跨区协调是“核心环节”
自2005年颁布实施《可再生能源法》，我国可再生能源发展的基本法律制度和政策框架初步确立，对加快推动我国可再生能源开发利用产生了积极影响，风电、太阳能发电等可再生能源产业迅猛发展。但是随着非水电可再生能源电力的大规模发展，可再生能源电力进一步发展的瓶颈，由过去技术装备能力方面的约束，转变为市场和体制方面的制约，突出体现为当前风电等可再生能源电力电网接入和市场消纳困难。
一方面，目前电网企业缺乏深入采取技术和管理措施接纳更多可再生能源的外在动力，同时受制于发电指标的计划管理，难以充分挖掘电力系统在促进可再生能源电力发展方面的潜力，可再生能源电力进一步规模化发展步履维艰。
另一方面，各地区对可再生能源重开发而轻市场，地方政府对可再生能源电力就地消纳的工作不够重视，且现有电力体制及机制难以独立支撑可再生能源电力消纳。
总而言之，要解决可再生能源电力发展的困境，需实现可再生能源电力在更大范围内的消纳，扩大可再生能源电力调度运行涉及的电网区域范围，这要求系统运行需与可再生能源发电的波动性相配合，其他电源的配置和运行方式也要与风电和太阳能发电的运行特点相适应。
为实现这个目标，国内针对配额制的研究和探索已经开展多年，作为重要的能源政策其制定背景和实施方式具有自身的特殊性。一方面是协调难度大。配额制的制定初衷是解决外送可再生能源电力的消纳问题。而跨区可再生电力消纳涉及到国家级电网企业和同等级消纳区域政府之间的协调及协商。一定程度上增加了政策实施效果的不确定性和不可预见性。这与仅需单独依靠区域自身强化管理、调整经济结构、推进技术进步、优化能源结构即可实施完成的节能减排、能源“双控”政策等不尽相同。另一方面是需要真实消纳。配额制解决的是可再生电力物理电量的真实消纳，因此需要电力的发、输、配、用在同一时间完成，并且建立其间的物理网络联系。这与通过碳市场进行虚拟交易即可完成的碳减排义务也不相同。
