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（来源：华泰证券研究所）
证券配资服务平台核心观点
]article_adlist-->2026年8月3日《新型电力系统建设“十五五”规划》提出全国新能源利用率保持在90%左右，历史首次分地区指导新能源利用率指导目标，第一档地区新能源利用率原则上不低于95%，第二档不低于90%，第三档不低于85%。市场普遍认为风光消纳看不到拐点。我们结合各省“十五五”发展规划，量化分析新能源消纳出路与趋势，认为2026年大概率是风光消纳的底部，关注盈利处于拐点的新能源运营商，持续看好储能发展。
我们测算2030年全国风光装机32-38亿千瓦，或超中央规划
中央规划明确2030年风光装机超28亿千瓦，各省市规划加总2030年装机超32亿千瓦；基于2005年来历次5年规划完成情况，我们认为中央层面的目标最终超预期落地概率较大。我们测算“十五五”用电量复合增速5.5%的水平下，32-33亿新能源装机可以满足中央“新增用电量由新增清洁能源电量覆盖”的要求。根据我们2026年6月报告《中国“算电协同”：全球范围内低估的AI资产》的测算，若算力2028-30年额外新增30GW/年，电量“十五五”CAGR可能超6%，我们预测2030年风光装机或接近38亿千瓦，意味着2026-30年年均新能源装机增量可能接近400GW。
新能源消纳拐点1：储能渗透率提升，各地影响幅度不一
“十五五”规划首次提出新能源置信出力与可靠性顶峰需求，我们测算隐含2030年电源侧储能1.5亿千瓦的装机。根据中央3亿千瓦和各省市级别3.4亿千瓦的2030年新型储能规划，我们测算在更为乐观的新能源装机（2030年38亿千瓦）假设下，储能/新能源渗透率确定性提升（从2025年的7%至2030年的8%-16%。），是风光消纳拐点的重要支撑。区域层面，2026-30年河南/河北/湖南/湖北/山东/青海的储能建设或大力推进当地新能源发展；对于华东华南东等省份，新型储能对利用率的积极作用相对有限；三北新能源和储能未来均快速发展，电网通道的建设可能是影响程度更大的变量。
新能源消纳拐点2：源网侧投资差逆转
根据中电联2026年7月的预测，“十五五”全国电网固定资产投资达到5万亿元以上，较“十四五”同期增长超80%。2026年来电网建设速度显著超过了新能源发展，或支撑消纳改善：1H26国家电网/南方电网固定资产同比增长13%/15%，同期的新增风光电源同比下降25%和66%。我们量化测算2026-30年新增装机消纳出处，我们认为即便在最高的装机预测下（2030年风光装机38亿千瓦），2026-30年需要额外消纳的新增装机仅略高于“十四五”的6.4GW，考虑到我国用电负荷还在持续提升，电气化率还有上升空间，我们不认为我国未来5年的风光弃电压力会比现在更大。
投资结论
关注新能源运营商：由于电价下降和消纳恶化2026年电力公司普遍盈利承压，但我们认为电价拐点已现，结合本文关于消纳拐点的判断，我们认为电企盈利能力反弹确定性高。看好储能在新型电力系统中的作用，抽蓄2030-31年才迎来投产高峰期，储能高速增长。
风险提示：消纳改善的同时，供给侧增速也有可能相应提速，绿电的盈利能力中期维度取决于供给；电网投资力度不及预期；储能装机增速放缓。
正文 ]article_adlist-->与市场观点的不同
2026年8月3日, 国家发展改革委和能源局印发《新型电力系统建设“十五五”规划》,提出：1）全国新能源利用率保持在90%左右（新能源就近消纳新业态项目弃电不纳入新能源利用率统计），2）分地区指导新能源利用率指导目标，第一档地区新能源利用率原则上不低于95%，第二档不低于90%，第三档不低于85%。市场普遍认为风光消纳看不到拐点。
我们通过2026年初以来各省到地方出台的“十五五”规划测算，新能源消纳“十五五”大概率可以看到拐点，储能（包括新型储能和抽蓄）的装机增速持续高于风光，仅考虑目前披露的部分省份的储能规划，我们就已经可以看到2026-30年调节性资源的渗透率确定性提升，对河南、河北、湖南、湖北、山东、青海等省份的正面影响可能最为突出。2026年以来，电网投资增速持续超过新增风光装机增长，参照2024年的经验我们判断部分省份今年就可以看到弃电的缓解。
新增用电量由清洁能源覆盖的约束下，风光装机或超中央规划
2026年6月以来，“十五五”规划陆续出台，规划的水电、核电与火电装机预测与我们基本一致，但风光装机规划我们的预测超过中央层面的规划4-10亿千瓦（2026-30年累计）。基于中央国务院今年3月《第十五个五年规划纲要》要求的新增用电量由新增清洁能源电量覆盖 （包括天然气和核电），我们预测在2026-30年用电量复合增速仅5.5%的保守预测下，2030年末风光装机需要达到32亿千瓦以上；若用电量增速超过6%。2030年常规水电装机达到4.1亿千瓦，抽蓄装机达1.6亿千瓦，新型储能达3亿千瓦（2026-30年电源和储能调节能力之和增长40%），光热力争100万千瓦，在运核电1.1亿千瓦，首次重申2030年力争具备承载9亿千瓦分布式新能源接入能力。
《“十五五”碳达峰行动方案》上调2030年风光装机目标至28亿千瓦
2026年7月5日，国务院印发《“十五五”碳达峰行动方案》，提出到2030年，我国单位国内生产总值二氧化碳排放比2025年降低17%，风电和太阳能发电总装机容量达到28亿千瓦以上；这是习近平总书记2020年12月提出中国2030年风光装机目标12亿千瓦后首次明确上调我国新能源发展规划。同时，方案重申了新增西电东送能力8000万千瓦以上，大力推进省间电力互济工程建设，新型储能装机容量力争达到3亿千瓦，电力需求响应能力达到最大用电负荷的5%以上，全国虚拟电厂最大调节能力达到5000万千瓦以上。
《可再生能源发展“十五五”规划》首提可再生能源可靠顶峰能力
2026年7月23日，两部委再次联合印发《可再生能源发展“十五五”规划》，提出到2030年可再生能源消费总量达到18亿吨标准煤，可再生能源发电总装机达到35亿千瓦，年发电量达到6万亿度。重申风电和太阳能发电总装机达到28亿千瓦以上、装机占比超过50%、发电量占比达到30%，明确2030年风光发电量达到4万亿度以上，“十五五”新增分布式 3亿千瓦以上，“三北”风光基地新增3.7亿千瓦以上。两部委首次提出到2030年，全国风电光伏平均置信出力达到8%，迎峰度夏度冬晚高峰风电光伏电量占比达到20%以上，“十五五”期间新增可再生能源可靠顶峰发电能力3亿千瓦以上。
相比一个月前的《新型能源体系建设“十五五”规划》，可再生能源专项规划：
明确提出了28亿千瓦的风光【约束性】底线（此前规划中50%的风光装机比例对应绝对值仅27亿千瓦），考虑到35亿千瓦的可再生能源装机和5.7亿的水电目标，实际风光【预期性】目标应该在29亿千瓦左右；
明确提出4万亿度风光发电量的目标，隐含全口径发电量2030年12万亿度的预测，和水电/生物质等可再生能源2030年约2万亿度发电量的预测；
重申1.6亿抽蓄和4.1亿传统水电的装机目标；
历史首次明确提出可再生能源可靠顶峰发电能力指标，全国风电光伏平均置信出力达到8%（其中风电11%左右、光伏6%左右）——意味着我国电力转型过程中，新能源在享有电量优先消纳权力的同时，还需要通过配置储能和提升出力准确性承担尖峰容量保供的义务。
《“十五五”碳达峰行动方案》上调2030年风光装机目标至28亿千瓦
2026年8月3日, 国家发展改革委和能源局印发《新型电力系统建设“十五五”规划》：
立足各地实际，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。优化新能源开发布局，全国新能源利用率保持在90%左右（新能源就近消纳新业态项目弃电不纳入新能源利用率统计），支撑非化石能源消费比重目标。规划首次分地区指导新能源利用率指导目标，第一档地区新能源利用率原则上不低于95%，第二档不低于90%，第三档不低于85%。
坚持中长期分地区分档新能源利用率目标引导，做好年度新能源利用率目标动态优化。指导各地做好新能源配套电网和调节能力建设安排。推动新能源消纳评估由单一新能源利用率指标向综合评价指标体系转变。
基于“新增用电量由清洁能源覆盖”的中央规划，我们对新增装机更乐观
对比中央规划和我们的预测，水电、核电等需要5年以上建设期的装机我们与中央规划相符，化石能源装机（主要为燃煤、燃气等火电）我们的预测在中央规划范围内，但是风光新增装机我们的预测显著高于“十五五”规划将近4-10亿千瓦，主要是基于：
各省“十五五”规划（后文会具体介绍）；
“十五五”用电量预测，电力转型过程中保证煤电发电量的绝对值尽量不增长，才能符合2026年3月《中华人民共和国国民经济和社会发展第十五个五年规划纲要》要求的新增用电量由新增清洁能源电量覆盖（包括天然气和核电，不同于2025年11月能源局的要求“新增用电量需求主要由新增新能源发电满足”；
假设2026-30年用电量增速仅5.5%，那么我国需要32.5亿千瓦的风光才能满足新增用电量由新增清洁能源电量覆盖，2030年32.3亿千瓦装机规模与各省“十五五”规划相匹配；
假设2030年算力用电量超8000亿度，2026-30年用电量增速会达到6.2%，那么我国需要38亿千瓦的风光才能满足煤电电量在2030年之前不创新高（火电电量2025年后还在增长）。
同时我们也应当注意到，自从2005年的《可再生能源法》奠定了我国新能源发展的基础，“十一五”开始的历次五年规划中，实际风光并网数量都远超规划数字。耐人寻味的是，“十四五”规划中并未给出2025年的目标，反而是给出了更长期的十年规划（2030年），原因在于前两轮规划的目标值都被实际发展"击穿"，在成本快速下降、技术迭代加速的背景下，新能源装机更多应该交由市场驱动而非固定框架；而“十五五”风光新增装机重提预期，也是仅20年来第一次的五年规划新增值低于前五年实际完成情况，可见规划目标更多从底线约束转向了有序规范，我国可再生能源将进入扩量提质、可靠替代的新发展阶段。
各地区目标陆续出台，风光/储能已明显超过中央规划
与“十四五”类似，各省市自治区“十五五”规划的新能源装机显著高于中央规划，我们预测各省规划装机2030年底接近32亿千瓦，与此前图表3我们在5.5%左右用电量假设下预测的新能源约束性装机目标一致。换言之，若电力需求超预期，目前各省规划的新能源还无法满足清洁能源转型的中央顶层设计。不过，参照过去5年的经验，实际装机投产往往会超过比中央规划更高的地方性目标。新型储能计划也是类似的，目前仅部分省份公布的储能发展目标就已经明显超过中央的3亿千瓦。
部分省市“十五五”规划公布，储能和新能源装机均超全国规划
2026年以来，各省陆续公布“十五五”规划，根据其中对能源/电力的表述我们整理各省新增装机规划如下。假设唯一未公布的新疆 “十五五”新增装机少于“十四五”，2030年末装机3亿千瓦，各省规划的2030年末风光装机总和近32亿千瓦；即便不考虑新疆其余各省之和也已经接近30亿千瓦，超过《可再生能源发展“十五五”规划》的2030年末我国风光装机约束性目标28亿千瓦。
同时，31个省市中仅25个区域提出过2030年或“十五五”期间新型储能的目标，总和也已经达到了3.3亿千瓦，明显超过《新型能源体系建设“十五五”规划》中提及的3亿千瓦目标，这其中还不包括新疆等储能投资的重点省份。
“十四五”31省市新能源发展普遍大超规划
回顾“十四五”，各省规划的2020-25年新增风光装机超过8亿千瓦，显著超过当时能源局公布的2020-2030年新增6.7亿的中长期发展规划。即便在此基础上，最终2025年底各省新增并网项目超过13亿千瓦，超额完成各地区规划之和60%；但其中9省市其实并未完成“十四五”初期的规划，甚至包括山西、青海等风光资源大省。具体来看，全国层面风光装机超预期数量层面17%/10%/8%/7%/7%/7%/7%/6%归功于新疆/江苏/山东/浙江/河北/内蒙古/河南/安徽等省份。
分省来看，新疆、河北、山东、安徽等省份风光电源装机均大幅超计划完成，风电有具体规划的25省中11个省都没有完成2025年的投产目标（包括海风大省江苏、广东和三北地区的宁夏、青海），光伏项目进度仅北京、贵州、甘肃、青海等少部分省份受限于资源或消纳低于预期，其余省份太阳能装机并网数量均实现了较大幅度超额，这也最终导致了“十四五”末期到“十五五”初期的弃电率快速上行。
首次提出的置信出力与可靠顶峰能力指引源侧储能需求
“十五五”可再生能源规划历史首次提出：2030年，全国风电光伏（含源侧配建储能）平均置信出力达到8%（风电11%左右，光伏6%左右），迎峰度夏度冬晚高峰风电光伏（含源侧配建储能）电量占比达到20%以上，提高约10个百分点。“十五五”期间新增可再生能源可靠顶峰发电能力3亿千瓦以上。上述要求引导新能源作为电力系统的主要组成部分，不仅需要承担起发电职责，还要贡献容量市场的顶峰需求。可见国家层面的规划对未来发展的构想包括了风光均衡发展、电源侧配储刚需、友好型新能源电站多多重含义，可再生能源将进入扩量提质、可靠替代的新发展阶段。
可靠顶峰容量与置信出力隐含“十五五”风光新增装机各5亿千瓦
考虑到：1）2030年国家规划的装机容量风光合计28亿千瓦，和2）2030年风电置信率11%，光伏6%，而风光平均8%；我们可以得出结论，国家规划2026-30年新增的风光装机均在5亿千瓦左右。
按照如上预测，2030年风光可靠出力2.2亿千瓦，加上水电按照规划新增的1.2亿千瓦装机（0.9亿抽水蓄能和0.3亿传统水电），刚好对应可再生能源新增3亿千瓦顶峰能力的要求。
置信出力要求“十五五”2030年电源侧储能1.5亿千瓦
参照甘肃省发电侧容量电价机制，我们假设风电、光伏机组的有效容量按照装机容量扣除厂用电后的7%、1%确定，新能源置信出力提升至11%和6%的主要手段就是电源侧配储。根据以下测算，我们预测2030年电源侧储能功率应不低于1.5亿千瓦，相比2025年新增1.1亿千瓦。
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量化拆解“十五五”风光装机消纳路径
中央层面三大规划明确了：三北基地新增装机、分布式消纳空间、非电领域绿色燃料所需能源、海洋能源、光热装机，我们结合两种用电量需求预测和新能源装机预测对应的算力预测，考虑AIDC增量所需绿电（发改委262号文要求80%以上绿电消费比例）。暂不考虑上述消纳方式互相的重叠部分。
根据我们的测算，即便在最乐观的装机预测下（2030年风光装机38亿千瓦），2026-30年需要额外消纳的新增装机仅略高于过去5年6.4GW，考虑到我国用电量还在持续增长，新增用电负荷也还在持续提升，电气化率还有上升空间，我们不认为在这种测算下我国未来5年的消纳压力会比现在更大。在其他三种装机预测下，现有规划几乎都可以解决“十五五”新增装机。其中，分布式在2020-25年承担了我国光伏超预期的主力，未来5年仍将发挥较大作用；而非电利用和三北基地在2030年之前对风光装机的消纳也将扮演同等重要的角色。
新能源消纳拐点：“十五五”储能调节能力确定性提升
为了量化调节性机组对新能源消纳的帮助，我们根据以下客观事实与主观假设计算全国层面储能对风光装机的影响，测算发现储能/新能源规划比例会从当前的7%提升至8%-16%，目前规划的项目进度确定性会对风光消纳带来正向积极作用。
1） 目前已公布的30省新能源装机规划（假设新疆的“十五五”/“十四五”新增装机增幅与内蒙古一致）；
2） 25省储能“十五五”规划（未出台省份假设2026-30年新增新型储能为零，若该省份仅出台中期目标例如2027年目标，也暂时假设该省份2027-30年无新增项目）；
3） 抽蓄参照我们跟踪的全国所有项目进度，结合部分省份公布的“十五五”目标。
结果我们发现：
2026-30年抽水蓄能装机增速19%-24%的增速显著高于不管是中央还是地方上的新能源装机增速，也高于我们在相对乐观的用电量增长（2026-30年6.2%的CAGR）的假设下预期的更高的风光装机增长；
中央规划2030年3亿千瓦的目标的对应新型储能装机增速17%，远超中央层面规划的风光装机增速9%；按照目前25省公布的储能规划，新型储能2026-30年的CAGR至少在20%以上；假设2026-30年国内储能年均250GWh的规模，新型储能装机增速或达34%，发展速度大概率高于新能源和抽蓄。
为了更客观衡量储能的作用，我们按照新型储能的平均时长换算成和抽水蓄能（水库配备照烧6小时的抽水发电能力）同等维度的等效装机如下：各类型技术路线储能“十五五”装机增速在19%-30%，依然高于我们最乐观的新能源装机（2030年38亿千瓦）预测下的风光发电容量增长。
倘若我们以等效储能装机（包括传统抽水蓄能和新型储能）作为分子，以风光装机作为分母，我们测算储能占比会从2025年的7%增长至2030年的8%-16%。
具体到各省市，我们发现全国三类新能源发展区域呈现出不同的特点：
河南、河北、湖南、湖北、山东的储能渗透率提升可能较快，福建、广西等省份即便不考虑新型储能的建设，仅在建抽蓄大概率就可以有效缓解2026-30年新能源的消纳，只要各地风光新增装机投产进度不显著超过各地区当前的“十五五”规划；
反而在江苏、浙江、安徽、广东等目前新能源消纳率较高的省份，规划的新型储能建设水平可能未必会对未来5年的新能源装机利用率起到显著作用；
三北地区新能源和储能未来都会快速发展，两者发展互为依托、互相影响，最终对消纳率的影响可能较为复杂。
新能源消纳拐点：2026-27年“源网侧”增速逆转
根据中电联2026年7月的预测，“十五五”全国电网固定资产投资达到5万亿元以上，较“十四五”同期相比增长超80%。国家电网“十五五”固定资产投资预计达4万亿，较“十四五”增长40%；1H26固定资产投资超3100亿，同比增长13%。南方电网2026年全年计划完成固定资产投资1800亿；1H26固定资产投资893亿元，同比增长15%。而同期的新增电源，光伏自2月就开始持续下滑，风电5月开始也出现了同比负增长，电网建设速度显著超过了新能源发展，或支撑消纳改善。
2024年4月-8月电网侧投资增速基本保持和新能源装机增速相一致的水平，风光利用率也在这段时间内出现了显著恢复。2025年开始新能源装机增速显著超过了电网投资，弃电率在2025年快速上行。
从新能源消纳角度来说，中国并网的新型储能的装机增速（一阶导）长期以来因为低基数效应是持续超出风光装机增长的，二阶导层面在 “136号文”新政的影响下短期出现过风光抢装、配储取消导致的储能增速可能略低于新能源发展的情况（2025年6-11月）。所以我们认为，其实对风光弃电影响更重要的因素在“源网”矛盾而不是“源储”。根据我们的测算，“十五五”期间我国新能源发展的速度与电网建设速度整体相比“十四五”更加匹配：虽然风光装机增速依然略高于电网消纳能力增速，但逆差在快速收窄。
即便在我们最乐观的用电量和新能源新增装机预测下：
储能发展速度不会拖风光后腿，即便2028年前后新增储能增速（二阶导）可能放缓至和新能源增速差不多的水平，但整体一阶导层面储能的增长还是比风光要更快的；
2026-27年电网侧投资增速很有可能超过新能源，但“十五五”按照规划风光装机增速应该还是会略高于两网；
换句话说，2026-27年的储能和网侧加速投资大概率会带动新能源消纳改善，随后风光装机增速可能还会有小幅度上行，叠加绿电直连、非电利用、算电协同等新型消纳方式，会在“十五五”后半段带来装机增速提振。
看好新能源盈利拐点和储能发展
新能源运营商：2026年风光电站由于电价下降和消纳恶化普遍盈利承压，纯绿电公司和火转绿公司的业绩都会出现较大幅度的同比下降。但是，我们自年初以来就认为电价拐点已现，2027年电价上涨概率较大，详情可见我们2026年5月4日的深度报告《公用事业/环保: 中国电价迎来周期性拐点》。同时，结合本文关于消纳拐点的判断，我们认为2026年应该是大部分电力公司盈利的底部区间。
正如我们前文所述，新能源发展速度很难低于电网投资，所以储能在未来我国能源转型过程中扮演的角色还是至关重要的，关注稀缺的抽蓄运营。
风险提示 ]article_adlist-->消纳改善的同时，供给侧增速也有可能相应提速，绿电的盈利能力中期维度取决于供给。我国近年来用电量始终高于美国，我国电力“内卷”的主要原因并非是中国的电力需求受制于芯片发展不如大洋彼岸，而是我国新能源的装机增速频繁超过规划。虽然2026年开始，我国风光装机产能大概率会降速，但是消纳改善盈利修复后，我国新能源电站的投资速度会回到什么水平，决定了未来绿电ROE的中枢。换言之，历史上消纳的矛盾主要在于发电侧发展远超规划，电网和调节性资源难以提速；我们根据规划测算的拐点，最大的风险恰恰就是新能源“十五五”远超规划的量增。
电网投资不及预期。根据我们2026年7月的报告《公用事业: 输配调价利好绿电外送消纳与大储》，第四轮监管周期的输配电价整体并没有明显上调，电网的投资力度倘若低于预期，会严重制约风光利用率的提升。
储能投资不及预期。根据CNESA数据，2026年3-6月国内储能投产持续同比下降，这与现货价差收窄、容量电价不及预期、系统运行费大幅上涨、碳酸锂价格维持高位、分省份储能名录出台和项目核准的季节性周期有关。倘若收入端机制短期难以理顺，我国储能投资增速低于预期，势必也会影响风光装机的利用小时与盈利。
文章来源 ]article_adlist-->研报《从“十五五”规划看电力消纳L型拐点》2026年8月10日
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