电源侧，强调“新能源+储能”、“常规电源+储能”的应用模式：

•   新增集中式风电、光伏发电项目按照规定比例配置储能设施，鼓励新能源发电企业优先通过集中式独立储能共享容量方式满足储能配置要求。

•   积极发展“常规电源+储能”，鼓励煤电企业合理配置储能设施，与燃煤机组协调配合参与调峰、调频等辅助服务。

•   支持利用退役火电机组既有厂址和输变电设施建设新型储能或风光储设施。

•   推动宝坻九园工业园区、滨海新区临港经济区、宁河现代产业园区等源网荷储一体化、多能互补项目建设。

  电网侧，强调缓解资源紧张、满足重要负荷需求：

•   在电网末端及供电能力不足的区域、输电走廊或变电站站址资源紧张地区合理布局建设新型储能。

•   结合重要电力负荷用户实际需要，建设移动式或固定式新型储能作为应急备用电源。

  用户侧，强调高可靠性用户储能需求、分布式储能应用等：

•   对供电可靠性、电能质量要求高的电力用户，根据系统运行需要合理配置新型储能。

•   支持聚合利用不间断电源、电动汽车、用户侧储能等分散式储能设施。

•   探索智慧能源、虚拟电厂等多种商业模式。

•   鼓励围绕大数据中心、5G基站、工业园区、公路服务区等应用场景，探索储能。

  集中式独立储能，专业投资运营企业建设：

•   在滨海新区经开区、大沽街和保税区，宁河区东棘坨镇，静海区大邱庄镇、经开区，武清区东马圈镇，宝坻区大唐庄镇等新能源相对集中区域统筹布局一批集中式独立储能电站。

•   集中式独立储能电站可分期实施，初期建设容量原则上不低于15万千瓦，由专业储能投资运营企业建。

•   可采用共享模式向新能源项目提供容量租赁服务，独立于新能源项目运行。

  新型储能电站应按连续充电时长2小时及以上，系统工作寿命10年及以上；

  系统容量10年衰减率不超过20%，锂电池循环寿命次数不低于8000次；

  锂电池储能电站交流侧效率不低于85%、放电深度不低于90%、电站可用率不低于90%等。

  支持新能源租赁储能：

•   风电、光伏发电项目通过租赁集中式独立储能实现储能配置要求的，优先并网消纳。

•   项目容量在天津电力交易中心统一登记并公平开放，面向全市新能源企业租赁使用，原则上租赁合同有效期应不低于3年。

•   新能源租赁的独立储能最迟可在新能源项目并网半年内投运。

  完善独立储能电力市场和运行调度机制：

•   支持独立储能参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场，鼓励新型储能以独立电站、储能聚合商、虚拟电厂等多种形式参与辅助服务。

•   独立储能参与电力辅助服务交易时，按照市场价格优先出清。

•   优化调度运行机制，对于独立储能项目，每年调用完全充放电次数不低于300次。

  健全新型储能价格机制：

•   对解决分布式光伏接入问题的储能、解决电网末端供电电能质量的储能、解决重点区域和用户保供的储能以及应急备用电源储能等电网替代型储能，探索将其成本收益纳入输配电价回收。

•   合理安排拉大峰谷价差，完善集中式独立储能电价机制。

•   在电力现货市场运行前，独立储能参与电力中长期市场，充电时视同一般工商业用户相应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；放电时与用户签订顶峰时段市场合约，合约外电量由电网企业按照基准电价上浮20%全额收购。