以優化可再生能源的有序發展，力促風電、光伏發電消納問題。對此，國家能源局設置了風電、光伏發電“綠、橙、紅”三色警戒制，嚴控棄光、棄風嚴重地區風電、光伏的發展規模。
同時，2018年5月11日，國家能源局還發布《關于進一步促進發電權交易有關工作的通知》，借助跨省區發電權交易來大幅提高電力市場化交易比重，以市場化方式增加清潔電力供應。
2018年7月30日，國家能源局相關負責人在新聞發布會上介紹，我國風電和光伏發電消納形勢持續好轉，棄電量和棄電率“雙降”。上半年，全國棄風電量182億千瓦時，同比減少53億千瓦時，棄風率8.7%，同比下降5個百分點。棄光電量30億千瓦時，同比減少7億千瓦時，棄光率3.6%，同比下降3.2個百分點。上半年，有18個省(區、市)沒有棄風限電，另有9個省棄風率在5%以下，棄風率超過5%的只有內蒙古、吉林、甘肅和新疆4省(區);有22個省(區、市)沒有棄光限電，另有6個省(區)棄光率在5%以下，棄光率超過5%的只有甘肅、新疆、陜西3省(區)。
未來大有可為
我國可再生能源發電增長迅速，但其在電力總裝機中的占比及其結構仍有待優化和提升。
數據顯示，2017年我國可再生能源發電量1.7萬億千瓦時，占全部發電量的26.4%。其中，水電為11945億千瓦時，風電3057億千瓦時，光伏發電1182億千瓦時，生物質發電794億千瓦時。可見，非水可再生能源發電(風電、光伏、生物質)的占比并不高。
目前，上述數字已接近“到2020年，全部可再生能源發電裝機6.8億千瓦，發電量1.9萬億千瓦時，占全部發電量的27%”的十三五可再生能源發展目標。
相對于這一目標的保守，埃克森美孚、BP等傳統能源企業，以及國際權威機構BNEF則更加看好可再生能源市場的發展前景，它們一致認為可再生能源未來將強勁增長。
埃克森美孚在報告中樂觀地表示，太陽能和風力發電在能源供應中增長最快，合計增長達到400%左右;到2040年，太陽能和風力發電合計可能翻三倍。
BP則指出，風能和太陽能的競爭力日益增強，使得可再生能源強勁增長成為可能。補貼制度到21世紀20年代中期會逐步取消，可再生能源相對于其他燃料的競爭力日益增強。中國是最大的增長來源，印度到2030年將會成為第二大增長來源。
BNEF《2018新能源市場長期展望》預測，2018年至2050年間，全球范圍內新增發電裝機投資將達到11.5萬億美元，其中8.4萬億美元(73%)用于風電和光伏。該報告預測，隨著風電及光伏成本的快速走低及電池儲能造價的下降，到2050年，風電和光伏發電量占比有望接近50%。
一波三折配額制
強化可再生能源消納，提一步提升未來成長空間，可再生能源配額制的實施則讓業界翹首以待。法不明則不治，令不行則不嚴。一位業內人士稱，提高可再生能源在我國能源結構中的占比一方面需要管理層的統籌安排、合理規劃，另一方面則需要制度化的法規保障，對各方權益進行固化。
事實上，正是因為既要照顧到各方利益，又要兼顧現實中碰到的各種難題，可再生能源配額制的“孕育”也是一波三折。
年初的3月23日，國家能源局下發了《可再生能源電力配額及考核辦法(征求意見稿)》，就可再生能源配額制面向相關行業協會和企業征求意見。
時隔3個月之后，市場上傳出國家能源局就計劃發布配額制的第二次征求意見稿，但因涉及可再生能源補貼強度的新增內容在業內引起了巨大反應而作罷。
據了解，國家能源局計劃發布的第二版征求意見稿中，要求將可再生能源強制配額與綠色證書相結合，并且按省份劃定了風電和光伏的最低保障利用小時數，最低保障利用小時數之內可享受國家全額補貼，保障利用小時數之外的發電量，發電企業可以獲得綠證并且出售獲得增量收益，但金額不得超過原先的補貼數額。
這一新規意味著新能源企業的發電量能夠獲得的補貼，在除去保障利用小時數之外，只能依靠出售綠證來換取，并且上限不超過原來的補貼數額。故作為盈利重頭的保障外部分收益，將大大受損并且面臨變現難的問題。
第二輪意見三看點
9月18日發布的新一輪征求意見稿，就可再生能源電力配額指標核算方法進行了完善和細化，調整了大部分省區的指標，首提配額補償金方式替代強制攤銷，并明確綠證為考核指標，未來將代替補貼等考核方式。
1、配額指標有調整
首輪征求意見稿中“各省級行政區域2018年非水電可再生能源電力配額指標”顯示，北京、天津和河北2018年配額指標10.50%，2020年預期指標為13%，新一輪征求意見稿則將2018年配額指標調整為10.5%，將2020年預期指標上調到15%。內蒙古2018年配額指標和2020年預期指標均由13.0%上調到18.0%，2018年配額指標和2020年預期指標由13.50%和17.50%均調整為“監測、不考核”。
此外，對于可再生能源占電力消費量達到80%的四川、云南，對總量配額只監測，不考核，具體數值指標調整為區間指標，即≥80%即可。
第一輪征求意見稿各省級行政區域2018年可再生能源電力總量配額指標
第一輪征求意見各省級行政區域2018年非水電可再生能源電力配額指標
第二輪征求意見稿各省級行政區域2018年非水電可再生能源電力總量配額指標
2、補償金代替攤銷
新一輪配額制征求意見稿第9條明確了國家電網、南方電網所屬省級電力公司、各省級及以下地方人民政府所屬地方電網企業、擁用配電網運營權的售電公司、獨立售電公司、參與電力直接交易的電力用戶和擁有自備電廠的企業，共六類配額義務主體。
實施可再生能源配額制意味著什么？
意見稿表示，對未完成年度配額的義務主體，省級電網企業對其收取未完成額對應的配額補償金，配額補償金標準為地方燃煤發電標桿上網電價、大工業用戶最高輸配電價、政府性基金、附加以及政策性交叉補貼之和。
對超額完成的省級行政區域增加年度可再生能源電力加上規模指標。對未完成的省級行政區域，暫停下達或減少該區域化石能源發電項目建設規模，不在該區域開展新的由國務院能源主管部門組織的試點示范工作。
一位評論人士表示，各個省級行政區都要完成一定的可再生能源發電配額，完不成任務則要接受相應的法規懲治，如限制電力新增裝機等。若此政策正式落地，這一方面會促進可再生能源的消納，另一方面也會刺激地方政府加大可再生能源裝機力度做相應的緩沖。
3、綠證代證書、替補貼
第二輪征求意見稿取消了第一次征求意見稿中以“證書”為考核依據，并由電網公司銷售“替代證書”來滿足考核需要的方式。意見稿中明確以“綠證”為配額考核單位，最終考核對象主體在考核期內擁有綠證的數量將決定是否完成考核指標。
4、綠證市場或紅火
分析人士認為，配額制與綠證掛鉤并將逐步代替補貼，這將會通過市場競爭來提高其價值，進而改變當下綠證市場交投不躍的局面。
據中國綠色電力證書認購交易平臺的數據顯示，截至2018年10月16日，共有2046位名認購者認購了29766個綠證，與光伏、風電累計238854個、4818346的掛牌量相差甚遠。
目前，綠證認購平臺上的累積光伏掛牌量為238854個，累計成交量僅為151個，成交率為萬分之6.3;累積風電掛牌量為4818346個，累計成交量為29615個，成交率為千分之6.1。
按照國家發改委、國家能源局規劃思路，推行配額制，綠證是不可或缺的重要調節工具，二者相輔相成。業內人士認為，隨著配額考核實施已成必然，綠證也將在未來正式開啟市場化交易。
“綠證的本質屬性是表明電量來自于可再生能源，只是有兩個不同的市場同時存在。一個是2017年已經建立的自愿交易市場。另一個市場則是為履行配額義務而形成的交易市場。”陶冶認為，兩者最大的區別在于交易目的和交易價格的預期差異。“自愿市場是實現終端用戶獲取消費綠色電力的證明，綠色電力交易后就不再具有獲取國家補貼的資格，因此交易價格的基準是補貼強度。但配額機制下的綠證市場則是通過配額義務主體間交易獲得證書，將其作為配額指標完成情況的憑據。目前理論上各地補償金標準將是市場交易的上限價格，但在機制上沒有設定保底的交易價格，在政策機制設計上由國家可再生能源發展基金負責出售綠證后補貼不足部分。”
據陶冶介紹，針對配額制的綠證交易，國務院能源主管部門后續將會配套出臺相應的實施細則。“細則的制定將影響到綠證的交易價格。如交易周期、頻次、范圍等，都會對供需關系和價格產生較大的影響。”
助力光伏、風電騰飛
補貼拖欠、嚴控指標、市場認可度低、收入難以保證，是當下我國風電、光伏等非水可再生能源發展面臨的問題。從未來綠證替代補貼的設計思路上來看，配額制將會在一定程度上緩解日益嚴峻的欠補問題。
不過，業內人士指出，從長遠角度來看，風電、光伏等行業的縱深發展關鍵在于“增量”，即一是促消納，二是增加市場需求。若全國各地均提高可再生能源電力用能力度，隨著市場對其的認可度不斷提升，即便在無補貼的情況下，依靠技術創新提質增效、降本，光伏、風電仍有機會躍上一個更高的發展臺階。
彭澎認為，配額制主要解決可再生能源消納和針對綠色電力需求創造需求兩大問題。它會促進西部地區風電、光伏項目的消納，在未來也會拉動光伏電站的開發。另外，在賣電優先次序設置方面，配額制對光伏也會多有助益。
促消納、提需求、擴空間，將成風電、光伏騰飛催化劑！未來出臺的可再生能源配額制，值得業界期待。
注：文中有部分觀點、信息選摘、參考自如下文章
中國能源報：《可再生能源電力配額及考核辦法》再度征求意見
中國網財經：《可再生能源發電規模持續擴大 到2020年根本解決消納問題》
光伏資訊：《可再生能源配額制第二次征求意見稿解讀》、
中國石油新聞中心：《世界能源未來何去何從？》
北極星電力網：能源局印發《可再生能源電力配額及考核辦法(征求意見稿)》
9月18日，國家發改委辦公廳發布了《可再生能源電力配額及考核辦法》第二輪征求意見稿，意味著備受業界矚目的可再生能源配額制朝落地實施階段又向前邁進了一步。
促消納、增需求
可再生能源配額制將在我國能源行業的發展歷程中具有里程碑式的意義，特別是對非水可再生能源(主要指風電、光伏、生物質)行業而言尤當如此。
中國循環經濟協會可再生能源專業委員會(CREIA)政策研究主任彭澎表示，可再生能源配額制主要解決可再生能源消納問題，同時在用能側一方，也會針對綠色電力創造更多需求。在未來可再生能源“去補貼化“的大背景下，賣電優先級的排序和設置也將有利光伏、風電的發展。
對此，國家發改委能源研究所可再生能源發展中心副主任陶冶在接受媒體采訪時也曾指出，配額制的初衷還是希望實實在在地促進可再生能源的真正消納。
市場現狀
隨著全球就應對氣候變化，減少碳排放問題達成共識，全球57個國家承諾到2030年實現排放峰值，可再生能源在各國的政策傾斜下取得了長足的進展。同時，在深入推進能源生產和消費“四個革命”的政策引領下，我國可再生能源事業發展十分迅猛。
官方數據顯示，截至2018年上半年，我國可再生能源發電裝機達到6.8億千瓦，同比增長13%。其中，水電裝機達到3.4億千瓦，風電裝機超過1.7億千瓦，光伏發電裝機超過1.5億千瓦，生物質發電裝機達到16.34吉瓦。
數據還顯示，中國在2013年躍居為全球第一風電大國，用5年半時間走過了美國、歐洲15年的風電發展歷程。截至2017年底，中國光伏新增裝機連續5年世界第一，累計裝機連續3年位居世界榜首。
消納難令市場“蒙陰”
然而，可喜的成績之下，部分地區的棄風、棄光現象嚴重，風電、光伏發電面臨消納難等問題令可再生能源的發展前景“蒙陰”。
據了解，受制于遠距離大容量輸電、調峰能力不足、棄風限電、棄光限電等問題，西北地區是我國棄風、棄光最嚴重的地區。
國家能源局數據顯示，2016年，西北五省區中，甘肅、新疆風電運行形勢最為嚴峻，棄風率為43.11%和38.37%。光伏發電方面，新疆、甘肅棄光率為32.23%和30.45%。
多措并舉促消納
顯而易見，促進可再生能源消納，大幅降低棄風率、棄光率，根治個別地區存在“窩電”問題，從根本上而言，更需要加大電改力度，借助行政和市場化手段來平衡各方利益，提高可再生能源發電在電源體系中的身份和地位。
近年，國家能源局出臺了一系列監管措施，以優化可再生能源的有序發展，力促風電、光伏發電消納問題。對此，國家能源局設置了風電、光伏發電“綠、橙、紅”三色警戒制，嚴控棄光、棄風嚴重地區風電、光伏的發展規模。
同時，2018年5月11日，國家能源局還發布《關于進一步促進發電權交易有關工作的通知》，借助跨省區發電權交易來大幅提高電力市場化交易比重，以市場化方式增加清潔電力供應。
2018年7月30日，國家能源局相關負責人在新聞發布會上介紹，我國風電和光伏發電消納形勢持續好轉，棄電量和棄電率“雙降”。上半年，全國棄風電量182億千瓦時，同比減少53億千瓦時，棄風率8.7%，同比下降5個百分點。棄光電量30億千瓦時，同比減少7億千瓦時，棄光率3.6%，同比下降3.2個百分點。上半年，有18個省(區、市)沒有棄風限電，另有9個省棄風率在5%以下，棄風率超過5%的只有內蒙古、吉林、甘肅和新疆4省(區);有22個省(區、市)沒有棄光限電，另有6個省(區)棄光率在5%以下，棄光率超過5%的只有甘肅、新疆、陜西3省(區)。
未來大有可為
我國可再生能源發電增長迅速，但其在電力總裝機中的占比及其結構仍有待優化和提升。
數據顯示，2017年我國可再生能源發電量1.7萬億千瓦時，占全部發電量的26.4%。其中，水電為11945億千瓦時，風電3057億千瓦時，光伏發電1182億千瓦時，生物質發電794億千瓦時。可見，非水可再生能源發電(風電、光伏、生物質)的占比并不高。
目前，上述數字已接近“到2020年，全部可再生能源發電裝機6.8億千瓦，發電量1.9萬億千瓦時，占全部發電量的27%”的十三五可再生能源發展目標。
相對于這一目標的保守，埃克森美孚、BP等傳統能源企業，以及國際權威機構BNEF則更加看好可再生能源市場的發展前景，它們一致認為可再生能源未來將強勁增長。
埃克森美孚在報告中樂觀地表示，太陽能和風力發電在能源供應中增長最快，合計增長達到400%左右;到2040年，太陽能和風力發電合計可能翻三倍。
BP則指出，風能和太陽能的競爭力日益增強，使得可再生能源強勁增長成為可能。補貼制度到21世紀20年代中期會逐步取消，可再生能源相對于其他燃料的競爭力日益增強。中國是最大的增長來源，印度到2030年將會成為第二大增長來源。
BNEF《2018新能源市場長期展望》預測，2018年至2050年間，全球范圍內新增發電裝機投資將達到11.5萬億美元，其中8.4萬億美元(73%)用于風電和光伏。該報告預測，隨著風電及光伏成本的快速走低及電池儲能造價的下降，到2050年，風電和光伏發電量占比有望接近50%。
一波三折配額制
強化可再生能源消納，提一步提升未來成長空間，可再生能源配額制的實施則讓業界翹首以待。法不明則不治，令不行則不嚴。一位業內人士稱，提高可再生能源在我國能源結構中的占比一方面需要管理層的統籌安排、合理規劃，另一方面則需要制度化的法規保障，對各方權益進行固化。
事實上，正是因為既要照顧到各方利益，又要兼顧現實中碰到的各種難題，可再生能源配額制的“孕育”也是一波三折。
年初的3月23日，國家能源局下發了《可再生能源電力配額及考核辦法(征求意見稿)》，就可再生能源配額制面向相關行業協會和企業征求意見。
時隔3個月之后，市場上傳出國家能源局就計劃發布配額制的第二次征求意見稿，但因涉及可再生能源補貼強度的新增內容在業內引起了巨大反應而作罷。
據了解，國家能源局計劃發布的第二版征求意見稿中，要求將可再生能源強制配額與綠色證書相結合，并且按省份劃定了風電和光伏的最低保障利用小時數，最低保障利用小時數之內可享受國家全額補貼，保障利用小時數之外的發電量，發電企業可以獲得綠證并且出售獲得增量收益，但金額不得超過原先的補貼數額。
這一新規意味著新能源企業的發電量能夠獲得的補貼，在除去保障利用小時數之外，只能依靠出售綠證來換取，并且上限不超過原來的補貼數額。故作為盈利重頭的保障外部分收益，將大大受損并且面臨變現難的問題。
第二輪意見三看點
9月18日發布的新一輪征求意見稿，就可再生能源電力配額指標核算方法進行了完善和細化，調整了大部分省區的指標，首提配額補償金方式替代強制攤銷，并明確綠證為考核指標，未來將代替補貼等考核方式。
1、配額指標有調整
首輪征求意見稿中“各省級行政區域2018年非水電可再生能源電力配額指標”顯示，北京、天津和河北2018年配額指標10.50%，2020年預期指標為13%，新一輪征求意見稿則將2018年配額指標調整為10.5%，將2020年預期指標上調到15%。內蒙古2018年配額指標和2020年預期指標均由13.0%上調到18.0%，2018年配額指標和2020年預期指標由13.50%和17.50%均調整為“監測、不考核”。
此外，對于可再生能源占電力消費量達到80%的四川、云南，對總量配額只監測，不考核，具體數值指標調整為區間指標，即≥80%即可。
第一輪征求意見稿各省級行政區域2018年可再生能源電力總量配額指標
第一輪征求意見各省級行政區域2018年非水電可再生能源電力配額指標
第二輪征求意見稿各省級行政區域2018年非水電可再生能源電力總量配額指標
2、補償金代替攤銷
新一輪配額制征求意見稿第9條明確了國家電網、南方電網所屬省級電力公司、各省級及以下地方人民政府所屬地方電網企業、擁用配電網運營權的售電公司、獨立售電公司、參與電力直接交易的電力用戶和擁有自備電廠的企業，共六類配額義務主體。
實施可再生能源配額制意味著什么？
意見稿表示，對未完成年度配額的義務主體，省級電網企業對其收取未完成額對應的配額補償金，配額補償金標準為地方燃煤發電標桿上網電價、大工業用戶最高輸配電價、政府性基金、附加以及政策性交叉補貼之和。
對超額完成的省級行政區域增加年度可再生能源電力加上規模指標。對未完成的省級行政區域，暫停下達或減少該區域化石能源發電項目建設規模，不在該區域開展新的由國務院能源主管部門組織的試點示范工作。
一位評論人士表示，各個省級行政區都要完成一定的可再生能源發電配額，完不成任務則要接受相應的法規懲治，如限制電力新增裝機等。若此政策正式落地，這一方面會促進可再生能源的消納，另一方面也會刺激地方政府加大可再生能源裝機力度做相應的緩沖。
3、綠證代證書、替補貼
第二輪征求意見稿取消了第一次征求意見稿中以“證書”為考核依據，并由電網公司銷售“替代證書”來滿足考核需要的方式。意見稿中明確以“綠證”為配額考核單位，最終考核對象主體在考核期內擁有綠證的數量將決定是否完成考核指標。
4、綠證市場或紅火
分析人士認為，配額制與綠證掛鉤并將逐步代替補貼，這將會通過市場競爭來提高其價值，進而改變當下綠證市場交投不躍的局面。
據中國綠色電力證書認購交易平臺的數據顯示，截至2018年10月16日，共有2046位名認購者認購了29766個綠證，與光伏、風電累計238854個、4818346的掛牌量相差甚遠。
目前，綠證認購平臺上的累積光伏掛牌量為238854個，累計成交量僅為151個，成交率為萬分之6.3;累積風電掛牌量為4818346個，累計成交量為29615個，成交率為千分之6.1。
按照國家發改委、國家能源局規劃思路，推行配額制，綠證是不可或缺的重要調節工具，二者相輔相成。業內人士認為，隨著配額考核實施已成必然，綠證也將在未來正式開啟市場化交易。
“綠證的本質屬性是表明電量來自于可再生能源，只是有兩個不同的市場同時存在。一個是2017年已經建立的自愿交易市場。另一個市場則是為履行配額義務而形成的交易市場。”陶冶認為，兩者最大的區別在于交易目的和交易價格的預期差異。“自愿市場是實現終端用戶獲取消費綠色電力的證明，綠色電力交易后就不再具有獲取國家補貼的資格，因此交易價格的基準是補貼強度。但配額機制下的綠證市場則是通過配額義務主體間交易獲得證書，將其作為配額指標完成情況的憑據。目前理論上各地補償金標準將是市場交易的上限價格，但在機制上沒有設定保底的交易價格，在政策機制設計上由國家可再生能源發展基金負責出售綠證后補貼不足部分。”
據陶冶介紹，針對配額制的綠證交易，國務院能源主管部門后續將會配套出臺相應的實施細則。“細則的制定將影響到綠證的交易價格。如交易周期、頻次、范圍等，都會對供需關系和價格產生較大的影響。”
助力光伏、風電騰飛
補貼拖欠、嚴控指標、市場認可度低、收入難以保證，是當下我國風電、光伏等非水可再生能源發展面臨的問題。從未來綠證替代補貼的設計思路上來看，配額制將會在一定程度上緩解日益嚴峻的欠補問題。
不過，業內人士指出，從長遠角度來看，風電、光伏等行業的縱深發展關鍵在于“增量”，即一是促消納，二是增加市場需求。若全國各地均提高可再生能源電力用能力度，隨著市場對其的認可度不斷提升，即便在無補貼的情況下，依靠技術創新提質增效、降本，光伏、風電仍有機會躍上一個更高的發展臺階。
彭澎認為，配額制主要解決可再生能源消納和針對綠色電力需求創造需求兩大問題。它會促進西部地區風電、光伏項目的消納，在未來也會拉動光伏電站的開發。另外，在賣電優先次序設置方面，配額制對光伏也會多有助益。
促消納、提需求、擴空間，將成風電、光伏騰飛催化劑！未來出臺的可再生能源配額制，值得業界期待。
注：文中有部分觀點、信息選摘、參考自如下文章
中國能源報：《可再生能源電力配額及考核辦法》再度征求意見
中國網財經：《可再生能源發電規模持續擴大 到2020年根本解決消納問題》
光伏資訊：《可再生能源配額制第二次征求意見稿解讀》、
中國石油新聞中心：《世界能源未來何去何從？》
北極星電力網：能源局印發《可再生能源電力配額及考核辦法(征求意見稿)》
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