2018年上半年，迫于限電及保障利用小時數未完成的窘境驅使，中國的大型風電發電公司以折扣價出售24%的發電量。由于補貼的存在，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模、穩定的價格及合同長度，不足以成為風電項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目經濟性的主要途徑。


風電發電企業通過市場化交易減少棄風電量，獲得額外收入及補貼。2017年，中央政府的保障利用小時數規定本可確保北方各省理論發電量中69-89%的電量收購。但在一些地區，實際情況并不如此，落實的利用小時數低于保障水平，地方政府甚至強制一部分保障電量進入市場折價銷售。

目前，至少有15個省份允許風電參與市場化交易。云南省走在改革的前面，在2018年上半年，大型發電集團風電發電量中的68%參與了市場交易。

盡管交易合同明確電源品種，但市場化的風電價格已經達到或低于煤電價格。這表明市場參與者并不區分電源品種，并理解補貼的存在和較低的邊際成本應該使得可再生能源的電價更低。

自2017年以來，風電市場化交易的電價折扣（不含補貼）在21%-92%之間，最低的新疆冬季供暖電價為20元/MWh（3美元/MWh）。直購電及發電權交易電價波動最大，而跨省跨區交易價格相對穩定。

可再生能源配額制難以支撐一個有活力的綠證市場；綠證本有望支持無補貼風電項目的經濟性。配額制將更加側重保障和提高已建成項目的利用小時數。