積極引導(dǎo)可再生能源項目配套儲能。貫徹落實新增并網(wǎng)的風(fēng)電和集中式光伏項目按照不低于裝機容量10%配置儲能要求，鼓勵存量新能源發(fā)電項目同步配置。以整縣推進、規(guī)?；_發(fā)光伏項目和分散式風(fēng)電為重點，充分利用分時峰谷電價政策優(yōu)勢，綜合運用租賃、共建或項目自建等方式配置新型儲能，保障可再生能源電力就地就近消納。將配儲比例、時長、質(zhì)量等作為新能源項目配置的重要因素，在下達可再生能源開發(fā)建設(shè)計劃時，消納條件好、配儲比例高的項目優(yōu)先列入計劃。到2025年，可再生能源項目配套儲能容量達到10萬千瓦以上，2035年達到50萬千瓦左右。

因地制宜加快電網(wǎng)側(cè)儲能發(fā)展。在輸電走廊資源和站址資源緊張區(qū)域合理布局電網(wǎng)側(cè)儲能，延緩或替代輸變電設(shè)施升級改造。發(fā)揮電網(wǎng)側(cè)儲能頂峰供電功能，重點在蕭山中東部、錢塘區(qū)等負(fù)荷快速增長區(qū)域，白鶴灘直流換流站等特高壓直流輸電工程饋入點，以及既有電廠、變電站周邊區(qū)域布局建設(shè)電網(wǎng)側(cè)儲能設(shè)施，統(tǒng)一參加電網(wǎng)調(diào)度，提高電網(wǎng)應(yīng)急調(diào)峰能力和新能源電力消納水平，保障企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營用電安?全。到2025年，建成電網(wǎng)側(cè)儲能容量達到50萬千瓦左右、儲能時長2～4小時；到2035年，建成電網(wǎng)側(cè)儲能容量達到130萬千瓦左右、儲能時長4小時以上。

進一步支持用戶側(cè)儲能發(fā)展。鼓勵工商業(yè)用戶運用新型儲能技術(shù)減少高峰時段用電需求，主動參與移峰填谷、需求側(cè)響應(yīng)，降低電網(wǎng)用電負(fù)荷。以小型工業(yè)園區(qū)、重點用能企業(yè)、數(shù)據(jù)中心、大型商業(yè)綜合體為重點，充分考慮企業(yè)生產(chǎn)特點和負(fù)荷特性，靈活采取企業(yè)自建、第三方代建、國資平臺兜底等方式，推進用戶側(cè)儲能項目建設(shè)。日常通過峰谷電價差、需求側(cè)響應(yīng)等方式降低企業(yè)用電成本；用電緊張時，發(fā)揮調(diào)峰作用，保障企業(yè)用電。通過對當(dāng)前各區(qū)、縣（市）主要電力用戶負(fù)荷情況進行分析，以儲能全壽命周期內(nèi)經(jīng)濟效益最優(yōu)為目標(biāo)，預(yù)測用戶側(cè)儲能潛力，到2025年新增用戶側(cè)儲能20萬千瓦，2035年力爭達到40萬千瓦。

建立健全儲能參與市場機制。探索建立獨立新型儲能項目參與現(xiàn)貨、中長期等電力市場和調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務(wù)市場的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)、交易規(guī)則和價格形成機制。鼓勵新型儲能以獨立電站、負(fù)荷聚合商、虛擬電廠等多種形式參與電力市場。引導(dǎo)用戶側(cè)儲能充分運用分時峰谷電價政策，低谷時段充電、高峰時段放電，發(fā)揮削峰填谷和頂峰發(fā)電作用。探索新型儲能商業(yè)模式，拓展儲能獲利渠道。

推進抽水蓄能項目開工建設(shè)。堅持生態(tài)優(yōu)先，避讓生態(tài)保護紅線、天然林和基本草原等管控因素，科學(xué)開發(fā)抽水蓄能電站，增強電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。加快推進建德烏龍山、桐廬白云源等項目建設(shè)，積極儲備淳安千島湖、臨安高峰、富陽常安等項目，根據(jù)電網(wǎng)調(diào)節(jié)需求有序建設(shè)。到2035年，建成抽水蓄能裝機388萬千瓦。

原文如下：

來源：杭州市發(fā)展和改革委員會