国家发改委、国家能源局近日下发《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（以下简称 《通知》），自今年10月1日起实施。《通知》明确，就近消纳项目电源应接入用户和公共电网产权分 界点的用户侧，新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%、 2030年起新增项目不低于35%；项目应具备分表计量条件，由电网企业在发电、厂用电、并网、自发自 用、储能等关口安装计量装置，准确计量各环节电量数据。 在业内看来，《通知》最大的亮点在于，从保量保价的"计划消纳"转向市场化定价的"主动消纳"，核心 是建立"新能源+就近负荷"的动态价格耦合机制。 明确新能源就近消纳硬约束 新政首次从国家层面明确新能源就近消纳项目的"自发自用比例"量化门槛，并配套"分表计量+全环节监 管"的技术要求。这两大措施共同解决了新能源就近消纳长期面临的"消纳责任不清、激励机制模糊、数 据监管薄弱"三大痛点，将就近消纳从概念倡导转化为可落地、可考核的硬性指标，为新能源从规模扩 张转向高效利用提供了制度保障。 厦门大学中国能源经济研究中心的教授孙传旺告诉《中国能源报》记者，在电源侧，通过实施"自发自 用"政策，将就近 ...

（来源：全球光伏） 每一项政策的诞生都有着深刻的时代背景在全球人工智能技术迅猛发展、各行业数字化转型加速的浪潮 下，抢占科技与产业竞争制高点，发布了此项重磅政策。 最近，光伏行业可谓是风云变幻，一系列政策密集出台，预示着行业正面临着前所未有的转型期。国家 发改委、国家能源局联合印发的《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格 〔2025〕1192号），犹如一颗重磅炸弹，在行业内掀起了巨大波澜，将于10月1日正式实施。 政策频发，光伏消纳困境凸显 1192号文最大的创新点在于费用缴纳方式的改革，从"按电量缴费"转向"按容量缴费"。通知明确，就近 消纳项目实行按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费。 具体来看，月度容（需）量电费计算方式为：按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电 量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量 。当然，也给出了一种可选择性的输配电价机 制，即"可选择继续按现行两部制输配电价模式缴费，其中容（需）量电费按现行政策执行，电量电费 根据实际用电量（含自发自用电量）以及所在电压等级电量电价标准缴纳"。 这种新机制公平地反映 ...

国家发改委、国家能源局近日下发的《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》最大的亮点在于，从保量保价的"计划消 纳"转向市场化定价的"主动消纳"，核心是建立"新能源+就近负荷"的动态价格耦合机制。 国家发改委、国家能源局近日下发《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（以下简称《通知》），自今年10月1日起实 施。《通知》明确，就近消纳项目电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，新能源年自发自用电量占总可用发电量比例不低于 60%，占总用电量比例不低于30%、20 30年起新增项目不低于35%；项目应具备分表计量条件，由电网企业在发电、厂用电、并网、自 发自用、储能等关口安装计量装置，准确计量各环节电量数据。 在业内看来，《通知》最大的亮点在于，从保量保价的"计划消纳"转向市场化定价的"主动消纳"，核心是建立"新能源+就近负荷"的动 态价格耦合机制。 明确新能源就近消纳硬约束 新政首次从国家层面明确新能源就近消纳项目的"自发自用比例"量化门槛，并配套"分表计量+全环节监管"的技术要求。这两大措施共 同解决了新能源就近消纳长期面临的"消纳责任不清、激励机制模糊、数据监管薄弱"三大痛点，将就近消 ...

山东省新能源机制电价竞价结果 - 光伏机制电价为0.225元/千瓦时 机制电量比例80% 入选规模1.265GW 风电机制电价为0.319元/千瓦时 机制电量比例70% 项目规模3.5911GW 执行期限均为10年 [1][3] - 光伏机制电价较山东省燃煤标杆电价0.3949元/千瓦时下降43% 风电下降19.2% 对增量项目收益影响显著 [4] - 竞价光伏项目超3000个 仅1175个入选 远超政府设定的125%竞价充足率下限 反映供需关系失衡 [4] 行业盈利压力与投资转向 - 光伏电站需0.25元/千瓦时结算电价维持基本利润 但此次机制电价结合市场电价后综合水平低于0.2元/千瓦时 多数项目难以盈利 [4] - 分布式光伏项目因收益不足、电网容量限制等因素终止投资 例如豫能控股放弃分布式光伏及用户侧储能项目 [6] - 投资重点转向自发自用项目及源网荷储一体化工商业光伏 新型储能电站成为战略性布局方向 [7] 政策调整与市场机制改革 - 国家一周内出台4份文件 涉及电力现货市场建设、新型储能规模化及新能源就近消纳 明确细节要求 [2] - 新能源就近消纳模式调整输配电价机制 从按电量计费转向按接网容量缴费 提升资源利用效率并减轻电网调节压力 [7][8] - 136号文将储能电站与新能源投资松绑 独立储能新增装机占比超总规模一半 8月源网侧新增装机2.50GW/7.08GWh 同比增长22%/36% [10] 储能经济性与技术挑战 - 独立储能项目通过容量补偿及峰谷价差可获得经济性 河北模式资本金内部收益率达6.2% 内蒙古模式达14.8% [11] - 储能电站频发电网振荡事件 去年发生7次 多因调频控制设备问题 仅极少数电站通过调频服务获得可观利润 [12] - 新型储能预计2025年底装机超1亿千瓦 2030年达2亿-3亿千瓦 但需应对不同场景性能要求及设备可靠性挑战 [13] 新能源发展长期趋势 - 光伏部署速度可能放缓 2025-2035年年均增长预计18000万-24000万千瓦 受成本下降及并网限制影响 [13] - 煤电灵活性改造仍是"十五五"期间支撑新能源消纳的主力 需强化新能源等效可靠供应能力 [13] - 行业建议评估可再生能源容量置信度 加强灵活性资源规划 并将项目经济回报纳入政策保障考量 [14]

核心观点 - 国家发展改革委与国家能源局联合印发1192号文 明确新能源发电就近消纳项目的价格机制 通过价格信号引导社会资本合理投资 项目定位为生产型消费者 需在储能配置和系统调控方面自主平衡 [1] 安全责任机制 - 文件首要破解就近消纳项目的责任界定难题 围绕安全 系统 社会三大责任展开设计 安全责任是首要基石 [2] - 项目需以电源 负荷 储能为整体与公共电网连接 形成清晰物理界面与安全责任界面 从源头上厘清权责划分 [2] - 设置刚性技术标准：新能源年自发自用电量占比不低于总可用发电量60% 不低于总用电量30% 2030年起新增项目提升至35% [2] - 要求项目具备分表计量条件 电网企业在发电 储能等关键关口安装计量装置 实现电量数据精准溯源 [2] - 设计将部分安全保障责任从公共电网转移至项目自身 倒逼项目提升规划建设与运营调控能力 需通过适配储能技术强化灵活调节能力 [2] 成本分摊机制 - 创新构建稳定供应保障费用体系 体现谁受益谁负担的公平原则 避免电网投资运行成本向其他用户转嫁 [3] - 输配电费推行单一容量制电价：月度容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量 [3] - 设计形成有效激励：项目变压器利用率越高 度电输配电成本越低 避免资源浪费 引导企业通过配置储能和优化负荷提升自平衡能力 [3] - 系统运行费暂按下网电量缴纳 暂免自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益 衔接现有机制并减轻项目负担 [4] - 对大数据 化工等高可靠性需求行业允许保留两部制电价选择 兼顾安全需求与政策弹性 [4] - 单一容量制输配电价机制是对现有输配电价制度的重大创新 推动我国输配电价体系完善 [4] 市场化机制 - 明确项目的市场主体地位与参与规则 填补虚拟电厂等新型主体的身份界定空白 围绕边界清晰+责任对等建章立制 [5] - 项目与其他市场主体地位平等 原则上作为统一整体参与电力市场 实行差异化市场管理 [5] - 现货市场连续运行地区上网电量交易按市场规则执行 未连续运行地区原则上不向公共电网反向送电 [5] - 要求项目直接参与市场交易 不得由电网企业代理购电 上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制 [5][6] - 安排倒逼企业提升市场博弈能力 通过技术创新与成本控制赢得竞争优势 避免政策补贴扭曲市场价格 [6] - 推动新能源就近消纳从政策试点转向市场常态 为新型电力系统构建注入强劲动力 [6]

机制电价竞价结果及影响 - 山东省完成全国首个新能源机制电价竞价 光伏项目机制电价为0.225元/千瓦时(机制电量比例80%) 风电为0.319元/千瓦时(机制电量比例70%) 执行期限均为10年[1][4] - 光伏竞价结果显著低于行业预期 此前预期为0.26元/千瓦时 实际0.225元/千瓦时导致综合电价水平低于0.2元/千瓦时 难以维持项目基本利润[1][5] - 对比山东省燃煤标杆电价0.3949元/千瓦时 光伏和风电机制电价分别下降43%和19.2% 对增量项目收益产生重大影响[5] 竞价结果成因分析 - 光伏竞价出现价格踩踏 due to政策鼓励低价优先且光伏机制电量规模(1.265GW)远小于风电(3.5911GW) 超3000项目竞争1175个席位 远超125%竞价充足率下限[6] - 企业被迫报低价因136号文仅给3个月抢并网时间 为规避更低的市电电价风险 报最低价成为止损最优解[6] - 山东释放明确信号：优先发展风电而非光伏 短期内不需要过多光伏投资者[6] 项目投资趋势变化 - 分布式光伏项目出现终止潮 公开原因包括收益不足、电网容量不足及投标不足等[7] - A股公司豫能控股宣布放弃分布式光伏投资 因无法满足投资收益要求[7] - 未来市场聚焦优质项目 非技术成本大幅压缩 长三角等地区若成本控制在2元/瓦以内且正常报价仍可获利但收益收窄[7] 就近消纳模式发展 - 新政完善新能源就近消纳电价机制 将电量电费折算到容量电费 输配电价改为按接网容量缴费[9][10] - 新计费方式提升资源利用效率 负荷率高于平均的企业可节省电费支出[10] - 实际落地项目稀少 due to三方面限制：防逆流装置导致余电浪费、储能配置成本过高且存在安全风险、用电企业经营波动带来退出机制缺失[11][12] 新型储能发展态势 - 136号文推动储能投资从强制配储转向主动参与市场 8月源网侧新增装机2.50GW/7.08GWh 同比增长22%/36% 独立储能占比超一半[13] - 多省容量补偿机制使独立储能经济性提升 100MW/400MWH项目资本金内部收益率达6.2%-14.8% 高于国企6%-8%的收益要求[14] - 储能电站调频性能参差不齐 仅极少数电站能通过调频服务获利 设备质量和电网适配性成为关键[15] 行业长期发展展望 - 新型储能预计迎来爆发式增长 2025年底装机超100GW(1亿千瓦) 2030年达200-300GW(2-3亿千瓦)[15] - 2025-2035年光伏年均新增装机预计180-240GW 但部署速度将因成本下降、光热部署及并网限制等因素放缓[16] - "十五五"规划需根本转变思路 将新能源作为重要技术要素 重点评估容量置信度、灵活性资源及投资者经济回报[16]

政策背景与目标 - 国家发展改革委与国家能源局2024年2月发布《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》，通过市场化手段解决新能源消纳难题 [1] - 2024年5月出台《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》，提出绿电直连项目消纳新场景 [1] - 2024年9月12日两部委联合发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》，从参数要求、费用承担、市场路径三个维度规范就近消纳项目 [1] 项目建设技术要求 - 项目需形成清晰物理界面和安全责任界面，电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧，以厘清权责边界并减少大电网安全隐患 [2] - 新能源项目年自发自用电量需占总可用发电量比例不低于60%，占总用电量比例不低于30%（2030年起新增项目不低于35%） [3] - 高自发自用比例要求实现"就地生产，就地消纳"，减少公共电网输送压力，例如为年用电量1000万千瓦时工业用户配套光伏项目时，需确保600万千瓦时被用户自用且占用户总用电量30%以上 [3] 项目经济性评估 - 经济性核心在于对比公共电网购电成本与自发自用成本，电力现货市场连续运行地区参考历史现货价格波动，未运行地区参考中长期交易价格 [4] - 输配电费改革从"与电量挂钩"转为"按容（需）量缴纳"，计算公式为：容（需）量电费=按现行政策容（需）量电费+所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量 [4] - 系统运行费暂时按项目下网电量缴纳，自发自用电量无需缴费，但未来将向按占用容量方式过渡 [5] 负荷率与输配电成本关系 - 若项目负荷率低于全省110千伏及以上工商业两部制用户平均水平，按平均负荷率计算的容量电费会高于原按电量收取的输配电费 [5] - 若项目负荷率高于全省平均水平，按平均负荷率计算可减少输配电费支出 [5] - 对供电可靠性要求高的用户可选择继续按现行两部制输配电价模式缴费 [5] 市场参与路径与收益模式 - 电力现货市场连续运行地区允许余量上网，上网电量交易价格按市场规则执行，可通过现货价格波动获取超额收益（如用电高峰时段高价售电），但也需承担价格低谷甚至负电价风险 [6] - 电力现货市场未连续运行地区原则上不允许向公共电网反向送电，投资者需优化发电曲线与用户用电曲线匹配度，通过提升自发自用比例节约外购电费实现收益 [7]

政策核心内容 - 国家发展改革委与国家能源局于2025年9月12日联合发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》 新政策自2025年10月1日起实施 [1][2][3] - 政策通过差异化付费设计厘清就近消纳项目与公共电网的经济责任界面 允许新能源项目按自身需求为供电可靠性付费 [1][3] 项目要求与条件 - 项目需满足界面清晰要求：电源、负荷、储能作为整体与公共电网连接 电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧 [3] - 计量准确且以新能源发电为主 [3] - 自发自用比例要求：新能源年自发自用电量占比总可用发电量不低于60% 占总用电量比例不低于30%（2030年起新增项目不低于35%） [4] 费用缴纳机制 - 就近消纳项目需按公平负担原则缴纳输配电费（由两部制改为主要按接网容量缴费）和系统运行费（按下网电量缴费 未来逐步向按占用容量等方式过渡） [3] - 暂免缴纳自发自用电量的政策性交叉补贴新增损益 [3] - 未接入公共电网的项目不缴纳稳定供应保障费用 [3][4] 电力市场参与方式 - 就近消纳项目作为用户时与其他工商业用户具有平等市场地位 需作为统一整体直接参与电力市场 [3] 经济性优势测算（以垃圾焚烧发电为例） - 广东省（珠三角五市）案例：市场化交易电价0.3910元/度 网电综合成本0.2721元/度 合计0.6631元/度 垃圾焚烧直供电价在吨上网340-420度/吨情形下为0.5843-0.6152元/度 较网电低0.05-0.08元/度 [5] - 浙江省案例：市场化交易电价0.4124元/度 网电综合成本0.2661元/度 合计0.6785元/度 垃圾焚烧直供电价在相同发电效率下为0.5718-0.6086元/度 较网电低0.07-0.11元/度 [5] - 经济性优势取决于实际负荷率与接入公共电网容量比例：负荷率越高（摊低度电费用）且接入公共电网容量/项目总容量越小则优势越显著 [4][5] 行业影响与投资标的 - 价格机制完善解决电网提供稳定供应保障服务的积极性 直接利好垃圾焚烧等绿电直连项目落地 [4][5] - 重点推荐标的包括瀚蓝环境、永兴股份、海螺创业、绿色动力环保、军信股份、伟明环保 建议关注旺能环境 [5]

根据提供的行业研报内容，以下是详细总结的关键要点： 行业投资评级 - 报告对环保行业评级为增持（维持）[1] 核心观点 - 完善新能源就近消纳价格机制助力绿电直连项目落地，欧洲SAF价格创新高利好UCO及SAF生产商[1][4] - 固废板块资本开支下降提分红验证，供热&IDC等提质增效促ROE和估值双升[4][6] - 水务运营市场化+现金流拐点，有望成为下一个垃圾焚烧板块[4][7] - 环卫新能源装备销量高增长，无人化迎发展机遇[4][8] 固废板块总结 - 25年7-8月国补回收显著加速，光大国补回收超预期：25年7-8月光大绿色环保生物质等收到国补20.64亿元，超24年截止同期生物质集中回款额15.34亿元[4] - 25H1固废板块提质增效提ROE+现金流改善提分红持续兑现：25H1板块收入+1%，归母净利+8%，毛利率+2.9pct，财务费用率-0.6pct，净利率+1.4pct[4] - 自由现金流持续增厚：25H1板块经营现金流净额69亿元（+9%），资本开支38亿元（-19%），简易自由现金流32亿元（24H1为17亿元）[4] - 中期派息稳中有升：25H1瀚蓝首次中期分红，光大中期每股派息同比+0.01港元，绿动、海螺、旺能中期派息同比持平[4] - 关注经营提效+B端拓展+C端顺价：25H1，7家垃圾焚烧公司平均吨发（还原供热后）同比+1.8%，吨上网同比+1.2%[4] - 供热加速：25H1供热增速前5：海创+170%、绿动+115%、伟明+67%、天楹+60%、瀚蓝+42%[4] - IDC拓展：旺能（获市级、省级备案）、军信（与长沙数字集团签署合作协议）、瀚蓝（与中国联通广东省分、深城交签署合作协议）、伟明（与温州龙湾区政府、中国移动温州分公司签署合作协议）[4] - C端顺价推进：佛山拟于25年9月下旬召开生活垃圾处理费定价听证会[4] 水务板块总结 - 现金流左侧布局：25H1板块自由现金流-41亿元（24H1为-66亿元）[4] - 预计兴蓉、首创资本开支26年开始大幅下降，自由现金流大增可期[4] - 24年水务板块分红比例为34%，剔除分红50%的洪城，核心公司兴蓉24年分红28%提升空间较大[4] - 水价改革推进：25年以来广州、深圳自来水提价落实，东莞、中山跟进，佛山拟调整污水收费标准[4] - 重点公司估值：兴蓉环境PB（MRQ）1.08倍，对应25年PE9.3倍；粤海投资PB（MRQ）1.15倍，对应25年PE11.4倍；洪城环境对应25年PE9.3倍，股息率5.4%[4][20][21] 环卫板块总结 - 环卫电动化渗透率加速：2025M1-7，环卫车合计销量43967辆（+3.3%），其中新能源环卫车销售7095辆（+77.6%），新能源渗透率16.14%（+6.75pct）[4][22] - 环卫无人化兴起：25年H1国内自动驾驶领域公开超290个新项目中标结果，无人清洁环卫项目数量超90个（占比约31%），总金额超55亿元（占比约81%）[4] - 重点公司市占率：2025M1-7盈峰环境/宇通重工/福龙马新能源市占率分别为30%/15%/8%[4][29] 生物柴油板块总结 - 地沟油价格下降，单吨净利上涨：2025/9/8-2025/9/12生柴均价8400元/吨(周环比持平)，地沟油均价6600元/吨(周环比-0.5%)，考虑一个月库存周期测算单吨盈利70元/吨（周环比+21.6%）[4][32] 锂电回收板块总结 - 碳酸锂价格&三元极片粉锂折扣系数下跌，盈利改善：截至2025/9/12，碳酸锂7.24万（周环比-3.1%），金属钴27.2万（周环比+0.4%），金属镍12.35万（周环比+1.3%）[4] - 根据模型测算单吨废料毛利-0.36万（周环比+0.032万）[4][33] 新能源就近消纳机制 - 9月12日国家发展改革委、能源局发布《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》，自2025年10月1日起实施[9] - 未接入公共电网的项目不缴纳稳定供应保障费用，接入公共电网项目输配电费变为按容量计费[4][9][10] - 经济性优势：实际负荷率比省内平均越高，接入公共电网容量/项目总容量越小，越有优势[4][10] SAF市场情况 - 欧洲SAF价格刷新19个月新高，支撑中国SAF和HVO价格同步上涨[4][10] - 政策驱动：欧盟强制添加政策（2025年掺混2% SAF，2030年提升至6%），中国设定2025年SAF消费量2万吨目标[12][13] - 受益标的：拥有UCO原料优势的企业（山高环能、朗坤科技），生物航煤/HVO生产商（嘉澳环保、卓越新能）[4][14] 重点推荐公司 - 固废：瀚蓝环境、绿色动力、绿色动力环保、海螺创业、永兴股份、光大环境、军信股份等[4] - 水务：粤海投资、兴蓉环境、洪城环境等[4] - 环卫：宇通重工等[4] - SAF/UCO：山高环能、朗坤科技、嘉澳环保、卓越新能等[4][14]

政策核心内容 - 推动新能源就近消纳项目发展 助力能源绿色低碳转型和碳达峰碳中和目标实现 [2] - 要求新能源年自发自用电量占比不低于总可用发电量60% 占总用电量比例不低于30% 2030年起新增项目不低于35% [2] - 项目需具备分表计量条件 电网企业负责安装计量装置准确计量各环节电量数据 [2] 公共电网服务要求 - 公共电网按接网容量提供可靠供电等服务 保障就近消纳项目安全稳定用电 [2] - 项目电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧 形成清晰物理界面和安全责任界面 [2] 费用承担机制 - 按照"谁受益、谁负担"原则 项目需公平承担输配电费和系统运行费 [3] - 未接入公共电网的项目不缴纳稳定供应保障费用 [3] - 输配电费按容(需)量缴纳 下网电量不再缴纳系统备用费和输配电量电费 [3] - 容(需)量电费计算包含现行政策费用加所在电压等级电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入容量 [3] - 系统运行费暂按下网电量缴纳 逐步向按占用容量方式过渡 暂免自发自用电量政策性交叉补贴新增损益 [4] 电力市场参与 - 项目与其他发电企业、电力用户具有平等市场地位 作为统一整体参与电力市场 [4] - 现货市场连续运行地区按市场规则执行上网电量交易和价格结算 [4] - 现货市场未连续运行地区原则上不向公共电网反向送电 不开展送电结算 [4] - 项目新能源上网电量不纳入新能源可持续发展价格结算机制 [4] - 项目用电需直接参与市场交易 不得由电网企业代理购电 按下网电量承担上网环节线损费用 [4] 实施安排 - 政策自2025年10月1日起实施 此前已接网项目由各地价格主管部门做好统筹衔接 [5] - 省级价格主管部门需加强跟踪监测和政策解读 引导项目业主理解政策意图 [4] - 项目业主需向主管部门备案后向电网企业提出接网申请 自主确定接入容量并签订相关协议 [4] - 电网企业需严格审核 依据备案文件提供结算服务 每月报告费用情况 [4]