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近日，天津电力交易中心发布《关于做好天津市2026年电力市场化交易工作的通知》。其中附件《天津市独立储能市场交易工作方案（2026年修订版）》明确：现阶段储能交易只能签订顶峰合同（即高峰、尖峰时段合同），并对高峰、尖峰合同价格设定了严格上限：高峰合同价格不超过本地燃煤基准价上浮20%的1.6倍，尖峰合同价格不超过本地燃煤基准价上浮20%的1.92倍。据悉，天津市燃煤发电基准电价为0.3655元/kWh，发电市场交易价格为基准价上下浮动不超过20%，即0.292元/kWh~0.439元/kWh。而根据上文标准进行计算可得，天津电力市场化交易中储能交易合同高峰、尖峰价格不超过0.702元/kWh、0.842元kWh。此次明确储能交易时段与价格上限，既避免了尖峰电价暴涨导致的异常波动，又稳定了储能项目的收益预期，吸引资本入场。同时也引导储能聚焦电网调峰需求，优化电力资源配置，保障电力市场平稳运行。同时，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：
1、独立储能作为电力用户结算：作为批发用户或零售用户，均按照总电量和平段价格结算，不参与峰谷价格浮动。
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。
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。
2、储能交易发、用电两侧按如下方式结算：储能交易优先于其他类型交易结算，月清月结，合同偏差电量不滚动调整。
储能交易采用发、用两侧耦合结算，即各合同时段结算电量取独立储能实际上网电量、电力用户用电量与储能交易合同电量的最小值。
独立储能在非合同时段对电网送电电量、合同时段超发电量以及合同时段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。
该政策通过三项举措进一步推动储能参与电力市场机制的落：一是价格与交易时段管控，平衡储能收益与市场稳定；二是成本优化与规则简化，激活市场参与活力；三是清晰的结算与偏差机制，降低交易风险、提升效率。为储能参与电力市场交易搭建了规范、可预期的发展环境，助力天津新型电力系统建设。
原文如下：
市工业和信息化局关于做好天津市2026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）、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）有关要求，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2026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2026年电力市场化直接交易电量总规模暂定为375亿千瓦时（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原则上执行相同交易规则及区内外电量比例，具体方式按照代理购电交易公告要求开展。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
2025年12月11日
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