在众多扶持政策中，以上网电价补贴为核心的价格扶持政策力度最大，主要体现在
一是建立了支持可再生能源发展的法律法规体系。2006 年正式实施《可再生能源法》，建立强制上网制度、分类电价制度、总量目标制度、专项资金和费用分摊等五项制度。
二是出台《可再生能源发展基金征收使用管理暂行办法》等措施保证风电、光伏发电可再生能源补贴政策的实现。实行风电和光伏电站分区固定上网电价，风电视风能资源条件分别在燃煤脱硫标杆电价基础上补贴 0．51、0．54、0．58、0．61元／千瓦时，光伏电站电价视太阳能资源条件分别补贴0．9、0．95、1元／千瓦时，分布式光伏发电实行按照电量给予 0．42元／千瓦时的补贴，农林生物质发电和垃圾发电分别补贴 0．75、0．65 元／千瓦时。
三是建立费用分摊制度。《可再生能源法》第二十条规定，电网企业依照政府确定的上网电价收购可再生能源电量所发生的费用，高于按照常规能源发电平均上网电价计算所发生费用之间的差额，由在全国范围对销售电量征收可再生能源电价附加补偿，明确要求建立可再生能源费用分摊制度。2006 年6月，结合电价调整，国家正式开始征收可再生能源电价附加，征收标准为0．001元／千瓦时。之后，工商业用电承担的可再生能源电价附加征收标准不断提高，2016年1月1日提高到0．019 元／千瓦时。
四是自 2009 年开始组织实施的“节能产品惠民工程”，对节能家电、汽车、工业产品推广，以财政补贴方式推广高效节能产品，到 2013 年累计安排资金 40多亿元。
但是，扶持政策存在诸多问题。
可再生能源电价附加资金缺口日益增大，国家面临“涨电价”与“欠补贴”双重压力。我国新能源发电尚处于发展初级阶段，受技术水平制约，其上网电价水平较高，需要政府利用可再生能源电价附加来进行价格补贴。随着新能源发展规模的不断扩大，形成了不断上涨的补贴资金需求，尽管可再生能源电价附加征收标准提高到目前的1．9分／千瓦时，但资金缺口仍日益增大，并且电价附加存在资金缺口的地区（省级电网企业）逐年增多，调配的资金额度逐年增大。据不完全统计，2015 年底，全国可再生能源电价附加缺口累计缺口达到约400 亿元。如果完全满足2015年规划要求的新能源补贴需要，加上弥补拖欠的补贴资金，预计需要在每度电中征收3分钱左右。由于现在新能源标杆电价补贴，是依据企业所报的成本人为测算的结果，企业上报的成本越高，越是可以获得高电价。已定的标杆电价给新能源发电企业留出的利润超过了其他发电方式。新能源是一种随着规模扩大，边际成本下降较快的产业，而标杆电价调整往往具有滞后性和被动性。可以预见，未来会有很多资金投向新能源，国家规划的规模可能大幅度突破。到那时，国家将面临两难选择，要么拖欠补贴，要么就涨电价。当前，我国经济增长的下行压力很大，电价上涨几分钱将极大地影响企业的竞争力，也会冲抵国家结构性减税等措施给企业的优惠。特别是在能源需求增长放缓，能源供给保持增长的情况下，电价不降反升，也不符合市场规律。
价格补贴效率呈下降趋势，而且按规划补贴难以适应新能源发展各地成本不一的挑战。已有研究结果表明，随着价格补贴政策的持续实施，新能源补贴效果2004～2013年10年间下降1／3，平均每年下降3个百分点。另一方面，目前对新能源实行固定价格补贴，降低了投资者的风险，但是由于各地资源条件不同，技术进步速度不一，成本下降的幅度不等，由于每年收取的可再生能源电价附加基金与补贴的新能源发电量恒定，大量本可在市场中获得赢利的光电与风电项目得不到立项，这种按规划补贴限制了可再生能源快速发展。根据国家能源网资料，光伏发电吐鲁番上网电价目前约为0．90 元／千瓦时，但华电公司通过招标的2 万千瓦光伏电站，电价0．785元也能赢利。由于光伏发电、风力发电仍然需要国家的电价补贴，而光伏发电控制指标太少，该项目得不到审批。
现有电价补贴机制可能大幅增加补贴负担，再加上电价补贴和配额交易方案滞后，容易导致“三角债”的出现。现行新能源项目大部分是地方核准，价格补贴却是由全网分摊，等于“地方请客，中央买单”，这种价格补贴费用分摊方式不太合理。另外，由于在征收过程中各种减免政策政出多门，征收过程管理不规范，导致可再生能源附加不能足额征收，并且征收上来的资金绝大多数用于补贴风电，而用于光伏发电、生物质能发电的资金则严重不足。再者，由于“寅吃卯粮”现象普遍存在，再加上补贴资金申报和审批流程繁琐，可再生能源电价补贴延迟发放的时间越来越长，目前长达18～36个月，这使得企业资金紧张并形成大量“三角债”，严重影响企业的正常经营和经济效益，间接增加了新能源发电成本。
三大举措完善新能源价格机制
目前我国新能源产业呈现出良好的发展态势，但相当一部分产业项目处于建设期，市场竞争优势尚未形成，核心竞争力不强，产业配套环境有待进一步提升。因此，必须充分运用多种经济尤其是价格手段，大力促进我国新能源产业发展。
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