在“三（三）节中可再生能源有限发电权”中明确：

通过建立优先发电权，提出可再生能源发电的年度安排原则，实施优先发电权交易，并在调度中落实，努力实现规划内的可再生能源全额保障性收购。建立利益补偿机制，鼓励燃煤发电对可再生能源发电进行调节。

在三（四）节中其他鼓励可再生能源消纳的运行机制中再次明确：

鼓励对燃煤机组进行技术改造、对热电联产机组加装蓄热器，实施深度调峰，提高电网可再生能源消纳能力。充分发挥抽水蓄能机组和储能设备的快速调峰能力，实施风光水储联合运行。建立有利于可再生能源消纳的风电、太阳能发电出力预测机制。建立提高可再生能源消纳的需求响应激励机制。

3.2、动态电价考核机制

无独有偶，国家能源局近期的《国家能源局关于实行可再生能源发电项目信息化管理的通知》（国能新能[2015]358号）中明确提出“提升新能源管理水平，建立健全事中事后管理机制，规范可再生能源电价附加补助资金管理”。

该新平台的上线，将及时采集全国各可再生能源项目信息。可实现动态的对预期的电价补贴总量进行预估；动态预测各时段、各省份的补贴发放情况。其中“事中事后管理机制”，预计将首先对目前国内各地区的可再生能源的电价进行梳理，完成电价梳理后将评估各地区的风电、光伏电价的真实成本。为将来补贴电价调整提供技术依据。

参考德国的实际案例，未来补贴电价的调整可能根据市场变化将越来越频繁。甚至将实现：资源类似地区统一电价，而非目前主要按照省份的定价模式；补贴电价将委托中介机构依据当年的资源情况，完成“一年一议”；实现项目开发商的退出机制。

3.3、电价补贴的上游转移

近年来，随着风电、光伏的标杆电价确定以及风电标杆电价下调。风电、光伏的项目开发商为追求企业本身利润的最大化，均采用设备的最低价中标方式进行招标。而风电、光伏的设备制造商迫于市场竞争压力，设备的价格不断下降。光伏组件、光伏逆变器以2008年分别约35元/W、3元/W的价格降低至目前约3.5~4.0元/W、0.25~0.3元/W。

项目开发商在收益不断提高的情况，设备制造商压力倍增。部分设备制造商纷纷成为项目开发商，部分设备制造商的重心不再关注产品本身的质量、研发的投入，长此以往，将不利于我国新能源类产品、设备的行业发展。

另一方面，国内部分地区在新能源项目中向项目开发商收取1~2分/千瓦时的“资源费”，更是与国家的可再生能源电价补贴的初衷相悖。

如“可再生能源发电项目信息化管理”中包含风电、光伏主要设备的制造商信息，其将可根据电站实际运行容量实现源头的补贴，真正的实现目前“领跑者”政策的落实；促进新能源行业的健康发展。