智通財經APP獲悉，中信證券發布研報稱，2026年8月3日，國家發改委、能源局發布《新型電力系統建設「十五五」規劃》。作為電力領域頂層文件，《規劃》與《可再生能源「十五五」規劃》《新型能源體系建設「十五五」規劃》等形成配套，以「源網荷儲」一體化協同為主線，推動電力行業從單一新增新能源裝機轉向全域統籌。《規劃》圍繞電源、電網、調節資源、負荷、市場等設定量化目標，力爭2030年初步建成新型電力系統，非化石能源發電量佔比升至50%。該行認為，政策或將持續利好特高壓、配網智能化、各類儲能/虛擬電廠等靈活調節資源、清潔電源開發及電力數字化領域，並加速容量補償機制及容量市場等電改政策落地。
中信證券主要觀點如下：
事件
2026年8月3日，國家發改委、國家能源局聯合發布《新型電力系統建設「十五五」規劃》（以下簡稱《規劃》），作為2026-2030年我國電力領域系統性頂層文件，承接《可再生能源發展「十五五」規劃》，落地新型能源體系建設總綱領要求。《規劃》以「源網荷儲」一體化協同為主線，聚焦解決高比例新能源接入下系統安全、輸電通道瓶頸、調節資源不足、市場化機制缺位等痛點，明確從「單一擴容新能源裝機」轉向 「電源、電網、儲能、負荷、市場全域統籌」。《規劃》提出2030年初步建成清潔低碳、安全充裕、經濟高效、供需協同、智能靈活的新型電力系統，支撐非化石能源發電量佔比達到50%，為風光成為主力電源搭建完整電力運行底座。
《規劃》圍繞電源供給、電網網架、調節能力、負荷互動、電力市場五大維度設定量化目標，構建「源網荷儲」完整指標體系：
1）供給端：統籌清潔電源與傳統支撐電源。《規劃》提出2030年非化石能源發電量佔比提升至50%；全國電力總裝機規模達到54億千瓦。一方面持續支撐風光大基地、深遠海風電、分佈式新能源有序開發，配套推進水電、核電、生物質、光熱多元清潔電源建設；另一方面明確煤電定位轉型，推動煤電由基礎保障性電源轉向支撐調節性電源，實施靈活性改造，保留系統兜底保供能力，堅持先立後破。同步劃定新能源分區域利用率目標，全國新能源利用率維持90%左右，從源頭緩解棄電壓力。
2）電網端：承載能力指標大幅擴容，打通新能源外送與就地消納通道。《規劃》提出，至2030年西電東送輸送規模提升至4.2億千瓦以上，規劃新增多條特高壓直流通道；省間電力互濟能力由8000萬千瓦提升至12000萬千瓦；配電網承載分佈式新能源能力由5億千瓦提升至9億千瓦。構建「大電網+區域網架+配電網+微電網」多層協同網架，兼顧「三北」基地遠距離外送、中東部分佈式就近消納兩大場景，解決新能源消納瓶頸。
3）系統調節資源量化落地，補齊新能源波動性短板。規劃統籌長短時調節資源，抽水蓄能裝機目標1.6億千瓦，新型儲能裝機規模達到3億千瓦；並大力發展需求側資源，2030年需求側削峯能力佔最大負荷比重提升至 5%，虛擬電廠最大調節能力突破5000萬千瓦，車網互動聚合可調充電規模達到5000萬千瓦。調節資源由單一電源側儲能，拓展至電源、電網、用戶側多元調節協同，與《可再生能源「十五五」規劃》中的置信出力、頂峯供電能力考覈要求形成呼應。
4）負荷側協同機制升級，激活終端柔性資源。持續推進電能替代，推動電能佔終端能源消費比重提升至35%。鼓勵工業園區、算力中心、商業樓宇開展可調節負荷改造，推廣微電網、綠電直供、就近消納新業態。打破傳統「源隨荷動」模式，推動實現「荷隨源調」，拓寬新能源消納空間，與可再生能源非電利用形成協同。
5）電力市場化改革目標清晰，完善轉型配套制度。《規劃》明確，2030年市場交易電量佔比提升至70%，跨省跨區交易電量突破2萬億千瓦時。持續完善中長期、現貨、輔助服務市場，配套推進容量補償、輸電權機制建設，適配新能源電量、容量雙重價值兌現，為風光置信出力、頂峯能力考覈提供市場化價格支撐。
展望後續政策節奏與投資機遇：
1）電網基礎設施建設。在《規劃》指引下，我們預計特高壓交直流輸電通道、區域主幹網架升級、智能化配網改造、微電網系統建設或將迎來持續提振。建議關注輸電設備、配電自動化、電網數字化智能化裝備；同時，配網承載能力提升將充分釋放分佈式光伏開發空間，分佈式開發與運維主體或將受益。
2）各類型靈活調節資源。一是儲能領域，抽水蓄能加速開工建設，獨立儲能、用戶側新型儲能需求持續釋放；二是靈活性電源改造，存量煤電靈活性改造、燃氣調峯機組有序推進；三是負荷側調節資源，虛擬電廠平台、負荷聚合服務商、車網互動、智能充放電設備具備長期成長機會。
3）清潔電源協同開發。依託跨省跨區輸電通道規劃，「三北」風光大基地、海上風電開發建設節奏有望提速；同時，核電有序擴容、光熱、生物質等具備調節屬性的可再生能源或迎來更多政策支持。
4）電力市場與數字化。我們預計在置信出力、頂峯供電能力考覈要求進一步明確的政策之下，電力容量市場建設或為下一階段電力市場化改革重心。同時，建議關注電力交易平台、負荷管理系統、電力仿真調度系統、能源數字化平台需求。
風險因素：
電力市場化改革推進不及預期；新型能源體系各類技術進展不及預期；傳統能源替代推進不及預期；特高壓、儲能項目建設進度滯後；負荷側柔性資源商業模式盈利性偏弱。