《通知》明确了可再生能源电力配额制将如何实施和可再生能源电力配额指标确定和配额完成量核算方法，同时公示了各省(区、市)可再生能源电力总量配额指标及各省(区、市)非水电可再生能源电力配额指标，分为约束性指标和激励性指标。
根据《通知》，2018年各地区配额完成情况不进行考核，随《通知》下达的2018年配额指标用于各地区自我核查，2020年配额指标用于指导各地区可再生能源发展。自2019年1月1日起正式进行配额考核，2019年度配额指标将于2019年第一季度另行发布。
对于，可再生能源电力配额制的发布，有分析人士指出，可再生能源电力前期发展存在一定无序、过剩不均衡的问题，因此造成补贴、资源和投资的低效利用，所以推出配额制应该是在市场竞争的基础上增加了宏观调控的机制，以统筹规划引导可再生能源电力的合理发展。既可以规范可再生能源电力市场的乱象，也可以推动可再生能源电力提高在整体电力市场中的比例、加强绿色发展的基础。
配额制
推动宏观调控微观竞争
为促进可再生能源开发利用，保障实现2020、2030年非化石能源占一次能源消费比重分别达到15%、20%的能源发展战略目标，国家能源局相继于2016年2月29日出台《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)》，2018年3月23日国家能源局曾经发布《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》第一版，9月13日，国家能源局发布《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》第二版，而11月15日，发布的《关于实行可再生能源电力配额制的通知》已经是第三版。
《通知》明确，可再生能源电力配额是按省级行政区域对电力消费规定应达到的可再生能源比重指标，包括可再生能源电力总量配额和非水电可再生能源电力配额。满足总量配额的可再生能源电力包括全部可再生能源发电种类，满足非水电配额的可再生能源电力包括除水电以外的其他可再生能源发电种类。
对各省级行政区域规定的应达到的最低可再生能源比重指标为约束性指标，按超过约束性指标10%确定激励性指标。各省级行政区域的配额指标的确定，由各省自行测算并报送国务院能源主管部门，每年申报一次。国务院能源主管部门组织第三方机构对各省级行政区域申报的年度可再生能源电力配额指标进行评估后予以批准。
各省级人民政府作为配额的责任主体，按年度组织制定本省可再生能源电力配额实施方案，包括年度配额指标及配额分配、配额实施工作机制、配额履约方式、考核方式等。值得注意的是，《通知》对未完成配额的市场主体不再明确罚款的核算办法，而是改为“依法依规予以处罚，将其列入不良信用记录，予以联合惩戒”。
另外，通知中明确了各类从事售电业务的企业及所有电力消费者共同履行可再生能源电力配额义务。各类售电公司(含电网企业售电部分，以下同)、参与电力直接交易的电力用户和拥有自备电厂的企业接受配额考核。通俗的讲，生产商(各类发电企业)不承担义务，所有中间商和消费者承担义务，但义务归义务，不考核，独立考核的只有售电公司，参与电力直接交易的电力用户和拥有自备电厂的企业。
虽然，政策出台，并未实施，但有企业人士提出担忧，所谓的配额未来将会与可再生能源电力市场化相矛盾。“其实大可不必，因为，配额应该是根据当地风光热资源的现实条件，以及上网等基础设施条件来确定配额，这就是所谓的，‘宏观调控、微观竞争’，不过，这些还都是理论上好的方向，还要看具体落地执行情况。”
新能源企业
称有利于市场化
而对于发电企业来说，可再生能源电力配额有意味着什么呢?
有光伏企业表示，这一政策的实施，一方面可以缓解光伏发电的消纳问题，甚至可以与供电公司议价，适当提高光伏发电的收购价格;另一方面刺激了用电大户的自投自建安装光伏的热情。而对于分布式和户用光伏来说，电网公司会对风电光伏的投建、并网和消纳更加友好，不管是对安装分布式光伏的企业，还是对安装户用光伏的业主，电网公司都会转变成“发自心底”鼓励的态度。配额制加速了可再生能源的市场化交易，分布式光伏和户用光伏会搭乘电力市场化交易的快车，加速实现平价上网。
东旭光电方面表示，从整体来看，未来可再生能源电力配额制出台，必将有利于包括风电、太阳能发电在内的可再生能源的消纳，有利于扩充可再生能源补助的来源，助推可再生能源行业借助更为市场化的手段实现可持续的发展。同时，也应从历次征求意见稿体的内容变化中看出，由于各相关利益主体的博弈与影响，可再生能源电力配额制最为核心的强制考核及惩戒机制正在不断遭受挑战。
而对于风电企业来说，金风科技如是向记者表示，本版征求意见稿将促进可再生能源发展的总体目标一以贯之，同时化繁为简、兼顾协调，有利于加快可再生能源电力配额管理制度的逐步落地。可再生能源配额制对促进可再生能源产业可持续发展有重要意义，在有效解决清洁能源消纳问题的同时，也有望通过市场化方式推动可再生能源综合竞争力进一步提升，为行业健康、可持续发展提供保障。
未来在相关政策的支持下，行业企业在坚定发展信心的同时，面对市场竞争、电价退坡等挑战，更应从项目全生命周期角度关注可再生能源度电成本，共同努力推动项目投资开发、开工建设和运行维护等各个环节的效益提升和成本下降，从而持续提升可再生能源发电效率和综合竞争力。例如以金风科技为代表的设备制造企业，将努力提升技术水准、生产效率和精益管理能力，致力于为客户提供设备质量好、发电效率高、运维成本低的产品及综合服务。
另外，对于可再生能源电力配额，有观点指出，最初《关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见》出台，以为是发电企业承担配额。《可再生能源电力配额及考核办法(征求意见稿)》第一版出台，看到了承担主体变为了供售电公司和电力消费者，以为会和碳配额相结合，电力消费者领域重点向高耗能高污染企业摊派。但第二版文件指出：承担保底供电服务责任的电网企业(含配售电公司)购买绿证用于完成非公益性电量对应配额的绿证净支出费用，可依据国家有关规定向非公益性电力用户疏导。电网企业并非独立考核主体，因此并非强制性的疏导。如果配额承担主体有电力消费者，应当将可再生能源配额与碳配额相结合，对于高耗能高污染企业的用电与排放进行重点监督监测。但文件并没有深入规定。
各省能源主管部门会同电力运行管理部门制定可再生能源配额时，主要依据年度可再生能源发电量和消纳能力预测，并无体现出远大目标的意思，相对来说是比较保守的。另外考核主体也不再是发电企业。可再生能源配额制无疑是一次革命，但是从这个意义上来说，只是一次温和的革命。
同时，有行业内人士表示，未来，可再生能源配额制所征收的配额补偿金将用于可再生能源基金，这将会缓解补贴压力，对可再生能源电力企业无疑是重大利好。虽然政策并不会给可再生能源企业带来比上网标杆电价超额的收益，但只有生产且消纳的可再生能源电量才计入配额产生绿证，也就是说弃风弃光的电量不计算在内。积极的参与可再生能源电力交易，与售电公司与电力交易机构展开合作或自行寻找大的电力消费者，提前布局，无疑能减少弃光弃风的损失。
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