公用事业行业：《新型能源体系建设“十五五”规划》点评-电气化提速促需求稳增，清洁能源成供给主力军

（以下内容从中国银河《公用事业行业：《新型能源体系建设“十五五”规划》点评-电气化提速促需求稳增，清洁能源成供给主力军》研报附件原文摘录）
核心观点
事件：近日，国家发改委、国家能源局联合印发《新型能源体系建设“十五五”规划》（发改能源〔2026〕884号）（以下简称《规划》）。我们对此点评如下：
总体要求：加快建设清洁低碳安全高效的新型能源体系。《规划》提出2030年初步建成清洁低碳安全高效的新型能源体系。能源综合生产能力达到58亿吨标准煤（vs.2025年51.3亿吨），电力系统互补互济和安全韧性水平全面提升，能源进口多元可控；煤炭和石油消费达峰，非化石能源消费比重达到25%（vs.2025年21.7%），风电和太阳能发电装机比重超过50%、成为电力装机主体，非化石能源发电量比重达到50%（vs.2025年42.3%）、成为电量主体；坚强韧性、绿色低碳、集成融合、智能高效的新型能源基础设施体系加快建设，新型电力系统初步建成；适应新型能源体系的市场和价格机制加快健全，全国统一电力市场体系基本建成。
需求端：电气化进程加速推进，增量用电量主要由清洁能源发电满足。《规划》提出到2030年我国电能占终端能源消费的比重达到35%（vs.2025年30%、2020年27%），电气化进程加速推进。参考国家电网能源研究院的预测，预计2030年全社会用电量将达到13.5万亿kwh，年均增长5.4%/6264亿kwh。与此同时，《规划》提出要加快推进新增用电量由新增清洁能源电量覆盖，为清洁能源发电装机增长奠定坚实基础。
供给端：《规划》提出2030年电力总装机达到54亿kw（vs.2025年38.9亿kw）。分电源类型来看：
新能源：预计十五五期间年均新增装机或超2亿kw。《规划》提出2030年风光发电装机比重超过50%，2030年新能源发电量占比达到30%（vs.2025年风光发电量占全社会用电量的22%），我们以后者为基础测算年均需新增新能源装机2.1亿kw左右，对应2030年新能源累计装机29亿kw左右（整体符合国家能源局答记者问给出的28亿kw以上目标）。具体发展思路上，《规划》提出坚持集中式与分布式并举，加强新能源多品种互补开发。1）集中式方面：以库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠为重点，以其他沙漠、戈壁和荒漠地区为补充，建设以外送为主的大型风光基地。持续推进新疆、黄河上游、河西走廊、黄河“几字湾”、冀北、松辽等新能源基地建设。发展渤海、黄海、东海、南海等海上风电基地。除此之外，持续推进水风光一体化基地建设。2）分布式方面：推动配电网向源网荷储资源高效配置平台转变，2030年力争具备承载9亿kw分布式新能源接入能力（vs.2025年末分布式光伏累计装机5.3亿kw）。在年均新增装机较十四五后期有所放缓的前提下，需求侧政策持续发力叠加电力系统调节能力不断加强，板块有望迎来消纳、电价拐点。
核电：2030年在运装机达到1.1亿kw左右，对应十五五复合增速12%。《规划》提出“以三代压水堆技术为主，保持核电平稳建设节奏。积极稳妥推进先进堆型研发和示范工程建设。因地制宜推进核能综合利用。2030年在运核电装机达到1.1亿kw左右”。考虑到核电机组建设周期一般在5-6年，十五五投运机组需在十四五期间开工/核准。截至25年末，我国在运核电装机0.62亿kw，在建核电机组35台，总装机容量0.42亿kw，预计2030年1.1亿kw左右的装机目标基本可以实现，叠加机制电价政策逐步落地对电价端形成呵护，板块稳健成长属性突出。
水电：常规水电装机小幅增长，水风光一体化、抽蓄发展潜力较大。2030年常规水电装机达到4.1亿kw左右，十五五复合增速仅1.4%，年均新增装机558万kw。具体发展思路方面，《规划》提出要高质量建设雅鲁藏布江下游水电工程，有序推进茨哈峡、龙盘、岗托等重大工程，研究论证怒江流域水电规划。加快推动雅砻江、金沙江上游、澜沧江上游、藏东南（玉察）等流域水风光一体化基地规划建设。统筹推进主要流域水电规划调整，推动水电扩机和机组增容改造。2030年抽蓄装机达到1.6亿kw左右，十五五复合增速高达19.4%，年均新增装机1881万千瓦。基于此，我们认为十五五期间水风光一体化和抽蓄有望成为水电运营商的第二增长曲线。
火电：装机仍有增量，定位上向支撑调节性电源转变。量的方面，《规划》提出“优化火电布局，合理控制煤电装机规模和发电量”。以前述2030年电力总装机规划为基础，减去清洁能源装机，我们倒算十五五期间年均火电新增装机或在5000万kw体量。运营模式方面，《规划》提出“推动火电转向支撑调节性电源，实施新一代煤电改造升级，提升深度调峰、快速爬坡等高效调节能力”；与此同时，要“合理确定电力中长期合同签约比例，提高中长期交易频次和灵活性；推动省级电力现货市场转入正式运行；加快建立备用辅助服务市场，因地制宜探索爬坡等新型辅助服务品种；建立健全可靠容量补偿机制，鼓励具备条件的地区探索建设容量市场”。电量+容量+辅助服务三维度保障火电在向支撑调节电源转变过程中的合理收益，助力盈利稳定性提升、估值重塑。
新型储能、虚拟电厂等新型灵活性资源具备较好发展前景。《规划》提出“大力发展新型储能，加力发展长时储能，鼓励多种储能技术路线发展，拓展新型储能在电源协同运行、电网稳定支撑及微电网、虚拟电厂等领域应用；2030年新型储能装机达到3亿kw（vs.25年末1.45亿kw，CNESA口径）”。考虑到新型储能，尤其是电网侧独立储能的收益模式逐渐跑通，装机积极性较高，参考CNESA对2030年新型储能累计装机的预测（3.7-4.5亿kw），《规划》提出的3亿kw目标或相对保守。虚拟电厂方面，《规划》提出“加快推进虚拟电厂规模化发展，2030年虚拟电厂调节能力达到5000万kw以上（vs.2025年8月超3500万千瓦）”。
关注算电协同、绿电直连等就近消纳新业态新模式。《规划》提出“加强大型能源基地与国家算力枢纽协同布局，推动以电强算、以算促电。推动算力中心等新兴产业、有绿电消费比重要求的重点用能行业、有绿电溯源需求的出口企业建设绿电直连项目。鼓励工业园区、零碳园区、增量配电网等拓展多用户绿电直连场景。”以算力为例，其作为高耗能行业，电力需求增长十分可观。根据国家能源局数据，2025年全国算力中心总用电量达1700亿kwh，占全社会用电量的1.6%；预计“十五五”时期全国算力用电量年均新增1000亿kwh以上，到2030年预计达8000亿kwh，占全社会用电量6%左右。我们认为算力与绿电协同发展或者绿电直连模式对于算力方和电力方而言属于双赢，即助力算力方降本、降碳，助力电力方实现量、价双维度的改善，长期产业趋势明确，成长空间广阔。
可再生能源非电消费对国内绿色燃料市场需求形成催化，可再生能源制氢规模有望实现跃升。《规划》提出要积极推进地热能、氢能和绿色燃料发展，新能源非电利用规模实现倍增。要因地制宜布局非粮生物燃料乙醇、生物柴油、生物天然气、可持续航空燃料、绿氨绿醇等绿色燃料产能。其中2030年可再生能源制氢规模要达到200万吨（vs.2025年底产能超25万吨/年）。此外，《规划》提出“推动氢氨醇在发电、交通运输、化工冶金、规模储能等领域应用”，有望改善当前绿氢氨醇、SAF等产业国内需求不足的发展短板。
投资建议：新能源：关注龙源电力、三峡能源、绿发电力、金开新能等；核电：关注中国广核、中国核电等；水电：关注长江电力、川投能源、国投电力、华能水电、桂冠电力、电投水电等；火电：关注华能国际、国电电力、大唐发电、建投能源等；新型储能、虚拟电厂方向：关注协鑫能科等；绿色燃料方向：关注电投绿能、佛燃能源、朗坤科技（未覆盖）等。
风险提示：政策执行效果不及预期的风险，资源条件波动的风险等。