火电不再承接负荷增量，火电角色转为容量型兜底调峰电源，不再用来满足新增用电量天津市人民...。和前面河北、四川模式对比差异非常清晰。
核心量化指标
本地新能源：十五五新增 700 万千瓦，海陆并举（海上风电 + 分布式 / 集中光伏）、集散并重；蓟州 “风光火热储” 一体化是本地标杆项目
2030 目标：非化石装机突破 2000 万千瓦，占全市装机比重 > 50%；非化石能源消费比重提升至 22.2%；煤炭消费相比 2025 年下降 10%，煤炭占终端能耗降到 21% 左右
电源总盘子：全市电力装机突破 4000 万千瓦；存量火电做容量替代、灵活性改造，负责保供兜底，不再承担新增电量增量
目标建成三交一直特高压网络：
在建：大同 — 天津南 1000kV 特高压交流（预计 2027 投产，山西绿电入津主力通道）
规划启动：黑龙江 — 天津特高压直流，引入东北风光水绿电
存量通道：银东、庆东、昭沂直流，持续承接西北风光绿电 配套机制：省间多年期 PPA 直供、年度绿电集中竞价、跨区现货错峰交易（新疆光伏时差套利模式已经在用）
调节资源配套
抽蓄：蓟州龙潭沟、西大峪抽水蓄能（合计接近 300 万千瓦长时调节）
新型储能：规划布局约 200 万千瓦，含熔盐储能、压缩空气储能试点
需求侧：城市级虚拟电厂、算电协同、车网互动、零碳园区综合能源，负荷侧柔性调节新华网
市场机制
天津也有本地新能源机制电价竞价，给本地风光锁定一部分底仓收益； 但最大区别：天津的增量负荷缺口很大一部分要靠外省绿电买入，绿电交易规模连续两年破百亿 kWh，绿电交易占电力交易近 4 成；是负荷中心买绿电的典型模式。
三地模式极简对照（河北 / 四川 / 天津）
河北：负荷中心，本地大量开发风光，配网消纳约束强（三色容量预警），集中风光年度竞价拿机制电量，外电为辅
四川：资源基地，水风光储一体化，水电天然长时储能，靠特高压向外送电，负荷集中在成渝本地
天津：沿海工业负荷中心，本地风光开发空间有限，增量全部靠本地绿电 + 外购跨区绿电；火电只保兜底、不扛电量增量
关注点与风险
约束不在配网容量（不像河北区县三色预警），约束在特高压通道时序、跨省绿电价格、长时调节资源落地进度；通道投产节奏决定能不能兑现这个目标
对高耗能、算力等新增落地产业：绿电获取成本、长期 PPA 签约是核心竞争力
本地新能源体量有限，所以天津的商业模式重点是跨省绿电贸易、绿电服务、储能 + 虚拟电厂运营。
