行业投资评级 - 报告对公用事业行业给予“看好丨维持”评级 [9] 报告核心观点 - 《新型电力系统建设“十五五”规划》发布，提出基于新能源电量渗透率，分地区分档确定新能源利用率指导目标，在要求全国新能源利用率保持在90%左右的基础上，进一步细化为第一/二/三档地区的新能源利用率原则上分别不低于95%/90%/85% [2] - 规划将全国电力供应充裕度高于1.1列为约束性指标，新能源渗透率持续提升的形势下电力系统安全保供的重要性进一步提升 [2] 新能源消纳分档管理 - 规划提出加强新能源开发消纳引导，基于新能源电量渗透率，综合资源条件、电网网架、调节能力、负荷增长等因素，分地区分档确定新能源利用率指导目标 [12] - 在要求全国新能源利用率保持在90%左右的基础上，进一步细化为第一/二/三档地区的新能源利用率原则上分别不低于95%/90%/85%，其中新能源就近消纳新业态项目弃电不纳入利用率统计 [12] - 分档管理更加适应不同地区在新能源渗透率、资源条件、电网网架、调节能力和负荷增长等方面存在的客观差异，引导各地新能源项目的开发节奏及开发形式与当地消纳条件更加匹配，一定程度上为新能源高渗透率地区开发约束适度松绑 [12] - 规划引导持续完善新能源消纳机制，要求做好年度利用率目标动态优化，推动新能源消纳评估由单一利用率指标向综合评价指标体系转变，建立新能源“规划—建设—并网—消纳”全周期监测预警机制 [12] - 新能源消纳评估及监测进一步向前期开发阶段延伸和倾斜，绿电运营商在投资决策环节或将更加审慎 [12] 电力保供约束强化 - 规划将全国电力供应充裕度高于1.1列为约束性指标 [12] - 新能源方面，大力提升新能源安全可靠替代能力，2030年全国非化石电源电力支撑水平达到40%左右 [12] - 储能方面，提升存量新能源配建储能调用水平，明确“十五五”时期新增可承担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 [12] - 煤电方面，持续优化煤电装机结构，到2030年60万千瓦等级及以上清洁高效煤电机组占比提高10个百分点以上 [12] - 充裕度指标约束化反映了在新能源渗透率持续提升的形势下电力系统安全保供的重要性进一步提升，“十五五”期间电力保供责任的落实预计将更加刚性和可考核 [12] - 保供能力建设的重心已由煤电规模扩张逐步转向新能源可靠替代、多元顶峰资源和煤电存量结构优化协同发力 [12] - 随着容量补偿机制的完善以及容量市场的推进，顶峰保供资源的系统价值有望得到更有效地兑现 [12] 投资建议 - 推荐关注优质转型火电国电电力、华能国际H、华润电力H、陕西能源、福能股份 [12] - 水电板块推荐长江电力、国投电力、川投能源和华能水电 [12] - 绿电推荐龙源电力H、新天绿色能源H、中国电力H和中闽能源 [12] - 核电推荐中国核电和中广核电力H [12]

行业投资评级 - 增持（维持）[5] 核心观点 - 国家发改委、国家能源局联合印发《新型电力系统建设"十五五"规划》，以“消纳优先、系统协同、数智升级”为主线，确立到2030年新型电力系统初步建成，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%，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 - 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：储能装机目标提升至3亿千瓦 - 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，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，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：2025年30%，2030年35%[8] - 总装机：2025年38.9亿千瓦，2030年54亿千瓦[8] - 非化石能源发电装机占比：2025年61.70%，2030年65%[8] - 非化石能源发电量占比：2025年42.30%，2030年50%[8] - 全国电力供应充裕度：2025年<1.1，2030年>1.1[8] - 省间电力互济能力：2025年8000万千瓦，2030年12000万千瓦[8] - 西电东送规模：2025年3.4亿千瓦，2030年>4.2亿千瓦[8] - 配电网承载分布式新能源能力：2025年5亿千瓦，2030年9亿千瓦[8] - 需求侧削峰能力占最大负荷比重：2025年>3%，2030年>5%[8] - 虚拟电厂最大调节能力：2025年1685万千瓦，2030年>5000万千瓦[8] - 新型储能装机：2025年1.36亿千瓦，2030年3亿千瓦[8] - 车网互动聚合可调充电规模：2025年1000万千瓦，2030年5000万千瓦[8] - 市场交易电量占比：2025年64%，2030年70%[8] - 跨省跨区交易电量：2025年1.59万亿千瓦时，2030年2万亿千瓦时[8] - 全国城市用户平均供电可靠率：2025年99.982%，2030年99.99%[8] - 充电基础设施：2025年2009万个，2030年>4000万个[8]

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]

国家发展改革委、国家能源局印发《新型电力系统建设"十五五"规划》。 《规划》提出， 到2030年，新型电力系统初步建成：绿色低碳的电力供给格局基本形成，非化石能 源发电量占比达到50% ；电力供应能力持续增强，电力系统互补互济和安全韧性水平大幅提升，电 力供应充裕度保持合理水平，有效满足经济社会发展和人民群众美好生活的用电需要；初步建成安 全可靠、绿色低碳、坚强韧性、智能灵活的新型电网，资源配置平台作用和服务功能充分发挥， 实 现28亿千瓦以上新能源高水平消纳，建成可支撑超过1.1亿辆电动汽车出行的充电基础设施网络。 《规划》提出，推动光热发电规模化发展，因地制宜发展生物质和地热能发电，推进海洋能规模化 利用。 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。 《规划》提出，积极安全有序发展核电，科学确定沿海核电基地布局和建设时序。推动核电规模化 建设，积极推进新一代核电技术研发示范和推广应用。 多措并举降低小型堆成本，加强核能综合利 用和商业模式创新。到2030年，核电装机约1.1亿千瓦。 《规划》还提出，着力推动电力流向布局优化。推动存量直流输电通道改造升级。落实国家区域发 展 ...