中信证券：筑牢电力系统底座 支撑能源转型提质

智通财经APP获悉，中信证券发布研报称，2026年8月3日，国家发改委、能源局发布《新型电力系统建设“十五五”规划》。作为电力领域顶层文件，《规划》与《可再生能源“十五五”规划》《新型能源体系建设“十五五”规划》等形成配套，以“源网荷储”一体化协同为主线，推动电力行业从单一新增新能源装机转向全域统筹。《规划》围绕电源、电网、调节资源、负荷、市场等设置量化目标，力争2030年初步建成新型电力系统，非化石能源发电量占比升至50%。该行认为，政策或将持续利好特高压、配网智能化、各类储能/虚拟电厂等灵活调节资源、清洁电源开发及电力数字化领域，并加速容量补偿机制及容量市场等电改政策落地。

中信证券主要观点如下：

事件

2026年8月3日，国家发改委、国家能源局联合发布《新型电力系统建设“十五五”规划》（以下简称《规划》），作为2026-2030年我国电力领域系统性顶层文件，承接《可再生能源发展“十五五”规划》，落地新型能源体系建设总纲领要求。《规划》以“源网荷储”一体化协同为主线，聚焦解决高比例新能源接入下系统安全、输电通道瓶颈、调节资源不足、市场化机制缺位等痛点，明确从“单一扩容新能源装机”转向 “电源、电网、储能、负荷、市场全域统筹”。《规划》提出2030年初步建成清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、智能灵活的新型电力系统，支撑非化石能源发电量占比达到50%，为风光成为主力电源搭建完整电力运行底座。

《规划》围绕电源供给、电网网架、调节能力、负荷互动、电力市场五大维度设置量化目标，构建“源网荷储”完整指标体系：

1）供给端：统筹清洁电源与传统支撑电源。《规划》提出2030年非化石能源发电量占比提升至50%；全国电力总装机规模达到54亿千瓦。一方面持续支撑风光大基地、深远海风电、分布式新能源有序开发，配套推进水电、核电、生物质、光热多元清洁电源建设；另一方面明确煤电定位转型，推动煤电由基础保障性电源转向支撑调节性电源，实施灵活性改造，保留系统兜底保供能力，坚持先立后破。同步划定新能源分区域利用率目标，全国新能源利用率维持90%左右，从源头缓解弃电压力。

2）电网端：承载能力指标大幅扩容，打通新能源外送与就地消纳通道。《规划》提出，至2030年西电东送输送规模提升至4.2亿千瓦以上，规划新增多条特高压直流通道；省间电力互济能力由8000万千瓦提升至12000万千瓦；配电网承载分布式新能源能力由5亿千瓦提升至9亿千瓦。构建“大电网+区域网架+配电网+微电网”多层协同网架，兼顾“三北”基地远距离外送、中东部分布式就近消纳两大场景，解决新能源消纳瓶颈。

3）系统调节资源量化落地，补齐新能源波动性短板。规划统筹长短时调节资源，抽水蓄能装机目标1.6亿千瓦，新型储能装机规模达到3亿千瓦；并大力发展需求侧资源，2030年需求侧削峰能力占最大负荷比重提升至 5%，虚拟电厂最大调节能力突破5000万千瓦，车网互动聚合可调充电规模达到5000万千瓦。调节资源由单一电源侧储能，拓展至电源、电网、用户侧多元调节协同，与《可再生能源“十五五”规划》中的置信出力、顶峰供电能力考核要求形成呼应。

4）负荷侧协同机制升级，激活终端柔性资源。持续推进电能替代，推动电能占终端能源消费比重提升至35%。鼓励工业园区、算力中心、商业楼宇开展可调节负荷改造，推广微电网、绿电直供、就近消纳新业态。打破传统“源随荷动”模式，推动实现“荷随源调”，拓宽新能源消纳空间，与可再生能源非电利用形成协同。

5）电力市场化改革目标清晰，完善转型配套制度。《规划》明确，2030年市场交易电量占比提升至70%，跨省跨区交易电量突破2万亿千瓦时。持续完善中长期、现货、辅助服务市场，配套推进容量补偿、输电权机制建设，适配新能源电量、容量双重价值兑现，为风光置信出力、顶峰能力考核提供市场化价格支撑。

展望后续政策节奏与投资机遇：

1）电网基础设施建设。在《规划》指引下，我们预计特高压交直流输电通道、区域主干网架升级、智能化配网改造、微电网系统建设或将迎来持续提振。建议关注输电设备、配电自动化、电网数字化智能化装备；同时，配网承载能力提升将充分释放分布式光伏开发空间，分布式开发与运维主体或将受益。

2）各类型灵活调节资源。一是储能领域，抽水蓄能加速开工建设，独立储能、用户侧新型储能需求持续释放；二是灵活性电源改造，存量煤电灵活性改造、燃气调峰机组有序推进；三是负荷侧调节资源，虚拟电厂平台、负荷聚合服务商、车网互动、智能充放电设备具备长期成长机会。

3）清洁电源协同开发。依托跨省跨区输电通道规划，“三北”风光大基地、海上风电开发建设节奏有望提速；同时，核电有序扩容、光热、生物质等具备调节属性的可再生能源或迎来更多政策支持。

4）电力市场与数字化。我们预计在置信出力、顶峰供电能力考核要求进一步明确的政策之下，电力容量市场建设或为下一阶段电力市场化改革重心。同时，建议关注电力交易平台、负荷管理系统、电力仿真调度系统、能源数字化平台需求。

风险因素：

电力市场化改革推进不及预期；新型能源体系各类技术进展不及预期；传统能源替代推进不及预期；特高压、储能项目建设进度滞后；负荷侧柔性资源商业模式盈利性偏弱。