行业投资评级 - 增持（维持）[5] 核心观点 - “十五五”新型电力系统规划以“消纳优先、系统协同、数智升级”为主线，政策重心由“装机扩张”转向“电量消纳与系统效能”，电网投资与调节能力建设进入加速期[1] 电源侧：“风光水火核”多源互补保供 - 推动煤电由主体电源向支撑调节性电源转型，到2030年现役机组灵活性改造应改尽改[2] - 明确2030年非化石能源发电量占比50%[2] - 推进风光储一体化、风光+生物质多能互补[2] - 科学确定沿海核电基地布局和建设时序，2030年核电装机约1.1亿千瓦[2] - 推动金沙江上游、澜沧江上游、雅砻江中游、大渡河等重点流域水电建设投产，2030年常规水电装机达到4.1亿千瓦左右[2] - 推动光热发电规模化发展，到2030年生物质、光热、地热能、海洋能等发电装机达到6500万千瓦左右[2] - 多源互补夯实系统保供，到2030年全国电力供应充裕度达到1.1以上[2] 电网侧：配电网支撑9亿千瓦分布式新能源接入 - 主网形成西部新能源基地向东中部负荷中心送电的基本格局，包括“沙戈荒”新能源基地、西南水风光基地和海上风电基地三大支撑[3] - 到2030年西电东送规模将超过4.2亿千瓦，重点建设特高压输电、柔性直流和区域互联电网[3] - 配网要支撑9亿千瓦分布式新能源的接入，智能配电网、数字化变电站、配网自动化和分布式能源管理等领域可能成为投资重点[3] 市场侧：新能源利用率分档管理 - 建立规划—建设—并网—消纳全周期监测预警机制[3] - 新能源消纳评估由单一利用率转向综合指标体系，分地区分档确定新能源利用率指导目标，全国新能源利用率保持在90%左右（第三档利用率下探至不低于85%）[3] - 明确虚拟电厂、聚合服务商、独立储能、V2G合法市场主体身份，推动电、碳、绿证市场衔接，完善绿电环境价值变现通道[3] 负荷侧：明确顶峰保供作用的独立储能规模 - 储能装机目标提升至3亿千瓦[4] - 释放新型储能调峰、调频、调压、事故备用、爬坡、黑启动等多重效能[4] - 新增顶峰保供作用的电网侧独立新型储能约8000万千瓦，等效顶峰时长力争达到4小时，到2030年达到1.4亿千瓦[4] - 到2030年抽水蓄能约1.6亿千瓦，虚拟电厂>5000万千瓦、全国削峰能力>1亿千瓦，车网互动聚合可调充电规模力争5000万千瓦，形成“抽蓄+新储能+VPP+DR+车网互动”的多层次调节体系[4] 需求侧：算电持续深度绑定 - 依托算力设施发展源网荷储一体化、绿电直连等新模式，实现绿电聚合交易、就地消纳，提高算力设施绿电占比[4] - 推广热电联产机组通过熔盐储热、热水储热等方式实现热电联产解耦，拓展绿电制氢氨醇、氢储能、氢发电、火电掺氢（氨）等应用场景[4] 主要指标（图表1） - 电能占终端能源消费比重从2025年30%提升至2030年35%[8] - 总装机从2025年38.9亿千瓦提升至2030年54亿千瓦[8] - 非化石能源发电装机占比从2025年61.70%提升至2030年65%[8] - 非化石能源发电量占比从2025年42.30%提升至2030年50%[8] - 全国电力供应充裕度从2025年<1.1提升至2030年>1.1[8] - 省间电力互济能力从2025年8000万千瓦提升至2030年12000万千瓦[8] - 西电东送规模从2025年3.4亿千瓦提升至2030年>4.2亿千瓦[8] - 配电网承载分布式新能源能力从2025年5亿千瓦提升至2030年9亿千瓦[8] - 需求侧削峰能力占最大负荷比重从2025年>3%提升至2030年>5%[8] - 虚拟电厂最大调节能力从2025年1685万千瓦提升至2030年>5000万千瓦[8] - 新型储能装机从2025年1.36亿千瓦提升至2030年3亿千瓦[8] - 车网互动聚合可调充电规模从2025年1000万千瓦提升至2030年5000万千瓦[8] - 市场交易电量占比从2025年64%提升至2030年70%[8] - 跨省跨区交易电量从2025年1.59万亿千瓦时提升至2030年2万亿千瓦时[8] - 全国城市用户平均供电可靠率从2025年99.982%提升至2030年99.99%[8] - 充电基础设施从2025年2009万个提升至2030年>4000万个[8]