深耕能源IT细分赛道，新能源发电功率预测龙头。公司主要客户是新能源电站、发 电集团以及电网公司。
发电端：面向光伏/风电等新能源发电站，核心提供新能源发电功率预测产品，拓展 新能源并网智能控制系统、新能源电站智能运营系统等。
输电端：面向电网公司，公司可提供电网新能源管理系统。
2020年，公司64%收入来自新能源发电功率产品，89%收入来自光伏/风电场。
公司成立于2008年，2011年开始专注新能源产业相关信息化软件的研发。创始高管主要来自中电飞华、北京捷迅。 股权结构简单稳定，实控人持股26.83%，管理层持股比例高。 雍正为实控人，持有26.83%股权，电力信息化背景。曾任北京中电飞华通信有限公司电力信息化事业部总经理；2008 年起担任公司总经 理，现任公司董事长、总经理。
2.1 需求分析：风光能源大规模并网，刚性需求高企
2.1.1 中国低碳趋势：碳达峰与碳中和
2020年9月中国明确提出2030年“碳达峰”与2060年“碳中和”目标。 碳达峰是指我国承诺2030年前，二氧化碳的排放不再增长，达到峰值之后逐步降低。 碳中和即净零碳排放，旨在实现碳吸收端与排放端的抵消；由此，实现路径可分为加、减两个维度，增加碳固定和碳汇，减少生产生活中的 碳排放，而最终目标的确立又深刻影响脱碳的实现 。
2.1.2 能源结构变化
供给侧，清洁电源装机占比提升
供给端表现为可再生/分布式新型能源大规模接入：我国清洁电源装机结构将于2060年达到96%。 2021年3月18日，全球能源互联网发展合作组织举办中国碳达峰碳中和成果发布暨研讨会。根据方案，中国需要推进能源开发清洁替代和能源消费电能替代；实现能源生产清洁主导、能源使用电能主导;能源电力发展与碳脱钩、经济 社会发展与碳排放脱钩。
光伏、风电装机量快速提升
以风电和光伏发电为代表的新能源电力对传统电力的替代效应初步显现。 2014-2021年，我国风电和光伏发电装机容量占全国装机总容量的比例由 8.81%增加至 26.72%，增幅为203%。风电和光伏发电总量占全 国发电总量的比例由 3.16%增加至11.73%，增幅为 271%。 五年内风光装机量或将翻倍。截至2021年底，我国光伏装机总量为306.56GW，风电装机总量为328.48GW；根据21世纪经济报道的最新 统计，25个省份目前公布的“十四五”期间新增风电、光伏装机目标合计为579.37GW，仍有部分省份尚未完全明确预计总体实际数据还将 大大超过这一数据。
国网电源工程投资额大幅提升，投资整县分布式光伏 随着整县分布式光伏的落地，国家将进一步加大电 源工程投资，信息化能力随之迎来需求增量。 中国电源工程投资额跟随新能源趋势而增长，今年 上半年投资额已完成2227亿元。 2021年6月下旬，国家能源局发布《关于报送整县 (市、区)屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》。 目前全国100多个县市区启动整县推进，预计首批 试点项目将在两年内落地。
2.1.3 清洁能源发电具有波动性、间歇性和不可预测性
新能源发电出力具有随机波动性，且出力具有间歇性特点。因受到天气、环境等因素影响具有不可预测性。 风电出力随机性强、间歇性明显。风电出力波动幅度大，波动频率也无规律性。受天气环境的影响大。 光伏发电具有间歇性、波动性和随机性特点。照在光伏面板上的阳光本身就间歇、波动和随机的。除去白天与黑夜的区别，还源于天气（如 日照、风力）的不稳定。
清洁能源大规模并网为电网安全带来隐患
电力系统需要保持发电出力和用电负荷的实时平衡。 由于电能不易存储，且电能的传输速度与光速相同，因此在电力系统中“发电—输电—用电”是在一瞬间完成的。 若发电出力低于用电负荷一定幅度，会造成局部停电等后果；若发电出力高于用电负荷一定幅度，则会造成用户侧电压增高，增加电网的安 全风险，甚至导致电网瘫痪。 电力系统“双高”“双峰”的特性明显，伴随着碳中和政策带来的更大规模并网，为电网安全稳定运行和电力电量平衡带来了极大考验。
2.1.4 发电功率预测是新能源发电站的刚性需求
【驱动一】并网硬性要求：新能源发电功率预测是电网端进行电力调控和电力管理的必要前提条件。 作为电力的传输方，电网需要根据下游的用电需求（一般下游用电需求相对稳定且可预测）提前作出发电规划（根据用电需求，按时间段安 排火电、水电、新能源电力等多种电源的发电出力），并根据实时的电力平衡情况做出实时的电力调节和控制。 新建电站在建成并网后，需要每天定时向电网上报未来一段时间内的预计发电功率。
【驱动二】发电企业内部管理：了解生产能力，便于调节管理。 企业通过对下属电站未来发电能力的预测，可以了解各电站的电力生产能力，为各项经营管理决策提供依据； 通过对发电功率进行预测，对比实时生产情况和未来生产情况，便于进行电站管理，如在预测发电功率与实际发电功率产生较大偏差时，可 以判断较大可能为发电设备故障，进而进行维修更换。
各地能源局设立“双细则”监管政策体系，重视对新能源发电功率预测上报率/准确率的考核。各地区能源局通过本区域的《发电厂并网运 行管理实施细则》和《并网发电厂辅助服务管理实施细则》对新能源发电功率预测进行考核，并设立相应罚款机制。
2.2 公司产品解构：竞争力强，市场份额领先
2.2.1 核心业务：新能源发电功率预测产品
公司的新能源发电功率预测产品根据应用场景的不同分为单站功率预测产品、集中功率预测产品和区域功率预测产品。
单站功率预测产品：应用于单一新能源电站，包括功率预测系统/设备布置及提供的功率预测服务。
集中功率预测产品：应用于发电集团，在主站侧（集团公司）对下属子站（单个新能源电站）的发电功率进行集中预测。
区域功率预测产品：应用于电网对下属区域内并网电站的发电功率进行集中预测。
单站功率预测产品是公司最主要产品，占全部功率预测产品营收的98%以上。
单站功率预测产品由硬件设备+软件+服务构成，硬件主要指布置各类数据采集装置、测量设备等。
风电功率预测：需要测风塔、测风设备及配套附件采集一定高度内的风速、风向和适当位置的温度、湿度、气压等数据；
光伏发电功率预测：需要环境监测仪进行太阳光的全辐射、反射辐射、温度、湿度、气压以及风速、风向等数据的采集。
2.2.2 提供短期/超短期/中长期功率预测
单站功率预测产品可为单一新能源电站计算短期/超短期/中长期预测功率，并向电网调度进行报送。 根据各能源局发布的《发电厂并网运行管理实施细则》的要求，新能源电站须定期向电网调度部门报送短期/超短期功率预测数据，以便调 控部门做发电计划及实时调控；部分地区也要求未来168小时的中长期发电预测功率。
单站功率预测产品包括布置于新能源电站的功率预测系统+功率预测服务。 系统的主要作用是作为功率预测软件的载体为软件提供运算环境，数据传输，电站当地气象数据的监测和获取等；功率预测软件内有预测模 型，主要用于超短期功率的计算和预测。
模型与数据构成发电功率预测的核心。 功率预测服务需要结合高精度气象预测数据、电站装机容量、实时 测风/测光数据、发电机组实时开机状态数据、历史实发功率数据 等，建立预测模型，从而计算未来一段时间发电功率的预期值。
2.2.3 风光功率预测产品市场份额均处领先地位
公司风光功率预测产品市场份额均处市场领先地位。根据沙利文数据，2019年公司在光伏发电功率预测市场和风能发电功率预测市场的 市场占有率分别为22.10%和18.80%，均为行业第一。 与主要竞争对手相比，公司的主营业务显然更加聚焦，有利于其产品力的专精提升。
2.2.4 集中/区域功率预测产品
集中/区域功率预测产品采购频率较低，收入规模相应较小且存在波动。 为集团公司及电网公司对下属区域内电站发电功率进行集中预测，面对的客户群体较小，亦非客户的日常必需性采购。 18-20年度公司集中/区域功率预测产品收入占公司功率预测产品的收入比例均不足2%。
2.3 盈利模式：SaaS订阅模式，空间可期
2.3.1 SaaS订阅式商业模式，可持续性强
偏订阅式商业模式，可持续性强。公司软件与服务组合销售，功率预测软件与气象/功率数据服务共同产生作用，客户需订阅才能享受服 务。 软件是公司提供的发电功率预测服务的一部分，不做单独区分和收入确认；服务部分在服务期间内按直线法分期确认收入。 单站功率预测服务毛利率高，保持在95%左右。 软件与服务在单站功率预测产品中的占比在60%左右，随续约客户增多整体呈上升趋势。 随着公司功率预测结果精度和客户满意度的提升，与公司签订一年以上长期服务合同的项目占比呈上升趋势，客户稳定性得到进一步提升。
2.3.2 目前预测服务收入70%来自光伏电站
公司目前单站功率预测服务收入70%来自光伏电站。 公司2020年实现光伏功率预测服务收入6410万元，同比增长14.6%； 风电功率预测服务收入2728万元，同比增长11.4%。 截至2021年H1，公司服务光伏站点数为1434个，风电场633个。 光伏是公司的传统优势市场，目前服务收入占据大头，且替换竞争对手 份额的速度加快；风电市场处于大力开拓时期，设备收入占比较大，新 签站点数增多。
2.3.3 高客户留存率，光伏服务站点数稳定提升
光伏新签站点数近年来保持稳定，但由于客户保持较高留存率，故服务站点数稳定提升。 按（流失站点数=服务站点总数-新建电站服务数-替换电站数）计算，公司2019、2020年单站功率预测服务流失光伏站点数分别为65个、 73个，流失率仅为5.5%与5%。 公司产品竞争力强，通过替换竞争对手服务进一步提升市场份额。 2018年-2021年上半年间，公司单站功率预测产品（光伏+风电）被竞争对手替换的电站数量共239个，而从竞争对手处取得的替换电站数 量则为691个，远超被替换电站。
2.3.4 风电领域大力开拓，新签站点数持续提升
风电领域加大开拓力度，近年来新签站点数持续提升。 公司2020年新签风电站点数215个，同比增长108.7%，其中80%为新并网电站。 按（流失站点数=服务站点总数-新建电站服务数-替换电站数）计算，公司2019、2020年单站功率预测服务流失风电站点数分别为16个、 16个，流失率仅为4.2%与2.7%。
2.3.5 市场化定价增强竞争力
公司单站功率预测服务在光伏及风电领域的平均销售单价均呈下降趋势。 新能源补贴退坡、平价上网政策推进等背景下，公司采取市场化定价的方式以持续增强价格竞争力，从而积极获取增量客户和开拓市场。 设备方面， 新建电站（当期并网）平均售价基本趋于稳定，替换电站受各期场站建设差异影响，平均售价变动不具备规律性。 受技术难度和场站环境差异影响，风电领域的单站功率预测服务年均销售单价高于光伏领域。
2.3.6 2030年公司发电功率预测SaaS服务空间达到10亿元
公司功率预测服务收入将一方面享受新能源装机规 模高速增长带来的红利，另一方面公司也将持续拓 展市场，提升市场份额。 为空间测算进行如下假设：
1）结合各省“十四五”能源规划数据及CPIA预测 数据，我们预计2025年、2030年光伏总装机量分 别达到702GW、1321GW，风电总装机量分别达 到543GW、830GW。 2）因目前缺乏电站数第三方数据，我们预计光伏 单站平均功率为45MW，风电为120MW。 3）公司大力开拓市场，预测类产品市占持续提升， 2025年、2030年市占率分别达到50%、65%。 4）功率预测服务客单价均略有下降逐渐达到稳态。 5）功率预测配套设备存在新增与替换需求，每年 需求约为公司总服务站点数的1/3。 测算得到公司2025年、2030年功率预测SaaS服 务业务空间分别为5.03亿元、11.7亿元，发电功 率预测业务总空间分别为9.19亿元，21.45亿元。
3.1 智能并网控制系统
新能源并网智能控制系统用于新能源电站对电力生产情况进行实时管控，使其具备发电可调性、规律性和平滑性，满足电网要求。 电网调度制定发电计划和调度计划后，形成调控命令，下发每个新能源电站，新能源电站需根据命令进行电能生产的调整和控制并及时反馈。 根据控制方式的不同，分为自动发电控制系统（AGC 系统）、自动电压控制系统（AVC系统）和快速频率响应系统。 AGC 系统实现并网有功功率控制；AVC 系统实现无功功率控制；快速频率响应系统实现电力系统频率调控。
公司2020年实现智能并网控制系统收入3577万元，占总营收的比例为14.41%。 2020年，公司开拓快速频率响应系统业务，且风电领域市场开拓初见成效。 2018-2019年度，光伏补贴标准降低，光伏电站的建设速度放缓，政策冲击在2019年度逐渐显现，光伏领域收入大幅减少；同时，2019年 开始公司大力开拓该产品在风电领域的订单，2020年风电领域收入金额大幅上升。
3.2 电网新能源管理系统
公司2020年实现电网新能源管理系统收入1372万元，占总营收的 比例为5.53%。其中省调新能源管理系统968万元，占比70%；地 市级新能源管理系统404万元，占比30%。 此类产品总体营收呈现上升趋势。 电网新能源管理系统需求迫切。发改委、国家能源局下发《关于建 立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，要求对各省级行政 区域设定可再生能源电力消纳责任权重，强化了电网企业的新能源 消纳责任，使电网企业产生了对新能源管理的迫切需求，包括对本 地区新能源发电能力、本地区电网消纳能力等的统计、预测，对电 力调度安排的提前规划等。
3.3 新能源电站智能运营系统
新能源电站智能运营系统：主要应用于分布式/集中式光伏电站的运营管理，通过智能监测、运维管理等功能的实现减少电站的人员配置， 进而提升电站的运营效率和管理效率。 公司减少对此产品的推广，收入呈下降趋势。 智能运营系统产品非电站运营必需，新能源补贴金额下调，电站减少非必需类业务投入，使市场需求受到较大影响；另外，智能运营系统后 期运维工作量大，故障检测困难，所以公司降低了推广力度。
3.4 发电端布局拓展：储能管理 & 虚拟电厂
储能智慧能量管理系统：公司具有储能EMS能力，同时可以针对新能源电站，提供综合运营环境下的储能应用，帮助客户：1）降低双细则 考核费用，提高峰谷时段单点偏差合格率；2）考虑交易策略提升收益；3）基于储能和AGC协调控制，减少弃电损失等。
虚拟电厂：接入源、荷、储资源，参与电力市场辅助稳定电力供应，助力新能源消纳。虚拟电厂依托现代化的信息通信和先进的智能控制技 术，把多类型、多主体资源以电为中心相聚合，实现电源侧的多能互补、负荷侧的柔性互动，对电网提供调峰、调频、备用等辅助服务，并 为用户和分布式能源等市场主体提供参与电力市场交易的途径。
3.5 电力交易辅助决策系统
挖掘电力数据价值，提升客单价
公司电力交易辅助决策系统直接帮助发电企业提升售电收入。电力交易辅助决策系统辅助为新能源发电集团、新能源场站参与电力市场化交 易，以出力分析、市场预测和报价、报量交易策略为核心，提供整体的报价建议和申报方案，帮助客户提高发电量销售和运营盈利能力。 公司充分发挥发电预测数据优势，将产品进行纵向延伸，能有效提升客单价。电力交易辅助决策系统借助公司在出力分析和市场预测方向的 优势，从解决客户“刚需”到助力客户降本增效、提升价值，无疑是打开了更大的市场空间。
电力市场建设加速推进，交易辅助大有可为。2022年1月，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导 意见》，明确到2025年全国统一电力市场体系初步建成，到2030年全国统一电力市场体系基本建成。电力市场交易规则复杂，并与发电企 业收入直接相关，我们认为，公司电力交易辅助决策系统大有可为，相关业务营收增长可期。
业务空间广阔
公司基于功率预测服务做SaaS类产品的纵向延伸， 如电力交易决策系统等，显著提升客单价，打开收 入空间。 为进行空间测算，在2.3.6部分假设的基础上再添加 如下假设：
1）电力交易辅助决策系统等SaaS类服务以公司的 出力分析、发电预测等数据为基础，需与公司发电 功率预测产品绑定出售，如果基于其他厂商的预测 数据做交易决策，容易出现责任推诿等状况。 2）电力交易辅助决策系统不属于电站刚需，并非 所有电站都有意向购买。我们预计到2025年，在购 买公司预测服务的客户中，有30%同时选购电力交 易类SaaS服务，到2030年这个比例上升至80%。 3）电力交易类SaaS服务更复杂，且能直接帮助客 户提升收入，故客单价显著提升，能达到20万元左 右，随着相关模块的更新开发还将缓慢提价。 测算得到公司2025年、2030年电力交易类SaaS产 品服务业务空间分别为5.6亿元、43.66亿元。
3.6 数据创造价值，先发优势是正反馈链条的起点
基于数据的业务模式能够形成产品力的正反馈链条，头部有望强者恒强。以公司业务为例，客户积累越多，历史数据量越大，越有利于公司 提升预测精度，提升用户粘性，并更容易进行用户拓展、开展产品的纵向延伸。 建立先发优势是正反馈链条的关键。目前公司积极拓展市场份额并取得一定成效，发电功率预测产品保持市场占有率第一，我们认为公司未 来能依靠其产品力保持市场领先位置，扩张市场份额；进一步，公司利用其发电数据优势能挖掘更多发电端客户需求，进行产品纵向延伸并 提升客单价。 38 国能日新产品力正反馈链
4.1 盈利集中度低，对大客户依赖性小
公司单站发电功率预测产品的最终用户为风电场和光伏电站，主要销售对象 有工程总分包商、配套设备商等代采方和电站业主等。 地区分布看，公司客户覆盖全国大部分区域，其中西北、华东和华北地区收 入占比较高，主要由于这些地区风光资源的优势，新能源电站集中。 公司盈利集中度低、对个别大客户依赖性小。目前公司服务客户主要来源于 存量客户（不含设备销售，收入体量集中在10万元及以下），体现出公司盈 利的可持续性。10至50万元体量客户主要包括含硬件销售的新增客户。
4.2 研发持续投入，打造行业技术壁垒
截至2021年6月30日，公司共拥有研发人员 129人，占 比达34.86%；研发费用率呈现上升趋势。 公司共有核心技术人员5名，均长期在公司任职，承担主 要研发任务，近两年保持稳定。
4.3 业务快速拓展，近两年营收增速超20%
2021年实现营业收入3亿元，同比增长20.9%。2022年Q1实现营业收入0.61亿元，同比增长26%。 公司最主要的业务是新能源发电功率预测产品，其中主要是单站发电功率预测产品。
4.4 毛利率呈现上升趋势
公司业务毛利率主要与业务中含的设备销售量有关。 其中电网新能源管理系统几乎为纯软销售，毛利率最高。根据公司披露，主营业务中的硬件销售毛利率仅为4%-5%。 随着留存续约客户的滚动增加，公司销售软件含量将逐渐上升，毛利率呈现上升趋势。 2020年公司加大风电领域客户开拓，而风电领域硬件设备占比较大，导致整体毛利率下降。
4.5 市场开拓期费用率上升
公司21年加大市场开拓力度，费用率上升。 2018-2020年，受益于规模效应，公司期间费用率逐年下降。2021年公司加大研发与市场开拓，研发费用率与销售费用率提升。22Q1与21 年全年相比虽提升幅度较大，但与21Q1相比，费用率仅有略微提升，整体变化不大。 我们认为公司主营产品的盈利模式有持续性，市场开拓期之后凭借产品力客户自动留存，长期费用率会逐渐下降到较低水平。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
