1.1 深耕厚积，功率预测龙头地位不断夯实
公司前身是北京国能日新系统控制技术有限公司，成立于 2008 年，初期主要从事应用于火力发电厂锅炉设 备等相关节能系统级控制台的研发、生产和销售。随着市场的变化逐步调整业务方向，2011 年公司业务开启全 面转型，开始专注新能源产业相关信息化软件的研发。2013 年，雍正通过股权受让，持股比例增加至 66.81% ， 成为国能有限控股股东及实际控制人。公司逐步拓展产品线，研发风光功率控制和风资源评估产品并应用。2014- 2017 年，公司积极把握政策机遇，开发分布式市场，研发分布式监控、分布式云平台、智能稳控等产品并应用。 2018 年，国能有限整体变更为股份公司。同年，随着公司新能源信息化业务的稳步发展，公司实施以内蒙古地 区为中心并辐射华北其他地区的销售布局，设立子公司内蒙国能服务于重点客户和市场，为公司产品及服务的 品牌影响力奠定重要基础。此外，公司成功进军海外市场，首个 AGC/AVC 项目顺利验收。公司把握电力体制 改革机遇，逐步布局智慧储能、微电网、电力交易等领域。2022 年，公司初步形成“源网荷储”一体化战略布 局，主营业务明确功率预测为核心，并网控制和电网管理系统为辅助，电力交易、智慧储能、虚拟电厂、微电 网等为延伸和拓展。
1.2 股权结构相对集中，股权激励彰显信心
股权结构相对集中，开年以来实控人全额 4 亿元认购定增，高管持续增持，彰显高管团队对公司未来发展 信心。1）股权结构集中稳定。截至 2024Q1，公司董事长、总经理雍正先生持股占比 26.97%，为公司实际控制 人。前十大股东中，共 6 位自然人股东。其中，雍正、丁江伟、周永均等人共持股 38.04%；雍正与丁江伟先生 为公司一致行动人，共持股 36.02%。徐源宏为原国能有限副总经理，现任铁力山副董事长，持股 5.01%。2）实 控人全额认购 4.10 亿元的非公开发行项目。2024 年 1 月，公司发布《2024 年度向特定对象发行 A 股股票预案》，向特定对象发行 A 股股票 1091.9914 万股股票，由雍正先生全额认购，主要用于微电网及虚拟电厂综合 能源管理平台项目、新能源数智一体化研发平台建设项目以及补充流动资金，共计 4.10 亿元。3）高管持续增 持。2024 年 2 月，公司发布《关于控股股东、实际控制人及一致行动人、高级管理人员增持公司股份计划的公 告》，实际控制人、控股股东、董事长兼总经理雍正先生；实际控制人之一致行动人、董事丁江伟先生；董事会 秘书赵楠女士基于对公司未来发展的信心和长期投资价值的认同，拟增持金额合计不低于 1080 万元，不高于人 民币 2160 万元。 股权激励充分，强化核心团队凝聚力。1）公司上市前，设立员工持股平台。2015 年 2 月，公司为增强凝聚 力设立北京厚源广投资管理中心（现更名为青岛厚源广汇投资合伙企业）作为员工持股平台实施股权激励。截 至 2024 年 5 月，厚源广汇共计 46 位合伙人，持股 6.51%。2）公司上市后，分批实施股权激励。2022 年 10 月， 公司发布《关于向激励对象首次授予限制性股票的公告》，面向公司高级管理人员、核心管理人员及核心技术 （业务）骨干等 91 人，首次授予限制性股票 218.47 万股。2023 年 8 月，公司发布《关于向激励对象授予预留 限制性股票激励计划（第二批次）的公告》，面向公司高级管理人员、核心管理人员及核心技术（业务）骨干等 9 人，授予第二类限制性股票 10.08 万股。
密集设立子公司，加速“源网荷储一体化”的战略落地。近年来，在我国建设新型电力系统的大背景下， 公司始终围绕着“源网荷储一体化”的战略目标进行投资布局，推动公司新能源电力管理从电源端业务（发电 侧）向负荷端业务（用户侧）拓展。根据公司 2023 年年报，对公司净利润影响达到 10%以上的控股公司主要包 括国能日新（北京）能源科技有限公司，主要业务为投资建设及运营；国能日新智慧能源（江苏）有限公司，主 要业务为虚拟电厂平台运营及其他综合能源服务；国能日新（天津）能源发展有限公司，主要业务为工程建设 项目的设计、采购、建设及运营；日新鸿泰（北京）科技有限公司，主要业务是工商业储能、分布式光伏的建设 及运营。 公司高管团队稳定且产业经验丰富。公司高级管理人员和核心骨干均具有丰富的新能源行业从业经验，对 新能源产业有深入的理解和把握。公司经营管理层如雍正、丁江伟、周永以及王彩云等主要来自于中电飞华， 在公司担任要职时间长、协作默契，且拥有非常丰富的产业经验。中电飞华系国家电网下属的通信建设运营服 务商，主要从事通信运营、系统集成及信息通信运维等服务。
1.3 立足功率预测，抓住产业风口，推动“源网荷储”一体化加速推进
“源网荷储”一体化战略加速推进。公司主要面向电力市场提供新能源信息化产品及相关服务，产品主要 以新能源发电功率预测产品为核心，以新能源并网控制系统、电网新能源管理系统为辅助，以电力交易、智慧 储能、虚拟电厂等相关创新产品为延伸和拓展。公司的产品和服务已实现覆盖新能源电力管理“源、网、荷、 储”的各个环节，实现客户对新能源电力“可观、可测、可调、可控”的管理要求。
营销网络覆盖全国面向全球。公司以北京总部为核心，产品及服务覆盖全国各个地区，并在东南亚、中亚、 非洲、欧洲、南美洲等国家已经成功开拓了市场，逐步向全球拓展。 公司客户范围覆盖度广、数量大。公司在电力行业中深耕多年，凭借产品、技术及服务优势树立了良好的 用户口碑，与电力市场的各主体均建立了良好且稳定的合作关系，客户粘性较高。公司服务的客户几乎已经覆盖电力产业的各个方面，包括国家电网、南方电网，发电集团，协合新能源、中国节能、隆基绿能、晶科电力等 主流新能源集团，四方电气、长园深瑞、许继集团、明阳智能、三一重能等主流电力新能源设备厂商以及中国 电力建设集团、中国能源建设集团等大型新能源工程承包商等等。
1.4 经营业绩稳健增长，毛利率逐步修复
公司经营业绩稳健增长。受益于行业高景气度与自身市场竞争力的逐渐提升，2019-2023 年公司实现营业收 入分别为 1.69/2.48/3.00/3.60/4.56 亿元，CAGR 达到 28.17% 。2019-2023 年公司实现归母净利 润 分 别为 0.36/0.54/0.59/0.67/0.84 亿元，CAGR 达到 23.59%。2024Q1，公司实现营业收入 1.04 亿元，同比增长 25.75% ； 实现归母净利润 0.12 亿元，同比增长 18.71%。近年来，公司营收与利润持续增长，主要系：（1）在“双碳” 大背景下，新能源行业发展迅速，带动光伏、风电等新能源装机规模快速提升，公司功率预测、并网智能控制 系统等优势业务增长迅速。（2）客户数量的持续提升，推动公司功率预测服务收入稳健提升。（3）公司积极探 索电力交易、虚拟电厂、存储以及微电网等创新业务，为公司营收带来增量空间，打开公司主业的二次成长曲 线。
新能源发电功率预测产品与新能源并网智能控制系统是公司的主要收入来源，约占总营业收入的 80%。2019-2023 年公司新能源发电功率预测产品营业收入分别为 1.15/1.62/1.99/2.60/2.68 亿元，CAGR 为 23.55% ，占 公司总营业收入的比例分别为 68.05%/65.06%/66.56%/72.22%/58.64%。2019-2023 年公司新能源并网智能控制系 统高速增长，营业收入分别为 0.17/0.36/0.47/0.55/0.97 亿元，CAGR 为 54.55%，占公司总营业收入的比例分别为 10.06%/14.46%/15.72%/15.28%/21.23%。
毛利率逐步修复，期间费用率略有增长。2019-2023 年，公司综合毛利率自 2020 年大幅下滑后，逐步改善， 分别为 70.87%/61.70%/65.17%/66.61%/67.55%。2020 年公司毛利率下滑 9.17 pct，2023 年公司毛利率修复至 67.55%，主要受功率预测业务的毛利率波动影响，随着其毛利率逐步提升，公司综合毛利逐步修复。2020 年以 来 ， 公 司 费用率逐步提升，尤其是销售费用率（ 18.69%/21.83%/25.93%/26.05% ） 以 及 研 发 费 用 率 （11.56%/13.59%/17.58%/19.16%），主要系公司加大市场规模拓展力度以及探索创新业务所致。
2.1 行业端：“双碳”战略加速推进，新能源装机市场持续保持高景气
“双碳”背景下，新型电力系统建设加速，叠加光伏组件与风电机组价格下滑等因素，新能源装机市场持 续保持高景气度。根据国家能源局，2023 年全国累计发电装机容量约 29.2 亿千瓦，同比增长 13.9%。其中，太 阳能发电装机容量约 6.1 亿千瓦，同比增长 55.2%；风电装机容量约 4.4 亿千瓦，同比增长 20.7%。截至 2024 年 4 月底，全国累计发电装机容量约 30.1 亿千瓦，同比增长 14.1%。其中，太阳能发电装机容量约 6.7 亿千瓦，同 比增长 52.4%；太阳能发电新增发电装机容量为 6011 万千瓦，同比增长 1179%。风电装机容量约 4.6 亿千瓦， 同比增长 20.6%；风电新增发电装机容量为 1684 万千万，同比增长 264%。
2024 年新投产装机规模有望再创历史新高，太阳能+风电新投装机规模占比超 90%。根据国网能源院，综 合考虑经济、气温等因素，预计 2024 年全国社会用电量为 9.82 万亿 kW·h，比上年增长 6.5%左右。从电力供 应侧来看，新投产转机规模有望再创历史新高。预计 2024 年全国新投产发电装机容量比上年增长 9.4%，规模 再创历史新高。其中，水电新投产 1398 万 kW，连续第五年新投产装机规模超过 1000 万 kW，比上年增长 35.3%； 火电新投产 6265 万 kW，为 2016 年以来次高，比上年减少 4.6%；核电新投产 390 万 kW，比上年增长 1.8 倍； 风电新投产规模达到 0.9 亿 kW，比上年增长 16.5%，太阳能新投产规模在 2023 年高基数的基础上进一步增长， 达到 2.4 亿 kW，比上年增长 8.8%，连续两年突破 2 亿 kW。2024 年全国发电装机容量保持快速增长，太阳能 与风电装机容量之和超过 41%。预计到 2024 年底，全国发电装机容量将达到 33.2 亿 kW，比上年增长 13. 7% ， 增速与上年基本持平(13.9%)。其中，水电装机容量 4.4 亿 kW，比上年增长 3.3%，占总装机容量的 13.1%; 火电 装机容量 14.5 亿 kW，比上年增长 4.3%，占总装机容量的 43.7%;核电装机容量 6081 万 kW，比上年增长 6.8%， 占总装机容量的 1.8%;风电装机容量 5.3 亿 kW，比上年增长 20.0%，占总装机容量的 15.9%:太阳能发电装机容 量达到 8.4 亿 kW，比上年增长 38.6%，占总装机容量的 25.4%。
“双碳”目标下，2060 年新能源发电装机容量占比目标占比 96%，具有较大提升空间。根据头豹研究院数 据，在“双碳”战略大背景下，新能源装机占比有望快速提升，2025 年目标占比为 58%，2050 年目标占比为 92%，2060 年目标占比为 96%。
加快推动能源结构转型，实现新能源大规模、稳定有序并网成为关键，功率预测、并网控制、电站智能运 营等迎来发展机遇。伴随着我国新能源市场的快速发展，风电和光伏电站的大规模并网进程加快。新能源电力 所具有的波动性广和不稳定性等特点对电网的稳定运行造成巨大的挑战。实现风光和光伏等新能源有序并网， 提高电网对新能源电力的消纳能力，减少“弃光弃风”等资源浪费，已经成为构建新型电力系统的重要课题之 一。1）系统稳定问题：由于风电、光伏的随机性特点，并入后将对电网系统稳定性产生影响。2）调频、调峰： 其他电源需要承担风电、光伏出力波动对电力系统频率不稳定的影响。3）电力电量消纳：当地风光装机容量超 出电力电量平衡所允许的最大装机容量占比。4）集中脱网事故：风电机组低电压穿越能力大规模风光发电基地 出现集中脱网事故。在此背景下，发电功率预测、并网智能控制、电站智能运营等迎来发展机遇，根据沙利文、 头豹研究院预测：
（1）发电功率预测：作为新能源规模化、有序并网的关键，国家相关部门出台《电厂并网运行管理实施细 则》《并网发电厂辅助服务管理实施细则》，成为推动发电功率预测市场快速发展的重要驱动力。2020 年中国 新能源发电功率预测市场规模为 7.41 亿元，预计到 2024 年中国新能源发电功率预测市场规模将达到 13.4 亿元。 其中，光伏发电功率预测系统 CAGR 将达到 16.5%，风电发电功率预测系统规模 CAGR 将达到 14.9%，在新能 源装机规模持续上涨推动下，市场增长空间可期。
（2）并网智能控制：并网智能控制系统有利于提高新能源的消纳能力，提升电网和电站的运营效率，随着 装机规模持续增长，其市场空间可期。2020 年中国并网智能控制软件市场规模为 3.52 亿元，预计到 2024 年中 国新能源并网智能控制系统市场规模将达到 4.7 亿元，其三年 CAGR 将达到 7.4%。
（3）电站智能运营：新能源智能运营系统应用于光伏、风能电站的运维管理，通过智能监测、运维管理等功能的实现可以减少电站的人员配置，从而降低新能源场站的运维人工成本，以及提升电站的运营与管理效率。 2022 年中国电站智能运营软件市场规模为 2.21 亿元，预计到 2024 年市场规模将达到 6.52 亿元，三年 CA GR 将 达到 18.0%。
2.2 基石业务 1—功率预测：功率预测强者恒强，可持续性服务盘活增量市场
功率预测产品体系丰富，新能源电站客户保持持续增长。根据应用场景不同，公司新能源发电功率预测产 品可以分为应用于单一新能源电站的单站功率预测产品、应用于发电集团的集中功率预测产品和应用于电网的 区域功率预测产品，主要客户包括新能源电站、发电集团和电网公司。其中，新能源电站为其主要客户。2019 年公司服务的新能源电站数量为 1482 家，随着公司服务电站数量逐年持续增长，截至 2023 年年底，公司服务 的新能源电站数量已增至 3590 家，服务电站数量较 2019 年已实现翻倍增长。公司在新能源功率预测领域的 服务规模持续保持领先。
（1）功率预测服务为新能源电站计算短期及超短期预测功率数据，并向电网调度进行报送。公司针对《发 电厂并网运行管理实施细则》要求，为新能源电站计算短期及超短期预测功率。功率预测系统系为实现功率预 测服务而配备，系统主要由预测服务器、安装于服务器内的软件和测风或测光设备构成。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。 1）短期发电功率预测：主要输入变量是短期高精度气象预测数据和电站装机容量数据。短期发电功率每天 计算一次，计算出的结果为每 15 分钟一个点，未来 0 到 24 小时或 0 到 72 小时，共 96 或 288 个时点的发电功 率预测数据。 2）超短期发电功率预测：主要系对电站及时发电功率的预测，超短期发电功率预测的主要输入变量除高精 度气象预测数据、电站装机容量数据外，还包括电站的实时测风或测光数据、发电机组实时状态数据、电站历 史实发功率数据等，超短期发电功率预测通过选取实时数据和历史数据的方式对仅根据高精度气象数据计算出 来的发电功率进行修正，使其更接近电站的实时发电功率。超短期发电功率每 15 分钟计算一次，计算出的结果 为每 15 分钟一个点，未来 0 到 4 小时共 96 个时点的发电功率预测数据。
（2）集中功率预测产品主要应用于主站侧（集团公司）对下属子站（单个新能源电站）的发电功率进行的 集中预测。公司的集中功率预测产品通过对下属子站发电功率的集体预测，并通过集中功率预测模型中对算法 的优化，实现了单站功率预测中非系统性误差的抵消，从而能够得到比单站预测数据直接加总更为精确的功率 预测数据，提高了整体功率预测的精度。随着各区域电网对功率预测考核日益严重，加之各省份陆续开展新能 源参与电力交易的市场化改革，为保证发电收益的有效提升，各发电集团对功率预测的重视程度逐年增加。2023 年，公司针对集中功率预测市场的更新需求，对产品竞争整体优化并推出迭代版本。
（3）区域功率预测产品主要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。区域功率预测产 品使得电网可以更精确地了解下属并网电站未来的发电功率，从而更有效地安排区域内的电力调度计划。2023 年，公司持续加大电网主站功率预测与服务产品的人员投入；另一方面推动电网主站功率预测产品平台的设计 和研发，加快电网主站功率预测与服务产品的持续优化。
服务累积效应不断凸显，服务收入已成为功率预测业务主要收入来源。近年来，公司功率预测服务收入随 着服务电站数量增加逐步增加，已成为功率预测业务主要收入来源。1）功率预测服务具有持续性。功率预测产 品是指布置于新能源电站的功率预测系统和提供的功率预测服务的统称。功率预测系统在公司取得新客户时销 售并安装于客户电站，功率预测服务后续由公司持续提供，一般在初次取得客户时约定 1-3 年的功率预测服务， 后续到期续约。2）功率预测服务是核心价值所在。功率预测设备为行业通用型设备，市场价格透明，公司以外 采成本为基础进行定价。功率预测服务是公司综合考虑市场竞争情况、场站区域、预测进度要求及预测难度等 因素进行定价是，核心价值所占。随着服务新能源电站数量持续增长，公司新能源发电功率预测服务费规模快 速增长，积累效应不断凸显。3）功率预测服务续费率高。截至 2023 年底公司统计的功率预测业务续费率维持 在 95%以上。
市占率&品牌、产品与技术、综合服务等优势相互强化，多方位构筑公司市场竞争“护城河”。功率预测行 业进入壁垒较高，数据是该行业发展的核心主线，具备数据飞轮、强者恒强的特点。1）在市占率与品牌方面， 公司深耕行业十余年，公司高级管理人员和核心骨干均具有丰富的能源行业从业经验，深刻洞察行业、精准把 控政策与考核规则要求、紧贴客户需求等方面优势突出，在市场占有率及预测精度方面均居行业前列。2023 年， 公司服务电站数量较 2022 年净增长 632 家至 3590 家，服务规模继续保持稳健增长，获得了广大新能源电站客 户的一致认可，形成良好的用户口碑。2）在产品与技术方方面，一方面，公司功率预测产品的预测精度较高。 公司拥有近 10 年的功率预测产品研发经验，研发团队实力较强，通过不断的技术研发和算法优化，持续从提高 气象数据精度、提高算法模型精度等角度提高产品发电功率预测的精度。另一方面，公司软件产品成熟度高、 稳定性好。公司通过持续的技术研发和升级，产品已经经过多次迭代，成熟度较高，稳定性较好，能够实现高 度的障碍容错和不间断稳定运行。3）在综合服务方面，公司服务覆盖范围广、响应及时。公司通过持续的积累， 凭借累积的客户资源优势，建立了分布于全国各地的技术服务队伍和 400 客户服务热线，形成了覆盖范围广泛、 响应及时的运维服务体系，可在产品出现故障或是客户有升级改造需求时及时到达现场响应客户需求，帮助客 户实现电站的持续高效运营，提升经营效率。
功率预测业务应收稳健增长，毛利率持续修复。功率预测业务作为公司收入主要来源，2019-2023 年营业收 入分别为 1.15/1.62/1.99/2.60/2.68 亿 元 ， CAGR 为 23.55% ， 占 公 司 总 营 业 收 入 的 比 例 分 别 为 68.05%/65.06%/66.56%/72.22%/58.64%，毛利率分别为 68.29%/56.27%/63.68%/67.50%/69.48%。近年来，公司功 率预测业务毛利率逐年提升，主要受益于功率预测服务收入规模持续提升。
2.3 基石业务 2—并网控制：并网智能控制业务布局持续强化，升级改造业务快 速增长
公司新能源并网智能控制系统即是用于新能源电站根据电网的要求对电力生产情况进行实施管控，主要分 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。（1）自动发电控 制系统（AGC 系统）以光伏/风电的并网有功功率为控制目标，据电网需求的变化和电网调度指令，结合电站内 机组的状态、损耗等，通过优化算法，制定优化控制策略等，使电站满足电网的电能调控需求。（2）自动电压 控制系统（AVC 系统）以光伏/风电的无功功率为控制目标，将采集的逆变器/风机和无功补偿装置实时运行数 据上传电网调度，同时接收电网调度下发的电压控制指令，经过模型分析和策略模块的分析计算，通过对逆变 器/风机、无功补偿装置、调压变压器分接头等设备的统一协调控制，实现电站并网点电压的闭环控制和电站的优化运行，满足电网的调控要求。
积极把握市场机遇，主动增强控制类业务领域布局，产品功能日臻完善。新能源的大规模并网、消纳对 电力系统稳定性提出苛刻挑战，为确保电力系统平稳运行并提升场站经济性，公司加强控制类业务新领域布局。 1）产品布局持续丰富。公司研发并持续完善具备记一次调频、惯量响应及快速调压功能于一体的“新能源主动 支撑装置”产品。该产品通过实时监测并网点电压、频率及频率变化率，越限后主动调节功率出力支撑电网频 率及电压稳定。2023 年，该产品已通过山东、浙江等省份电科院测试并在多个新能源场站及独立储能电站实施 应用。2）业务场景不断突破。控制类产品在风光储协同控制领域持续突破，从控制策略和通信规约层面全面兼 容风储、光储及独立储能电站的功率控制功能，从而提高场站经济效益。3）升级改造快速增长。2023 年，公司 持续紧密跟踪各省电网政策的规范变化动态，完成了基于云南、贵州、广东、广西、浙江、江苏、上海等省份电 网新规要求下的场站升级改造工作。 并网智能控制业务营收快速增长，占比持续增大。公司积极把握市场需求增加，加大控制类产品布局， 2019-2023 年，公司并网控制类业务营收分别为营业收入分别为 0.17/0.36/0.47/0.55/0.97 亿元，CAGR 为 54. 55%， 占 公 司 总 营 业 收 入 的 比 例 分 别 为 10.06%/14.46%/15.72%/15.28%/21.23% ， 毛 利 率 分 别 为 74.14%/60.69%/62.17%/58.85%。并网控制类业务呈现营收增长，毛利率下行的主要原因系毛利率较低的升级改 造业务快速增长。2023 年，公司升级改造业务 1054.87 万元，同比增长 204.55%。
2.4 基石业务 3—电网管理：向“网”端延伸，电网新能源管理系统快速增长
新能源发电快速发展，催生电网公司对新能源电力管理需求增加。一方面，省级电网面临着在保障电力供 需平衡的前提下尽可能多地消纳新能源电力的要求。另一方面，地市级电网，分布式新能源的快速发展将可能 影响到电网的潮流流向和电能质量（如频率，电压等），需要对分布式新能源进行监测分析并评估电网的承载 能力。 公司打造电网新能源管理系统，助力打造“数智化坚强电网”。公司针对电网客户需求与痛点，开发电网 新能源管理系统，主要包括“新能源消纳分析”、“承载力评估”和“数据管理”三大模块，并逐步开发了包括 “新能源智慧消纳分析”、“承载力评估”、“新能源全口径精细化功率预测与辅助指导产品”、“新能源功率 与气象动态关联评估”、“气象监测与极端天气预警系统”和“区域多元协同管控系统”等模块，帮助电网对辖 区内新能源进行精细化管理和预测分析，提前规划新能源消纳方案，提高新能源电力供电可靠性和使用效率。
电网新能源管理业务大幅增长，高毛利率值得期待。随着电网侧对新能源管理需求提升，公司业务总体呈 现增长趋势。2019-2023 年，电网新能源管理业务营收分别为 0.11/0.14/0.26/0.20/0.45 亿元，营收占比分别为 6.51%/5.62%/8.70%/5.56%/9.85%，营收占比逐年提升。2019-2023 年，公司毛利率分别为 91.48%、97.13/88. 00% （估测）/88.10%/80.55%，2022 年及 2023 年稍有下滑，总体来看，该业务是公司毛利最高的业务，随着后续持 续发展，有望为公司业绩增长，提供重要支撑。
3.1 行业端：电改迈进深水区，电力交易、虚拟电厂、储能、微电网迎来发展机 遇
电力体制改革“管住中间、放开两头”走深入实，新型电力系统建设加速推进。电力资源是我国重要的战略 资源，电力行业是国民经济发展中最重要的基础能源产业之一。深化电力体制改革是一项紧迫的任务，事关我国 能源安全和经济社会发展全局。在改革开放以来，电力行业发展历经多轮改革，逐步从国家主导的垂直一体化化 体制向市场化转变。
（1）第一阶段（1978-1996）：集资办电。国家独立办电计划管理体制难以满足发展需求，集资办电拉开我 国电改序幕。1978 年，我国发电装机缺口达 1000 万千万，发电量缺口达 400 亿千瓦。传统的电力体制（国家独 资办电计划管理体制）难以满足发展需求。1985 年 5 月，国务院颁布《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂时 规定》，明确集资办电、“还本付息”原则核定电价水平、实行省为委经营实体、放松对电力工业的准入监管和 价格监管等措施，以激活电力市场活力。各种电力公司、电厂快速发展并各自经营，进入野蛮发展阶段，导致国 家难以进行统一调度。
（2）第二阶段（1997-2001）：政企分开。电力产能过剩、央地矛盾凸显，取消电力工业部并组建国家电力 公司。早在 1987 年，国务院在全国电力体制改革座谈会上提出“政企分开、省为实体、联合电网、统一调度、集 资办电”的二十字方针和“因地因网制宜”的电力改革与发展方针。1993 年，在顶层，能源部撤销，成立电力工业部、组建华北、东北、华东、华中、西北五大电力集团；在底层，允许高耗能企业建自备电厂，自发自用。1995 年，由于电力产能过盛、央地矛盾凸显。直到 1997 年，国家实质性推动电力改革进入“政企分开”的新阶段，国 家成立了国家电力公司，并在次年取消电力工业部。国家电力公司通过对其下属企业收钱、收权、收资产，形成 了拥有全国 60%以上发电装机，全国 80%以上电网的超级垄断性集团公司，集发输—变—配—供—设计—建设于 一身。
（3）第三阶段（2002-2014）：厂网分开。国家电力公司垄断时代结束，电力系统“2+5+6+2+4”新格局逐步 形成。国家电力公司一家独大，缺少竞争、垄断行业，违反市场经济的规律，引发不满。此外，电力产能过剩造 成资源浪费，导火索是“二滩弃水事件”。2002 年，国务院出台电改 5 号文《关于印发<电力体制改革方案>的通 知》，实施“厂网分开、竞价上网”，力图构建“政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力 市场体系”，并逐步形成了电力系统“2+5+6+2+4”全新格局。
（4）第四阶段（2015-至今）：管住中间、放开两头。电力市场化程度不断提升，以新能源为主体的新型电 力系统建设加速，虚拟电厂、智慧储能、微电网等新业态不断涌现。2015 年 3 月，国务院出台电改 9 号文《关于 进一步深化电力体制改革的若干意见》。该文件明确了“三放开一独立三强化”的路径：1）“三放开”：一是按 照管住中间、放开两头的体制架构，有序放开输配以外的竞争性环节电价；二是有序向社会资本放开配售电业务； 三是有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。（2）“一独立”：推进交易机构相对独立，规范运行。（3） “三强化”：继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配体制研究，进一步强化政府监管；进一步强化电力 统筹规划；进一步强化电力安全高效运行和可靠供应。2021 年，中央财经委员会第九次会议上，提出要构建清洁 低碳安全高效的能源体系，实施可再生能源替代行动，深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。 2022 年，国家发改委、国家能源局正式发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确提出 2025 年，全国统一电力市场体系初步建成；2030 年，全国统一电力市场体系基本建成。2024 年，国家发改委出台《电 力市场运行基本规则》，调整了市场范围、市场成员、运营机构等表述，完善了电能量、辅助服务交易等定义和 交易方式。
3.1.2 电力交易，现货交易试运营覆盖范围持续扩大
电力现货市场进入实施阶段，总体呈现“全面发力、多点开花”趋势。为保障新能源充分消纳，政府相继 颁布了一系列政策法规，在强调新能源优先发电的同时，鼓励采用多种市场化手段促进新能源消纳，开展了新 能源消纳机制创新实践，如调峰辅助服务、新能源直接交易、省间电力现货交易等。我国多层次统一电力市场 体系已初具雏形，市场决定电力价格的机制初步形成，市场在资源优化配置中的决定性作用正逐步显现。2023年下半年以来，国家关于电力现货市场建设的政策文件密集出台。2023 年 9 月，国家能源局发布国家级电力现 货市场规则。2023 年 10 月，国家发改委、国家能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》提 出，到 2023 年年底，全国大部分省份具备电力现货市场试运行条件。截至 2023 年年底，全国共 29 个地区开展 电力现货市场（试）运行，建设覆盖范围空前。山西、广东电力现货市场于 2023 年年末正式运行，省间电力现 货市场启动整年连续结算试运行。随着电力现货市场建设持续推进，通过电价变化引导电力资源优化配置作用 越发凸显。
3.1.3 智慧储能，成为电力调节的重要补充
智慧储能是构建新型电力系统的关键，在电源侧、电网侧以及用户侧均发挥着日益重要的作用。在“双碳” 大背景下，我国新能源装机量和发电量持续提升。短期看，光伏和风电出力具有波动性和不稳定性，对电力系 统的稳定性带来严重挑战；长期看，消纳问题会成为制约新能源发展的关键。因此提高灵活性资源占比是新能 源良好发展的支撑和保障，其中，智慧储能是构建新型电力系统的关键环节和重要推手，在电源侧、电网侧和 用户侧都发挥着日益重要的作用。
（1）政策加速推进新型储能向市场化迈进。2022 年 3 月，国家发改委、能源局联合印发了《“十四五” 新型储能发展实施方案》，明确提出到 2025 年，新型储能将由商业化初期步入规模化发展阶段，其中电化学 储能系统成本降低 30%以上；到 2030 年实现新型储能全面市场化发展，基本满足构建新型电力系统需求。方 案中提出要推动新型储能作为独立主体参与电力市场交易，推广共享储能等新型商业模式，加快落实储能电站 容量电价机制、用户侧尖峰电价机制等措施，都将切实推动新型储能向市场化迈进。2023 年 9 月，国家发展 改革委、国家能源局发布《电力现货市场基本规则（试行）》中明确提出“市场经营主体放宽，分布式发电、储 能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易”。伴随电力现货交易、分时电价、容量电价的逐步落地，储能商业模 式正日渐清晰。
（2）各类补贴成为推动我国储能装机的核心驱动。2023 年共 11 个省份出台了新的储能装机目标，其中山 西省以“2025 年 10GW”的装机规划位列第一；以“容量补贴”、“投资补贴”为主的各类补贴也已成为储能 装机的核心驱动。2023 年中国出台工商业储能政策供给 231 条，其中，补贴政策共计 32 条，补贴手段主要分为放电补贴、容量/功率补贴和投资补贴。
（3）新型储能行业发展迅猛，工商业储能占据用户侧储能主导地位。根据《2024 中国新型储能行业发展白 皮书》，中国储能市场在“十四五”期间发展迅猛，2023 年新增装机规模达到了 23.22GW，同比增长 221%。 其中，由于我国新能源市场规模持续提升，光伏风电的大规模并网拉动源网侧储能配置需求同步上涨。因此， 源网侧占据国内储能市场的主要地位，占比高达 90%；用户侧占比达到了 10%，其中 99%为工商业储能。
（4）随着新能源装机规模的进一步提升，源网侧以及工商业储能有望保持高速增长态势。（1）在源网侧 储能方面，根据中国电力企业联合会数据，2024 年电源侧储能新增装机规模可达到 16.3GW/39.2GWh；根据 EESA 数据，2024 年电网储能装机量约在 19GW/46GWh。因此，2024 年源网侧储能装机约为 35GW/84GWh，同比增 长 90%。（2）在工商业储能方面，随着未来成本下降、市场运作机制成熟，已有的存量厂房和园区叠加更多的 应用场景将会为工商业储能提供更大的市场空间。预期 2024 年和 2025 年工商业储能降级规模分别为 9.5 GWh 和 14.3 GWh，CAGR 达到 73%。
3.1.4 虚拟电厂，用户侧实现电网需求调节
虚拟电厂是一种通过信息技术和软件系统，即可实现分布式电源、储能、可调负荷等多种分布式资源的聚 合和协同优化，亦可参与电力市场和电网运行的协调管理系统。它既可以作为“正电厂”向系统供电调峰，又 可以作为“负电厂”加大负荷消纳配合系统填谷。虚拟电厂对于促进电网供需平衡，实现新能源低成本并网， 提升新能源消纳水平，将成为我国解决能源变革问题的重要手段。
（1）国家高度重视虚拟电厂行业发展，相关政策密集发布，逐步确定了虚拟电厂在新型电力系统中的重要 定位。2015 年，《关于促进智能电网发展的指导意见》提出“依托虚拟电厂等重点领域的商业模式创新”；2016 年，《关于推进“互联网+”智能能源发展的指导意见》强调“逐步培育虚拟电厂、负荷集成商等新型市场主体”， 初步发展虚拟电厂商业模式、培育虚拟电厂新型市场主体。2021 年，国家能源局发布《电力辅助服务管理办法》， 表明“电力用户可以与虚拟电厂签订委托代理协议，参与电力辅助服务”，明确了虚拟电厂在电力辅助服务方向的作用。2022 年，《“十四五”现代能源体系规划》，强调加强电力需求响应能源建设，力争到 2025 年，电 力需求侧响应能力达到最大负荷的 3%-5%。2023 年，《电力需求侧管理办法（征求意见稿）》，加码电力需求 响应能力的量化目标，重点发挥虚拟电厂需求响应的能力。
（2）2025/2030 年虚拟电厂市场规模有望达到 374/858 亿元。根据华经产业研究院，2022 年中国虚拟电厂 项目累计装机容量约为 3.7GW，占全球虚拟电厂装机总量的 17.5%；预计 2025 年中国虚拟电厂累计装机总容量 39GW，投资规模 300 亿元。随着新型电力系统建设逐步推进，虚拟电厂盈利模式有望从获取政府补贴、参与电 网调度，转向通过辅助服务与电力交易等途径实现盈利。预计 2025 年虚拟电厂调节电量占全社会用电量达 2%， 2030 年将达 5%；预计到 2025、2030 年，虚拟电厂整体的市场空间有望达到 723、1961 亿元，其中聚合商市场 空间有望达到 374、858 亿元。
3.1.5 微电网，补充大电网，满足灵活用电需求
微电网是指由分布式电源、储能装置、能量转换装置、负荷、监控功能和保护装置等组成的小型发配电系 统，是传统电网向智能电网过渡过程中不可或缺的一部分。其主要用于将原本分散的分布式电源相互协调起来， 保证电网的可靠性和安全性，顺利地接入可再生能源系统，实现用户需求侧管理以及现有能源和资源的最大化 利用。与传统电网相比，微电网可以对新能源进行就地消化、就地平衡，同时也可以和大电网进行能量交换， 是传统电网向智能电网过渡过程中不可或缺的一部分。微电网的主要结构包括：1）上级电网连接装置：通过公 共耦合点（CCP）并入配电网，通过中央控制器（MGCC）控制上级电网与微电网之间的功率传输；2）电源装 置：包括光伏、风能、燃料电池、微型燃气机等分布式电源，通过逆变器（PEC）和微源控制器（MC）并入微 电网，为微电网提供电源。3）储能装置：包括储能电池、抽水蓄能、飞轮储能等，同样通过逆变器（P EC）和 微源控制器（MC）并入微电网，为微电网提供电源。4）负荷装置：通过可控负荷控制器（LC）调节可控负荷。
（1）微电网可以直接参与电力现货市场。2015 年 7 月国家能源局印发的国能新能〔2015〕265 号《关于推 进新能源微电网示范项目建设的指导意见》确定了新能源微电网建设的重要意义；2021 年 9 月，中共中央国 务院发布的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》明确以消纳可再生能源为主体 的增量配电网、微电网和分布式电源的市场主体地位。2022 年 11 月国家发改委、能源局发布的《电力现货市场 基本规则（征求意见稿）》中明确提出，要推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新 兴市场主体参与交易。2023 年 1 月 10 日，国家发展改革委办公厅发布《关于进一步做好电网企业代理购电工 作的通知》，提出各地要适应当地电力市场发展进程，鼓励支持 10 千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场， 逐步缩小代理购电用户范围。
（2）微电网市场广阔，2025 年可达到 520 亿元。根据元宇宙和碳中和研究院，假设 2025 年工商业分布式 微电网渗透率达到 20%，以 10 元/W 微电网建设成本测算，仅考虑工商业分布式光伏的情况下（不考虑分散式 风电、天然气多联供、燃料电池等其他分布式电源），2025 年我国企业微电网市场规模有望达到 520 亿元。国 家电网公司统计，我国 10kV 以上供电电压等级的工商业用户有 200 万户，若全部铺设微电网，潜在市场空间可 到 20 万亿元。
3.2 业务端：全面布局，创新业务打开第二增长曲线
3.2.1 创新业务 1—电力交易：面向“源荷”两端，提供决策支持、数据服务以及托管服务
基于气象预测、功率预测和电价预测等方面的核心能力延展，布局电力交易业务。公司基于新能源十余年 的行业深耕经验，以及功率预测领域内的长期历史数据、核心技术等方面积累和研发成果，对公司在气象预测、 功率预测和电价预测等方面的核心能力延展，成功研发电力交易辅助决策支持（2.0 版本），为新能源发电集团、 场站、售电公司等电力交易内的多参与主体提供数据服务及包含中长期交易、现货交易、辅助服务交易等整体 的策略申报建议和分析复盘。公司提供的电力产品及服务主要包括：电力交易辅助决策支持（2.0 版本）、电力 交易数据服务以及托管服务。
积极跟进省电改进程，丰富电力交易产品功能和实用性，向用户侧拓展。公司电力交易业务在服务省份、 用户拓展、产品迭代等方面，均取得积极进展，进一步顺应市场需求。报告期内，公司电力服务主体向用户侧 客户拓展，并积极服务于售电公司和大型工商业客户的定制化交易辅助决策信息化系统。随着我国电力市场化 改革进程的持续推进和市场服务主体的多元化，公司电力交易相关产品及功能将进行持续的升级和完善。
3.2.2 创新业务 2—智慧储能：“发电侧+电网侧+用户侧”全覆盖，重点发力工商业储能
公司储能产品打造储能能量管理系统（EMS）和储能云管家等产品，积极探索储能参与电力市场的交易策略、储能参与服务市场策略。 （1）储能管理能量管理系统（EMS）除了满足市场同类储能 EMS 的实时监控、协调控制等传统需求外， 通过内置“储能+电力交易”策略的智慧组合模式，为储能用户提供参与现货交易市场的充放电策略。 1）面向发电侧，主要通过 “储能+电力交易”智慧组合，完成充放电策略制定；减少弃风弃光；参与电网 辅助服务；功率预测修正，降低双细则考核。 2）面向电网侧，通过电网侧储能大容量数据采集、存储等需求，结合电力市场策略提升储能运营经济性。 2023 年，公司准确把握各省加大对大容量独立储能电站的投建力度的市场机遇，对 EMS 平台进行全面升级， 其已能支持吉瓦级储能电站、百万点以上的数据接入，并可实现平台与应用、子系统件完全解耦实时库服务数 据上限可通过增加服务器完成扩容，采用时序数据库存储历史数据。2023 年共完成 6 个百兆瓦时以上储能项目 的调试及并网运行。 （2）储能云管家是针对用户侧储能场景，适用于工商业储能电站或集团下属多个工商业储能电站的集中管 理。通过一站式储能全生命周期运营管理，为电站提供运营效益指导，运维管理、安全管理等便利的一站式综 合业务平台，实现储能电站无人值班、少人值守、智能监控的工作模式。储能云管家产品的核心功能主要包括 站点总览、单站总览、设备管理、策略管理、报表管理、告警管理等。技术优势方面，储能云管家产品采用“云 边端架构”技术实现策略云端管控、边端部署执行，实现策略毫级响应。即使边端跟云端通讯失联，也不影响 场站正常运行。同时支持与电网调度的高效对接，安全实时调度储能电站，助力电站安全运行。
3.2.3 创新业务 3—虚拟电厂：争获聚合商准入资格以抢占市场，投建运营与代运营同步推进
公司虚拟电厂业务主要分为虚拟电厂智慧运营管理系统和虚拟电厂运营业务，主要由国能日新智慧能源（江 苏）有限公司和全资子公司日新鸿晟智慧能源（上海）有限公司及其下属各项目公司进行拓展、实施。 （1）虚拟电厂运营管理系统是指主要为客户提供虚拟电厂平台开发、资源接入等软件定制开发服务。 （2）虚拟电厂运营是指通过聚合分散的负荷用户而作为一个整体，通过响应电网指令参与调峰，从而辅助 电网调峰促进清洁能源消纳或缓解电网的负荷压力，并根据所产的调峰贡献获取补贴收益。在拓展负荷用户资 源方面，主要通过资源签约合作模式及业务代运营模式来实现虚拟电厂运营业务的用户拓展。1）资源签约合作 模式方面，通过国能日新智慧能源（江苏）有限公司为主体持续拓展并签约优质可控负荷资源用户参与调峰辅 助服务市场。2）业务代运营模式方面，公司重点拓展工商业储能、分布式光伏等资源类型的投建运营或代运营 业务。
申请聚合商准入资格抢占市场。2023 年，公司子公司国能智慧能源已经获得陕西、甘肃宁夏、新疆、青海、 浙江、江苏、华北省份电网的聚合商准入资格，湖北、山东等省份目前也处于调试、测试阶段，此外该子公司 也正在全国其他区域开展辅助服务聚合商资格申请工作。 投建运营以及代运营业务进展积极。公司工商业储能项目建设运营方面主要在江苏、浙江、上海、广东等 省份开展业务拓展，截至 2023 年年底，已经陆续有项目在浙江、江苏等地开工建设或并网运营。分布式光伏建 设运营项目主要在北京、天津、浙江、江苏、广东、广西、辽宁等省份开展业务拓展，截至 2023 年年底，已经 陆续有项目在江苏、浙江、辽宁等地开工建设或并网运营。
3.2.4 创新业务 4—微电网：聚焦预测、策略以及交易功能，海外业务进展积极
公司面向智慧工厂园区、零碳园区、海外工商业及户储，打造微电网能源管理系统，多个工程项目在海外 落地。通过提供协调优化策略对微电网能源进行主动管理，引入分布式电源及其他可控资源，加以灵活有效的 协调控制技术和管理手段，实现微电网对现存资源的高效利用和可再生能源的高度兼容。（1）预测：通过采集 源、网、荷、储的实时状态，对其进行长时、短时发电、负荷预测；（2）策略：利用可控资源和分布式资源， 分析计算最优调度运行策略；（3）交易：在上级电网容量允许范围内，对多个微电网可控的源网荷资源进行协 调控制，积极参与电力平衡、市场交易。 2023 年，公司完成尼日利亚、南非等非洲区域的“离并网切换型微电网系统”和欧洲区域的“分时电价微 电网系统”等多个微电网项目的落地并实现平稳运行。
3.3 创新业务实现营收翻倍增长，潜在空间可期
电力体制改造正在进行中，新型电力系统建设路径逐步清晰，新型电力 IT 市场正在孵化培育中。总体来看， 公司电力交易、智慧储能、虚拟电厂以及微电网等新市场公司创新业务规模整体较小，正处于蓄势过程中。2022 年以及 2023 年，公司创新业务实现营业收入 0.11 以及 0.25 亿元，同比增长 124.62%，毛利率分别为 71. 70%以 及 76.77%。随着新型电力系统的建设持续推进，公司创新业务成长空间可期。
（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。）
