2015年3月3日， 两会第一天，国家能源局在其网站上公布了一份名为《国家能源局关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见(国能新能〔2016〕54号)》的文件。文件制定了2020年各省全社会用电量中非水电可再生能源电力消纳量比重指标，以及为实现这一目标，各省级能源主管部门、发电企业等各自应当承担的责任与义务。尤其需要指出的是，指导意见要求到2020年，除专门的非化石能源生产企业外，各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。这一目标可借助可再生能源电力绿色证书交易来实现。这一规定被业内视作中国的“可再生能源配额制”。
这一政策的积极性毋庸置疑。首先，可再生能源配额制有望缓解日益严重的弃风弃光问题。指导意见以各省非水可再生能源电力消纳量比重指标作为评价依据，鼓励可再生能源电站多发电，社会多消纳。其次，绿色证书交易制度有助于推动可再生能源电力早日实现平价上网。可再生能源发电企业可通过出售绿色证书获得额外收益，用市场化的手段完成了煤电等非绿色电力对绿色电力的补贴，提升了可再生能源电力在市场上的竞争力。
国内可再生能源市场的前景的确很好。中国政府的目标是到2020年，非化石能源占一次能源消费比重提高至15%。为满足这一目标，尽管目前电力需求增长疲弱，政府未来一段时间还将会从政策上大力支持风电和太阳能发展。根据2016年全国能源工作会议提出的目标，要在2016年实现新增风电装机 2000万千瓦和光伏新增装机1500万千瓦。
近几年中国可再生能源发展迅猛。以风电为例，前瞻产业研究院《2016-2021年中国风电行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》数据显示：2013年新增装机容量1609万千瓦，同比增长24.1%;2014年新增装机容量更是同比增长45.1%;2015年同比增长31.5%。据国际风能委员会测算，2015年全球新增风电设备装机容量为6300万千瓦，中国新增装机容量占到全球的48%，为3297万千瓦，第二名美国和第三名德国的新增风电装机容量分别仅为860万千瓦和600万千瓦。
与此同时，中国可再生能源发展的收益问题凸显。影响收益的重要因素包括上网电价、补贴发放和弃风弃光等。从当前情况来看，可再生能源上网电价应该已经到位，补贴滞后问题也比较容易解决，主要矛盾集中在弃风和弃光。如今弃风弃光率再度高企，主要因为电力行业整体供大于求。2015年全社会用电量仅增长0.5%。2015年全国发电设备平均利用小时只有3969小时，为1978年以来最低，目前看来2016年电力需求可能依然持续疲弱，如果完成国家能源局此前定下的全年可再生能源新增装机目标，2016年弃风弃光的问题可能更严重，可再生能源行业盈利将受到更严峻考验。
首先，解决弃风弃光虽然有技术方面原因，但更重要矛盾转为市场问题。因此，从电力需求的角度看问题，需要尽可能减少装机增长，实事求是考虑电力需求增长，调低可再生能源发展目标。风电不像核电有七、八年的建设周期，等到电力需求回暖的时候再加快建设也来得及。
其次，如果政府为了完成到2020年非化石能源占一次能源消费比重15%的目标，而需要在低能源需求的背景下加快清洁能源替代，需要考虑实施更强有力的措施来解决当前弃风弃光现象。在低电力需求背景下，真正有可能做到比较经济有效地解决弃风弃光现象的方法，就是推行可再生能源配额制。
配额制与上网电价政策可作为支持可再生能源发展的两大机制。上网电价通过直接定价方式使投资者获得稳定可预期的收益;配额制更多是需要通过市场机制引导企业以最低的成本开发可再生能源，其补偿具有不确定性。上网电价政策一般适用于可再生能源发展的起步阶段，而配额制更多适用于发展成熟的阶段，甚至可以考虑上网电价政策与配额制政策同时使用。
配额制主要有如下几点特点。第一，从可再生能源配额制承担主体来看，承担主体可以是发电企业或供电企业承担。如果是发电企业作为承担主体，一般采取购买可再生能源发电证书的形式，将配额制义务成本传导至常规发电企业。目前我国正在开展的新一轮电力改革，其核心就是放开售电侧市场。这就具备了供电企业作为承担主体的基本条件。在售电侧市场放开的条件下，供电企业作为承担主体能够采取更灵活的方式将配额义务成本通过终端销售电价进行疏导。第二，在分配可再生能源配额指标时，需要更多考虑资源条件、地区经济发展水平与该地区电网情况。第三，支持可再生能源发展，配额制的运作机制较灵活，主要基于电力市场化运行机制进行调节。
当然，需要认识到中国配额制的可操作性问题，这就是电力市场改革进程。由于配额制主要是基于电力市场市场化基础上，由政府制订配、供电企业或发电企业作为承担主体，市场化的运作机制保证了可再生能源配额可被交易，更有利于资源配置，增强配额制的灵活性与可操作性。
