摘要 【中信证券：可再生能源扩量提质 绿氢等非电领域正迎来更有力的政策支撑】中信证券研报称，2026年7月23日，国家发改委等印发《可再生能源发展“十五五”规划》，以扩量提质、可靠替代为主线，推动新能源从补充电源转为电力系统主力电源。《规划》提出可再生能源消费和装机在“十五五”时期双50%增长目标，并明确划定风光、水电、抽蓄、光热发电等新增规模。

中信证券研报称，2026年7月23日，国家发改委等印发《可再生能源发展“十五五”规划》，以扩量提质、可靠替代为主线，推动新能源从补充电源转为电力系统主力电源。《规划》提出可再生能源消费和装机在“十五五”时期双50%增长目标，并明确划定风光、水电、抽蓄、光热发电等新增规模；首次新增置信出力、顶峰供电等可靠性考核指标，同步扩容绿氢、地热等非电应用规模，并落地全行业强制消纳考核，形成供需两端双向管控。投资层面，风光基地、海上风电、储能、特高压及负荷调节资源具备长期配置价值，绿氢等非电领域正迎来更有力的政策支撑；同时，建议关注电力容量市场等领域的改革进程。

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　　全文如下

新兴产业｜可再生能源扩量提质，实现可靠替代

2026年7月23日，国家发改委印发《可再生能源发展“十五五”规划》，以扩量提质、可靠替代为主线，推动新能源从补充电源转为电力系统主力电源。《规划》提出可再生能源消费和装机在“十五五”时期双50%增长目标，并明确划定风光、水电、抽蓄、光热发电等新增规模；首次新增置信出力、顶峰供电等可靠性考核指标，同步扩容绿氢、地热等非电应用规模，并落地全行业强制消纳考核，形成供需两端双向管控。投资层面，风光基地、海上风电、储能、特高压及负荷调节资源具备长期配置价值，绿氢等非电领域正迎来更有力的政策支撑；同时，建议关注电力容量市场等领域的改革进程。

▍事件：

2026年7月23日，国家发改委发布《可再生能源发展“十五五”规划》（以下简称《规划》），作为2026-2030年我国可再生能源顶层指导文件，锚定碳达峰碳中和与能源强国建设目标，确立扩量提质、可靠替代核心主线，区别于“十四五”单纯规模扩张思路，强化在非电领域、系统调节与可靠性、消费应用等方面多维度建设。《规划》立足能源安全与绿色转型双重需求，统筹集中式大基地、分布式多元开发、储能配套、绿氢地热生物质多元利用，同步完善市场化、法治保障、要素支撑机制，明确可再生能源由电力补充电源转向系统主力支撑电源，为2030年碳达峰提供核心绿色动能。

▍《规划》明确设定总量、发电、非电利用、可靠替代四大类关键目标，并给出了未来五年风光水核多类能源新增装机预期。

1）总量装机目标大幅抬升，刚性约束强化。一方面，总量约束指标升级。2030年可再生能源消费总量18亿吨标准煤（2025年11.8亿吨），风光装机≥28亿千瓦设为约束性指标；总装机由23.4亿千瓦增至35亿千瓦，风光发电量占比达30%、总发电量6万亿千瓦时，实现风光装机、发电量双50%以上增长。另一方面，新增规模量化落地，包括“十五五”“三北”基地新增风光3.7亿千瓦、海上风电开工1亿千瓦、分布式新增3亿千瓦，抽水蓄能装机至1.6亿千瓦，光热、海洋能、水电配套量化扩容。

2）新增“可靠替代”类指标，补齐系统短板。《规划》首次设立置信出力、顶峰供电能力量化考核：2030年风光平均置信出力8%，高峰风光电量占比超20%，五年新增可靠顶峰能力3亿千瓦，解决新能源出力波动、保供能力不足痛点，兼顾装机增量与系统供给可靠性。在海外能源供给扰动因素增多、国内亟需能源替代的背景下，可靠性建设至关重要。

3）非电利用指标跨越式增长，开辟第二增长曲线。《规划》提出，至2030年可再生能源非电利用规模较2025年增1.5倍，绿氢产能由25万吨提升至200万吨，风光供热、生物质、地热能纳入硬性发展目标，打破过去仅聚焦发电的单一发展模式。

4）考核机制革新。《规划》新增可再生能源消费最低比重强制考核，覆盖工业、建筑、交通、算力全行业，绿证、绿电交易配套制度全面落地，从供给端扩张转向消费端强制消纳双向驱动。

▍展望后续政策节奏与投资机遇：

第一，电力体系建设领域。一方面包含风光大基地、深远海风电、核电等各类清洁电源开发；另一方面特高压电网、抽水蓄能、新型储能，以及虚拟电厂、车网互动等负荷侧调节资源，是新型电力系统建设的核心载体，设备龙头与优质运营资产或将长期受益。

第二，非电清洁能源领域。重点布局绿氢规模化制备、可再生能源合成绿色燃料、工业低碳能源替代，叠加碳交易、绿证等市场化业态。非电领域一方面是能源替代的重要增量，另一方面正逐步打开新能源消纳空间，成长空间广阔，值得高度关注。

第三，持续关注电力市场改革进展。《规划》首次设立置信出力、顶峰供电能力量化考核，我们认为，与之配套的电力容量补偿机制将进一步完善，电力容量市场建设也正成为电改的必要选项。建议关注电改进程前排省份在容量市场、输电权市场等方面的探索，以及未来电力金融市场的建设。

▍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。