天津136号文：风光同场竞价，增量竞价上限0.32元/度、执行10年

近日，天津市发展改革委、市工业和信息化局发布了关于印发《天津市深化新能源上网电价市场化改革实施方案》的通知，文件包括《天津市增量新能源项目机制电量竞价工作实施细则》。

《天津市深化新能源上网电价市场化改革实施方案》明确，自2026年1月1日起，天津市新能源项目（风电、光伏发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行。

存量项目、增量项目机制电量范围、价格和执行期限：

存量项目：

机制电量规模：存量项目机制电量规模与现行具有保障性质的新能源电量规模相衔接，单个项目纳入机制电量的年度比例默认为该项目投产年份至2025年12月31日，各自然年度域内非绿电交易电量占域内全部结算电量比例的最低值（百分比四舍五入取整）。绿电交易电量包括交易合同电量以及按交易规则结算的偏差电量。

机制电价：按照各项目现行非市场化电量价格政策执行。（基本保持在每千瓦时0.3655元水平）

执行期限：期限起始时间为2026年1月1日，截止时间为以项目投产时间计算的全生命周期合理利用小时数与投产满20年较早者，其中，光伏全生命周期合理利用小时数26000小时、陆上风电全生命周期合理利用小时数36000小时、海上风电全生命周期合理利用小时数52000小时。

增量项目：

增量项目可通过竞价方式纳入机制。竞价工作由市发展改革委、市工业和信息化局牵头组织，授权国网天津市电力公司承担具体事务性工作。竞价工作原则上每年组织一次，已投产和次年12月底前拟投产且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价。

机制电量规模：每年新增纳入机制的电量规模。首次新增纳入机制的电量规模与现有新能源非市场化电量比例适当衔接；以后年度纳入机制电量的规模，根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户电价承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模适当增加。建立机制电量年度规模调整机制，若当年竞价申报总电量不能达到充分竞争效果，自动降低机制电量规模。单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部上网电量。

机制电价：竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价按照入选项目最高报价确定，但不得高于竞价上限。初期，竞价上限暂按照0.32元/千瓦时确定；后期，由市发展改革委综合考虑发电成本变化、绿色价值、电力市场供需形势以及用户承受能力等设定。暂不设置竞价下限。

执行期限：按照项目回收初始投资的平均期限确定，初期按照10年执行。起始时间为竞价的次年1月1日，竞价时未投产的项目且申报投产时间在竞价的次年1月1日及以后的，起始时间按照申报投产时间的次月1日确定。竞价模式、开展方式、竞价流程等在竞价工作实施细则中另行制定。每年竞价总规模、执行期限、价格限制等具体规定将在竞价通知中明确。

《天津市增量新能源项目机制电量竞价工作实施细则》提到，首次竞价时，新增纳入机制的电量规模按全市2025年6月1日~2026年12月31日之间投产的增量新能源项目预计年上网电量和现有新能源非市场化比例确定。项目预计年上网电量（下同）=项目容量×全生命周期折合年度合理利用小时数×（1-平均厂用电率）。其中，竞价时已投产项目容量为实际投产（后续不再新增并网容量，下同）容量，竞价时未投产项目容量暂按核准（备案）容量计算，后期根据实际投产容量调整；光伏、陆上风电、海上风电的全生命周期折合年度合理利用小时数分别为1300小时、1800小时、2600小时；平均厂用电率为2%。分布式项目预计年上网电量应在上述基础上按照政府部门规定比例扣减自发自用电量，未作出规定的不进行扣减。

单个项目申报电量规模不高于其预计年上网电量的80%。

初期，竞价上限暂按照0.32元/千瓦时确定；后期，综合考虑发电成本变化、绿色价值、电力市场供需形势、用户承受能力等因素，按照建设项目经济评价方法测算调整。暂不设置竞价下限。

按照项目回收初始投资的平均期限确定，暂按照10年执行。起始时间为竞价的次年1月1日，竞价时未投产的项目且申报投产时间在竞价的次年1月1日及以后的，起始时间按照申报投产时间的次月1日确定。

初步考虑2025年组织一次竞价，预计10月下旬开展，11月完成，2025年6月1日~2026年12月31日之间全部建成投产（后续不再新增并网容量）的风电、光伏项目可自愿参与竞价。自2026年起，年度竞价工作预计每年9月开展。

详情如下：

天津市深化新能源上网电价市场化改革实施方案

为贯彻落实党的二十届三中全会精神和党中央、国务院关于加快构建新型电力系统、健全绿色低碳发展机制的决策部署，深化新能源发电上网电价市场化改革，根据《国家发展改革委 国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号）有关精神，特制定如下实施方案：

一、工作要求

按照价格市场形成、责任公平承担、区分存量增量、政策统筹协调的要求，推动新能源上网电价市场化改革措施平稳实施。一是坚持市场改革。完善市场交易和价格机制，有序推动新能源上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成价格，确保改革平稳过渡。二是坚持公平公开。健全电力市场建设，推动新能源与其他市场电源同台竞价，平等参与市场交易，更好支持改革措施平稳实施和推动新能源健康发展。三是坚持因类施策。建立新能源可持续发展价格结算机制，区分存量项目和增量项目，存量项目衔接现行政策，增量项目建立竞价机制稳定收益预期，保障市场主体投资积极性。四是坚持系统协调。强化改革政策与行业管理、新能源补贴、绿电绿证机制、新能源消纳、优化营商环境等政策协同发力，更好支撑新能源发展规划目标实现。

二、改革内容

（一）推动新能源上网电价全面由市场形成

1.全面放开新能源上网电价。自2026年1月1日起，我市新能源项目（风电、光伏发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。参与跨省跨区交易的新能源电量，上网电价和交易机制按照跨省跨区送电相关政策执行。

2.保持新能源价格政策衔接。2026年1月1日以前，新能源发电上网电价仍按照现行政策执行，参与电力市场交易的电量，上网电价由市场交易形成；未参与电力市场交易的电量，由电网企业按照我市现行相关电价政策收购。

（二）引导新能源有序参与市场形成价格

1.明确市场参与方式。新能源项目全面入市后，可选择报量报价直接参与或作为价格接受者参与市场，与煤电等其他市场电源同平台竞争。分布式项目可通过聚合方式参与市场。未直接参与且未聚合参与市场的，可接受市场形成的价格。现货市场运行前，新能源主要参与常规电能量和绿电交易等中长期市场。现货市场运行后，推动新能源公平参与实时市场，加快实现自愿参与日前市场；支持用户侧报量报价参与日前市场出清结算。

2.加快电力市场建设。健全中长期市场建设，中长期交易向更长、更短周期双向延伸。进一步提高中长期市场交易频次，加快实现中长期按日连续运营，鼓励新能源发电企业与电力用户签订多年期购电协议。逐步完善中长期市场交易规则，加快推动分时交易，使价格体现不同时段电力供需实际，允许供需双方结合新能源出力特点，合理确定中长期合同的量价、曲线等内容，并根据实际灵活调整，新能源中长期签约比例不设限制。完善绿电市场交易规则，绿电交易主要开展双边协商、挂牌交易，不再单独组织集中竞价和滚动撮合交易。市场主体在绿电交易时，申报和成交价格应分别明确电能量价格和相应绿色电力证书价格。加快推动现货市场建设，充分发挥现货市场发现价格、调节供需关系的作用，释放真实价格信号；允许供需双方自由确定中长期合同的结算参考点，结算参考点可自行选择为日前市场（或实时市场）任一节点或统一结算点。

（三）建立健全支持新能源高质量发展的制度机制

1.建立新能源可持续发展价格结算机制。新能源项目全面入市后，在市场外同步建立差价结算机制。纳入机制的新能源发电上网电量，其市场交易均价低于或高于纳入机制电价水平（以下简称机制电价）的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入系统运行费用，由全体工商业用户按月分摊或分享。

2.区分存量项目和增量项目实施差价结算机制。2025年6月1日（不含）以前投产的新能源项目为存量项目；2025年6月1日（含）起投产的新能源项目为增量项目。项目应全部建成投产（后续不再新增并网容量），投产时间确定原则：享受中央财政补贴的项目以国家补贴清单或目录中明确的全部机组并网时间为准；不享受中央财政补贴的项目以电力业务许可证注明的机组投产日期为准，分批投产的以最后一台机组的投产日期为准；豁免电力业务许可证的项目（含分布式项目）以电网企业系统记录的并网送电时间为准。

3.存量项目机制电量范围、价格和执行期限。（1）机制电量规模。存量项目机制电量规模与现行具有保障性质的新能源电量规模相衔接，单个项目纳入机制电量的年度比例默认为该项目投产年份至2025年12月31日，各自然年度域内非绿电交易电量占域内全部结算电量比例的最低值（百分比四舍五入取整）。绿电交易电量包括交易合同电量以及按交易规则结算的偏差电量。（2）机制电价。按照各项目现行非市场化电量价格政策执行。（3）执行期限。期限起始时间为2026年1月1日，截止时间为以项目投产时间计算的全生命周期合理利用小时数与投产满20年较早者，其中，光伏全生命周期合理利用小时数26000小时、陆上风电全生命周期合理利用小时数36000小时、海上风电全生命周期合理利用小时数52000小时。

4.增量项目机制电量范围、价格和执行期限。增量项目可通过竞价方式纳入机制。竞价工作由市发展改革委、市工业和信息化局牵头组织，授权国网天津市电力公司承担具体事务性工作。竞价工作原则上每年组织一次，已投产和次年12月底前拟投产且未纳入过机制执行范围的项目自愿参与竞价。（1）每年新增纳入机制的电量规模。首次新增纳入机制的电量规模与现有新能源非市场化电量比例适当衔接；以后年度纳入机制电量的规模，根据国家下达的年度非水电可再生能源电力消纳责任权重完成情况，以及用户电价承受能力等因素确定。超出消纳责任权重的，次年纳入机制的电量规模适当减少；未完成的，次年纳入机制的电量规模适当增加。建立机制电量年度规模调整机制，若当年竞价申报总电量不能达到充分竞争效果，自动降低机制电量规模。单个项目申请纳入机制的电量，可适当低于其全部上网电量。（2）机制电价。竞价时按报价从低到高确定入选项目，机制电价按照入选项目最高报价确定，但不得高于竞价上限。初期，竞价上限暂按照0.32元/千瓦时确定；后期，由市发展改革委综合考虑发电成本变化、绿色价值、电力市场供需形势以及用户承受能力等设定。暂不设置竞价下限。（3）执行期限。按照项目回收初始投资的平均期限确定，初期按照10年执行。起始时间为竞价的次年1月1日，竞价时未投产的项目且申报投产时间在竞价的次年1月1日及以后的，起始时间按照申报投产时间的次月1日确定。竞价模式、开展方式、竞价流程等在竞价工作实施细则中另行制定。每年竞价总规模、执行期限、价格限制等具体规定将在竞价通知中明确。

5.新能源可持续发展价格结算机制的结算方式。（1）按月开展差价结算。纳入机制的新能源项目要与电网企业签订差价协议，约定机制电量比例及差价电费结算等内容。对纳入机制的电量，电网企业每月按机制电价开展差价结算。项目纳入机制电量的月度比例和年度比例保持一致，月度机制电量以差价结算协议约定比例与月度实际上网电量的乘积确定。（2）机制电量规模实施动态调整。存量项目在已确定的机制电量比例范围内，每年可自主确定执行机制电量的比例，但不得高于上一年差价结算协议约定的比例。竞价时未投产的增量项目，若实际投产（后续不再新增并网容量）容量不足核准（备案）容量的95%，自动按比例缩减机制电量规模；增量项目在入选规模（自动缩减后的机制电量规模）范围内每年可自主确定执行机制的规模并相应调整比例，但不得高于上一年差价协议约定的规模，月度机制电量累加达到年度总量规模后，后续上网电量不再纳入机制，月度机制电量累加未达到年度总量规模，缺额部分不进行跨年追补。（3）市场交易均价确定原则。现货市场运行前，市场交易均价按照年度（含多月）分月及月度发电侧中长期市场同类项目电能量加权平均价格确定。现货市场运行后，市场交易均价按照月度发电侧实时市场同类项目电能量加权平均价格确定。（4）机制电量不再开展其他形式差价结算。现货市场运行初期，新能源纳入机制的电量不参与中长期市场和日前市场结算。中长期与现货市场价格收敛后，新能源可自愿参与中长期市场和日前市场。

6.新能源可持续发展价格结算机制的退出规则。纳入机制的新能源项目，执行期限内可自愿申请退出。新能源项目执行到期，或者在期限内自愿退出的，均不再纳入机制执行范围。

三、保障措施

（一）做好与新能源补贴政策衔接。享有财政补贴的新能源项目，全生命周期合理利用小时数内的补贴标准按照原有规定执行。

（二）做好与绿电绿证收益政策衔接。纳入可持续发展价格结算机制的电量，不再参与绿电交易，不重复获得绿证收益。绿电交易用户实际可获得绿证，按当月绿电合同电量、新能源项目当月机制外电量、电力用户用电量三者取最小的原则结算。