《天津市深化新能源上網電價市場化改革實施方案》明確：為做好政策銜接，2026年1月1日以前，新能源發電上網電價仍按照現行政策執行。參與電力市場交易的電量，上網電價由市場交易形成；未參與電力市場交易的電量，由電網企業按照我市現行相關電價政策收購。

新能源項目全面入市后，可選擇報量報價直接參與市場或作為價格接受者參與市場。其中，分布式項目可通過聚合方式參與市場，未直接參與且未聚合參與市場的，可接受市場形成的價格。

《天津市增量新能源項目機制電量競價工作實施細則》對競價有關政策、競價程序等進行詳細規定，確保增量項目機制電量競價工作有序開展。

據了解，天津市現貨市場尚未運行，新能源項目主要通過參與常規電能量和綠電交易等中長期市場實現入市。未來，將進一步健全中長期市場建設，推動中長期交易向更長、更短周期雙向延伸，逐步完善中長期和綠電市場交易規則，加快落地分時交易，強化電力現貨市場建設。待現貨市場運行后，將推動新能源公平參與實時市場，加快實現自愿參與日前市場，并支持用戶側報量報價參與日前市場出清結算，更好發揮市場在價格形成方面的作用。

為貫徹落實黨的二十屆三中全會精神和黨中央、國務院關于加快構建新型電力系統、健全綠色低碳發展機制的決策部署，深化新能源發電上網電價市場化改革，根據《國家發展改革委 國家能源局關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號）有關精神，特制定如下實施方案：
一、工作要求
按照價格市場形成、責任公平承擔、區分存量增量、政策統籌協調的要求，推動新能源上網電價市場化改革措施平穩實施。一是堅持市場改革。完善市場交易和價格機制，有序推動新能源上網電量全面進入電力市場，通過市場交易形成價格，確保改革平穩過渡。二是堅持公平公開。健全電力市場建設，推動新能源與其他市場電源同臺競價，平等參與市場交易，更好支持改革措施平穩實施和推動新能源健康發展。三是堅持因類施策。建立新能源可持續發展價格結算機制，區分存量項目和增量項目，存量項目銜接現行政策，增量項目建立競價機制穩定收益預期，保障市場主體投資積極性。四是堅持系統協調。強化改革政策與行業管理、新能源補貼、綠電綠證機制、新能源消納、優化營商環境等政策協同發力，更好支撐新能源發展規劃目標實現。
二、改革內容
（一）推動新能源上網電價全面由市場形成
1.全面放開新能源上網電價。自2026年1月1日起，我市新能源項目（風電、光伏發電，下同）上網電量原則上全部進入電力市場，上網電價通過市場交易形成。參與跨省跨區交易的新能源電量，上網電價和交易機制按照跨省跨區送電相關政策執行。
2.保持新能源價格政策銜接。2026年1月1日以前，新能源發電上網電價仍按照現行政策執行，參與電力市場交易的電量，上網電價由市場交易形成；未參與電力市場交易的電量，由電網企業按照我市現行相關電價政策收購。
（二）引導新能源有序參與市場形成價格
1.明確市場參與方式。新能源項目全面入市后，可選擇報量報價直接參與或作為價格接受者參與市場，與煤電等其他市場電源同平臺競爭。分布式項目可通過聚合方式參與市場。未直接參與且未聚合參與市場的，可接受市場形成的價格。現貨市場運行前，新能源主要參與常規電能量和綠電交易等中長期市場。現貨市場運行后，推動新能源公平參與實時市場，加快實現自愿參與日前市場；支持用戶側報量報價參與日前市場出清結算。
2.加快電力市場建設。健全中長期市場建設，中長期交易向更長、更短周期雙向延伸。進一步提高中長期市場交易頻次，加快實現中長期按日連續運營，鼓勵新能源發電企業與電力用戶簽訂多年期購電協議。逐步完善中長期市場交易規則，加快推動分時交易，使價格體現不同時段電力供需實際，允許供需雙方結合新能源出力特點，合理確定中長期合同的量價、曲線等內容，并根據實際靈活調整，新能源中長期簽約比例不設限制。完善綠電市場交易規則，綠電交易主要開展雙邊協商、掛牌交易，不再單獨組織集中競價和滾動撮合交易。市場主體在綠電交易時，申報和成交價格應分別明確電能量價格和相應綠色電力證書價格。加快推動現貨市場建設，充分發揮現貨市場發現價格、調節供需關系的作用，釋放真實價格信號；允許供需雙方自由確定中長期合同的結算參考點，結算參考點可自行選擇為日前市場（或實時市場）任一節點或統一結算點。
（三）建立健全支持新能源高質量發展的制度機制
1.建立新能源可持續發展價格結算機制。新能源項目全面入市后，在市場外同步建立差價結算機制。納入機制的新能源發電上網電量，其市場交易均價低于或高于納入機制電價水平（以下簡稱機制電價）的部分，由電網企業按規定開展差價結算，結算費用納入系統運行費用，由全體工商業用戶按月分攤或分享。
2.區分存量項目和增量項目實施差價結算機制。2025年6月1日（不含）以前投產的新能源項目為存量項目；2025年6月1日（含）起投產的新能源項目為增量項目。項目應全部建成投產（后續不再新增并網容量），投產時間確定原則：享受中央財政補貼的項目以國家補貼清單或目錄中明確的全部機組并網時間為準；不享受中央財政補貼的項目以電力業務許可證注明的機組投產日期為準，分批投產的以最后一臺機組的投產日期為準；豁免電力業務許可證的項目（含分布式項目）以電網企業系統記錄的并網送電時間為準。
3.存量項目機制電量范圍、價格和執行期限。（1）機制電量規模。存量項目機制電量規模與現行具有保障性質的新能源電量規模相銜接，單個項目納入機制電量的年度比例默認為該項目投產年份至2025年12月31日，各自然年度域內非綠電交易電量占域內全部結算電量比例的最低值（百分比四舍五入取整）。綠電交易電量包括交易合同電量以及按交易規則結算的偏差電量。（2）機制電價。按照各項目現行非市場化電量價格政策執行。（3）執行期限。期限起始時間為2026年1月1日，截止時間為以項目投產時間計算的全生命周期合理利用小時數與投產滿20年較早者，其中，光伏全生命周期合理利用小時數26000小時、陸上風電全生命周期合理利用小時數36000小時、海上風電全生命周期合理利用小時數52000小時。
4.增量項目機制電量范圍、價格和執行期限。增量項目可通過競價方式納入機制。競價工作由市發展改革委、市工業和信息化局牽頭組織，授權國網天津市電力公司承擔具體事務性工作。競價工作原則上每年組織一次，已投產和次年12月底前擬投產且未納入過機制執行范圍的項目自愿參與競價。（1）每年新增納入機制的電量規模。首次新增納入機制的電量規模與現有新能源非市場化電量比例適當銜接；以后年度納入機制電量的規模，根據國家下達的年度非水電可再生能源電力消納責任權重完成情況，以及用戶電價承受能力等因素確定。超出消納責任權重的，次年納入機制的電量規模適當減少；未完成的，次年納入機制的電量規模適當增加。建立機制電量年度規模調整機制，若當年競價申報總電量不能達到充分競爭效果，自動降低機制電量規模。單個項目申請納入機制的電量，可適當低于其全部上網電量。（2）機制電價。競價時按報價從低到高確定入選項目，機制電價按照入選項目最高報價確定，但不得高于競價上限。初期，競價上限暫按照0.32元/千瓦時確定；后期，由市發展改革委綜合考慮發電成本變化、綠色價值、電力市場供需形勢以及用戶承受能力等設定。暫不設置競價下限。（3）執行期限。按照項目回收初始投資的平均期限確定，初期按照10年執行。起始時間為競價的次年1月1日，競價時未投產的項目且申報投產時間在競價的次年1月1日及以后的，起始時間按照申報投產時間的次月1日確定。競價模式、開展方式、競價流程等在競價工作實施細則中另行制定。每年競價總規模、執行期限、價格限制等具體規定將在競價通知中明確。
5.新能源可持續發展價格結算機制的結算方式。（1）按月開展差價結算。納入機制的新能源項目要與電網企業簽訂差價協議，約定機制電量比例及差價電費結算等內容。對納入機制的電量，電網企業每月按機制電價開展差價結算。項目納入機制電量的月度比例和年度比例保持一致，月度機制電量以差價結算協議約定比例與月度實際上網電量的乘積確定。（2）機制電量規模實施動態調整。存量項目在已確定的機制電量比例范圍內，每年可自主確定執行機制電量的比例，但不得高于上一年差價結算協議約定的比例。競價時未投產的增量項目，若實際投產（后續不再新增并網容量）容量不足核準（備案）容量的95%，自動按比例縮減機制電量規模；增量項目在入選規模（自動縮減后的機制電量規模）范圍內每年可自主確定執行機制的規模并相應調整比例，但不得高于上一年差價協議約定的規模，月度機制電量累加達到年度總量規模后，后續上網電量不再納入機制，月度機制電量累加未達到年度總量規模，缺額部分不進行跨年追補。（3）市場交易均價確定原則。現貨市場運行前，市場交易均價按照年度（含多月）分月及月度發電側中長期市場同類項目電能量加權平均價格確定。現貨市場運行后，市場交易均價按照月度發電側實時市場同類項目電能量加權平均價格確定。（4）機制電量不再開展其他形式差價結算。現貨市場運行初期，新能源納入機制的電量不參與中長期市場和日前市場結算。中長期與現貨市場價格收斂后，新能源可自愿參與中長期市場和日前市場。
6.新能源可持續發展價格結算機制的退出規則。納入機制的新能源項目，執行期限內可自愿申請退出。新能源項目執行到期，或者在期限內自愿退出的，均不再納入機制執行范圍。
三、保障措施
（一）做好與新能源補貼政策銜接。享有財政補貼的新能源項目，全生命周期合理利用小時數內的補貼標準按照原有規定執行。
（二）做好與綠電綠證收益政策銜接。納入可持續發展價格結算機制的電量，不再參與綠電交易，不重復獲得綠證收益。綠電交易用戶實際可獲得綠證，按當月綠電合同電量、新能源項目當月機制外電量、電力用戶用電量三者取最小的原則結算。
（三）做好與代理購電政策銜接。新能源發電項目全面入市后，不再以優發電量作為代理購電來源，電網企業可通過市場化方式采購新能源電量作為代理購電來源。電網企業要及時修訂完善代理購電實施細則及代理購電價格公告模板，在系統運行費中增加“新能源可持續發展價格結算機制差價結算費用”，并報市發展改革委。
（四）做好與新能源消納政策銜接。新能源參與市場后因報價或優化出清等因素未上網電量，不納入新能源利用率統計與考核。針對新能源大發時段導致的消納問題，電網企業要統籌考慮整體執行效果、社會影響和市場參與情況，制訂新能源消納利用排序規則，并報市發展改革委和市工業和信息化局。
（五）做好與優化營商環境政策銜接。堅決杜絕不當干預電力市場行為，不得向新能源企業不合理分攤費用。不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件。新建新能源項目可自愿配置儲能，通過增強自身調節能力提升市場競爭力和收益水平。
四、工作要求
（一）電力交易機構要盡快配合政府相關部門修訂交易方案，有序組織電力市場交易，做好相關培訓，幫助各類市場主體準確了解政策。加強對市場交易電價的監測，按照信息披露要求，保障市場公開透明。
（二）國網天津市電力公司要搭建競價平臺，配合開展增量新能源項目競價工作。各電網企業要主動服務新能源項目和電力用戶，通過門戶網站、供電營業廳等線上線下渠道發布告知函，廣泛開展政策宣傳；新能源項目與電網企業簽訂的原購售電合同保持有效，其電量、電價、電費結算相關條款按照最新政策執行，后續逐步重新簽訂。
（三）各新能源企業要根據市場供需、發電成本等因素合理確定市場交易電價水平，嚴格遵守公平競爭的市場秩序。對經營主體擾亂市場秩序的價格違法行為，將依法提請有關部門予以查處。
（四）各有關部門、各經營主體要加強改革措施實施情況監測，做好政策宣傳解釋，主動服務用戶，推動改革措施平穩實施。執行過程中遇到的問題，及時反饋市發展改革委、市工業和信息化局。

作者： 來源：天津市發改委 責任編輯：jianping