根据国家发展与改革委员会发布的数据，试点启动以来，绿电交易价格比大多数中长期以煤电为主的双边购电协议高0.03～0.05元/千瓦时。以北京煤电上网电价0.37元/千瓦时为例，这意味着绿电交易价格比煤电价格高出8%～13%，即存在绿色溢价。在初始阶段，市场设计中优先考虑市场的稳定运行是无可厚非的。未来在市场中，由于中国风电和光伏已经在许多地方实现平价上网，绿色溢价很可能会在以后逐渐下降直至消失。

近期中国部分地区出现拉闸限电的问题，部分原因在于煤炭供应不足。针对上述问题，政策制定者和行业专家正在全力寻找保障能源供应安全的举措。考虑到全球煤炭、石油和天然气价格高企，绿电交易可以并应该成为中国能源供应保障战略的有效手段之一。10月12日，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，提出将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%。这不仅使可再生能源发电更具竞争力，同时也彰显了可再生能源电力合同的对冲价值，即上述8%～13%的现阶段绿色溢价等同于相对近期煤电价格的一个“折扣”。

协调绿电交易机制与其他各种绿电相关政策工具对中国来说是个挑战。上述绿电相关政策工具主要包括可再生能源证书和可再生能源消纳责任权重。举例来说，刚启动的绿色电力交易采用“证电合一”（可再生能源证书与所交易的电力捆绑在一起）的方式，而未参与绿电市场交易的风、光发电量则与绿色证书并无捆绑关系，即“证电分离”；此外，可再生能源消纳责任权重对中国每个省份的可再生能源消纳目标作出了强制性要求，这可能会对跨省区绿电交易规模的扩大形成一定阻碍。

尽管面临这些挑战，但绿电市场化交易对中国正在进行的电力系统改革来说仍然是一个里程碑。随着中国电力市场的不断发展，以实现国家能源、经济和环境发展目标，与市场经验和相关的国际交流与合作将为中国的政策制定者和利益相关者提供更多思路和参考价值。我们坚信，绿色电力交易有助于扩大可再生能源的市场消纳，从而能够使中国更迅速地实现能源系统的低碳转型，助力中国实现2060年碳中和目标。