本文为北京电力交易中心庞博的发言稿《我国绿色电力市场建设实践及有关思考》。文中介绍：
1、目前新能源消纳的三种方式
当前，新能源项目的发电量消纳方式有三种：1）电网保障性收购，2）绿电交易，3）常规市场化交易
新能源电量既可以参与绿电交易，也可以参与常规的市场化交易。
2、常规市场化交易：35%新能源发电量参与
截至2022年底，国网经营区内新能源发电量达9991亿千瓦时，但市场化新能源交易电量3465亿千瓦时，占新能源发电量的34.68%。
新能源参与市场化交易的方式。
3、绿电交易：有0.02~0.1元/度的溢价
2021年9月7日，我国开始启动绿色电力交易试点。截至2022年年底，全国累计绿色电力交易电量518.66亿千瓦时。其中，国网经营区448.86亿千瓦时，南网经营区为69.8亿千瓦时。各年度的交易量如下图所示。
图：2021~2023年绿电交易量（单位：亿千瓦时）
绿电交易成交电价普遍高于当地中长期市场均价，溢价幅度为20.53-105.52元/兆瓦时。宁夏、福建、重庆、天津、上海、浙江、江西七省成交价格均高于当地燃煤基准价上浮20%后的水平。不同省份的绿电溢价如下表所示。
4、绿证交易：平均售价0.028元/度
截至2022年底，绿证交易平台共收到有效双边交易意向211笔，交易绿证145.43万张，交易均价28.10元/张。
从行业来看，售电公司绿证成交量最大，占绿证总成交量的46.56%，交易均价29.30元/张；其次是制造企业。主要用于完成可再生能源配额。
从地区来看，江苏、新疆为绿证主要购买省份，两省交易量占绿证总交易量的74%。新疆成第二绿证购买省份，确实出乎意料。
4、未来新能源电力电价的构成建议
PPT原文如下。
文章来源：碳视角
(中欧绿色能源金融研究所)