東吳證券近日發布環保行業點評報告：2025年9月12日，國家發展改革委、國家能源局聯合發布《關于完善價格機制促進新能源發電就近消納的通知》。《通知》厘清了就近消納項目和公共電網之間的經濟責任界面，通過差異化的付費設計，新能源項目可按照自身需求為供電可靠性付費，自2025年10月1日起實施。

以下為研究報告摘要：

投資要點

事件：2025年9月12日，國家發展改革委、國家能源局聯合發布《關于完善價格機制促進新能源發電就近消納的通知》。

完善新能源就近消納價格機制，綠電直連迎發展新機遇。近年來，各方積極探索消納利用新能源的新模式，其中綠電直連、零碳園區、源網荷儲一體化等就近消納模式，可以有效促進新能源消納利用、滿足企業綠色用能需求，并減輕電力系統調節壓力。《通知》厘清了就近消納項目和公共電網之間的經濟責任界面，通過差異化的付費設計，新能源項目可按照自身需求為供電可靠性付費，自2025年10月1日起實施。1）項目要求：①界面清晰：項目的電源、負荷、儲能等應作為整體與公共電網連接，形成清晰的物理界面和安全責任界面，電源應接入用戶和公共電網產權分界點的用戶側；②計量準確；③以新能源發電為主。2）作為電力用戶繳納有關費用：按照公平負擔原則，就近消納項目應繳納輸配電費（由兩部制改為主要按接網容量繳費）、系統運行費（繼續按下網電量繳費，未來逐步向按占用容量等方式過渡，暫免繳納自發自用電量的政策性交叉補貼新增損益）等穩定供應保障費用；未接入公共電網的項目，不繳納穩定供應保障費用。3）作為發電企業參與電力市場：就近消納項目作為用戶時，與其他工商業用戶具有平等市場地位，原則上也要作為統一整體直接參與電力市場。

價格機制的完善解決了電網提供穩定供應保障服務的積極性，有利于垃圾焚燒等綠電直連項目落地。具體而言，1）項目地址需在一起：電源應接入用戶和公共電網產權分界點的用戶側。這意味著需要找新的直供用戶，落在垃圾焚燒廠附近。2）自發自用比例要求（與前期政策一致）：項目的新能源年自發自用電量占總可用發電量比例不低于60%，占總用電量比例不低于30%，2030年起新增項目不低于35%。3）經濟性：負荷率越高，接入公共電網容量越小越有優勢。①未接入公共電網的項目，不繳納穩定供應保障費用。②接入公共電網項目，輸配電費變為按容量。月度容（需）量電費=按現行政策繳納的容（需）量電費＋所在電壓等級現行電量電價標準×平均負荷率（所在省份110千伏及以上工商業兩部制用戶平均水平）×730小時×接入公共電網容量。實操層面大概率還需要聯網，因此，實際負荷率比省內平均越高（攤低度電費用），接入公共電網容量/項目總容量越小，越有優勢！

垃圾焚燒發電+大工業用戶綠電直供下的電價優勢測算：就近消納項目自發自用部分可節約線損、輸配電費、系統運行費、新增交叉補貼損益。考慮就近消納項目僅從電網下電，不反送上網的情形（即垃圾焚燒廠所發電量全部供給大工業用戶）。1）以廣東省（珠三角五市）為例：2025年廣東省年度市場化交易電價為0.3910元/度，參照25M1-9平均水平，線損+電量輸配電價+系統運行費+容量電價+新增損益合計0.2721元/度，合計0.6631元/度。若選擇垃圾焚燒直供，噸上網340、380、420度/噸情形下，平均上網電價為0.6152、0.5982、0.5843元/度，垃圾焚燒發電直連部分的電價比使用網電存在0.05~0.08元/度的經濟性優勢；2）以浙江省為例：2025年浙江省年度市場化交易電價為0.4124元/度，參照25M1-9平均水平，線損+電量輸配電價+系統運行費（含新增損益）+容量電價合計0.2661元/度，合計0.6785元/度。若選擇垃圾焚燒直供，噸上網340、380、420度/噸情形下，平均上網電價為0.6086、0.5882、0.5718元/度，垃圾焚燒發電直連部分的電價比使用網電存在0.07~0.11元/度的經濟性優勢。綠電直連價格新政解決電網積極性，利于垃圾焚燒綠電直供項目落地，重點推薦【瀚藍環境】【永興股份】【海螺創業】【綠色動力環保】【軍信股份】【偉明環保】，建議關注【旺能環境】等。

風險提示：政策執行進展不及預期，電價波動風險，競爭加劇等。