积极引导可再生能源项目配套储能。贯彻落实新增并网的风电和集中式光伏项目按照不低于装机容量10%配置储能要求，鼓励存量新能源发电项目同步配置。以整县推进、规模化开发光伏项目和分散式风电为重点，充分利用分时峰谷电价政策优势，综合运用租赁、共建或项目自建等方式配置新型储能，保障可再生能源电力就地就近消纳。将配储比例、时长、质量等作为新能源项目配置的重要因素，在下达可再生能源开发建设计划时，消纳条件好、配储比例高的项目优先列入计划。到2025年，可再生能源项目配套储能容量达到10万千瓦以上，2035年达到50万千瓦左右。
因地制宜加快电网侧储能发展。在输电走廊资源和站址资源紧张区域合理布局电网侧储能，延缓或替代输变电设施升级改造。发挥电网侧储能顶峰供电功能，重点在萧山中东部、钱塘区等负荷快速增长区域，白鹤滩直流换流站等特高压直流输电工程馈入点，以及既有电厂、变电站周边区域布局建设电网侧储能设施，统一参加电网调度，提高电网应急调峰能力和新能源电力消纳水平，保障企业生产经营用电安?全。到2025年，建成电网侧储能容量达到50万千瓦左右、储能时长2～4小时；到2035年，建成电网侧储能容量达到130万千瓦左右、储能时长4小时以上。
进一步支持用户侧储能发展。鼓励工商业用户运用新型储能技术减少高峰时段用电需求，主动参与移峰填谷、需求侧响应，降低电网用电负荷。以小型工业园区、重点用能企业、数据中心、大型商业综合体为重点，充分考虑企业生产特点和负荷特性，灵活采取企业自建、第三方代建、国资平台兜底等方式，推进用户侧储能项目建设。日常通过峰谷电价差、需求侧响应等方式降低企业用电成本；用电紧张时，发挥调峰作用，保障企业用电。通过对当前各区、县（市）主要电力用户负荷情况进行分析，以储能全寿命周期内经济效益最优为目标，预测用户侧储能潜力，到2025年新增用户侧储能20万千瓦，2035年力争达到40万千瓦。
建立健全储能参与市场机制。探索建立独立新型储能项目参与现货、中长期等电力市场和调峰、调频等辅助服务市场的技术标准、交易规则和价格形成机制。鼓励新型储能以独立电站、负荷聚合商、虚拟电厂等多种形式参与电力市场。引导用户侧储能充分运用分时峰谷电价政策，低谷时段充电、高峰时段放电，发挥削峰填谷和顶峰发电作用。探索新型储能商业模式，拓展储能获利渠道。
推进抽水蓄能项目开工建设。坚持生态优先，避让生态保护红线、天然林和基本草原等管控因素，科学开发抽水蓄能电站，增强电力系统调节能力。加快推进建德乌龙山、桐庐白云源等项目建设，积极储备淳安千岛湖、临安高峰、富阳常安等项目，根据电网调节需求有序建设。到2035年，建成抽水蓄能装机388万千瓦。
原文如下：
来源：杭州市发展和改革委员会
