报告链接：湖北省新型储能市场投资建设与发展前景预测深度调研分析报告（2025版）

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，适应电网安全稳定运行和新能源大规模开发、高比例消纳需要，坚持系统谋划、协同配置、远近结合、市场导向原则，以抽水蓄能为主体、新型储能为补充，统筹布局建设一批储能电站，形成与新型电力系统建设相适配的储能调节能力，更好支撑“有电可用、用电不贵、服务更优”目标。在大规模西电东送中发挥汇集、储存、调节功能，打造全国重要电力调蓄中心。到2027年，新增储能以新型储能为主，全省储能装机达到800万千瓦，新型储能技术多元化水平进一步提升，储能资源调用机制和商业模式健全完善。到2030年，新增储能以大型抽水蓄能为主，全省储能装机达到1700万千瓦，支撑8000万千瓦以上的新能源合理消纳利用，基本建成安全充裕、结构合理、功能完备、灵活高效的储能体系。

一、合理规划建设抽水蓄能电站

充分发挥抽水蓄能技术成熟、经济性优、具备大规模开发潜力等优势，综合考虑防洪、生态、旅游等多种功能用途，合理布局、积极有序开发建设抽水蓄能电站，提高资源综合利用效率，推动抽水蓄能高质量发展。2027年全省抽水蓄能电站装机达到287 万千瓦，2030年达到912万千瓦。

(一)加快纳规项目建设投运。落实项目单位工程质量、安

全生产、生态环保等责任，加快推进1290万千瓦已纳入建设规模的抽水蓄能项目建设，合理确定分年度投运规模，2027年前投产团风、大悟、竹山等中小型抽水蓄能电站和罗田抽水蓄能电站部分机组共160万千瓦，2030年前投产黄梅、南、长阳、通山等大型抽水蓄能电站共625万千瓦。坚持“一物多用、一举多得”集约共享理念，支持项目单位创新抽水蓄能运营机制和商业模式，充分挖掘防洪抗旱、应急水源、生态渔业、旅游观光等多重效益。(责任单位:省能源局、国网湖北省电力公司，相关市州发改委，相关项目单位)

(二)积极争取新增项目纳规建设。积极争取国家新增湖北抽水蓄能建设规模，统筹系统需要、建设成本及电价承受能力、站点条件、电网接入、生态环境等因素，组织已纳入国家《抽水蓄能中长期发展规划》项目综合比选，择优安排新增建设项目，加快推进项目前期工作，争取尽快开工建设。(责任单位:省能源局、国网湖北省电力公司)

二、积极推动新型储能规模化发展

发挥新型储能布局灵活、建设周期短、响应速度快、应用场景多元等特点，因地制宜推进在电力系统源、网、荷各侧合理布局，促进新型储能与电力系统各环节深度融合发展。2027年全省新型储能装机达到500万千瓦，2030年达到800万千瓦。

(三)大力发展电源侧新型储能。积极推动锂电池、飞轮等多时间尺度新型储能在电源侧按需布局，通过储能协同优化运

行，进一步提升并网友好性。推动新能源集成新型储能和智能化调控手段建设系统友好型新能源电站，引导百万千瓦新能源基地合理规划建设配套储能，平滑新能源出力曲线，提高可靠出力水平,提供电网稳定支撑能力。积极鼓励火电合理配置电化学储能、飞轮储能、热储能等新型储能，支持开展新型储能配合调峰、调频等多场景应用，提升运行特性和整体效益。(责任单位:省能源局，相关项目单位)

(四)合理布局电网侧新型储能。在电网关键节点，结合系统运行需求优化电力输、配环节新型储能发展规模和布局，鼓励建设充放电时长4小时以上的压缩空气、液流等储能电站，更好发挥调峰、调频等多种调节功能。在偏远地区和输变电站址资源紧张地区，合理建设电网侧储能，适度替代输变电设施，提升电网末端供电能力。加快推进构网型储能在高比例新能源电网、弱电网及孤岛电网的应用。支持大容量飞轮储能电网调频应用。(责任单位:省能源局、国网湖北省电力公司)

(五)灵活发展用户侧新型储能。引导工业园区、工商业企业、数据中心、算力中心、通信基站、公路服务区等对供电可靠性、电能质量要求高和用电量大的用户，按需配置高安全性锂电池、液流电池等不同时间尺度新型储能，提高用电可靠性、降低用电成本。探索不间断电源、电动汽车等用户侧储能设施建设推动电动汽车通过有序充电、车网互动、换电模式等多种形式参与电力系统调节，挖掘用户侧灵活调节能力。(责任单位:省能

源局、国网湖北省电力公司)

三、多元化发展新型储能技术

聚焦新型储能多元化技术路线、不同时间尺度技术和各类应用场景，稳步推进先进储能技术试点，以工程化验证加速技术迭代更新，以应用场景拓展带动新型储能技术进步和产业升级。(六)深入推进试点工作。推动固态电池在便携式储能、工商业用户储能等领域试点验证,加快推进新型储能产学研用深度融合，组织开展飞轮储能、钠离子电池、液流电池、压缩空气等新型储能电站试点。鼓励重力储能、熔盐储能、超级电容、超导储能、氢储能、固态电池等技术创新应用。积极推进国家车网互动规模化应用试点，推动长江绿色智能船舶充换电一体化试点。依托大数据、云计算、人工智能等前沿技术,开展一批技术领先应用前景好、可复制性强的新型储能应用试点。(责任单位:省能源局、省科技厅、省交通运输厅)

(七)培育拓展应用场景。推进新型储能在智慧城市、乡村振兴、智慧交通、新型基础设施等多场景、多领域应用。支持具备条件的工业企业、园区建设新型储能服务绿电直连，积极推进新型储能技术产品在工业领域应用。推动飞轮储能在城市轨道交通应用。鼓励商业楼字建设建筑储能系统，创新开展光储建筑一体化、冷热电多联供、综合能源等服务。支持“光储充换检”综合性充换电站建设。推动“光伏+储能”系统在城市照明、交通信号、农业农村、公共广播、“智慧车棚”等公共基础设施融合

应用，鼓励构建微型离网储能系统。积极发展个性化、定制化家用储能产品。(责任单位:省能源局、省农业农村厅、省交通运输厅、省住建厅、国网湖北省电力公司)

(八)提升储能产业能级。健全新型储能科技创新体系，加强多元技术研究和关键材料、单元、模块等研发攻关，推动创新成果快速转化，建强从生产、建设、运营到回收的新型储能全产业链。推动锂电池产业集群发展，加快荆门超级储能工厂、孝感宜昌锂电池产业园、宜昌废旧电池循环利用等项目建设。大力发展压缩空气储能勘察设计、咨询服务及施工建造产业，打造湖北品牌。加强襄阳全钒波流储能全链条布局，早日形成量产能力。推动飞轮储能全链条构建及产能提升，打造具有突出比较优势的产品及系统集成方案。积极开发新型空气电池、固态电池、镁(锌)离子电池等新技术，加速氢储能、超级电容器、固态电池、钠离子等产业前瞻布局。(责任单位:省发改委、省能源局、省经信厅、省科技厅，相关市州发改委)

四、健全储能运行管理服务机制

面向储能健康可持续发展需求，建立健全电力系统调峰、储能和智能化调度管理体系,加快完善与储能发展相适应的电力市场和价格机制，推动源网荷储协同优化，营造良好发展环境。

(九)提升储能调用水平。根据系统需求，科学制定储能调度细则，明确调度运行方式和调用区间。持续完善市场化交易规则，鼓励新型储能参与市场化交易，自主确定充放电曲线，提高

运行效率。鼓励系统友好型新能源电站充分发挥配套储能和智慧调控的作用，科学制定相对确定的出力曲线，并按照一体化的方式调用。积极开展规模化储能系统集群智能调度及分布式储能虚拟电厂聚合调控等调用方式创新。(责任单位:省能源局、国网湖北省电力公司)

(十)推动电网与储能协调发展。强化抽水蓄能电站与电网网架规划布局衔接,根据电力发展需要、抽水蓄能电站建设进度、配套电网建设周期，做好网源建设进度协同，确保送出工程与抽水蓄能电站建设进度相匹配。制定新型储能并网细则及并网服务工作指引等，明确并网流程、相关标准和涉网试验要求，公平无歧视地向新型储能提供电网接入服务，保障新型储能安全高效并网。新型储能电站应具备按照调度指令进行有功功率和无功功率自动调节的能力，并规范配置监控系统和通讯信息等二次系统，实现运行数据可测、储能状态可控。(责任单位:省能源局、国网湖北省电力公司)

(十一)完善储能价格机制。落实国家抽水蓄能两部制电价政策，逐步健全抽水蓄能容量电价政策。支持电源侧储能与新能源场站一体运营，优化输配电价政策。优化分时电价机制，不断完善电力中长期市场、现货市场价格机制，优化峰谷价差，健全新型储能参与电能量市场和辅助服务市场规则体系，探索建立电网侧储能容量补偿机制，容量电费纳入系统运行费用。完善新型储能应急调用价格机制，推动新型储能与各类分散式负荷资源聚合，打造一批虚拟电厂。(责任单位:省发改委、省能源局、国网湖北省电力公司、湖北省电力交易中心)

各市州能源主管部门根据发展需要制定储能项目建设计划，强化与能源电力规划、国土空间规划和生态环境分区管控方案等统筹衔接，优化项目审批，协调站址、廊道资源，保障项目顺利实施。电网企业按照实施方案要求，明确配套电网投资计划和时序，安全有序做好电网建设、接网服务，健全完善储能调度运行监测机制，按年度形成调度运行报告。相关储能企业要落实安全生产主体责任，统筹做好项目规划、设计、施工、运行及退役全过程安全管理，加强储能运行安全风险管控。