積極引導可再生能源項目配套儲能。貫徹落實新增并網的風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，鼓勵存量新能源發電項目同步配置。以整縣推進、規模化開發光伏項目和分散式風電為重點，充分利用分時峰谷電價政策優勢，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建設計劃時，消納條件好、配儲比例高的項目優先列入計劃。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。

因地制宜加快電網側儲能發展。在輸電走廊資源和站址資源緊張區域合理布局電網側儲能，延緩或替代輸變電設施升級改造。發揮電網側儲能頂峰供電功能，重點在蕭山中東部、錢塘區等負荷快速增長區域，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、變電站周邊區域布局建設電網側儲能設施，統一參加電網調度，提高電網應急調峰能力和新能源電力消納水平，保障企業生產經營用電安?全。到2025年，建成電網側儲能容量達到50萬千瓦左右、儲能時長2～4小時；到2035年，建成電網側儲能容量達到130萬千瓦左右、儲能時長4小時以上。

進一步支持用戶側儲能發展。鼓勵工商業用戶運用新型儲能技術減少高峰時段用電需求，主動參與移峰填谷、需求側響應，降低電網用電負荷。以小型工業園區、重點用能企業、數據中心、大型商業綜合體為重點，充分考慮企業生產特點和負荷特性，靈活采取企業自建、第三方代建、國資平臺兜底等方式，推進用戶側儲能項目建設。日常通過峰谷電價差、需求側響應等方式降低企業用電成本；用電緊張時，發揮調峰作用，保障企業用電。通過對當前各區、縣（市）主要電力用戶負荷情況進行分析，以儲能全壽命周期內經濟效益最優為目標，預測用戶側儲能潛力，到2025年新增用戶側儲能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貨、中長期等電力市場和調峰、調頻等輔助服務市場的技術標準、交易規則和價格形成機制。鼓勵新型儲能以獨立電站、負荷聚合商、虛擬電廠等多種形式參與電力市場。引導用戶側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，發揮削峰填谷和頂峰發電作用。探索新型儲能商業模式，拓展儲能獲利渠道。

推進抽水蓄能項目開工建設。堅持生態優先，避讓生態保護紅線、天然林和基本草原等管控因素，科學開發抽水蓄能電站，增強電力系統調節能力。加快推進建德烏龍山、桐廬白云源等項目建設，積極儲備淳安千島湖、臨安高峰、富陽常安等項目，根據電網調節需求有序建設。到2035年，建成抽水蓄能裝機388萬千瓦。

原文如下：

來源：杭州市發展和改革委員會