首先，《指导意见》明确提出2020年全国非水电可再生能源用电占比达到9%，具体分解到各省(区、市)的指标在5%-13%范围内不等，并给出了非水电可再生能源电力消纳量比重指标的具体核算方法。配额指标分解到具体各省(区、市)，有利于各地区根据自身资源状况和能源消费水平，制定符合实际情况的开发利用计划，易于指标落实。此次《指导意见》虽非真正的配额制制度，但可以初见端倪。配额指标的落实，将有效提高可再生能源在能源消费结构中的比例，从而有效解决资源配置、并网接入、系统规划等当前可再生能源开发利用中存在的主要问题。
其次，《指导意见》提出各省(区、市)能源发展规划应以配额目标为依据制定科学的可再生能源发展规划。我认为，未来中国电力系统在市场环境下、在大规模可再生能源并网所形成的混合能源时代条件下，如何在规划层面和运行层面同时实现电力系统总体优化是面临的最有挑战性的问题。加强电力系统整体规划，应当实施综合资源规划模式，就是要充分运用智能电网技术，实施“源-网-荷-储”协调规划和运行的体制机制政策，通过微网、智能配电网及能源互联网等技术将数量庞大、形式多样的电源进行灵活、高效的组合应用，从而实现各种发电资源以及“发输配售”四部分之间的协调互补，也就是“横向源源互补，纵向源网荷储协调”。只有在这种规划机制下，才能降低“双侧随机性”对电力系统安全稳定运行的不利影响，同时实现可再生能源的高效开发利用，以及常规能源与可再生能源的协调配合。
第三，《指导意见》明确了可再生能源开发利用的责任、义务及监督主体;地方能源主管部门对区域内各级电网企业和其他供电主体(含售电及直供电企业)的供电量规定指标要求;建立确保可再生能源电力消纳的激励机制;国家能源局对权益火电装机超过500万千瓦的发电企业进行监测评价。明确的责任划分、监督体系、激励机制、监测评价体系等有效协同，将有利于非水电可再生能源比重指标的执行与落实。
第四，《指导意见》提出建立可再生能源开发利用监测和评价制度。各省级能源主管部门建立健全本地区监测体系，统计部门对各项指标按年度监测，定期上报国家能源局，国家能源局对报送数据进行核实后，按年度公布监测和评价结果。这为配额指标的落实提供了有力的保障，同时，有了定期的监测和评价，能够及时发现目标引导制度在执行中的问题，如可再生能源比重指标政策或进度低于预期或执行力度低于预期;可再生能源绿色证书制度不完善等，为决策者提供方案调整的依据。
第五，《指导意见》提出不断完善促进可再生能源开发利用的体制机制，建立可再生能源电力绿色证书交易机制，可再生能源电力绿色证书可通过证书交易平台按照市场机制进行交易，有利于以市场化的手段促进可再生能源发展。从国际经验来看，绿色证书交易机制即是配额制的一个配套机制，其目的是为可再生能源发电配额义务的承担者提供一个灵活的履行义务的途径。同时，《指导意见》指出，到2020年，发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的9%以上。发电企业可以通过证书交易完成非水可再生能源占比目标的要求，能够鼓励可再生能源电力绿色证书持有人按照相关规定参与碳减排交易和节能量交易。通过配额制的方式，可促使火电企业增加可再生能源装机容量或者通过向可再生能源发电企业购买可再生能源电力绿色证书，可以有效解决地方政府和发电企业投资高污染低价电源问题，也减少了通过补贴形式发展可再生能源的资金压力。同时，此次《指导意见》也是对我国碳减排目标的落地，可再生能源绿色证书制度的推进将为碳交易市场奠定基础。
总体来说，根据国际经验，可再生能源的发展最终是需要基于市场机制的建设。然而，现阶段我国还不完全具备可再生能源发展所需的市场化条件，“中国式配额制”与“统筹规划”的有机结合，将是大势所趋，同时也是适合我国国情的可再生能源发展主要途径。可以预见，我国可再生能源发展将迎来重要机遇。
