“十五五”能源规划对大宗商品影响展望：增量与分化

“十五五”能源规划对大宗商品影响展望：增量与分化 唐惠珽投资咨询从业资格号：Z0021216tanghuiting@gtht.com张航投资咨询从业资格号：Z0018008zhanghang2@gtht.com季先飞投资咨询从业资格号：Z001269jixianfei@gtht.com樊园园投资咨询从业资格号：Z0023682fanyuanyuan@gtht.com钱嘉寅投资咨询从业资格号：Z0023476qianjiayin@gtht.com张再宇投资咨询从业资格号：Z0021479zhangzaiyu@gtht.com黄天圆投资咨询从业资格号：Z0018016huangtianyuan@gtht.com梁可方投资咨询从业资格号：Z0019111liangkefang@gtht.com李笑然（联系人）期货从业资格号：F03154785lixiaoran@gtht.com 报告导读： 本报告以《新型能源体系建设“十五五”规划》和《“十五五”碳达峰行动方案》为政策依据，梳理“十五五”能源规划影响大宗商品的主要路径。 （1）建设端，风光、储能和电网投资将继续带动光伏产业链、碳酸锂及铜铝等材料需求，但需求增长能否转化为价格上涨，仍取决于产能出清、供给约束和库存周期。 （2）调节端，煤炭和天然气将更多承担能源保供、容量支撑和系统调峰功能；油气储备及管网建设对商品市场的影响，则主要体现为阶段性补库、跨区域调配、气源替代和区域价差变化。 （3）终端侧，新能源汽车保有量目标及交通领域低碳转型将继续增加动力电池材料需求，并对汽柴油消费形成中长期替代。 总体来看，政策明确了需求变化的方向，但不同商品的供需格局存在差异，价格表现仍需结合各自的产能、库存和成本周期判断。 （正文） 2026年6月25日，国家发展改革委、国家能源局发布《新型能源体系建设“十五五”规划》（以下简称《能源规划》）；2026年7月5日，国务院印发《“十五五”碳达峰行动方案》（以下简称《行动方案》）。前者侧重从能源供给、基础设施和新型电力系统角度明确2030年能源体系建设目标，后者围绕碳达峰目标，将能源、工业、交通、建筑等领域的低碳转型任务进一步具体化。两份文件共同构成本文分析“十五五”能源转型对大宗商品影响的政策基础。 从主要目标看，《能源规划》提出，到2030年全国电力总装机达到54亿千瓦，风电和太阳能发电装机比重超过50%，新型储能装机规模达到3亿千瓦；《行动方案》进一步明确，到2030年单位GDP二氧化碳排放较2025年下降17%，非化石能源消费占比达到25%，风电、太阳能发电总装机容量达到28亿千瓦以上，并提出新能源汽车保有量占比力争达到30%、新能源营运交通工具保有量占比达到25%。由此看，本轮政策影响并不局限于电源侧扩张，而是同时向电力投资、系统调节和终端替代多条链条延伸。 从大宗商品视角看，两份文件对商品市场的影响并不体现为简单的“新能源利多、传统能源利空”。一方面，风光储网建设仍将支撑光伏、储能、电网材料等建设端需求；另一方面，煤炭、天然气和油品的功能将更多受到保供、调节和终端替代的重新定价。因此，本文将围绕建设端需求、系统调节需求和终端替代需求三条主线，讨论“十五五”能源转型对相关大宗商品的影响。 1.电源结构重塑：风光主体化与支撑能力补位并行 总量层面，《能源规划》提出2030年全国电力总装机达到54亿千瓦，较2025年末38.9亿千瓦增加约15亿千瓦，对应“十五五”期间年均新增装机约3亿千瓦。由此可见，电力供应侧仍处于较快扩张阶段，新增装机将继续为中长期用电增长、终端电气化和新兴负荷扩张提供基础支撑。对于大宗商品而言，电力系统扩张本身意味着较大的实物工作量，输变电工程、清洁能源基地、抽水蓄能、新型储能及配套基础设施建设，仍将是未来五年能源相关商品需求的重要来源。 结构层面，《能源规划》明确2030年风电和太阳能发电装机比重超过50%，成为电力装机主体。按54亿千瓦总装机测算，2030年风光合计装机至少需要达到27亿千瓦；《行动方案》进一步将2030年风电、太阳能发电总装机容量目标明确为28亿千瓦以上。考虑到2025年末风光装机已达18.4亿千瓦，未来五年风光装机至少仍需增加约9.6亿千瓦，对应年均最低新增约1.9亿千瓦。与此同时，此前新能源消纳政策提出，到2030年需满足全国每年新增2亿千瓦以上新能源合理消纳需求，意味着实际建设和消纳准备节奏大概率高于装机占比目标对应的下限。结合中国宏观经济研究院能源研究所《中国能源转型展望2025》的情景测算，本文预计，到2030年中国太阳能发电装机约18.3-19.7亿千瓦，风电约10.4-11.1亿千瓦，风光合计约28.7-30.8亿千瓦。 从商品传导看，风光装机维持高增将继续支撑硅料、玻璃、铝边框、钢材、铜、稀土永磁等相关材料需求；电网建设和配电网改造则更直接对应铜、铝及电力设备材料需求。不过，需求增长并不必然对应价格持续上行。过去几年，部分新能源产业链环节已经经历快速扩产，后续价格表现仍取决于供给出清、库存周期和海外需求变化。因此，对新能源相关商品的判断应区分“需求增量确定性”和“价格弹性不确定性”。 支撑能力层面，《能源规划》提出2030年常规水电装机达到4.1亿千瓦左右、在运核电装机达到1.1亿千瓦左右、抽水蓄能装机达到1.6亿千瓦左右、新型储能装机达到3亿千瓦。随着风光装机占比持续提升，电力系统对稳定出力电源和调节性资源的需求也将同步增加。其中，核电与常规水电提供相对稳定的低碳电量，抽水蓄能和新型储能则更多承担调峰、调频、备用和新能源消纳支撑功能。换言之，“十五五” 期间电力投资的重点将不只是新增电源装机，还包括提高系统对高比例新能源的承载能力。 《能源规划》未给出2030年火电绝对装机目标，而是要求合理控制煤电装机规模和发电量，推动火电向支撑调节性电源转型，并合理规划天然气电站。因此，判断电力供应不能只看总装机，还需观察有效容量、调节能力和时段匹配。风光装机增长将压低电煤中长期电量增量，但迎峰度夏、迎峰度冬、极端天气和新能源低出力时段仍需要煤电兜底，煤价也会更多反映季节性保供、库存和运输约束。天然气发电主要承担顶峰、快速调节和应急保障，受气源成本和能源安全约束，难以替代煤电成为基础电量来源，其用气增量更可能集中在峰荷和调节场景。 综合来看，“十五五”期间电力供应侧仍处于扩张周期，但供给结构将由传统电源主导进一步转向风光高占比、稳定电源支撑和调节资源补位并行的格局。对应到大宗商品市场，新能源、电网及储能建设将继续带动晶硅、锂、铜、铝等基础材料需求增长；而煤炭和天然气的需求逻辑则将由过去主要依赖电量增长，逐步转向由系统调节、容量支撑和能源保供需求驱动。由此看，电源结构重塑并不意味着传统能源快速退出，而是不同能源品种在电力系统中的功能重新分化。 2.建设端需求：风光储网扩张支撑材料消费，但价格弹性取决于供给出清 2.1光伏链条：发展方向未改，短期仍受消纳约束 按照《能源规划》和《行动方案》的目标，未来五年风光装机至少仍需增加约9.6亿千瓦，对应年均新增约1.9亿千瓦，即190GW。若机械假设风电年均新增100GW，则光伏对应年均新增约90GW。该数值只是完成风光总量目标的静态下限，明显低于近年实际装机，不宜直接作为行业需求预测。 从光伏板块看，我国光伏新增装机由2020年的48.2GW增至2025年的317GW，年复合增速约46%。国家能源局数据显示，截至2026年5月，我国光伏累计装机约1261GW，占发电装机的比重超过31%。装机持续增长也加大了电网消纳压力。消纳监测中心数据显示，2025年我国光伏弃光率约为5%-7%，处于近年高位；2026年以来仍维持较高水平。与此同时，光伏发电设备利用小时数逐年下降，截至2026年5月仍处于同期低位。 往后看，国内光伏行业仍需面对电网消纳约束，但《能源规划》已明确提出加快新型电网建设，推动配电网向源网荷储资源高效配置平台转变，并力争到2030年具备承载9亿千瓦分布式新能源接入能力。 由此可见，政策支持风光等新能源发展的方向并未改变，后续重点在于通过电网建设、消纳责任机制和源网荷储协同，缓解新能源消纳压力，推动行业从高增装机转向更可持续的发展。 资料来源：国家能源局，国泰君安期货研究 资料来源：iFinD，国泰君安期货研究 短期看，受项目收益率下降、贸易壁垒等因素影响，2026年全球光伏新增装机预计约490GW，同比下降16%。国内受“136号文”等因素影响，预计全年新增装机约200GW，同比下降37%；储能装机增长带来的峰谷价差收窄，或对部分项目收益率形成边际修复。海外新增装机预计约290GW，同比增长10%，增量主要来自印度、东南亚等市场，但仍面临本土化政策和并网能力约束。中长期看，随着电网消纳条件改善，叠加算力中心等新增用电需求，全球光伏装机增速或于2028年前后回升。 对应期货品种看，多晶硅与光伏终端联系最为紧密。需求偏弱背景下，行业仍处于产能过剩周期。下半年看，三季度进入丰水期，上游工厂存在复产预期；需求侧在全球光伏装机增速下行的格局下表现偏弱，供需仍有累库压力，库存及仓单增加将对现货价格上方形成压制。进入四季度后，枯水期上游工厂减产，叠加能耗约束、老旧产能技改或淘汰等因素，供应边际收缩，供需或由累库逐步转向去库，对现货价格形成一定支撑。盘面层面，与工业硅类似，低估值品种仍容易受到资金关注；尤其经历2025年“反内卷”行情后，能耗、政策等消息仍可能阶段性放大多晶硅盘面波动。综合来看，预计下半年多晶硅主力合约运行区间或在32000-40000元/吨，单边建议以逢高空配思路为主。 从工业硅看，下半年西南地区丰水期仍有复产驱动，西北地区工厂在前期套保锁定利润后亦维持当前 开工。需求端，多晶硅环节存在复产预期，有机硅板块则延续自律减产。供需层面，进入丰水期后工业硅逐步转入累库周期，对现货价格上方形成压制，至四季度枯水期累库格局或有所改善。与此同时，工业硅成本端仍具韧性，低估值品种对资金的吸引力提升，能耗指标政策、中小炉型淘汰等预期也为长线资金提供低估值做多逻辑。综合来看，预计下半年工业硅主力合约运行区间或在8200-9000元/吨，下方受低估值逻辑支撑，空间相对有限；上方则受工厂套保盘压制，整体震荡区间偏收敛。 2.2储能：总量底线清晰，长时储能成为结构升级方向 按照《能源规划》，2030年新型储能装机达到3亿千瓦。以2025年底1.36亿千瓦为基数，未来五年需净增1.64亿千瓦，累计增长120.6%，年复合增速约17.1%，该规模可视为规划目标的下限。功率规模之外，储能时长同样决定电池需求。截至2025年底，新型储能累计规模为136GW/351GWh，平均时长2.58小时，较2024年底增加0.30小时。若2030年平均时长提升至4小时，对应累计容量约1200GWh，五年新增约849GWh。 “十四五”期间，我国新型储能由政策推动的快速起量阶段逐步转向市场化发展阶段。2021年后，各地风光配储政策密集出台，强制配储成为前期装机扩张的主要驱动力，推动新型储能装机由“十三五”末的个位数GW增至2025年底的136GW，平均储能时长由约2.1小时提升至2.58小时。随着电力市场改革深化和独立储能商业模式逐步完善，储能应用场景也由新能源配建向电网侧独立储能拓展。2025年，“136号文”不再将配储作为新能源项目核准、并网和上网的前置条件，行业发展由行政性配储驱动转向项目自身经济性驱动。进入“十五五”后，国家进一步建立电网侧独立新型储能容量电价机制，推动储能收益结构由主要依赖电能量价差和辅助服务，向容量收益与市场化收益并重转变。 资料来源：国家能源局，国泰君安期货研究 资料来源：储能与电力市场公众号，国泰君安期货研究 展望“十五五”，随着行业由强制配储驱动逐步转向市场化发展，新型储能的建设节奏将更多由电力系统调节需求和项目经济性共同决定。一方面，风光装机占比持续提升将增加电力系统对跨