湖北新型能源体系建设“十五五”规划：2030年建成新型储能装机8GW，新增可承担顶峰保供独立储能力争2GW

北极星储能网获悉，10月22日，湖北省人民政府印发《湖北省新型能源体系建设“十五五”规划》，《规划》提及，支持在具备条件的交通枢纽建设光伏发电、源网荷储一体化项目。鼓励交通场站使用可再生能源制冷供热，合理配置新型储能、柔性制氢资源。支持建设光伏发电、储能调峰、充换电、加氢加气综合服务站。推动交通网与能源网信息交互共享。

统筹分布式新能源、新型储能、算力设施、充电设施等新要素发展需求，加快配网建设改造和智慧升级，打造广泛灵活适配、多元主体协同、分层自治平衡的新型配电平台，提升配网综合承载能力和源网荷储融合互动水平。

强化电源侧储能协同配置，支持新能源场站按需配置锂电池、钠电池、氢储能等，支持火电合理配置飞轮、熔盐、超级电容等新型储能。优化电网侧储能节点布局，在新能源富集区和电力负荷中心等关键节点，建设锂电池、液流电池、压缩空气等长时储能及构网型储能。引导大数据中心、通信基站、工业园区等终端用户，依托源网荷储一体化模式，合理配置用户侧新型储能。支持功率型储能与能量型储能集成建设、协同运行。到2030年建成新型储能装机800万千瓦，其中新增可承担顶峰保供作用的电网侧独立新型储能规模力争达到200万千瓦。

积极推进分布式新能源、新型储能、虚拟电厂等新型并网主体调控能力建设，通过价格信号引导灵活性资源参与系统调节。强化跨省跨区电网协同调度与优化互济机制，动态调整送受电计划，充分释放电网在时间、空间上的资源配置与互补潜力。

建立大功率充电场站与配电网高效互动机制，因地制宜配建光伏发电和储能设施，探索加强车网互动双向灵活调节能力。

支持产业链上下游资源整合，构建电池制造、资源再生、循环再造绿色产业链，打造具有国际竞争力的全生命周期锂电池产业基地。培育压缩空气储能产业，全链条布局全钒、铁基液流储能产业，建设襄阳、宜昌液流电池生产基地。实施新一轮找矿突破战略行动，强化上游关键矿产资源供给保障。

引导民营企业积极布局新型储能、虚拟电厂、绿电直连、智能微电网等新业态。支持民营企业聚焦高端能源装备、智能电网、新型储能等重点领域进行技术攻关和成果转化。

原文如下：

湖北省人民政府关于印发

《湖北省新型能源体系建设“十五五”规划》的通知

各市、州、县人民政府，省政府各部门：

现将《湖北省新型能源体系建设“十五五”规划》印发给你们，请结合工作实际，认真贯彻执行。

2026年10月1日

（此件删减公开）

湖北省新型能源体系建设“十五五”规划

“十五五”时期，中国式现代化加快推进，复杂多变外部形势带来新的机遇与挑战，碳达峰碳中和深度攻坚，新一轮科技革命和产业革命加速突破，能源强国建设进入关键时期。湖北加快建成中部地区崛起的重要战略支点，对能源发展提出更高标准、更高要求。根据《新型能源体系建设“十五五”规划》《湖北省国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》，制定本规划。

一、总体要求

坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，完整准确全面贯彻新发展理念，深入践行“四个革命、一个合作”能源安全新战略，落实能源强国部署和碳达峰要求，更好统筹发展和安全，着力增强多元供给保障能力，提升系统安全韧性，着力调整优化能源结构，支撑经济社会绿色低碳转型，着力加强源网荷储协同布局，提升系统协调高效运行水平，着力增强科技创新效能，培育能源新质生产力，着力深化体制机制改革，提升能源治理效能，为高水平建设武汉区域科技创新中心、加快建成中部地区崛起的重要战略支点提供坚强能源保障。

主要目标是：到2030年，以可再生能源为增量供应主体、化石能源为兜底保障、新型电力系统为关键支撑的清洁低碳安全高效新型能源体系初步建成。能源综合生产能力达到7000万吨标准煤，发电总装机达到1.9亿千瓦左右，能源资源供应链保持安全稳定，极端情形风险防范应对能力大幅增强。可再生能源发电装机达到1.3亿千瓦以上，占总装机比重达到70％，其中风电光伏装机达到8500万千瓦。煤炭和石油消费达峰。源网荷储融合互动，大电源、大电网与分布式、微电网系统兼容互补的电力系统新形态初步形成。能源科技创新策源能力显著增强，关键核心技术攻关转化取得明显成效，能源装备产业能级大幅跃升。电力市场体系更加健全，现代化用能营商环境基本形成。

二、大力发展可再生能源，构建清洁低碳供给格局

（一）实施新能源倍增行动

推动集中式新能源开发。开展风光发电资源普查。鼓励利用存量建设用地、工矿废弃地和荒山荒地等未利用地集中连片开发。深化多能互补一体开发，鼓励风光同场建设。新建风光电站全部达到系统友好型场站标准。推动老旧风光场站改造更新。

有序推进绿电直连。推动具备条件的园区、工厂与周边风光及生物质发电资源匹配对接，“以荷定源”开展绿电直连。推动电源、直连工程与新增负荷统一规划建设。积极申报和建设国家级、省级零碳工厂和零碳园区。

拓展分布式新能源开发与消纳空间。充分挖掘分布式新能源资源潜力，拓展分布式新能源开发场景。增强分布式新能源自调节能力，提高自发自用比例。开展“千家万户沐光行动”“千乡万村驭风行动”。

（二）创新新能源多领域融合开发

推进算电协同。统筹“武宜襄·十”算力圈布局与绿电资源，结合通算、智算、超算等不同类型设施用电特性，合理规划算力供电工程。推动算力与新能源协同建设及优化运行。鼓励具备灵活调节能力的算力设施开展绿电直连。支持算力设施通过绿证绿电交易提升绿电消费比例。

强化交能融合。支持在具备条件的交通枢纽建设光伏发电、源网荷储一体化项目。鼓励交通场站使用可再生能源制冷供热，合理配置新型储能、柔性制氢资源。支持建设光伏发电、储能调峰、充换电、加氢加气综合服务站。推动交通网与能源网信息交互共享。

深化建筑可再生能源集成应用。推动新建公共建筑、新建厂房安装光伏，鼓励有条件的既有建筑加装光伏。推进可再生能源和新型节能方式在建筑领域应用，鼓励建设“光储直柔”建筑。因地制宜推进余热资源和非化石能源供热替代。

（三）推进可再生能源多元挖潜

推进水电挖潜增效。加快建设一批水电挖潜工程，开展老旧机组设备更新与技术优化升级，增强机组灵活调节和稳定运行能力。以鄂西等水资源丰富地区为重点，深化小水电绿色改造提升。

加强生物质能多元化利用。因地制宜发展生物质发电，鼓励相邻县市共享垃圾发电设施。优先布局生物质热电联产，推动具备条件的存量生物质直燃发电项目向热电联产转型。鼓励发展生物质锅炉供热。支持发展生物质绿色燃料。

推动地热能高质量开发。开展地热资源勘查评价。推动地热能多元化规模化开发，推广“地热＋”多能互补模式，推进集中供暖供冷、温泉康养、农业种植养殖等梯级开发利用。

三、加强化石能源兜底保障，夯实能源安全转型基础

（一）打造现代化煤炭供应链

加强与陕西、山西、内蒙古、新疆等煤炭主产区合作，落实电煤中长期合同制度。推进恩施州煤矿分类处置，有序淘汰落后产能。在煤炭消费集中区域、煤运通道沿线布局储煤基地，强化区域应急互济，打造覆盖全省、辐射“两湖一江”的煤炭储备枢纽。鼓励燃煤电厂等企业推进储煤场地更新扩容改造，推动政府储备与企业储备互补联动。

（二）完善油气产供储销体系

加快页岩气调查勘探开发。推进利川建南区块产能建设。加强宜昌、宜昌东、荆门、咸丰等区块勘探开发，加快利川、竹溪东、建始、建始南等区块探矿权出让，推进鄂西重点有利区中深层页岩气调查勘查。

完善油气管输体系。强化国家干线管道及互联互通建设，融入油气“全国一张网”。有序建设支线管网，实现县市管道天然气“能通尽通”。推进老旧油气管道更新改造和数字化、智能化升级。

增强储备调节能力。沿国家干线管道规模化、集约化布局大中型储气设施，推进潜江、应城、天门（小板）、云应、仙桃等地下盐穴储气库、汉川（小板）地下含水层储气库、武汉白浒山LNG储气库建设。鼓励原油加工和成品油销售企业提升石油储备能力。

（三）加强化石能源清洁高效利用

实施新一代煤电升级行动。发挥煤电兜底保障和安全支撑作用。持续推动机组退役、延寿、容量替代及转应急备用。实施新一代煤电改造升级，因地制宜推进低碳化改造。

推进炼油产业绿色升级。推动炼油行业降油增化，提升化工油品、特种油品、高端新材料占比，支持荆门、武汉、潜江打造高端绿色特种油品和化工新材料基地。加快炼油行业节能降碳改造，提升绿电绿氢使用比例，探索开展二氧化碳捕集利用和封存。

四、强化源网荷储协同互动，加快构建新型电力系统

（一）全面建设新型电网

强化高效互联省际网络。协调推进金永直流配套水电、陕武直流配套新能源建设，加快实施外电入鄂第三直流工程，持续扩大绿电入鄂规模。积极发挥华中“日字型”特高压交流环网作用，建成皖鄂背靠背联网工程、荆门特高压交流主变扩建工程，拓展优化省间线路联络。支持国家明确的跨省区输电通道过境项目建设。

优化分区分级主网结构。推动鄂东主干网架强化升级，依托特高压站点构建江北东、江北西、江南三个500千伏环网，逐步完善220千伏供电分区，有效支撑武汉都市圈产业转型升级和重大项目建设。构建鄂西北高比例新能源500千伏环网，加快新能源和支撑性调节性电源送出工程建设，统筹提升绿电东送和就地消纳能力。提升鄂西南“三峡－葛洲坝”双层网架承载能力，控制三峡系统短路电流水平，强化葛洲坝系统供电功能，畅通水电及抽水蓄能送出通道。

加快打造新型配电系统。统筹分布式新能源、新型储能、算力设施、充电设施等新要素发展需求，加快配网建设改造和智慧升级，打造广泛灵活适配、多元主体协同、分层自治平衡的新型配电平台，提升配网综合承载能力和源网荷储融合互动水平。强化芯片制造、生物医药、精密加工等新质生产力集中区域配网建设，优化居民区、商业区、工业园区、高速公路服务区、高标准农田等重点区域配网布局，消除110千伏单线站问题和县域电网联系薄弱问题。

多场景建设智能微电网。按照“自平衡、自调节、自安全”目标，在新能源资源富集区、产业园区、算电协同发展区、大电网末端等场景建设一批智能微电网。支持智能微电网建设运营企业拓展电热冷气氢等综合能源服务、能碳管理、电力市场交易等增值业务，鼓励各类用户自主投资建设自发自用型智能微电网。增强微电网内部源网荷储各要素智能化调控水平和运行匹配度，逐步提升新能源自发自用比例。支持具备条件的智能微电网在并网和孤岛模式间灵活切换、安全高效运行。

（二）加快调节性资源建设

加快抽水蓄能项目建设。推动竹山潘口、罗田平坦原等抽水蓄能项目建设。完善抽水蓄能站点储备和管理机制，优选一批条件成熟的项目适时开工建设。到2030年建成抽水蓄能装机900万千瓦。

推进新型储能多元应用。强化电源侧储能协同配置，支持新能源场站按需配置锂电池、钠电池、氢储能等，支持火电合理配置飞轮、熔盐、超级电容等新型储能。优化电网侧储能节点布局，在新能源富集区和电力负荷中心等关键节点，建设锂电池、液流电池、压缩空气等长时储能及构网型储能。引导大数据中心、通信基站、工业园区等终端用户，依托源网荷储一体化模式，合理配置用户侧新型储能。支持功率型储能与能量型储能集成建设、协同运行。到2030年建成新型储能装机800万千瓦，其中新增可承担顶峰保供作用的电网侧独立新型储能规模力争达到200万千瓦。

构建灵活弹性电力负荷生态。大力培育虚拟电厂主体，积极引导工业园区、智能楼宇、电动汽车等可调节负荷资源参与电力运行调节，持续扩大需求侧灵活调节资源库。健全需求响应管理机制，持续提升负荷管理精细化能力。引导各类市场主体积极参与虚拟电厂建设运营以及应用场景拓展，充分激发社会分散资源灵活调节潜力。到2030年虚拟电厂调节能力达到500万千瓦。

（三）建设电力智慧调度体系

打造新一代智慧调度平台。以新一代电力调度控制系统为核心，集成气象、水文及源网荷储全环节实时运行数据，依托“云上智能分析”与“边缘实时监控”动态交互，建设具备全环节、全链条、全要素灵敏感知和精准控制的智能调控平台。加强主要流域水电站与风光互补运行、联合调度，新能源利用率保持90％以上。

构建主配微网协同调度机制。构建适应多种电网形态、多元调度对象、多种业态模式的调度机制，推动电网调控模式由以主干电网为主向主配微网协同转变。探索风光水火储、电力新业态等协同运行控制，形成“广泛接入、智能聚合、协同响应”的电力系统运行新生态。

加强调度运行与市场协同。积极推进分布式新能源、新型储能、虚拟电厂等新型并网主体调控能力建设，通过价格信号引导灵活性资源参与系统调节。强化跨省跨区电网协同调度与优化互济机制，动态调整送受电计划，充分释放电网在时间、空间上的资源配置与互补潜力。

五、推动能源消费绿色化低碳化，支撑碳达峰目标顺利实现

（一）推进全社会节能降碳

加强节能降碳管理。全面实施碳排放双控制度，强化固定资产投资项目节能审查和碳排放评价。健全重点领域能效诊断机制，强化高耗能高排放项目部门联审会商，对工业领域新（改、扩）建高耗能项目实施碳排放等量减量置换。完善能源行业碳排放核算机制，加强产品碳足迹管理，推动“电－碳－证”协同机制建设，严格控制单位发电量碳排放。实施全民节能行动，积极推行简约适度、绿色低碳、文明健康的生活方式和消费模式。开展节约型机关创建，推进绿色学校、绿色商场、绿色社区等建设。

加快重点领域绿色低碳转型。加大钢铁、水泥等重点行业节能降碳和超低排放改造力度，推进燃煤锅炉和工业窑炉清洁化替代，加快电炉钢等绿色低碳技术装备应用。发展超低能耗建筑、低碳建筑和装配式建筑，推进既有建筑节能降碳改造。加快货运、公共领域电动化和绿色燃料车船规模化应用，建设一批低碳零碳运输走廊，加快长江航运绿色动力转型。加强新型高载能产业规划引导，提升算力等新兴领域用能效率。

（二）提升绿色能源消费水平

稳步扩大清洁电力热力消费。大力推进工业等领域清洁电能替代，积极落实可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度，推动非化石能源电力消费核算认定，引导通过自发自用、绿电直连等方式扩大绿电消费。优化供热系统运行效率，推进余热利用与节能降耗，加快地热等资源开发，因地制宜发展分布式可再生能源供热，推动多能互补耦合供热、热电气联合优化调度。

完善城乡充电基础设施布局。加快建设快充为主、慢充为辅、大功率充电为有益补充的城市公共充电网络，积极布局公交、物流等专用充换电设施，强化跨区域充电服务有效衔接。建设有效覆盖的农村地区充电网络，实现所有行政村具备快充桩按需接入能力。建立大功率充电场站与配电网高效互动机制，因地制宜配建光伏发电和储能设施，探索加强车网互动双向灵活调节能力。

深入推进农村能源革命。探索农村能源“共建共享”收益分配机制，规范发展渔（农）光互补等模式，推动新能源与农业生产深度融合。创新抽水蓄能项目开发运营模式，充分挖掘文化旅游、科普教育等多重效益。加强新能源接入受阻、自然灾害频发及供电能力不足等地区农网建设改造，补强县域电网网架结构，丰富拓宽智慧农电应用场景。探索构建自平衡微能网。

六、推动能源科技创新和产业创新深度融合，加快锻造能源新质生产力

（一）打造高能级能源科技创新体系

提升能源科技创新基础能力。构建以国家级创新平台为龙头、省部级平台与企业平台为骨干的能源科技创新平台体系。优化平台布局，对现有创新平台加强政策支持，在储能、煤炭利用等领域争创国家级创新平台、布局省级创新平台。深化产学研用协同创新，推动创新资源向企业集聚，强化企业创新主体地位。

加快能源科技攻关和成果转化。统筹整合集聚各类创新资源，支持推动科研院所、高校、龙头企业组建创新联合体，主动承接国家重大科技专项任务，开展原创性能源技术研究攻关。推行“揭榜挂帅”“赛马”等科研新模式，围绕新型光伏、非常规油气勘探、煤电清洁降碳、智能电网、长时储能、氢能、核聚变能、无线传能等重点领域，集中攻坚突破关键核心技术。加快创新技术、核心装备示范应用，新增一批国家能源领域首台（套）重大技术装备示范成果。深入实施“人工智能＋”能源行动，推动先进信息技术与能源产业深度融合。

营造能源科技创新良好生态。落实财税支持政策，撬动企业加大能源科创研发投入，引导长期资本、耐心资本进入能源创新领域。统筹布局能源领域认证、中试、检测等公共服务平台，推进重大科技基础设施进一步向企业开放。健全能源转型人才培育体系，补齐跨学科专业人才供给短板。

（二）培育壮大能源装备产业

巩固提升新型储能产业。支持产业链上下游资源整合，构建电池制造、资源再生、循环再造绿色产业链，打造具有国际竞争力的全生命周期锂电池产业基地。培育压缩空气储能产业，全链条布局全钒、铁基液流储能产业，建设襄阳、宜昌液流电池生产基地。实施新一轮找矿突破战略行动，强化上游关键矿产资源供给保障。

突破发展绿色氢能产业。高标准建设武汉都市圈氢能区域试点，构建制储输用全链条产业体系。充分利用武汉、宜昌、孝感、潜江等地工业副产氢资源，加快电解水制氢项目建设，合理布局绿色氢氨醇生产基地。因地制宜布局建设地下储氢设施，有序推进长距离输氢（掺氢）管道建设。推动氢能在冶金、交通、发电等领域场景应用。

转型升级发输配电产业。培育壮大光伏、风电装备产业，发展特高压、柔性直流输电装备及智能电网配套服务业。推动传统配电设备迭代升级，培育数字化高端电力设备与系统集成标杆企业。发展光伏、风电装备回收利用产业。

七、深化能源体制机制改革，提升能源治理现代化水平

（一）健全能源市场体系和价格机制

完善电力市场体系。融入全国统一电力市场，巩固“中长期＋现货＋辅助服务”省级电力市场体系。完善适应高比例新能源参与的交易机制，优化中长期交易和现货市场规则，探索备用、爬坡等辅助服务品种。健全绿证绿电交易机制。畅通批发－零售价格传导，打造规范有序、便捷高效的零售市场。推进代理购电用户直接参与市场。

完善油气市场体系。完善油气矿业权出让方式，加快区块探矿权出让。引导支持省级管网以市场化方式融入国家管网，压缩管输和供气层级，推进完善省内管输统一定价机制，支持具备条件的大用户直购直销和管道直供。加强公共服务属性管网设施公平开放监管。推动上游供气主体多元化，引导城镇燃气企业整合重组和规模化经营，降低终端用气成本。加强民生用气保障。

完善能源价格形成机制。规范开展电网企业成本监审，科学核定输配电价。持续深化新能源上网电价市场化改革。分类完善煤电、天然气发电、抽水蓄能、新型储能容量电价机制，有序建立发电侧可靠容量补偿机制，探索通过容量市场等方式形成容量电价。建立健全天然气上下游价格联动机制，按机制调整终端气价，完善省内天然气管道运输价格机制，建立完善储气调峰市场机制。优化居民阶梯电价、气价制度。

（二）优化能源领域营商环境

持续提升“获得电力”服务水平。聚焦“办电便捷化、供电高质化、用电绿色化、服务普惠化、监管协同化”目标，全力推进办电提速降本、供电提基强能、用电提绿减碳、服务提质扩面、监管提效协同，争取入选现代化用电营商环境“三个一批”典型案例。

促进能源领域民营经济发展。鼓励民营资本通过股权合作等方式参与全省风光发电、水电、增量配电网、生物质能利用、油气储备、支线管网等基础设施项目投资建设运营。引导民营企业积极布局新型储能、虚拟电厂、绿电直连、智能微电网等新业态。支持民营企业聚焦高端能源装备、智能电网、新型储能等重点领域进行技术攻关和成果转化。

深化能源领域开放合作。强化地方与央企合作，共同推动特高压输电通道、储能电站、油气储备、电化长江等重大能源项目落地湖北。建立与周边省份通道共建、资源互济、产业协同机制，携手推动能源供应链产业链补强融合。支持省内能源企业拓展国际市场。

（三）提升能源安全风险管控能力

强化能源运行监测预警。综合运用大数据、人工智能等数字技术，健全能源安全风险监测预警体系。强化流域来水、高温干旱、雨雪冰冻、地质灾害等预报预警，加强发输配电、大型储能、油气输储等重点设施设备安全运行状况监测，深化煤炭、油气、电力供需形势分析研判，实现早发现、早预警、早应对。

强化能源安全生产管理。巩固推进煤炭电力和油气长输管道安全生产治本攻坚行动，加强常态化监管和专项治理。加大安全投入，健全人防、物防、技防体系，落实企业内部安全隐患报告奖励机制。针对油气长输管道、重点电厂、密集输电通道、充能站等设施开展安全隐患排查整治。加强能源控制系统网络安全、数据安全防护。强化科技赋能兴安，推广“机械化换人、自动化减人、智能化无人”，提升安全数智化水平。

强化能源应急处置能力。完善大面积停电、负荷管理、油气长输管道突发事件等应急预案，组织开展应急演练。强化电力、油气应急抢险人员、装备、物资配备，健全跨区域能源应急救援资源共享及联合处置机制，提升防灾减灾救灾能力。

八、加强规划组织实施

坚持党对能源工作的全面领导，省发改委、省能源局负责本规划实施统筹，会同省直有关部门建立健全协同推进实施机制，根据本规划合理制定年度重点工作计划，做好规划实施情况动态监测、中期评估和总结评估，及时协调解决规划实施中出现的问题，共同推动落地见效。能源产业布局、重大能源项目建设、项目审批等应以本规划为重要依据，做好用地、用林等要素保障，落实促进能源绿色低碳发展的财税、金融、投资、价格、科技、环保等政策。