根據國家發展與改革委員會發布的數據，試點啟動以來，綠電交易價格比大多數中長期以煤電為主的雙邊購電協議高0.03～0.05元/千瓦時。以北京煤電上網電價0.37元/千瓦時為例，這意味著綠電交易價格比煤電價格高出8%～13%，即存在綠色溢價。在初始階段，市場設計中優先考慮市場的穩定運行是無可厚非的。未來在市場中，由于中國風電和光伏已經在許多地方實現平價上網，綠色溢價很可能會在以后逐漸下降直至消失。

近期中國部分地區出現拉閘限電的問題，部分原因在于煤炭供應不足。針對上述問題，政策制定者和行業專家正在全力尋找保障能源供應安全的舉措。考慮到全球煤炭、石油和天然氣價格高企，綠電交易可以并應該成為中國能源供應保障戰略的有效手段之一。10月12日，國家發改委發布《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，提出將燃煤發電市場交易價格浮動范圍由現行的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上均不超過20%。這不僅使可再生能源發電更具競爭力，同時也彰顯了可再生能源電力合同的對沖價值，即上述8%～13%的現階段綠色溢價等同于相對近期煤電價格的一個“折扣”。

協調綠電交易機制與其他各種綠電相關政策工具對中國來說是個挑戰。上述綠電相關政策工具主要包括可再生能源證書和可再生能源消納責任權重。舉例來說，剛啟動的綠色電力交易采用“證電合一”（可再生能源證書與所交易的電力捆綁在一起）的方式，而未參與綠電市場交易的風、光發電量則與綠色證書并無捆綁關系，即“證電分離”；此外，可再生能源消納責任權重對中國每個省份的可再生能源消納目標作出了強制性要求，這可能會對跨省區綠電交易規模的擴大形成一定阻礙。

盡管面臨這些挑戰，但綠電市場化交易對中國正在進行的電力系統改革來說仍然是一個里程碑。隨著中國電力市場的不斷發展，以實現國家能源、經濟和環境發展目標，與市場經驗和相關的國際交流與合作將為中國的政策制定者和利益相關者提供更多思路和參考價值。我們堅信，綠色電力交易有助于擴大可再生能源的市場消納，從而能夠使中國更迅速地實現能源系統的低碳轉型，助力中國實現2060年碳中和目標。