以风电为例，2009年四类风电上网标杆电价的制定以及后面的电价调整，都是依据当时的产业技术水平和投资成本，在保证企业可获得合理利润的前提下做出的，企业也是据此对项目投资行为进行决策。所以，今天在确定保障小时数的时候，最合理的办法就是参考固定电价制定时依据的利用小时数。举例来说，我国I类风资源区自2015年1月1日开始执行的风电上网标杆电价是0.49元/千瓦时，所依据的基本测算指标是资本金内部收益率为8%，再加上长期贷款利率4.9%，I类风区建设成本平均8100元/千瓦以及设备折旧等其他指标，则得出一个风电项目的年利用小时数至少要在2180才能保证8%的基本收益。低于2180小时，资本金收益率就将低于8%，项目的投资收益就不能保证，因此应该按2180小时来确定保障小时数，并乘以项目装机容量得出保障性收购电量。

如何计算补偿电量？按《办法》的规定：

计入补偿的电量是保障性收购电量和可再生能源实际发电量的差值。

确定了保障性收购电量，接下来的问题就简单了。如果该项目在实际中因限发而导致一年上网电量只有1800小时，那么应该保障的小时数2180减去1800就是损失的利用小时数380，所对应的电量就是需要其他优先级别较低的机组补偿的电量。

《办法》对补偿电价做出了规定：

补偿电价按项目所在地的可再生能源上网标杆电价执行。

即当地燃煤脱硫标杆上网电价加上可再生能源附加电价。承担补偿责任的机组负责补偿燃煤脱硫标杆电价部分，可再生能源附加电价部分仍由国家可再生能源基金支付。

三、首提“保障性购电量”与“市场交易电力”划分

办法中首次提出保障性收购电量和市场交易电量的划分：

在通过计划方式优先安排一部分保障性发电量，保障可再生能源项目合理收益的同时，使其超出保障性范围的发电量参于市场交易。

这是发挥“可再生能源电力边际成本低的优势，通过市场竞争的方式实现优先发电，促进可再生能源电力多发满发”的有效措施。同时，也可以引导企业不断提高管理水平，加速技术创新。