20261009-光大证券-_公用事业_以荷定源决定配储需求_网侧费用优化共定项目经济性边界_绿电直连深度报告_二_殷中枢_宋黎超_2页_270kb

绿电直连深度报告（二）总结

核心内容

本报告围绕“绿电直连”模式展开分析，探讨其在降低用电成本、优化电网费用及提升项目经济性方面的潜力与挑战。绿电直连是指新能源电源（如风电、光伏）与负荷侧直接连接，减少对传统电网的依赖，从而实现综合用电成本的优化。

主要观点

• 绿电直连的核心价值在于电网侧费用优化
  虽然绿电直连可以降低部分电能量成本，但其主要经济性来源于输配电费、系统运行费及线损费的减少。通过源荷直接匹配，可有效降低电网侧费用，提升整体用电效率。

• “以荷定源”是项目设计的关键原则
  绿电直连并非单纯增加新能源装机容量，而是需要根据用户负荷曲线进行电源结构的优化配置。在总装机容量不变的前提下，若电源结构偏离基准配置，将导致新能源出力与用户负荷的时序错配，增加储能和电网接入容量，进而推高用电成本。

• 高负荷率、稳定负荷用户更适合绿电直连
  这类用户能够提高新能源就地消纳比例，增强新能源出力与用电需求之间的匹配度，从而减少对储能和公共电网的依赖。特别是24小时连续生产型制造业，如电池片、组件生产等，具备良好的绿电直连应用基础。

• 项目价值向综合运营能力延伸
  随着绿电直连项目从建设向长期运营发展，其竞争逻辑将从新能源资源获取能力，转向“源—荷—储—网—交易”综合能力。项目开发主体需具备多环节协同运营能力，以实现可持续收益。

关键信息

• 基准情景参数：风电150MW、光伏26MW、储能50MW/100MWh、接入容量80MVA、自发自用比例30%。
• 单位用电成本：在基准情景下约为0.606元/度，较传统用电模式下降约8.58%。
• 成本构成：新增专线建设运维及储能投资、更换成本为主要增量成本，对电网费用节省形成部分对冲。
• 推广条件：不仅依赖新能源资源条件，还与负荷侧的用电规模、负荷率及曲线稳定性密切相关。

项目经济性边界

• 项目经济性受源荷匹配程度影响显著。
• 在不同时序匹配情况下，综合用电成本可能上升至0.625—0.643元/度，降本优势逐步收窄。
• 因此，绿电直连并不存在适用于所有用户的统一最优配置，需通过8760小时逐时仿真确定具体方案。

风险提示

• 政策推进不及预期：政策支持力度可能影响项目的实施进度与经济性。
• 源荷匹配不及预期：新能源出力与用户负荷之间的匹配度不足将增加项目成本。
• 电力市场价格波动：电力交易价格波动可能影响项目的收益稳定性。
• 项目投资成本上升：专线、储能等新增投资成本可能超出预期，影响经济性。

总结

绿电直连模式在降低用电成本方面具有潜力，但其经济性主要依赖于电网侧费用优化。项目设计需以负荷需求为核心，实现源荷匹配，以降低储能和接入容量需求。高负荷率、稳定负荷用户是绿电直连的重要应用场景，尤其适用于连续生产型制造业。随着项目向长期运营发展，开发主体需具备“源—荷—储—网—交易”一体化的综合能力。然而，政策、市场及技术不确定性仍可能对项目经济性产生影响，需谨慎评估。