北京
智通财经获悉，光大证券发布研报称，从应用场景看，基于绿电直连对负荷规模、稳定性及源荷匹配的要求，该行看好算电协同、绿电制氢氨醇等方向。算电协同下，电力运营商主要的参与方式是：1)向数据中心直供绿电、2)投资算电项目。绿电制氢氨醇则有望形成新能源开发与新增绿色负荷协同发展的应用模式;运营服务端，随着项目由建设向长期运营延伸，源荷资源整合、电力交易及综合能源管理能力的重要性有望提升。
光大证券主要观点如下：
绿电直连具备用能降本基础，但经济性并非来源于单纯降低电能量成本，而主要来自电网侧费用优化
绿电直连通过新能源电源与负荷侧直接连接，减少部分下网电量，并通过输配电费计费方式变化、接入容量优化等方式降低输配电费、系统运行费及线损费。因此，其核心价值在于源荷直接匹配带来的综合用电成本优化。基于山东爱旭项目参数测算，在风电150MW、光伏26MW、储能50MW/100MWh、接入容量80MVA、自发自用比例30%的基准情景下，绿电直连模式单位用电成本约为0.606元/度，较传统用电模式的0.663元/度下降约8.58%;其中，新增专线建设运维及储能投资、更换成本构成主要增量成本，对电网侧费用节省形成部分对冲。
“以荷定源”是绿电直连项目设计的核心，源荷匹配程度决定项目经济性边界
绿电直连并非简单增加新能源装机，而需要围绕用户逐时负荷曲线统筹配置风电、光伏、储能及电网接入容量。报告情景分析显示，在总装机容量不变的情况下，电源结构偏离基准配置后，新能源出力与用户负荷的时序错配程度提高，将推升储能配置和电网接入容量，进而增加项目综合用电成本;综合用电成本由基准情景的0.606元/度升至0.625—0.643元/度，降本优势逐步收窄，表明绿电直连并不存在适用于所有用户的统一最优配置，项目实际方案仍需结合8760小时逐时仿真确定。
高负荷率、稳定负荷用户具备较好的绿电直连应用基础，连续生产型制造业有望成为重要应用场景
高负荷率和稳定负荷曲线能够提高新能源就地消纳比例，并增强本地新能源出力与用户需求之间的时序匹配，从而降低储能配置要求及公共电网接入容量。对于电池片、组件等24小时连续生产型用户，风电较好的全天候出力特征可覆盖部分夜间基荷，光伏则补充日间用电需求，风光互补有助于在满足绿电消费要求的同时降低对储能和公共电网的依赖。由此，绿电直连的推广空间不仅取决于新能源资源条件，也取决于负荷侧的用电规模、负荷率及曲线稳定性。
随着项目由单一建设向长期运营延伸，竞争逻辑有望从新能源资源获取能力转向“源—荷—储—网—交易”综合能力
绿电直连项目的价值不仅来自电源侧发电收入，还涉及负荷侧用能节约、PPA、电力交易、专线及储能等综合收益。随着项目规模化复制，项目开发主体需要同时具备新能源资源获取、源荷匹配、储能配置、电力交易及综合能源运营能力，产业链价值有望由单一电源开发环节进一步向源荷协同与运营服务环节延伸。
风险分析：政策推进不及预期风险;源荷匹配不及预期风险;电力市场价格波动风险;项目投资成本上升风险。
本文源自：智通财经网
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