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此项修改主要是针对风电并网难的实际所作的调整。出现并网难有三方面的原因，一是风电的上马速度与发电能力超过了电网提升接纳与消化能力的速度；二是风电企业良莠不齐，部分项目达不到并网的技术要求，强行并网可能对电网安全造成威胁；三是风力发电的波动性加大了电网企业的调峰难度与运行成本，电网企业没有接纳的积极性与驱动力。考虑到上述原因，《能源法》的本次修正突出了“保障性”的原则，在取消了强制性全额收购的条款下，从市场的角度提高电网企业对于可再生能源收购的积极性。一方面改变了国家大包大揽的购电模式，迫使包括风电企业在内的可再生能源企业苦练内功，压缩不达标项目的盲目上马，另一方面也进一步加大了电网接收可再生电力上网的实际可操作性，完善了接收制度。
强调技术发展、明确资金来源
《修正案》的第十四条约定“电网企业应当加强电网建设，扩大可再生能源电力配置范围，发展和应用智能电网、储能等技术，完善电网运行管理，提高吸纳可再生能源电力的能力，为可再生能源发电提供上网服务。”首次将电网企业的智能电网发展规划纳入法律范畴。第二十四条规定“国家设立政府基金性质的可再生能源发展基金。来源包括国家财政年度安排专项资金和征收的可再生能源电价附加等，用于支持以下活动：(一)可再生能源开发利用和并网的科学技术研究、标准制定、检测认证和示范工程；(二)农村、牧区生活用能的可再生能源利用项目；(三)偏远地区和海岛可再生能源独立电力系统建设；(四)可再生能源的资源勘查。”
上述两条修订有利于推动包括智能电网建设在内的与可再生能源开发利用相关的科研工作，通过提高电网的结算统计能力来推动输变电运营模式的优化，进而促进包括可再生能源在内的整个电力市场的长远发展。同时，对发展基金来源的明确也为资金扶持的相关机制奠定了现实基础，有利于保障电网企业收购可再生能源电力的积极性，有利于在全国范围内安排调度可再生能源附加费用的管理。这种类似于蓄水池或互助基金的安排从一定程度上解决了我国可再生能源发展的资金来源问题，避免了无本之木、无源之水的尴尬。
可能出现的困惑与局限性
全额收购难以在短期内实现
在实际市场环境中，电网公司仍然不具备积极主动地接收可再生能源电力的内在动力机制。进入项目规划是可再生能源发电企业发展的前提，我们看到，即使进入了规划，电网也没能全额接收风力发电企业的发电量。
出现这种尴尬的原因，一是电网公司可通过收购协议对全额接收的条件进行约定，降低其违约的可能性与成本；二是电网公司在权衡利弊后有可能主动接受违约罚款，并拒绝全额接收(尤其是在罚款损失小于风电场损失的情况下)；三是电网公司违约后，对风电场弃风损失的认定存在技术难题，没有一个能够为双方所认同的独立第三方提供认定支持。况且“全额收购制度”主要是通过在电网覆盖范围内发电企业与电网企业履行并网协议来解决，实施中由于双方企业利益关系和责任关系不明确，缺乏对电网企业的有效行政调控手段和对电网企业的保障性收购指标要求，目前来看落实难度很大。
发电的经济性短期难以改善
可再生能源发电的经济性主要取决于三个方面：一是通过环保效益的显性化实现对发电成本的平抑与补偿，二是通过技术进步提升发电效率，三是通过规模化发展降低单位运营成本。目前来看，可再生能源的实际成本水平仍大大高于传统能源模式，短期内难以形成竞争力；国内发电企业现阶段在技术方面的投入依然有限，关键技术和设备制造主要依靠国外专利和技术标准，通过技术进步实现成本降低的难度大；国内风电、太阳能发电已经进入规模化发展阶段，降低单位成本的边际贡献逐步下降，空间有限。可再生能源的未来发展还需要长期的政策扶持与额外补贴，这也决定了其长期保持微利的发展前景。
建议对于已经启动行业标准制定工作的可再生能源板块(如风电)，应加快其行业标准的制定工作，同时尽快启动包括太阳能、生物质能与海上风电等板块的行业标准，改变行业内主体在技术标准、建设标准和运行标准上无所适从、自行其是的现象。
各级政府的分解与落实是一个挑战
全国可再生能源开发利用规划与各行政区域可再生能源开发利用中长期目标之间存在不一致，可能导致国家的总体规划无法得到充分的分解和落实，尤其是在可再生能源项目在属地的经济、社会贡献程度较低的情况下，这就需要国家通过制定一系列配套政策进行激励和引导，针对敌方利益冲动进行正向疏导。
为电网与电源企业的博弈提供监管
