公用事业行业绿电直连深度报告(二)：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

敬请参阅最后一页特别声明 -1- 证券研究报告 2026 年 10 月 7 日 行业研究 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） 公用事业 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。 投资建议：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，我们看好算电协同、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；目前电力运营商投资算电的项目主要包括金开新能新疆哈密项目、晶科科技宁夏中卫项目等。建议关注涉足算电项目的电力运营商金开新能、晶科科技、绿发电力、盈峰环境；在通信节点省份具备装机的电力运营商：华能蒙电（乌兰察布）、甘肃能源（庆阳）、建投能源（廊坊）、粤电力 A（韶关）；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，建议关注中国天楹、电投绿能；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，建议关注朗新科技、涪陵电力、南网能源。 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。 买入（维持） 作者 分析师：殷中枢 执业证书编号：S0930518040004 010-58452071 yinzs@ebscn.com 分析师：宋黎超 执业证书编号：S0930523060001 021-52523797 songlichao@ebscn.com 行业与沪深 300 指数对比图 资料来源：Wind 相关研报 第四监管周期输配电价定价体系落地，新型电力系统持续推进——碳中和领域动态追踪（一百八十九）（2026-07-13） 新型能源体系建设规划落地，火电聚焦转型、新能源注重消纳——公用事业行业周报（20260628）（2026-06-29） 破解资源消纳与成本矛盾，政策持续完善赋能绿电直连长效发展——绿电直连深度报告（2026-06-24） -10%-1%9%18%27%09/2512/2504/2607/26公用事业沪深300要点 敬请参阅最后一页特别声明 -2- 证券研究报告 公用事业 投资聚焦 绿电直连有望成为高负荷率、稳定用电企业降低综合用电成本、提升绿电消费水平的重要模式，其核心价值来自源荷直接匹配下的电网费用优化。 基于山东爱旭项目测算，在自发自用比例 30%、风电 150MW、光伏 26MW、储能50MW/100MWh 及接入容量 80MVA 等基准假设下，绿电直连单位用电成本约0.606 元/度，较传统模式下降约 8.58%，主要受益于输配电费、系统运行费、线损费及接入容量优化，新增专线和储能投资形成部分对冲。 我们认为，项目经济性的核心在于源荷匹配、储能配置及电网接入容量。对于连续生产型用户，稳定负荷与风电出力具有较好时序匹配性，风光储协同有望兼顾绿电消纳与用能降本；具备新能源资源获取、源荷匹配、电力交易及综合能源运营能力的企业有望获得更多项目机会。 投资逻辑 1、绿电直连具备用能降本基础，高负荷率、稳定负荷用户经济性相对更优。 高负荷率有利于体现接入容量优化价值，稳定负荷则有助于提升新能源就地消纳比例、降低储能需求，数据中心、高载能制造业等场景具备较好的应用基础。 2、“以荷定源”是项目设计核心，源荷匹配决定经济性边界。 电源结构偏离负荷特征可能推升储能及电网接入需求，削弱项目经济性。情景分析下，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，项目开发需由追求装机规模转向“源—荷—储—网”协同优化。 3、项目价值向源荷协同运营延伸，综合运营能力重要性提升。 随着项目规模化落地，收益来源有望由单一发电收入向用能节约、PPA、储能优化及电力交易等环节延伸，竞争逻辑逐步转向资源获取、源荷匹配及综合能源运营等全流程能力。 股价上涨的催化因素 1、绿电直连配套政策及地方实施细则进一步完善。 项目接入、费用结算、交易机制等规则进一步明确，有望提升项目可复制性和投资积极性。 2、标志性绿电直连项目加速落地。 数据中心、高载能制造业等重点场景项目核准、开工及订单释放，有望验证商业模式并带动新能源、储能及输配电等产业链需求。 3、项目经济性与应用需求进一步改善。 储能等配套成本下降、源荷匹配优化，以及算力、高载能制造等新增绿色负荷需求提升，有望扩大绿电直连适用范围并改善相