2018年上半年，迫于限電及保障利用小時(shí)數(shù)未完成的窘境驅(qū)使，中國的大型風(fēng)電發(fā)電公司以折扣價(jià)出售24%的發(fā)電量。由于補(bǔ)貼的存在，即使以21%-92%的折扣水平出售，市場化電量交易仍然有利可圖。目前的交易缺少足夠的規(guī)模、穩(wěn)定的價(jià)格及合同長度，不足以成為風(fēng)電項(xiàng)目完全依靠的收入來源。即將出臺的配額制也很難使得市場化交易成為支撐項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的主要途徑。


風(fēng)電發(fā)電企業(yè)通過市場化交易減少棄風(fēng)電量，獲得額外收入及補(bǔ)貼。2017年，中央政府的保障利用小時(shí)數(shù)規(guī)定本可確保北方各省理論發(fā)電量中69-89%的電量收購。但在一些地區(qū)，實(shí)際情況并不如此，落實(shí)的利用小時(shí)數(shù)低于保障水平，地方政府甚至強(qiáng)制一部分保障電量進(jìn)入市場折價(jià)銷售。

目前，至少有15個(gè)省份允許風(fēng)電參與市場化交易。云南省走在改革的前面，在2018年上半年，大型發(fā)電集團(tuán)風(fēng)電發(fā)電量中的68%參與了市場交易。

盡管交易合同明確電源品種，但市場化的風(fēng)電價(jià)格已經(jīng)達(dá)到或低于煤電價(jià)格。這表明市場參與者并不區(qū)分電源品種，并理解補(bǔ)貼的存在和較低的邊際成本應(yīng)該使得可再生能源的電價(jià)更低。

自2017年以來，風(fēng)電市場化交易的電價(jià)折扣（不含補(bǔ)貼）在21%-92%之間，最低的新疆冬季供暖電價(jià)為20元/MWh（3美元/MWh）。直購電及發(fā)電權(quán)交易電價(jià)波動(dòng)最大，而跨省跨區(qū)交易價(jià)格相對穩(wěn)定。

可再生能源配額制難以支撐一個(gè)有活力的綠證市場；綠證本有望支持無補(bǔ)貼風(fēng)電項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性。配額制將更加側(cè)重保障和提高已建成項(xiàng)目的利用小時(shí)數(shù)。