(二)调整机制既反映发电成本的变化，也与市场变化、本国规划目标、成本控制目标相一致，其目标是建立激励政策退出路径，实现本国可再生能源的均衡有序发展
上网电价水平进行定期评估和下调。在技术进步和规模效应等因素共同作用下，可再生能源发电成本呈现快速下降趋势。为了使上网电价水平与其发电成本相适应，避免出现过度激励，营造公平的市场环境，一些欧洲国家建立了上网电价定期评估和下调机制。德国陆上风电上网电价每年下调1.5%，海上风电每年下调5%。法国风电上网电价每年下调2%。意大利从2012年1月到12月，根据电站的种类和规模，每半年下调一次电价。西班牙、荷兰风电上网电价的政府补贴部分每年都要根据技术进步及发电成本变化情况调整一次。
根据规划目标完成情况调整上网电价。作为新兴产业，可再生能源发展速度往往超过政府规划和行业预期，定期的电价调整机制已经不能满足瞬息万变的可再生能源发电市场需要。因此，部分欧洲国家根据规划目标完成情况调整上网电价。德国确定每年新增光伏装机目标是250万-350万千瓦，如果上年度新增规模超过这一目标值，则要上调递减率，超过规划容量越多，递减率上调幅度越大，反之下调递减率(由于下调幅度不足以抑制过热的投资热情，德国2010年、2011、2012年实际新增光伏装机容量均超过700万千瓦，远超政府目标)。西班牙规定，当光伏装机容量达到规划容量85%后，将下调之后并网项目上网电价。葡萄牙在可再生能源装机容量达到一定量后将下调上网电价。
此外，部分欧洲国家对能够获得补贴的利用小时数做了特殊规定。西班牙对可获得电价补贴的风电、光伏发电小时数做了限制性规定。对于发电小时数超过规定小时数的风电场，超出部分不再享受政府电价补贴。从2010年12月开始三年内每年可获得补贴的光伏发电小时数1753减少到1250。从2012年7月1日开始，德国10千瓦及以下小型光伏电站80%的发电量，以及1兆瓦及以下光伏电站90%的发电量才能获得电价补贴(剩余的10%或20%发电量要么自用，要么按照市场电价出售)。
除了固定上网电价机制，欧洲部分成员国还建立了基于可再生能源配额制的电价机制。瑞典、英国、比利时、意大利、波兰、罗马尼亚等6个国家建立了基于可交易绿色证书的配额制，该政策的核心的规定可再生能源发电量必须占到总消费电量的一定比例。在制定配额目标的同时，还建立了绿色证书交易市场。发电企业单位发电量可获得一个绿色证书，并在证书市场交易。瑞典绿色证书价格约为300-400瑞典克朗/兆瓦时(约合0.25元-0.35元/千瓦时)因此，配额制下可再生能源电价是由电力市场的销售电价和绿色证书市场的证书价格构成。
在可再生能源发展初期，一些欧洲国家进行特许经营权项目招标，可再生能源上网电价按照招标电价执行。报价最低者获得项目经营权，政府保证按照中标电价收购该可再生能源发电项目的发电量。这是很多欧洲成员国在可再生能源发展初期采用过的激励政策，但已逐渐被其他形式的激励政策所取代，现已不在欧洲主流政策之列。法国、丹麦等部分国家对海上风电等具有示范作用的项目实行特许权招标政策。
对我国的建议
我国在2009年制定了风电标杆上网电价机制，极大地促进了我国风电的规模化发展，太阳能光伏发电标杆上网电价也在2011年开始实施，随后又制定了分布式光伏电价补贴政策。与德国、西班牙等欧洲国家相比，我国可再生能源发电上网电价机制还处于粗放式阶段，仍然需要进一步改进和完善，主要有以下两个方面的建议。
(一)上网电价需要与发电成本相一致
可再生能源发电项目在资源状况、装机容量、新技术应用等方面的不同直接导致度电成本的差异，客观上要求上网电价体现这些方面的差异性。我国已经分别对四大风资源区制定了风电标杆上网电价，但光伏上网电价尚未体现地区间的太阳能资源差异性，对不同容量项目也是采取“一刀切”的做法。建议国家进一步出台分资源区、分装机容量的光伏上网电价机制。
(二)应建立上网电价的灵活调整机制
随着技术的进步和开发规模的扩大，可再生能源发电成本呈快速下降趋势，从降低社会总成本、鼓励发电企业降本增效、避免行业大起大落的角度出发，政府应逐渐减少电价补贴力度，直至补贴政策最后完全退出。我国风电标杆上网电价实施三年来，电价水平未作任何调整，而此期间风电项目造价大幅下降，在不考虑弃风限电因素情况下，风电成本已显著降低，由此引起了近几年风电的爆炸式增长，并产生了消纳难等一系列问题。光伏电池及组件成本快速下降，但现行光伏上网电价政策并未提及调整机制。建议有关部门借鉴欧洲经验，根据成本变化及国家规划目标制定出台风电、光伏发电上网电价的灵活调整机制。