第六條 國務院能源主管部門會同經(jīng)濟運行主管部門對可再生能源發(fā)電受限地區(qū)，按照各類標桿電價覆蓋區(qū)域，核定各類可再生能源并網(wǎng)發(fā)電項目保障性收購年利用小時數(shù)并予以公布，并根據(jù)產(chǎn)業(yè)發(fā)展情況和上網(wǎng)電價調(diào)整情況對各地區(qū)各類可再生能源保障性收購年利用小時數(shù)按年度進行調(diào)整。可再生能源并網(wǎng)發(fā)電項目根據(jù)該小時數(shù)和裝機容量確定保障性收購年上網(wǎng)電量。
　　第七條 不存在技術(shù)因素限制可再生能源發(fā)電情況的地區(qū)，電網(wǎng)企業(yè)應根據(jù)其資源條件保障可再生能源并網(wǎng)發(fā)電項目發(fā)電量全額收購。
　　第八條 生物質(zhì)能、地熱能、海洋能發(fā)電項目以及各類特許權(quán)項目、示范項目暫按可行性研究報告評審意見核定的利用小時數(shù)確定保障性收購年利用小時數(shù)；擁有分布式風電、太陽能發(fā)電的用戶暫時不參與市場競爭，上網(wǎng)電量由電網(wǎng)企業(yè)足額收購。
　　第九條 保障性收購電量范圍內(nèi)，因電網(wǎng)調(diào)度安排導致的可再生能源并網(wǎng)發(fā)電項目限發(fā)電量視為可再生能源優(yōu)先發(fā)電權(quán)或優(yōu)先發(fā)電合同自動轉(zhuǎn)讓至系統(tǒng)內(nèi)優(yōu)先級較低的其他機組，由相應機組承擔對可再生能源并網(wǎng)發(fā)電項目的補償費用。計入補償?shù)南薨l(fā)電量最大不超過保障性收購電量與可再生能源實際發(fā)電量的差值。保障性收購電量范圍內(nèi)的可再生能源優(yōu)先發(fā)電權(quán)不得主動通過市場交易轉(zhuǎn)讓。
　　因可再生能源并網(wǎng)線路故障、非計劃檢修導致的可再生能源并網(wǎng)發(fā)電項目限發(fā)電量由電網(wǎng)企業(yè)承擔補償。
　　由于可再生能源資源條件造成實際發(fā)電量達不到保障發(fā)電量以及因自身設備故障、檢修等原因造成的可再生能源并網(wǎng)發(fā)電項目發(fā)電量損失由可再生能源發(fā)電項目自行承擔，不予補償。
　　可再生能源并網(wǎng)發(fā)電項目的補償電價標準按項目所在地對應的可再生能源上網(wǎng)標桿電價執(zhí)行。
　　第十條 電網(wǎng)企業(yè)協(xié)助電力交易機構(gòu)負責根據(jù)電網(wǎng)實際運行情況，確定承擔可再生能源并網(wǎng)發(fā)電項目限發(fā)電量補償費用的機組范圍，并根據(jù)相應機組實際發(fā)電量超過計劃電量或合同電量部分大小分攤補償費用。限發(fā)電量及補償費用分攤情況按月統(tǒng)計報送國務院能源主管部門派出機構(gòu)備案，按年度結(jié)算相關(guān)費用。
　　第十一條 鼓勵超出保障性收購電量范圍的可再生能源發(fā)電量參與各種形式的電力市場交易，充分發(fā)揮可再生能源電力邊際成本較低的優(yōu)勢，通過市場競爭的方式落實優(yōu)先發(fā)電權(quán)，促進可再生能源多發(fā)滿發(fā)。
　　對已建立電力現(xiàn)貨市場交易機制的地區(qū)，鼓勵可再生能源發(fā)電參與現(xiàn)貨市場和中長期電力合約交易，優(yōu)先發(fā)電合同逐步按現(xiàn)貨交易及相關(guān)市場規(guī)則以市場化方式實現(xiàn)，參與市場交易的可再生能源發(fā)電量按照項目所在地的補貼標準享受可再生能源電價補貼。
　　第三章 保障措施
　　第十二條 國務院能源主管部門會同國務院財政部門，按照全國可再生能源開發(fā)利用規(guī)劃，確定各省（自治區(qū)、直轄市）在規(guī)劃期內(nèi)應當達到的可再生能源發(fā)電量占全部發(fā)電量的比重。省（自治區(qū)、直轄市）能源主管部門指導電網(wǎng)企業(yè)制定落實可再生能源發(fā)電量比重目標的措施，并在年度發(fā)電計劃和調(diào)度運行方式安排中予以落實。
　　第十三條 嚴格落實可再生能源優(yōu)先發(fā)電制度，使可再生能源并網(wǎng)發(fā)電項目保障性收購電量部分通過充分安排優(yōu)先發(fā)電量計劃并嚴格執(zhí)行予以保障。發(fā)電量計劃須預留年內(nèi)計劃投產(chǎn)可再生能源并網(wǎng)發(fā)電項目的發(fā)電計劃空間。