据储能界了解到，天津工信局发布《关于做好天津市2025年电力市场化交易工作的通知》。其中《天津市独立储能市场交易工作方案》提出，独立储能可分别按照电力用户、发电企业两种市场主体类型参与电力市场交易。且只能签订顶峰合同（即高峰、尖峰合同），高峰、尖峰合同价格不超过本地燃煤基准价上浮20%的1.5、1.8倍。
高峰时段：9:00-12:00，16:00-21:00；
低谷时段：23:00-7:00；
平时段：7:00-9:00，12:00-16:00，21:00-23:00。
1、12月高峰时段中11:00-12:00，18:00-19:00为尖峰时段。
7、8月高峰时段中11:00-12:00，16:00-17:00为尖峰时段。
独立储能在合同时段以外对电网送电电量、合同时段超发电量以及交易结算电量与合同电量的偏差电量，按照天津地区燃煤基准电价上浮20%结算，合同时段少发电量按照交易合同价格的2%向电力用户支付偏差补偿费用。
作为电力用户，独立储能可选择参加市场化交易（含绿电交易）或由电网企业代理购入电量。
作为发电企业，独立储能可与批发用户直接交易售出电量，也可通过售电公司向零售用户售出电量。
独立储能结算电量中向电网送电的充电电量不承担输配电价、系统运行费用、上网环节线损费用和政府性基金及附加。
据悉，2023年7月，天津发改委曾发布《天津市新型储能发展实施方案》，要求到2025年建设新型储能电站1GW。而且明确，对于独立储能项目，电网企业应科学安排优先调用，每年调用完全充放电次数原则上不低于300次。在附件《天津市新型储能示范项目清单》中，共有10个新型储能项目列入，总规模达2465MW/5324MWh。
原文如下：
市工业和信息化局关于做好天津市2025年电力市场化交易工作的通知
北京电力交易中心有限公司、国家电网华北分部、国网天津市电力公司、天津电力交易中心有限公司，各有关市场主体：
为深入贯彻《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其配套文件、《电力中长期交易基本规则》（发改能源规〔2020〕889号）、国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）、国家发改委办公厅《关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知》（发改办价格〔2021〕809号），深入推进电力市场建设，保障电力安全稳定供应，营造良好营商环境，稳妥开展天津市2025年电力市场化交易工作，现将有关事项通知如下：
一、天津地区2025年电力市场化直接交易电量总规模暂定为345亿千瓦时（含绿电交易），区外机组交易电量上限为交易电量总规模的40%。
天津大唐国际盘山发电有限责任公司、天津国能盘山发电有限责任公司、天津国投津能发电有限公司等三家500千伏发电企业纳入区内电量份额。
二、电网企业代理购电交易与直接参与市场交易执行相同交易规则及区内外电量比例，代理购电产生的偏差暂不予考核。
三、为保证交易结果有效执行，相关电力交易中心应及时将交易结果纳入发电企业月度发电计划，做好月度发电计划编制与发布。
四、交易各方在交易过程中要严格遵守法律法规和有关规则，自觉维护好电力市场秩序，交易过程中不得与其他交易主体串通报价。交易各方应根据自身生产经营等情况据实申报电量、电价，市场主体不得恶意报量、报价或恶性竞争，影响市场交易正常进行。
五、任何单位或个人不得非法干预市场。如出现违反有关规则、扰乱市场秩序等现象影响交易正常开展时，将视情况暂停、调整或终止交易，并依法依规追究相关单位或个人责任。
附件：1．天津市电力中长期交易工作方案
2．天津市电力零售市场交易工作方案
3．天津市绿电交易工作方案
4．天津市独立储能市场交易工作方案
5．天津市电力市场履约保障凭证工作方案
2024年11月11日
（联系人：市工业和信息化局电力处 梁弢 联系电话：83608082）
津工信电力〔2024〕21号附件4
天津市独立储能市场交易工作方案（2025年修订版）
第一章 总则
第一条 为建立适应储能参与的电力市场机制，提升电力系统调节能力，支撑新型电力系统建设，促进储能行业健康发展，按照《国家发展改革委 国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号)、《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（发改办运行〔2022〕475号）、《市发展改革委关于印发天津市新型储能发展实施方案的通知》（津发改能源〔2023〕209号）相关要求，制定本工作方案。
第二条 本方案适用于天津市未开展电力现货交易环境下的独立储能市场交易。
第三条独立储能是指利用除抽水蓄能外的物理储能、电化学储能、电磁储能、相变储能等技术，具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关国家标准规范和市场运营要求，具有法人资格的新型储能项目。
第二章 市场主体
第四条参与独立储能市场交易的市场主体包括发电企业、独立储能、电力用户、售电公司、电网企业等。市场主体的准入注册、变更、注销等参照相关管理要求执行。
第五条独立储能参与电力市场交易应签订并网调度协议，具备电力、电量数据分时计量与传输条件，数据准确性与可靠性满足要求，并在电网企业营销系统完成报装立户工作。
第三章 交易组织
第六条独立储能可分别按照电力用户、发电企业两种市场主体类型参与电力市场交易。
（一）作为电力用户，独立储能可选择参加市场化交易（含绿电交易）或由电网企业代理购入电量。
（二）作为发电企业，独立储能可与批发用户直接交易售出电量，也可通过售电公司向零售用户售出电量（独立储能作为发电企业参与的交易简称储能交易）。现阶段独立储能只能与天津域内电力用户进行交易。
第七条储能交易以年度、月度、月内等交易周期开展，主要采取双边协商、挂牌交易等方式。
第八条现阶段独立储能作为发电企业与电力用户只能签订顶峰合同（即高峰、尖峰合同），具体时段划分按《市发展改革委关于峰谷分时电价政策有关事项的通知》（津发改价综〔2021〕395号）执行。高峰、尖峰合同价格不超过本地燃煤基准价上浮20%的1.5、1.8倍。
第九条储能交易组织：
（一）市场主体按高峰、尖峰两个时段申报电量、电价。
（二）独立储能与批发用户可直接通过交易平台开展交易，形成独立储能与批发用户的无约束交易结果。
（三）售电公司与零售用户在电力交易平台签订代理协议，协议中需明确顶峰各时段代理交易电量上限、交易价格上限、代理服务价格。
（四）代理储能交易的售电公司应为与用户签订零售套餐的售电公司，零售套餐常规电能量合同电量中不包含储能交易电量。
（五）售电公司代理用户通过交易平台申报电量、电价，申报的电量及电价不应超过代理协议中约定上限，独立储能确认后形成零售用户与独立储能的无约束交易结果。
（六）电力交易中心将无约束交易结果提交电力调控中心安全校核，经安全校核后发布有约束交易结果。
（七）交易合同采用电子合同的方式签订。现阶段天津地区储能交易以“交易公告+交易承诺书+交易结果”方式形成电子合同。
第四章 交易电量、电价
第十条合同电量是指独立储能参与市场化交易，与相关市场主体达成交易并经安全校核后，由电力交易机构发布的电量。
第十一条独立储能作为电力用户或发电企业，其偏差电量定义同电力中长期批发市场或零售市场交易工作方案。
第十二条独立储能作为电力用户参与市场化交易，合同电价为其从发电企业或售电公司购电的价格；独立储能作为发电企业参与交易，合同电价为电力用户从储能企业购电价格，等于其上网电价。
第五章 交易结算
第十三条独立储能作为电力用户和发电企业分开结算购电费用与售电费用。
第十四条独立储能作为市场化用户采用合同电量加偏差电量结算方式，按照一段式总电量和平段价格结算，不参与峰谷价格浮动；偏差电量结算执行电力中长期批发市场或零售市场交易规定。
第十五条独立储能由电网企业代理购电的，按实际用电量结算，结算价格执行一般工商业用户电网代理购电价格，不参与峰谷价格浮动。
第十六条独立储能结算电量中向电网送电的充电电量不承担输配电价、系统运行费用、上网环节线损费用和政府性基金及附加。
第十七条独立储能作为发电企业，储能交易按如下方式结算：
（一）储能交易结算优先于其他电能量交易，月清月结，合同偏差电量不滚动调整。
（二）储能交易采用发、用两侧耦合结算，即结算电量取独立储能实际顶峰段上网电量、电力用户实际顶峰段用电量与储能交易合同电量的最小值。
（三）同一电力用户与多个独立储能签约，总用电量低于总合同电量的，该电力用户对应于各独立储能的用电量按总用电量占总合同电量比重等比例调减。同一独立储能与多个电力用户签约的，总上网电量低于总合同电量时，该独立储能对应于各电力用户的上网电量按总上网电量占总合同电量比重等比例调减。
（四）电力用户优先结算储能交易电量后，其他中长期交易批发合同或零售合同按照实际剩余峰谷电量比例分劈形成分时段合同。
（五）独立储能在合同时段以外对电网送电电量、合同时段超发电量以及交易结算电量与合同电量的偏差电量，按照天津地区燃煤基准电价上浮20%结算，合同时段少发电量按照交易合同价格的2%向电力用户支付偏差补偿费用。
（六）电力用户超出储能交易结算电量的用电量按照中长期批发市场或零售市场交易规定结算，少用电量按照储能交易合同价格的2%向独立储能支付偏差补偿费用。
（七）售电公司服务费为代理服务价格与储能交易结算电量的乘积。
第六章 附则
第十八条本方案内容由天津市工业和信息化局负责解释。
第十九条以上规定自发布之日起执行，其他事项按照天津地区电力批发和零售市场相关规定执行。
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