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乡村，高质量建设宜居、宜业、宜学、宜游、宜养的浙中大花园，形成“一村一幅画”“一镇一天地”“一城一风光”的全域大美格局。加快浙中生态廊道建设，搭建起浙中大花园的主体架构，打造山水林田湖生命共同体，构筑
财政奖补机制。以数字化改革为总牵引，统筹推进绿色发展领域数字技术应用和制度创新，打造碳达峰、园区循环发展等应用场景，提升整体智治水平。优化居民用水、用电、用气价格机制，以及污水、垃圾等排放和处理的差别化

。发展分布式储能系统，推进局域微网示范项目建设，探索建立与电力市场化运营相配套的储能价格机制，通过与“互联网+”的深度融合，进一步扩大分布式电源的应用领域。推进工业园区、公共建筑、工业厂房建设屋顶分布式
总量中占比由“十二五”末的1.3%增长到“十三五”末的9.9%，增长7倍以上；天然气消费量达到2.3亿立方米，比“十二五”末增长66.2%；风光电在一次能源消费中占比达到5.1%，比“十二五”末增长10

目标如期实现。在发展策略上，坚持集中式与分布式并举。一方面，在风光资源禀赋较好、具备建设条件的地区，探索布局一批多能互补清洁能源基地;积极探索“光伏+”模式，因地制宜建设一批林光互补、渔光互补和
大力发展风电、光伏发电。坚持集中式与分布式并举，推动风电和光伏发电大规模、高比例、高质量、市场化发展。在风光资源禀赋较好、具备建设条件的地区，探索布局一批多能互补清洁能源基地;按照“储备一批、成熟一批

。探索利用退役煤电机组厂址和输变电设施建设储能或风光储设施，强化风电、抽水蓄能电站建设与生态环境保护协调发展。专栏3 能源产业链减碳重点行动1、燃煤发电机组节能降碳行动。推动高煤耗机组高效节能降碳，重点
市场化交易，发展以消纳可再生能源为主的增量配电网。充分发挥市场机制作用，探索建立容量市场，在确保健康可持续发展前提下，推进煤电向基础性、调节性电源并重转型。（十九）健全促进可再生能源发展的价格机制完善风电

建设，重点支持辽西北等地区发展陆上风光基地，打造阜新、朝阳新能源基地，打造铁岭源网荷储基地。科学合理规划和利用海上风能资源，支持大连、丹东、营口、盘锦、葫芦岛等市建设海上风电基地。探索风光氢综合能源
、系统调峰运行压力大的地区，积极引导新能源电站以市场化方式配置新型储能。研究建立新型储能价格机制，研究合理的成本分摊和疏导机制，有效降低成本。探索推广共享储能模式，鼓励新能源电站以自建、租用或购买服务等

13个抽水蓄能电站今年内全部核准启动建设，到2030年全省抽水蓄能装机达到2000万千瓦。大力发展风电、光伏发电。坚持集中式与分布式并举，推动风电和光伏发电大规模、高比例、高质量、市场化发展。在风光资源
、光伏发电。坚持集中式与分布式并举，推动风电和光伏发电大规模、高比例、高质量、市场化发展。在风光资源禀赋较好、具备建设条件的地区，探索布局一批多能互补清洁能源基地;按照“储备一批、成熟一批、推进

与分布式并举，推动风电和光伏发电大规模、高比例、高质量、市场化发展。在风光资源禀赋较好、具备建设条件的地区，探索布局一批多能互补清洁能源基地；按照“储备一批、成熟一批、推进一批”的思路，推动省内风电
，推动风电和光伏发电大规模、高比例、高质量、市场化发展。在风光资源禀赋较好、具备建设条件的地区，探索布局一批多能互补清洁能源基地；按照“储备一批、成熟一批、推进一批”的思路，推动省内风电规模化和可持续发展

并网装机规模突破850万千瓦。向省里积极争取开发指标，科学配置风光资源，按照“储备一批、成熟一批、推进一批”思路，统筹推进全市风电、光伏发展。严格执行市政府关于新能源资源招商引资项目管理规定。因地制宜
可再生能源消纳责任权重完成率。持续深化电力价格机制改革。按照国家、省里要求，持续深化水电、煤电上网电价市场化改革，完善风电、光伏发电、气电、抽水蓄能和新型储能价格形成机制，完善支持分布式清洁能源发电

商品属性两条脉络展开。电网视角下的储能实际上是配合电网风光新能源大比例增长的灵活性资源，火电、水电、核能、抽水蓄能等成熟可调的资源通过有机改造、组合就是这样的资源。一旦形成这样的资源，原资产的性质就
发生了变化，价值会迎来资本市场的重估。储能绝不是狭隘的电化学储能，更不仅仅是市面上天天吹捧的锂电。波动性大的风光新能源是奔向碳中和主角，所有的一切都在以最理性的方式提升电网灵活性，给风光铺路。全国统一

保障供应的实施方案》指出，稳步提升氢能绿色替代能力，推动自治区氢能产业发展，鼓励“风光氢储”多能互补发展，推动可再生能源电解水制氢项目有序落地。《内蒙古自治区关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策
推动建筑用能电气化和低碳化。积极推进分布式发电市场化交易。完善分布式发电市场化交易价格机制，鼓励分布式光伏、分散式风电等超出用户“自发自用”的富余电量与同一配电网区域的电力用户进行交易。原文如下

、水利等部门的协调，积极开展风电项目建设政策和技术研究，适时调整政策导向，有序组织风电项目开发建设，充分利用自然资源条件，探索风光储基地项目建设的可行性。2.积极推进天然气发电项目建设结合电网调峰需要
科技进步和装备制造业加速升级。依托通威太阳能、晶澳太阳能、阳光电源等重点产业基地，突破光伏电站群控、风光水火储多能互补、智能微网、大规模储能等关键技术，开发高效能太阳能光伏逆变器、储能变流器

)电力体制改革取得阶段性成效贯彻落实党中央、国务院关于进一步深化电力体制改革和价格机制改革的决策部署，推动电网输配电价核定工作，根据国家要求，本市制定了第一监管周期2017—2019年、第二监管周期
、蔚县电厂、岱海电厂等风光火(储)一体化项目建成投产。探索建立“域外资源开发、绿电定向输送、本市定向消纳”的绿电进京新模式，逐步提升本地可再生能源电力消纳水平。到2025年外调绿色电量达到300亿千

，电力系统调峰能力不足，难以适应可再生能源大规模并网消纳的要求。同时，抽水蓄能参与调峰补偿机制不健全，电化学储能运营价格机制不完善，分散式可再生能源发展机制尚未建立，当前政策无法调动储能设施参与调峰
。探索开展规模化高安全高性能液流电池储能电站系统设计与示范。不断完善电力调峰辅助服务市场建设，理顺新型储能价格机制，保障本地电化学储能示范项目并网运行。到2025年，抽水蓄能、新型储能规模分别达到300

产业占比合理、良性互动的产业格局。大力发展新能源装备制造业和运维服务业，壮大风光氢储四大产业集群，推进新能源产业与其他产业耦合发展，从单一发电卖电向全产业链发展转变。引导支持现有风电设备制造企业加快
、风光火储一体化能源产业发展，促进新能源就地消纳。因地制宜发展抽水蓄能，加快化学储能、空气储能等新型储能技术规模化应用。大力发展绿氢经济，推动绿氢和煤化工、冶金等行业耦合发展，构建绿氢制造、存储、运输

，风光出力小或用电高峰时放电。这样既能平滑不稳定的光风电，也能为常规火电、核电等的电源配套，为电力系统运行提供调峰调频等服务，提高电力系统的灵活性。三、储能发展现状及市场规模在应对气候变化
2030年，抽水蓄能投产总规模达到1.2亿千瓦左右。健全新型储能价格机制和新能源+储能项目激励机制，市场机制、商业模式、标准体系成熟健全;省级电网基本具备5%以上的尖峰负荷响应能力等。四、对推动

电力调度机构工作规范，厘清内部调度权责界限，提高调度信息透明度，确保调度顺畅衔接。加快智能化技术应用，提高调度智能化、自动化水平，探索开展风光水火储一体化智慧联合调度。加强电力调度运行监管。完善煤电项目
。深化电力价格机制改革。持续推进水电、煤电上网电价市场化改革，完善清洁能源和新型储能价格形成机制。理顺输配电价结构、完善增量配电网价格形成机制。不断完善分时电价、阶梯电价、差别电价等制度。推进配售

为进一步明确新型储能市场定位，建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制，提升新型储能利用水平，引导行业健康发展，国家发展改革委、国家能源局近日印发《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知
标准时，可选择转为独立储能项目。按照《国家发展改革委、国家能源局关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》有关要求，涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能。《通知

意见》(发改能源规〔2021〕1051号)有关要求，进一步明确新型储能市场定位，建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制，提升新型储能利用水平，引导行业健康发展，现就有关事项通知如下。一、总体
风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能。三、鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场。以配建形式存在的新型储能项目，在完成站内计量、控制等相关系统改造并符合相关技术要求

万千瓦，2025年光伏、风电发电总装机分别达到2200、1000万千瓦，年发电量400亿千瓦时。加快布局建设风光水火储一体化百万千瓦新能源基地，构建区域综合能源供应体系，提高能源供应效率和稳定性。大力
推进“新能源+”项目建设，积极探索源网荷储一体化和风光水火互补开发模式。积极推进“光伏+”发展模式，大力支持分布式光伏发电应用。有序推进集中式风电项目建设，加快推进分散式风电项目开发。并提出多项