天津版“136号文”及配套实施细则解读

10月20日，天津市发展改革委、工业和信息化局联合发布《天津市深化新能源上网电价市场化改革实施方案》及《天津市增量新能源项目机制电量竞价工作实施细则》。这一地方细则是对国家发改委、国家能源局今年初发布的《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）的具体落实。

新政明确，自2026年1月1日起，天津市新能源项目上网电量原则上将全面进入电力市场，通过市场交易形成价格。这一改革标志着天津新能源行业正式从固定电价制度迈向市场化定价新阶段。

天津新能源电价新政采用“分类施策”思路，对存量和增量项目分别制定不同规则。

存量项目（2025年6月1日前投产）维持现有政策平衡。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，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。

存量项目执行期限从2026年1月1日开始，截止时间为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年中的较早者。

增量项目（2025年6月1日起投产）则引入竞价机制。竞价上限暂按0．32元／千瓦时确定，且暂不设置竞价下限。这一价格水平明显低于当前存量项目电价。

增量项目执行期限按项目回收初始投资的平均期限确定，初期定为10年。单个项目申报电量规模不高于其预计年上网电量的80％。

值得一提的是，天津方案明确风电、光伏发电将同场竞价，不再按技术类型分类竞争。这意味着成本更低的技术类型将在市场竞争中更具优势。

天津新政中一项值得关注的规定是“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”。这一规定为储能产业发展提供了新思路。

虽然不再强制要求配置储能，但新政同时明确“新建新能源项目可自愿配置储能，通过增强自身调节能力提升市场竞争力和收益水平”。这意味着储能从强制要求转向市场化选择。

在电价市场化环境下，新能源企业需要通过各种手段提升自身竞争力。配置储能可以帮助新能源项目实现电力平移，参与峰谷电价套利，从而增加收益来源。

天津市已制定到2025年建设新型储能电站100万千瓦的目标。随着新能源电价市场化改革推进，储能项目的经济性将更加凸显。

新型储能收益来源将主要包括共享容量租赁费、辅助服务费和峰谷价差三部分。这一多元收益模式为储能投资创造了更广阔的市场空间。

随着市场化改革推进，新能源产业将从政策驱动转向市场驱动＋政策引导的双轮驱动模式。具备成本优势和技术优势的企业将获得更大发展空间。

电改不止在天津。根据国家统一部署，全国各地都需在2025年底前出台并实施具体方案。这意味着未来几个月内，全国范围内都将迎来新能源电价政策调整浪潮。