杭州市發改委：碳達峰碳中和背景下杭州新能源儲能發展戰略規劃征求意見稿（26頁）.pdf

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1、 1 碳達峰碳中和背景下杭州新能源（儲能）發展戰略規劃（征求意見稿）為深入踐行碳達峰碳中和戰略目標，高質量建設綠色低碳、安全高效的現代能源體系，根據杭州市國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和二三五年遠景目標綱要和杭州市能源發展（可再生能源）“十四五”規劃，編制碳達峰碳中和背景下杭州新能源（儲能）發展戰略規劃。規劃基準年為 2022 年，規劃期限為 2023-2035 年。規劃空間范圍為杭州市行政區域，包括上城區、拱墅區、西湖區、高新區（濱江）、蕭山區、余杭區、臨平區、錢塘區、富陽區、臨安區、桐廬縣、淳安縣、建德市。第一章發展基礎與面臨形勢一、發展基礎能耗雙控及碳排放雙控執行情況全國領先。杭州市

2、2022 年能源消費總量 4513 萬噸標煤，能耗強度為 0.25 噸標煤/萬元，處于全省第一，全國領先水平。單位 GDP 碳排放強度為 0.406 噸/萬元，處于全國較好水平。非化石能源消費占比達到 17.5%，可再生能源電力消納量占全社會用電量的 38.1%，均高于全國平均水平。清潔電源裝機占據主導地位。截至 2022 年底，全市電 2 源累計裝機 992 萬千瓦，其中，氣電裝機 496 萬千瓦，占比50%；光伏發電、生物質發電等新能源發電裝機 259 萬千瓦，占比 26%；水電裝機 168 萬千瓦，占比 17%?？稍偕茉囱b機占總裝機比重達到 43%，可再生能源發電量占本地發電量比重達到

3、 38.7%。靈活性調節電源占比高，清潔電源裝機占據主導地位。電網供電可靠性不斷提高。500 千伏網絡以特高壓“兩交兩直”為主要電源，500 千伏、220 千伏電網進一步分層分區，雙環網結構進一步加強。110 千伏電網逐步提高雙側鏈式結構比例，主城區已基本實現全停全轉，城市中心區高可靠性配電網初步形成。2022 年，全市電網城市供電可靠率 99.9984%，農村供電可靠率 99.9957%，平均停電時間低于半小時。相關指標繼續領跑全國，比肩紐約、巴黎等城市。新能源裝備及數字化產業發展優勢顯現。杭州市新能源裝備產業涵蓋太陽能、風能、氫能、儲能等多個領域。光伏規上企業 33 家，在太陽能電池組件、

4、封裝膠膜生產制造上具有市場優勢。儲能規上企業 31 家，涵蓋抽水蓄能、電化學儲能、熔鹽儲能多個領域，電化學儲能電池組、電池管理系統（BMS）、儲能變流器、熔鹽儲能裝備制造等環節競爭優勢明顯。數字化產業快速發展，2022 年數字經濟增加值總量突破 5000 億元，占全市 GDP 比重超過 27%，與北上廣深共處全國數字經濟第一方陣。新能源發展的政策環境不斷優化完善。浙江省能源改革創新走在前列。率先啟動電力現貨市場交易，開展現貨市場 3 試運行，開放售電市場交易，穩步推進增量配電網改革試點?！爸虚L期+現貨”的省級電力市場體系不斷優化完善，新能源配套體制機制較為完善。浙江是國內首批提出調峰儲能電站容

5、量補償政策的地區之一，引入第三方獨立主體開展旋轉備用品種交易的電力輔助服務市場。二、面臨形勢電力供給高度依賴外來電，安全保障壓力持續增大。2022 年全市最大負荷 1913 萬千瓦，全社會用電量 950 億千瓦時，其中本地電源發電量約 183 億千瓦時，僅占全社會用電量的 19.3%，外來電占比高達 80.8%。隨著負荷需求的剛性增長，迎峰度夏期間江浙地區將存在電力缺口，“十四五”及中長期對外來電量需求更加迫切，電力保供將面臨更大壓力。綠色低碳轉型需求迫切，落實雙碳目標時間緊任務重。杭州市新能源開發的土地資源緊張，綠色電力以外來綠電為主，綠色低碳轉型面臨本地新能源開發資源受限和外來綠電不確定性

6、較大的雙重挑戰?！笆奈濉睍r期是實現碳達峰目標的關鍵時期，時間緊、任務重，須協同推進能源低碳轉型與安全保供，加快能源系統調整以推動新能源大規模、高比例發展。負荷峰谷差不斷拉大，系統調峰壓力不斷升高。杭州市負荷需求保持剛性增長，夏季尖峰負荷不斷突破新高，日內峰谷差不斷拉大。2022 年，夏季空調負荷占比超過 40%，全市最大峰谷差達到 775 萬千瓦，同比增長 4.6%。新能源對 4 尖峰負荷支撐能力不足，抗擾動性能差，電網運行控制難度和安全穩定運行風險不斷增大。此外，跨省區新能源電力輸送對送受端電力系統的聯合調節能力提出更高要求。在本地及外來新能源出力的雙重調節需求下，系統面臨的調峰壓力不斷提

7、高。三、需求預測能源及電力需求將保持剛性增長，能源消費總體呈現總量增長、增速降低、強度下降趨勢。預計 2025 年能源消費總量達到 4910 萬噸標煤，能源消費強度下降到 0.21 噸標準煤/萬元，達到全國先進水平，全社會用電量達到 1030 億千瓦時，最大負荷 2270 萬千瓦。到 2035 年全市能源消費總量達到 5315 萬噸標煤，全社會用電量達到 1360 億千瓦時，最大負荷 3226 萬千瓦。表 1全社會用電量和最大負荷預測年度年度20222022 年年20252025 年年20272027 年年20352035 年年全社會用電量（億千瓦時）全社會用電量（億千瓦時）950103011

8、541360五年規劃年均增長率-5.0%4.0%2.6%全社會最大負荷（萬千瓦）全社會最大負荷（萬千瓦）1913227025643226五年規劃年均增長率-5.7%6.0%3.3%外來電量預計持續增長，近期電力供需面臨一定缺口。外來電量主要包括跨省區特高壓受入及省內電量互濟。2022年全市接收外來電量 767 億千瓦時，省外來源包括賓金直流、靈紹直流、白鶴灘送浙江特高壓輸電通道，以及吉泉直流、三峽直流分電電量，另規劃新增甘電入浙特高壓輸電通道。省級電力互濟主要來自秦山、方家山核電站及省內抽蓄電站等?？紤]白鶴灘送浙江特高壓通道送電能力提升，以及 5 新增甘肅送浙江特高壓通道投產運行，2025 年

9、外來電量預計達到 810 億千瓦時，2027 年達到 917 億千瓦時，2035 年預計外受電量突破 1060 億千瓦時。表 2浙江省電量交換情況及杭州市分電量預測情況單位：億千瓦時序號電源2022年2025年2027年2035年1賓金直流（含溪洛渡、白鶴灘）3467177177172靈紹直流新能源80140140140煤電3953953953953吉泉直流新能源38474747煤電1451811811814三峽電站737373735葛洲壩電站44446皖電東送2352352352357秦山核電二、三期1061061061068方家山核電787878789新安江、富春江水電1717171710

10、天荒坪抽蓄2626262611桐柏抽蓄1616161612仙居、長龍山抽蓄1919191913甘肅送浙江020030040014新增通道擴容000400浙江省1551226923692869杭州市7678109171066用電高峰時段電力供需偏緊。預計 2025 年我市最大負荷達到 2270 萬千瓦，本地電源達到 1300 萬千瓦。由于夏季高溫天氣導致的空調負荷快速增長，預計在迎峰度夏期間存在區域性時段性電力缺口。中長期隨著新增外送通道的建設投產，外來電力規模進一步提升，電力電量基本平衡。為保證全市電網“十四五”期間及中長期用電需求，應積極協調外來電力支持，并通過加強需求側響應管理、合理安排網

11、內 6 機組檢修、提升支撐性電源裝機規模、配置儲能等措施保障電力電量需求。第二章總體思路一、指導思想堅持以習近平新時代中國特色社會主義思想為指導，堅決貫徹黨的二十大精神，全面落實碳達峰碳中和目標和“四個革命、一個合作”能源安全新戰略。聚焦“打造世界一流的社會主義現代化國際大都市”總體定位，滿足“浙江高質量發展建設共同富裕示范區城市范例”能源需求，抓住長三角能源一體化發展契機，圍繞“安全保障、綠色低碳、可靠替代、智慧協同”總體要求，以新能源、儲能高質量發展為抓手，力爭形成新能源可靠替代、傳統電源支撐互補、儲能高效利用、源網荷儲智慧互動的能源電力發展新格局。二、規劃原則規劃引導、統籌發展。強化規劃

12、引導作用，統籌資源稟賦、開發成本、電網安全和系統調節能力，依照本地新能源應開盡開、應接盡接原則，科學規劃新能源建設規模和時序，合理布局新型儲能項目建設，促進源網荷儲一體化發展。低碳轉型、綠色發展。圍繞碳達峰、碳中和目標，貫徹落實能耗“雙控”和碳排放“雙控”制度，加快外來綠電入杭，積極開發本地綠色電源，促進新能源就地消納利用，打造全國碳達峰試點城市。區域協同、開放發展。充分利用區域電力互濟能力，滿 7 足本市負荷快速發展需求。全方位融入長三角一體化發展，把合作共建作為促進能源高質量發展的重要路徑，增強杭州都市圈能源協同保障能力。形成優勢、創新發展。緊密結合城市規劃和新能源資源條件，綜合考慮接網、

13、環保、土地等關鍵因素，優化系統配置，發揮新能源、儲能開發的靈活性優勢，探索新能源在多領域、多場景融合創新發展。三、發展目標緊盯能源領域碳達峰碳中和總體目標，圍繞電力安全保供、能源低碳轉型兩個核心訴求，積極構建綠色低碳能源供給體系，多元支撐電力保障體系，靈活高效配套儲能體系、多產業融合協同發展體系四大體系。力爭到 2035 年，綠色能源在電力供給消費體系中的主導地位逐步形成，碳排放總量穩中有降，有序建成安全充裕的新型電力系統示范區、能源碳達峰碳中和特色實踐區、數字化新能源儲能產業集聚區。安全充裕的新型電力系統示范區。電源裝機總量達到1780 萬千瓦，可再生能源裝機占比達到 57%左右，光伏裝機達

14、到 750 萬千瓦，抽水蓄能裝機接近 400 萬千瓦，各類新型儲能規模達到 200 萬千瓦以上。形成傳統電源支撐、新能源充分消納、儲能高效利用、源網荷儲智慧互動的新型電力系統形態。能源碳達峰碳中和特色實踐區。二氧化碳排放總量控制制度基本建立，能源領域碳排放達峰后穩中有降，碳排放強 8 度有序下降。非化石能源消費比重達到 30%以上，本地可再生能源發電量占全社會用電量比重達到 10%。能源消費結構全面優化，新能源、儲能等綠色能源在電力供給消費體系中占據主導地位。數字化新能源儲能產業集聚區。發揮數字產業優勢，實現新能源智慧化數字化轉型，先進儲能產業發展模式逐步形成。依托長三角能源產業集群建設契機，

15、形成光伏設備制造、電化學儲能、光熱、壓縮空氣儲能、氫能等優勢產業集群，打造長三角能源科技創新增長極。表 3杭州市中長期新能源（儲能）發展目標指標指標類型類型指標名稱指標名稱單位單位20222022 年年20252025 年年20272027 年年20352035 年年供應保障境內電力裝機總量萬千瓦992130015801780外購電量億千瓦時7678109171066外購電量占比%81797978綠色轉型外購綠電電量占比（非水）%19212434可再生能源裝機比重%43555357新能源裝機比重1%26424248結構優化氣電萬千瓦496526682700光伏萬千瓦213480580750風電

16、萬千瓦0253550常規水電萬千瓦168168168168煤電萬千瓦56565650生物質發電萬千瓦46474750余能綜合利用萬千瓦14141414新型儲能萬千瓦980100200抽水蓄能萬千瓦000388民生保障綜合供電可靠率%99.99299.99599.99599.9951新能源裝機比重：本規劃中的新能源主要指太陽能發電、風電、和生物質發電。9 第三章重點任務一、加快建設綠色低碳能源供給體系以加快能源綠色低碳轉型為目標，重點提升外來電力中綠色電力比重，積極開發本地分布式新能源，形成以外來綠電為主體、本地新能源為補充的綠色電力體系。（一）以特高壓通道為依托，著力提升外來綠電規模提升存量輸

17、電通道綠電占比提升存量輸電通道綠電占比。充分發揮杭州市負荷資源集中、用電需求大、調節電源豐富等優勢，與送端省份合作開展“風光水火儲一體化”提升工程，提高外來電量中的綠電占比。充分利用跨省區中長期電力交易，提升跨省區綠電輸送規模。積極推動輸電通道配套新能源電源建設，提升靈紹直流等特高壓輸電通道綠電比例。到 2025 年，靈紹直流新能源電量比例達到 30%以上。加快推動新增電力通道建設加快推動新增電力通道建設。爭取新能源富集區域外送通道落點浙江，加強與相關省市能源領域的深層次合作，探索建立綠電入杭新模式。加快推進甘肅至浙江800 千伏特高壓直流工程建設，新增跨省區直流送電通道可再生能源電量比例達到

18、 50%以上。加強與周邊省份和對口支援地區綠電合作加強與周邊省份和對口支援地區綠電合作。積極與周邊省份及對口支援地區溝通協作，通過簽訂區域電網合作協議、建立協調機制等手段，提升清潔電力入杭規模。支持市能源集團等市屬國有企業，到省外和對口支援地區投資建設可再生能源項目，鎖定綠電資源。通過市場化手段拓展綠電 10 來源，積極引入鄰近省份海上風電資源。到 2025 年，全市外購綠電力爭達到 480 億千瓦時。（二）以太陽能光伏為重點，積極開發本地綠色電源推進分布式光伏發展推進分布式光伏發展。按照“宜建盡建”原則，積極開展多場景分布式光伏的開發建設。全面深入推廣公共機構屋頂光伏建設，黨政機關辦公用房、

19、公交停車場、車站、學校、醫院等公共建筑光伏“能裝盡裝”。持續推進工商業分布式光伏發展，重點在工業園區、企業廠房、物流倉儲基地等規?；季止夥椖?，新建工業廠房屋頂安裝光伏比例達到80%以上，充分挖掘現有工業廠房屋頂資源，提高企業可再生能源占比。新建公共建筑優先應用太陽能光伏建筑一體化技術，新建居住建筑強制配置太陽能光伏發電設施，到 2025年新增可再生能源建筑應用面積 3000 萬平米，2030 年再增加 3000 萬平米。以“整縣推進”模式加快農村地區分布式光伏建設。到 2025 年，全市新增分布式光伏裝機 100 萬千瓦，到 2035 年累計達到 400 萬千瓦。因地制宜開發集中式光伏因地

20、制宜開發集中式光伏。利用沿江灘涂、魚塘（坑塘）水面、農業設施等空間資源，建設一批漁光互補、農光互補等“光伏+”綜合利用示范項目，促進光伏與農業、漁業等產業深入融合，提升光伏項目綜合效益。深入研究茶光互補、藥光互補等光伏創新應用模式，實現光伏開發與茶葉、藥材高質量種植協同發展。到 2025 年，新建集中式光伏電站 16個，裝機容量 110.6 萬千瓦。到 2035 年，集中式光伏電站項目進一步發展，累計裝機容量 300 萬千瓦。11 表 4杭州市“十四五”集中式光伏電站項目清單序序號號項目名稱項目名稱裝機容量裝機容量（萬千瓦）（萬千瓦）預計建預計建成時間成時間1樟村農光互補光伏項目42024年2

21、汾口車厘子光伏大棚農光互補項目7.52024年3浙江華電建德大洋鎮150MW農光互補光伏發電項目82024年4晶科電力建德大同鎮20MWp農光互補光伏發電項目22024年5浙江華電杭州淳安浪川30MW光伏發電項目32024年6臨安太湖源鎮50MW集中式光伏項目52024年7桐廬鐘山20MW農光互補光伏發電項目22025年8臨安潛川鎮40MW農光互補光伏發電項目42025年9晶科電力建德三都鎮70MWp農光互補光伏發電項目72025年10汾口宋京油茶農光互補項目42025年11華能淳安汾口茅屏農光互補光伏項目1.62025年12桐廬縣江南鎮農光文旅一體化產業園99MW光伏發電項目9.92025年

22、13桐廬百江鎮96MWp農光互補發電項目9.62025年14桐廬縣合村鄉80MW農光互補共富示范項目82025年15錢塘區200MW漁光互補光伏發電項目202025年16富陽萬市鎮150MW光伏復合發電項目152025年合計110.6試點示范分散式風電項目試點示范分散式風電項目。組織開展風能資源勘測和評價，明確風電可開發范圍及容量，推動低風速區域風能資源開發利用，鼓勵在具備資源條件、土地條件的工業園區和農村地區開展分散式風電試點示范。到 2025 年，全市分散式風電示范項目不少于 25 萬千瓦。到 2035 年，分散式風電示范項目不少于 60 萬千瓦，除核心城區外，各區、縣（市）均建有分散式風

23、電項目。表5杭州市分散式風電項目清單序序號號項目名稱項目名稱裝機容量裝機容量（萬千瓦）（萬千瓦）預計建成預計建成時間時間1三峽杭州錢塘分散式風電項目52024年2大唐富陽萬市分散式風電項目52025年3大唐富陽洞橋分散式風電項目52025年4國華錢塘區分散式風電項目52025年 12 5錢塘區浙新能分散式風電項目52025年6臨安區湍口鎮50MW風力發電項目5儲備7錢塘區臨江街道50MW分散式風電項目（三峽二期）5儲備8錢塘區臨江49.5MW智慧運檢分散式風電項目4.95儲備9余杭區黃湖鎮50MW分散式風電項目5儲備合計44.95完善新能源開發與消費相關政策完善新能源開發與消費相關政策。統籌能

24、源綠色低碳發展和生態環境保護雙重要求，明確新能源復合項目用地的認定標準、建設要求、管理規定和費用標準，加強全市土地利用數據管理。形成可再生能源電力消費引領的長效發展機制，建立健全可再生能源電力消納保障機制，引導售電企業和電力用戶等市場主體優先消納可再生能源電力，公平承擔消納可再生能源電力的義務，為可再生能源健康可持續發展提供制度性保障。加大綠色金融政策支持，引導金融機構積極支持可再生能源項目融資，以及已實施可再生能源建設企業的生產經營性融資，形成綠色金融支持新能源建設的社會導向。（三）以地熱能氫能為先導，探索清潔能源非電利用加快推動氫能示范應用加快推動氫能示范應用。發揮省、市工業副產氫資源優勢

25、，示范開展可再生能源制氫，探索構建清潔化、低碳化、低成本的多元制氫體系?？茖W布局加氫站及氫能儲運設施，聚焦物流運輸、市政環衛、通勤客運等應用場景，逐步推進氫燃料電池在重型車輛中的應用，不斷提升交通領域氫能應用市場規模。探索公共設施、企業園區、數據中心等多種應用場景，推動質子交換膜燃料電池、固體氧化物燃料電池在熱電聯供、備用電源以及微電網等領域的應用。13 積極推進地熱能開發利用。積極推進地熱能開發利用。引導淺層地熱能在公共建筑、民用住宅及鄉村振興中發揮作用。充分利用錢塘江等水源，開展江河水源可再生能源供能替代示范項目。推動錢塘區東部灣新城集中供熱項目建設，利用七格污水處理廠中水余熱，建設水源熱

26、泵系統，通過能源梯級利用和多元儲能耦合，打造集中冷暖供應為一體的區域新型能源供應體系，提升能源利用效率和終端用能經濟性。（四）以市場化發展為目標，優化完善綠電體制機制完善分布式發電配套體制機制。積極推動完善分布式發電市場化交易機制，研究隔墻售電、點對點電源直供等綠電就近消納利用模式，積極開展新能源微電網建設。積極參與國家分布式光伏承載力評估試點示范，建立完善的定期評估、發布等機制，確保系統荷載能力和配網結構支撐分布式光伏大規模發展。積極提升綠電綠證交易活力。積極推動市場主體參與綠色電力證書市場交易，研究可再生能源消納責任市場主體分攤機制，推動市場主體使用綠證落實消納責任。加強高耗能企業使用綠色

27、電力的剛性約束，制定高耗能企業電力消費中綠色電力最低占比。鼓勵行業龍頭企業、國有平臺企業等發揮示范帶動作用，逐步提升綠證交易比例，滿足碳排放總量及強度控制要求，積極引導全社會形成綠色生產生活方式。二、重點打造多元支撐電力保障體系以提升電力安全保障能力為核心目標，堅持“外引內增、清潔替代”發展思路，加快引入外來電力，大力開發本地電 14 源，從“兩端受入”電源格局向“多元支撐”的電力供給形態演變。（一）加快拓寬外電來源，保障長期電力供需平衡加快拓展區外電力來源加快拓展區外電力來源。全面提升西部外來電和東部沿海電源對本地電力供應支撐。加強與能源資源富集省份合作，探索跨省區特高壓輸電送受端聯合調節模

28、式，爭取新增外送通道落點浙江。推動甘電入浙工程加快建設，爭取 2025年底單級投運，2026 年迎峰度夏前全面投運。充分調動長三角區域電力資源互助互濟，爭取周邊海上風電、核電長期輸杭。積極簽訂外來電力中長期協議，建立靈活便捷、經濟可控的臨時外來電購電機制。充分發揮中長期交易穩定預期作用，有序組織市場交易，確保中長期交易電量占比不低于90%。充分發揮本地電源調節能力優勢，爭取更多省內分電比例。到 2025 年，全市外來電量達到 810 億千瓦時，到 2035年，全市外來電量達到 1066 億千瓦時，外購電量占全社會用電量比重維持在 78%左右。積極謀劃參與能源項目開發建設積極謀劃參與能源項目開發

29、建設。積極與省內外海上風電資源豐富地市開展合作，共同謀劃開發大型海上風電基地，協調參與嘉興 1#、2#，嵊泗 2#、5#、6#等新增海上風電項目開發建設。鼓勵市能源集團等市屬國有企業走出去，積極參與各類能源建設，加強與西部可再生能源資源充足的地區，特別是甘孜、阿克蘇等對口支援地區合作，將可再生能源項目納入對口合作項目；加強與能源大省合作，投資建設或收購省外重大能源項目，掌握更多能源資源，支撐杭州 15 市能源供應安全。（二）大力開發本地電源，提升電力自主供給能力著力推進本地可再生能源建設著力推進本地可再生能源建設。開展新能源資源評估調查，推行新能源資源數字化管理，大力發展本地光伏、風電、氫能、

30、水源熱泵等新型能源，提高本地清潔電源供應保障能力。有序推進老舊水電增效擴容，穩妥推進小水電建設。因地制宜開展沼氣發電、農林生物質發電、垃圾焚燒發電等生物質發電項目建設。到 2025 年，全市電源裝機總量超過 1300萬千瓦，相比 2022 年提升 30%左右，電力自主保障能力顯著提升。新增裝機以新能源及調節性電源為主，新能源裝機占比持續提升。光伏裝機達到 480 萬千瓦，新能源總裝機550 萬千瓦,占比達到 42%。加快推進靈活電源建設投運加快推進靈活電源建設投運。堅持“科學有序、適度從緊”的原則推進天然氣發電項目，在富陽區布局新建一座天然氣調峰發電廠（2 臺 H 級燃氣-蒸汽聯合循環機組，總

31、裝機容量 156 萬千瓦）。充分發揮氣電的調節支撐作用，提升全市新能源消納調節及電力供應能力。積極推進新能源安全可靠替代積極推進新能源安全可靠替代。鼓勵開展源網荷儲一體化及新能源微電網示范項目建設，滿足新增負荷需求，降低電網供電壓力，依托各類新型儲能設施，提升新能源電網支撐能力。推動電源電網協調發展，加快推動新能源場站涉網性能改造提升，積極打造主動支撐型、電網友好型新能源電站。（三）完善應急電源體系，強化電力應急保障能力 16 提升極端情況下電力保供能力。提升極端情況下電力保供能力。完善應急電源體系建設，建立多元應急電源配置方案，形成“城市季節高峰用電全支撐、重要用戶應急自備電源全覆蓋”的布局

32、方案?？茖W精準實施電力需求側管理，系統開展能源用戶精細化分級，通過虛擬電廠等聚合手段實現調峰負荷智慧聯合調度，提升極端天氣、極端負荷條件下系統動態平衡能力。在電網關鍵節點、重要負荷區域按需建設各類新型儲能等電力設施，增強各區域電網“黑啟動”能力。加強移動應急保障裝備建設，提高能源重大突發事件應急響應能力。引導重要用戶自行配置柴油發電設施，提升重要用戶應急電力供應能力。三、積極建設靈活高效配套儲能體系按照穩步推進、分批實施的原則，聚焦各類儲能應用場景，探索多元化技術路線，推動新型儲能從試點示范向大規模商業化應用發展。加快儲能技術應用與新能源、電網、負荷各環節深度融合，推動系統友好型“新能源+儲能

33、”電站建設，提升新能源可靠出力水平，推進源網荷儲一體化協調運行。通過多時間尺度、多技術類型儲能協同運行，探索新能源發展新模式新業態。到 2025 年，各類新型儲能規模達到 80 萬千瓦左右；到 2035 年，建德烏龍山、桐廬白云源抽水蓄能電站建成投運，新型儲能加快發展，全市儲能裝機容量突破 500 萬千瓦。（一）重點推進儲能與源網荷融合發展積極引導可再生能源項目配套儲能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 17 能要求，鼓勵存量新能源發電項目同步配置。以整縣推進、規?；_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

34、，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

35、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 24 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。表6杭州市“十四五”電網側儲能項目清單序序號號項目名稱項目名稱所屬所屬區縣區縣建設規模建設規模(MW/MWh)(MW/MWh)擬投產擬投產時間時間1建德市 50MW/100MWh 電網側儲能示范項目建德市55/1102024 年2浙江普星藍天新型儲能電站臨平區50/1002024 年3浙江杭州蕭山區衙前鎮 70MW/140MWh

36、 儲能項目蕭山區70/1402024 年4太湖源鎮 80MW/160MWh 儲能電站臨安區80/1602024 年5杭實綜能科技淳安儲能示范工程項目淳安縣50/1002024 年 18 序序號號項目名稱項目名稱所屬所屬區縣區縣建設規模建設規模(MW/MWh)(MW/MWh)擬投產擬投產時間時間6蕭山經濟技術開發區熱電 51.75MW/103.2MWh儲能項目蕭山區52/1032024 年7臨平運河儲能項目臨平區50/1002024 年8杭州江東新型區域電力調節中心項目錢塘區75/1502024 年9京能國際蕭山區黨灣 50MW/100MWh 儲能項目蕭山區50/100儲備10錢塘區前進街道網側

37、儲能項目錢塘區50/100儲備11錢塘區河莊街道柯林新能源網側儲能項目錢塘區50/100儲備12富春江 70MW/140MWh 儲能電站項目桐廬縣70/140儲備13富陽區常安鎮網側儲能項目富陽區50/100儲備14建德市經開區網側儲能項目建德市50/100儲備15余杭區中泰街道網側儲能項目余杭區50/100儲備16臨安區龍崗鎮網側儲能項目臨安區50/100儲備合計902/1803進一步支持用戶側儲能發展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

38、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。表7各區、縣（市）用戶側儲能開發潛力預測表單位：萬千瓦序號序號區縣區縣20252025 年年20352035 年年遠景遠景1上城區1.02.03.02拱墅區0.81.62.4 19 3西湖區0.51.01.54

39、濱江區1.42.84.25蕭山區4.08.012.06余杭區0.81.62.47臨平區1.02.03.08錢塘區4.08.012.09富陽區1.83.65.410臨安區3.57.010.511桐廬縣0.61.21.812淳安縣0.61.21.813建德市2.04.06.0合計224466（二）廣泛拓展儲能商業化應用新模式加快新型儲能跨領域融合發展加快新型儲能跨領域融合發展。積極推動新型儲能與智慧城市、工業園區、交通、建筑等領域跨界融合，不斷拓展新型儲能應用場景。針對不同場景下儲能功能定位，重點開展壓縮空氣儲能、儲氫、蓄冷蓄熱等多時間尺度、多技術類型儲能協同運行試點示范，探索具有市場競爭力的儲能

40、應用商業模式，實現協同運行。建立健全儲能參與市場機制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。積極推廣共享儲能建設模式。支持各類市場主體利用老 20 舊變電站或土地性質合規、并網條件較好的閑置地塊，在電網關鍵節點、負荷中心區域積極建設共享儲能設施。發揮共享儲能“一站多用”作用，提升系統調節、新能源消

41、納和應急供電保障等能力。積極引導社會資本投資共享儲能、云儲能等創新商業模式，建立健全社會資本建設共享儲能公平保障機制。（三）積極推動大容量長周期儲能開發應用推進抽水蓄能項目開工建設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。探索多種長周期儲能應用探索多種長周期儲能應用。開展全釩液流等長周期、高安全性儲能項目試點，提高電網調節能力；發揮氫能大規模、

42、長周期儲能優勢，推動電能與氫能耦合發展，促進異質能源優化配置；探索應用壓縮空氣、熔鹽儲熱、重力儲能等多種儲能技術，滿足多時間尺度應用需求，推動大容量、中長時間尺度儲能技術示范。四、加快培育多產融合協同發展體系以一體化協同為驅動，培育新能源產業創新融合發展模式。以新能源裝備制造、新型儲能、能源數字經濟等優勢產業為抓手，積極培育源網荷儲一體化、負荷聚合服務、綜合能源服務、虛擬電廠等新業態新模式，推動新能源在工業、21 建筑、交通、農業等多領域融合發展，開展新能源微電網試點示范，激活以新能源為基礎的經濟增長新引擎。（一）大力推動新能源跨領域融合發展推動新能源與交通融合一體化發展推動新能源與交通融合一

43、體化發展。利用高速公路服務區、收費站、辦公用房及具備條件的路測邊坡等公路基礎設施以及鐵路車站等，因地制宜布局屋頂光伏、邊坡光伏、分散式風電，推動交通領域綠色低碳轉型。依托新型儲能技術、V2G、虛擬電廠等先進技術，開展交通領域新能源微電網試點示范。到 2025 年，高速公路道路兩側、服務區、收費站、辦公用房等范圍光伏開發規模達到 2040 萬千瓦，到 2035年，達到 3065 萬千瓦。推動新能源與建筑融合發展。推動新能源與建筑融合發展。加快開展“光伏+建筑”融合示范工程，推廣光伏建筑一體化（BIPV）發展，加快屋頂、墻面光伏系統研發應用。發展戶用光儲超微電站，探索建設集光伏發電、儲能、直流配電

44、、柔性用電于一體的“光儲直柔”建筑電力系統建設。開展高效智能光伏建筑一體化利用、建筑-城市-電網能源交互技術研究與應用。推動新能源與數據中心融合發展推動新能源與數據中心融合發展。在蕭山、錢塘、臨平等主要數據中心發展區域重點發展數據中心光儲系統，采用新能源微電網、光伏直流側直接利用等模式，提高數據中心綠色電力消費水平。充分挖掘數據中心負荷靈活響應潛力，最大化消納多區域、低價時段新能源電力，降低數據中心集群用能成本和碳排放，提高算力集群綜合效益。建設能源數字融合技術研發中心，開展“源網荷儲”綠色算力集群關鍵 22 技術研究，推動新能源與數據中心創新融合發展。推動新能源與產業園區融合發展推動新能源與

45、產業園區融合發展。推進光伏、風電、天然氣發電、氫能等多種能源協同融合發展，滿足園區多元化用能需求。在余杭區、錢塘區等具有電熱冷需求區域，建設多種能源協同互濟的分布式區域能源中心，實現分布式光伏、分散式風電、多元儲能、高效熱泵、余熱余壓利用、智慧能源管控等一體化系統開發運行。在錢塘、蕭山、建德等重點產業園區，結合風光資源特性，因地制宜采用“光儲”“風光儲”“多能互補”模式，推行新能源微電網示范工程。（二）創新工商業用能新模式新業態挖掘工商業用戶需求側響應潛力挖掘工商業用戶需求側響應潛力。支持蓄熱電鍋爐、用戶側儲能、電動汽車充電設施等用戶側資源以負荷聚合商、綜合能源服務商等多種模式參與需求側響應，

46、形成聚合負荷響應能力。制定完善可中斷負荷電價、分時電價政策，挖掘需求側調節能力。鼓勵用戶積極參與現貨及輔助服務市場交易，激發用戶參與積極性，利用市場機制發掘用電企業調峰潛力。到 2025 年，工業園區調峰負荷達到 200 萬千瓦。到2035 年調峰負荷達到 300-500 萬千瓦。加快推廣虛擬電廠模式。加快推廣虛擬電廠模式。廣泛聚合系統內電源、儲能、負荷等可調節資源，從技術標準、市場機制、產業政策等方面協同發力，開展虛擬電廠示范工程，建設具備秒級響應能力的虛擬電廠，統一參與電力現貨市場和電力輔助市場交易?；I備建設虛擬電廠管理云平臺，加快推動分布式光伏、用戶側儲能、V2G 等分布式能源接入虛擬電

47、廠集中管理，實 23 現分布式資源的實時監測和調度。到 2025 年建成 1-2 個虛擬電廠示范工程。（三）加快培育新能源產業發展新動能形成綠色能源產業特色發展優勢。形成綠色能源產業特色發展優勢。強化企業主體培育，提升產業鏈協作水平。充分發揮“鏈長+鏈主”機制，加快推進解決重點企業發展難題和重大項目建設，支持行業龍頭企業做大做強。深入研究產業發展趨勢和迭代路線，錨定發展賽道，提前做好產業鏈儲備和布局，加快推進高功率鋰離子電池、鈉離子電池、鉛炭電池、液流電池等新型儲能電池技術攻關及產業化；發揮電池控制系統技術優勢，進一步整合發展 BMS、PCS 產業，形成技術高地和規模效應；延伸發展風電葉片、發

48、電機、控制系統等關鍵部件及大功率整機項目。采取資源整體打包、市場產銷銜接等方式，統籌建立和發布機會清單，創新實施“場景+產業”“市場+產業”復合招商機制，瞄準龍頭企業和高成長性企業，靶向招引一批重點項目來杭投資。持續優化產業生態，做實支撐保障。發揮好產業政策的保障作用、產業基金的投資導向作用和科技創新的示范引領作用。到 2025 年，綠色能源產業發展規模質量、創新能級、應用推廣水平顯著提升，規上工業產值突破3000 億元。深入推進新能源產業數字化。深入推進新能源產業數字化。充分利用長三角（杭州）制造業數字化能力中心及國家（杭州）新型互聯網交換中心兩大平臺資源，積極發揮市能源大數據中心的平臺支撐

49、作用，暢通能源數據信息共享渠道，著力提升數據治理能力。24 系統謀劃建設能源領域多跨場景重大應用，加快能源數字化應用場景建設，推動裝備制造、設計施工、智慧運維全生命周期、各領域數字化升級。借力數字經濟基礎，發揮阿里巴巴、網易等龍頭互聯網企業帶動作用，積極發展新能源產業數字化新技術、新業態、新模式，深化新能源數據開放共享。推動新能源產業與數字產業、綠色低碳等新興產業深度融合，提升生產鏈、延伸產業鏈、提升價值鏈、強化創新鏈。建立健全清潔低碳能源資源普查和信息共享機制，完善能源數據采集和共享機制。第四章保障措施一、強化規劃引領加強本規劃對新能源（儲能）建設的總體指導和統籌協調作用，統一思想認識，促進

50、規劃有效落實。強化要素資源供應與保障，及時解決新能源發展遇到的問題。做好與國家規劃及能源、土地、林業、農業等其他省級專項規劃的銜接和協調，提高規劃的科學性、合理性和可操作性，形成能源主管部門統籌、多部門參與機制，協調推進規劃落實。二、強化科技創新鼓勵能源企業建設實驗室、技術創新中心、企業研發中心等產學研用平臺，支持能源企業申報科技獎補資金。引導能源企業加大能源領域新裝備、新技術、新材料的研發投入，鼓勵能源企業承擔或參與能源領域國家和省市重大科技攻關項目。以需求為導向，鼓勵支持能源企業與知名院校、科 25 研機構開展合作，著力突破核心技術、強化原始創新、縮短科技成果產業化周期。三、強化政策支持探

51、索建立與新能源（儲能）相關的綠色金融正向激勵機制，支持金融機構積極開發、拓展與新能源（儲能）相關的綠色信貸、綠色債券等業務。鼓勵各區政府出臺針對性扶持政策，建立新能源儲能應用協調工作機制，有序推進項目建設。引導工業、交通、建筑等重點用能部門開展“新能源+”融合項目建設，推動新能源多場景、多領域融合發展。四、強化人才保障加強能源領域創新人才引進和培養力度，支持該領域人才申報各類人才計劃，強化人才創新創業載體，豐富國內外人才柔性引進手段。支持能源企業引入高層次緊缺人才，對符合條件的急需引進的高層次緊缺人才，按規定享受各項人才政策，強化對高層次人才的住房、教育、醫療等基本生活保障。26 杭州市發展和改革委員會辦公室2023年12月11日印發