“我国必须以互联网思维审视和改造传统电力系统，而建设能源互联网是构建新一代电力系统的关键步骤。”中国科学院院士、中国电力科学研究院名誉院长周孝信如是说。日前，智慧能源绿色云计算发展论坛暨2019第十五届UPS供电系统及用户满意度调查结果揭晓大会在京举行。周孝信指出，能源互联网是在智能电网基础上，互联网思维理念和技术与能源生产、传输、存储、消费以及能源市场深度融合，实现能源系统和能源产业发展新形态，即 “互联网化”，这是新一代能源和电力系统的重要发展方向。

“新一代电力系统作为新一代能源系统的核心，其理念和目标与能源互联网高度契合，其核心目标是要解决我国能源革命的首要问题，最大限度开发利用可再生能源，最高程度提高能源综合利用效率，实现能源系统的可持续发展。”周孝信说。当前，我国能源转型与革命的核心战略目标是大力开发利用可再生能源，构建清洁低碳、安全高效的新能源系统，以实现最大限度地开发利用可再生能源，最高程度地提高能源利用效率，服务于国家 “两个100年”。

据记者了解，我国新一代能源系统主要参数演化趋势是低碳化、高效化、电气化，其主要技术特征包括高比例可再生能源、高比例电力电子装备、多能互补的综合能源、信息物理融合的智慧能源电力系统。而开发利用可再生能源，形成以非化石能源为主的电源结构，构建新一代电力系统是实现能源转型、建设新一代能源系统的主要途径。

周孝信介绍，相比于新一代电力系统，传统电力系统单一的电能生产、传输配送和使用的传统模式不能实现多能协同互补、以高效满足用户多种能源需求，综合能源服务能力和能源利用效率的提高受限。具体来说，一是传统电力系统用户服务目标单一，以用户为中心的服务理念和信息对称、双向互动的能力欠缺；二是传统电力系统集中统一的管理、调度、控制系统不适应大量分布式新能源发电以及发电、用电、用能高效一体化系统接入等综合能源电力系统供需分散、系统扁平的发展趋势；三是传统电力系统集中模式的市场支持功能，不能适应分散化布局用户能源电力的市场化运作。

周孝信认为，传统电力系统具有典型的互联网特征，已经与信息互联网进一步广泛融合。

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李明明 封面新闻记者 卢荡

在新能源产业蓬勃发展大潮下，能源互联网产业成为近年最受关注的热点之一。

近日，2022国家能源互联网大会暨2022年中国电机工程学会能源互联网专委会学术年会在广州举行。业界领导、专家学者和企业代表齐聚大会，为“构建新型电力系统，引领零碳持续发展”建言献策。与会专家认为，“双碳”目标下，构建新型电力系统，加快能源互联网建设对技术创新提出了更高要求。

国家能源局总工程师向海平在论坛上指出，绿色低碳成为能源发展主旋律，我国非化石能源实现跨越式发展。科技创新支撑绿色低碳发展，技术进步助力“双碳”目标实现。而能源产业与互联网技术融合发展是能源高质量发展的必然选择。

2016年，国家发展改革委、国家能源局、工业和信息化部联合出台《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》，指出能源互联网是一种互联网与能源生产、传输、存储、消费以及能源市场深度融合的能源产业发展新形态。

当前，我国能源互联网市场主体主要包括传统能源企业、新兴能源企业、互联网企业与衍生机构、生态跨界企业等，各级政府部门通过监管和政策制定，保障市场健康稳定发展。

谈及政策支持，向海平表示，国家能源局高度重视能源互联网技术创新和示范工作。首先，会同科技部印发《“十四五”能源领域科技创新规划》，持续推动先进信息技术与能源产业深度融合，有序推进电力、煤炭、油气等领域数字化、智能化升级示范。支持能源互联网、智慧能源、综合能源服务等新模式、新业态发展。其次，贯彻落实《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》，完成首批55个“互联网+”智慧能源示范项目，有效促进能源产业和信息技术深度融合和落地实施。

此外，在“双碳”目标、生态文明建设等要求下，我国能源产业面临保安全、稳供应、转方式、调结构、补短板等综合性挑战，对科技创新需求比以往任何阶段都更为迫切。向海平介绍，目前，我国初步建立了重大技术研发、重大装备研制、重大示范工程、科技创新平台“四位一体”的能源科技创新体系，按集中攻关一批、示范试验一批、应用推广一批“三个一批”的路径，推动能源技术革命取得重要阶段性进展，有力支撑了重大能源工程建设，对保障能源安全、促进能源产业转型升级发挥了重要作用。

本届国家能源互联网大会由清华大学、中国南方电网有限责任公司、中国电机工程学会能源互联网专委会、国家能源互联网产业及技术创新联盟联合主办，旨在贯彻落实构建以新能源为主体的新型电力系统重要论述的指示精神、国家“3060碳达峰与碳中和”承诺，积极应对新形势下能源互联网的机遇与挑战。

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近年伴随“双碳”目标提出，几乎必然会出现的一个关键词---“新型电力系统”，继2021年3月15日中央财经委员会第九次会议上首次提出之后，近日终于迎来了明确的官方定义与未来发展蓝图。

1月6日，国家能源局官网发布《新型电力系统发展蓝皮书（征求意见稿）》（下称《蓝皮书》）明确指出：新型电力系统具备安全高效、清洁低碳、柔性灵活、智慧融合四大重要特征，是新型能源体系的重要组成和实现“双碳”目标的关键载体。

整体而言，这份蓝皮书为我国电力系统转型指明了方向、目标和路径。伴随顶层设计的完善，新型电力系统发展将迈入新阶段，由此会带来哪些投资机会？

近日，在一场以“中国式现代化投资路径”为主题---由格隆汇主办，深交所基金部作为指导单位的投资策略活动上，广发电力ETF基金经理陆志明也就“新型电力系统改革背景下电力板块的全新投资逻辑及机会”分享了最新观点。

笔者有幸参与其中，受益匪浅。在此也想就此行的所见所闻，据嘉宾与会分享的最新观点，择其精要，以飨读者。

新型电力系统变革背景下，电力板块的核心投资逻辑何在？

首先，全球“碳中和”方向明确，中美欧三大排放主体积极推动落实“碳中和”。

自2016年以来，越来越多的国家在气候变化国际条约进程的LTS中通过碳中和目标来明确面向21世纪中叶的长期减排任务，“碳中和”目标已成为各国自下而上形成的气候行动承诺。

图：各国LTS中的“碳中和”目标情况

（来源：《碳中和行动的国际趋势分析》）

尤其是，中国、美国、欧盟等碳排放大国近几年加快推进“碳中和”实现进程。根据公开数据显示，2021年中国碳排放量占全球碳排放总量30.3%，美国占13.4%，欧盟占7.7%。

（来源：Crippa,M,EGP 2020,UNEP DTU,惠誉博华）

而在全球力推减碳并最终走向零碳的大趋势下，需要从电力行业角度来实现整体的减碳。由于要实现净零碳排放，需要发电部门的完全脱碳，并大规模扩大电力使用，在尽可能多的部门实现电气化，以保证中国的工业、交通、建筑等以能源为基础的服务部门继续快速发展。

例如，前两年较为热门的新能源车所使用的能源，也需要电力部门低碳产出的电力来供给，这样才能真正实现社会全部脱碳。

另外，分部门而言，电力和热力部门碳排放的比例要远高于工业、交运、建筑及其他部门；同时，中国要远高于全球其他国家和地区，甚至比欧美等发达国家还要高。

综上，在全球最终走向净零碳排放之路的大趋势下，不论是从碳排放结构，还是能源自主供给趋势，都决定了电力行业改革的底层逻辑。那么，电力改革具体会体现在哪些层面？

政策、供需与创新多重共振，新型电力企业有望迎“戴维斯双击”

第一，针对需求端，定价机制迎市场化改革。

2019年9月，我国将煤电上网电价机制由标杆电价改为“基准浮动”机制。2021年10月8日，国常会即提出改革完善煤电价格市场化形成机制，提出燃煤发电量原则上全部进入市场，浮动范围扩大至正负20%，高耗能行业电价不受限制。

由于居民用电存在刚性，且企业用电占比更高，通过价格来调整需求，更多在于影响企业用电需求。如果形成浮动的价格机制，可以使得电力企业的利润能随之获得增长。

（来源：各地电力交易所）

除定价机制之外，成本也是影响电价，进而影响电力企业盈利的另一大变量。

以传统煤电为例，煤炭是发电的主要成本。而煤炭在经历两年多的牛市之后，价格于去年见顶开始逐步下降甚至出现加速下行，并带动电力企业的成本下降。

再从库存来看，目前电厂库存同比维持高位，所以不必担心由缺煤导致的缺电。

以某火电厂为例（如下图），随着长协煤比例的提升以及现货市场煤炭价格的回落，成本端改善对于其业绩的提振弹性显著。

类比煤电的增长逻辑，新能源发电在装机量增加及成本下降共同驱动下，有望实现业绩和估值的双升。

一方面，在“双碳”目标下，新能源装机量有望持续增长，尤其是风电、光伏领域。根据全球能源互联网发展合作组织预测，到2025年，我国清洁能源装机量将达到17亿千瓦，其中风电装机容量将达到5.36亿千瓦，2021-2025年CAGR达13%；光伏装机容量将达到5.59亿千瓦，2021-2025年CAGR达16.26%。

另一方面，不同于传统的燃煤机组的成本以煤炭为主，新能源发电成本受上游核心原材料价格影响较大。以光伏为例，相关的多晶硅、单晶硅等原材料成本有望下降，且下降趋势与煤炭不同，往往是以“跳水”的形式加速下行。

由于上游产能的释放，原材料价格有望持续下行，从而推升装机量，规模效应凸显。另外，伴随技术层面的不断突破，规模持续提升，产业集中度也将随之提高，成本下降非常迅速。

伴随以核心原材料价格下行以及规模效应下的成本持续下降，将导致新能源项目的收益率也会逐步提升。例如，下图中的光伏项目的IRR（内部收益率）预计从5.6%提高到7.6%，提高了2个百分点。随着利润率的提高用于投资这方面，投资者就会更多的增加，由于规模集约效应，成本又会增加，是良性循环的一个机制。

那么这些成本的下降的话，就会导致新能源项目的收益率就逐步的会提升，像这个光伏的资本的IRR，也就是它的收益率预计从5.6提高到7.6，提高2个百分点。随着项目利润率提高，并继续用于投资实现滚动发展，投资者会相应增加，由于规模集约效应，成本会下降，从而形成一个良性循环的机制。

目前，二级市场有什么比较可靠的板块跟踪“窗口”和代表性的基金产品？

中证全指“打包”全产业链龙头，全市场首只电力ETF如何？

目前，中证全指电力指数（H30199.CSI）正是一个标准的电力行业指数---选取中证全指样本股中的电力公用事业行业股票组成，以反映该行业股票的整体表现。据WIND统计显示，截至2023年2月16日收盘计，全指电力指数共包含54只成份股，平均个股市值434.64亿元。

就细分行业分布来看，该指数成分股集中于电力行业，重点关注火电、水电、新能源发电，并共同捕捉传统发电和新能源发电领域的投资机会。其中，以权重最大的成分股长江电力（600900.SH）为例，火电占比达32.8%，水电占22%,风电占13%,光伏占比不到10%。

另外，该指数的前十大成份股合计占比为53.4%，持股的集中度比较适中，且从权重来看，并没有传统指数“头重脚轻”的特点，较为均衡。而且这些成份股也基本上都是电力产业链上细分行业的龙头股。

从市值分布来看，中证全指电力指数呈现较为明显的中小盘特征，其中市值规模在400亿之下的成份股权重合计占比为43%，数量达到40只。

再来看过往收益率，据WIND统计显示，自基日（2014年12月31日）以来，截至2023年2月16日，中证全指电力指数年化收益率约5.6%，整体表现落后于大盘基准（中证全指）。此外，该指数的年化波动率为26.9%，同样低于部分大盘指数。不过自2021年起，由于电力市场化改革的加速，该指数取得了42.5%的收益，远远领先其他大盘指数。同时，其2022年的表现也领先大盘指数。

尽管该指数早已推出，但此前并没有相关的指数基金进行跟踪，直到广发电力ETF(159611)的出现，填补了这个遗憾。

这只ETF又有哪些亮点？

亮点一：首只综合涵盖“风、光、水、火、核”的新型综合电力ETF。

广发电力ETF（159611）跟踪的是中证全指电力公用事业指数。其中，新能源发电、水电、火电相关企业合计权重超过90%。

亮点二：规模大，流动性好。该电力ETF是目前全市场规模最大的“新型综合电力”ETF。据WIND统计，截至2023年2月17日，该电力ETF规模20.3亿元，过去一个月日均成交额1.3亿元。

一直以来，广发基金的指数投资实力在业内都是比较靠前的，而且经过多年的发展，指数布局已相对完善，涵盖A股、海外、债券指数等多个品种。

如今，能源革命已是大势所趋，电力产业链是能源革命的关键一环，随着新型电力系统改革纲领性文件出炉，电力转型有望提速，其投资价值想必也值得关注。

（报告出品方/作者：德邦证券，郭雪、赵伟博）

1. 新能源功率预测龙头企业，行业地位凸显

1.1. 技术水平领先，产业前景广阔

公司成立于 2008 年，成立初期主要从事于火电厂锅炉设备等节能系统及控 制台的研发、生产和销售，公司名称为“北京国能日新系统控制技术有限公司”。 2011 年，公司开始专注新能源产业相关软件的研发。2013 年 12 月，通过股权受 让，雍正持股比例增至 66.81%，成为国能有限控股股东及实际控制人。2018 年， 公司名称整体变更为“国能日新科技股份有限公司”。2022 年，公司成功在深圳 交易所上市，代码为“301162.SZ”。截至 2022H1，公司累计获得发明专利 39 项，软件著作权 79 项，并投资设立子公司国能日新智慧能源（江苏）有限公司 以研发优化虚拟电厂设计，技术研发实力稳居国内领先地位。

服务于新能源行业的软件和信息技术服务供应商，具备长期发展动能。公司 的核心业务为向新能源电站、发电集团和电网公司等新能源电力市场主体提供以 新能源发电功率预测产品（包括预测系统及功率预测服务）为核心，以新能源并 网智能控制系统、新能源电站智能运营系统、电网新能源管理系统为拓展的新能 源信息化产品及相关服务。

1.2. 股权结构稳定，新设成立运营服务子公司

截至2022Q3，公司实际控制人为雍正先生，直接持有公司总股本的26.83%， 雍正先生、丁江伟先生为一致行动人，合计持有公司 35.70%的股权，公司整体 股权结构稳定。 国能日新旗下有 6 家主要控股参股公司，包括全资子公司国能日新（北京） 能源科技有限公司、参股公司天津驭能能源科技有限公司、杭州微慕科技有限公 司等。此外，2022年 6月 2日，公司新设控股子公司国能日新智慧能源（江苏） 有限公司，持股比例为 60%，主要从事虚拟电厂相关业务。

1.3. 营业收入稳步增长，精准把握市场痛点

新能源功率预测需求快速提升，营收与归母净利润保持增长。2018 年-2021 年，公司营业收入由 1.51 亿元增长至 3.00 亿元，复合增长率为 25.69%；归母净 利润由 0.21 亿元增长至 0.59 亿元，复合增长率为 42.18%。2022 年前三季度， 公司实现营业收入 2.20亿元，同比增长 12.48%；实现归母净利润 0.37亿元，同 比增长 29.32%。公司营收与归母净利润的增长主要系下游需求扩张以及存量客 户增加，功率预测服务收入与利润持续增长所致。 在“双碳”政策要求下，各地于 2020 年底陆续实现风电并网，带动 2019- 2020 年间营业收入的高速上涨。此外，近年光伏发电市场逐渐回暖，加之风电 抢装潮的影响，从 2020 年下半年开始，公司全年功率预测设备收入的占比大幅 增加。2021 年公司营收出现阶段性放缓，主要系新增装机规模减少导致市场需 求下滑所致。随着下游新能源发电行业的持续快速发展，公司基于较高的技术水 平和较为稳定的服务价格，未来营收或将维持高增。

新能源功率预测产品占比约 70%。2018 年-2020 年，新能源发电功率预测 产品占营收的比重分别为 66.37%、68.07%、65.16%，2021H1-2022H1 新能源功率预测产品占营收的比重分别为 73.04%、62.90%，新能源功率预测产品占比 约为 70%，是公司的主营产品。

毛利率和净利率略有波动。1）从毛利率来看，2018 年-2021 年，公司毛利 率分别为 65.27%、70.87%、61.70%、63.39%，其中 2020 年公司毛利率出现 短暂下滑，主要系新能源电站调频能力政策要求的提高，公司在 2020 年并网智 能控制系统产品中相应增加快速频率响应系统产品，带来设备购置和接口、联调 等服务提高产品成本，加之市场竞争加剧，毛利率出现下降。2）从净利率来看， 2018 年-2021 年，公司净利率分别为 13.62%、21.49%、21.84%、19.71%，其 中 2021 年公司净利率短期承压，主要系公司加大研发投入，期间费用率有所提 升，我们预计随着研发产品的逐步放量，公司净利率有望实现修复。

下游客户集中于光伏电站和风电场。从分客户所处行业占比来看，2022 年 上半年，光伏电站、风电场收入占比分别为 50.70%、44.23%，公司下游客户主 要集中于光伏电站和风电场。其中 2018 年、2019 年公司来自光伏领域的收入显 著高于风电领域的收入，一方面我国光伏电站数量显著高于风电场，从而光伏领 域对公司产品需求也高于风电场，另一方面公司在光伏发电领域的客户和技术积 累较多，光伏功率预测产品预测精度也高于风电功率预测产品。 从分区域收入占比来看，2022 年上半年，西北、华东、华北、华中、华南、 西南地区收入占比分别为
29.77%/19.71%/17.39%/10.16%/10.15%/10.05%，西 北和华东地区相对更集中，整体来看，公司主要立足国内市场开展业务，随着全 国范围内电力行业功率预测“双细则”的出台，公司业务总体上地域分布较为均匀。

三费支出总体稳定，研发费用趋于上升。2018 年-2020 年，期间费用率从 34.39%下降至 24.56%，主要系公司业务规模不断扩大规模效应凸显。2020 年2022H1，期间费用率从 24.56%增长至 32.84%，主要系公司增加相关人员的储 备以及提高员工薪酬带来期间费用的增加。截至 2021 年 12 月底，公司在册员工 为 378 人，同比增加 45 人。 从研发费用率来看，2021H1、2022H1 的研发费用率分别为 15.11%和 18.01%，保持上升态势，主要系公司不断完善人才队伍建设，持续扩充研发人 员储备及调薪所致。随着公司新能源信息化业务的进一步拓展，未来研发费用率 有望稳步提升。

2. 风光装机规模保持高增，功率预测主业持续高景气

2.1. 新能源装机规模快速提升，新能源功率预测需求量逐步提升

政策逐步催化，风光装机持续高增长。2006 年，中国开始实施《可再生能 源法》，风电正式进入大规模开发阶段。2013 年 7 月，国务院发布《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，在政策层面推动了光伏产业发展。截至 2022 年， 我国风电累计装机容量为 36544 万千瓦，同比增长 11.25%，光伏累计装机容量 为 39261万千瓦，同比增长 29.41%。1）从新能源装机占比来看，2012-2022年， 我国风电和光伏累计装机规模占全国装机总容量的比例由 5.31%提升至 29.56%， 新能源对传统能源的替代效应逐步显现。2）从新能源装机增速来看，2012- 2022 年我国风电累计装机容量复合增长率为 19.68%，2018-2022 年我国光伏累 计装机容量复合增长率为 22.45%，均保持较高增速。

双碳战略目标下，我国风光装机规模仍将保持快速增长态势。随着双碳战略 目标的逐步推进，我国新能源装机规模不断提升。根据全球能源互联网发展合作 组织发布的《中国 2030 年能源电力发展规划研究及 2060 年展望》，预计我国 2025 年风电/光伏累计装机容量分别为 5.36/5.59 亿千瓦，风光装机占比将达到 37.2%，2020 年至 2025 年平均复合增长率为 15.62%。2030 年风电/光伏累计装 机容量分别为 8.00/10.25 亿千瓦，风光装机占比将达到 48%，2025 年-2030 年 平均复合增长率为 10.76%，因此，十四五、十五五期间，我国风光装机规模仍 将保持快速增长。

新能源发电波动性特征催生功率预测需求。风电和光伏发电出力受自然环境 影响，具有显著的间歇性与波动性，进一步造成新能源发电量与用电量的不匹配， 这种不匹配会进一步造成对电网稳定性产生较大冲击，带来较大的经济损失，基 于新能源电力不稳定和电力系统实时平衡要求的矛盾，新能源功率预测需求应运 而生。

新能源功率预测既是发电企业内部管理的需求，也是电网公司开展调度的依 据。1）从发电侧来看，发电公司需要对下属电站未来发电能力进行预测，为各 项经营管理决策提供依据，并通过功率实时监测进行故障的管理。2）从电网侧 来看，电网需要根据下游用电需求，提前做出发电规划，按时间段安排火电、水 电、新能源发电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。

新能源发电功率预测是通过算法模型构建，结合电站装机数据、气象预测数 据等为可客户计算精确的功率预测数据。新能源功率预测主要步骤包括：1）获 得原始气象预报数据；2）根据原始气象数据通过建模计算得到更高精度气象数 据；3）在后台数据中心进行短期功率预测数据的计算；4）传输短期功率预测数 据和气象预测数据到所服务电站；5）在电站软件中进行超短期功率数据的计算； 6）将短期和超短期功率预测数据上传至电网调度。

根据应用场景的不同，新能源发电功率预测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。 1）单站功率预测产品：新能源电站必须在每天 9 点前向电网调度部门短期 功率数据，短期功率预测数据报送电网后，用于电网调度或未来 1 天或数天的发 电计划； 2）集中功率预测产品：主站侧（集团公司）对下属子站的发电功率进行的 集中预测，以便于集团公司能够清晰地了解下属电站的运行状态； 3）区域功率预测产品：主要应用于电网及下属区域内并网电站的发电功率 进行集中预测，区域功率预测产品可以使得电网更加精准地了解下属并网电站未 来的发电功率。

政策催化下，新能源发电功率预测逐步成为硬性要求。随着光伏发电和风力 发电的迅速发展，新能源电站数量逐步增多，国家对风光发电厂配置功率预测系 统要求逐步提升。风电场方面，2021 年 8 月发布的《风电场接入电力系统技术规定》（GB/T19963.1-2021）替代了此前 2011 年发布的版本，提出“风电场应 配置有功功率控制系统，具备有功功率调节能力。风电场每日向电力系统调度机 构上报两次中期、短期风电功率预测结果，每 15min 向电力系统上报一次超短期 功率预测结果”。光伏电站方面，2012 年发布的《光伏发电站接入电力系统技术 规定》（GB/T19964-2012）明确提出“光伏电站应配置有功功率控制系统，具备 有功功率连续平滑调节的能力”。

“双细则”考核或将逐步加强。自 2018 年起，各地区能源局纷纷更新了本 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》 （新“双细则”），加强对新能源发电功率预测的考核。

风光装机保持高增，新能源功率市场预测空间广阔。截至 2019 年，我国发 电功率预测市场规模为 6.34 亿元，沙利文预计 2019-2024 年我国新能源发电功 率预测市场年均复合增长率将达到16.2%，到2024年市场规模为13.41亿元（光 伏发电功率预测为 6.51 亿元，风力发电功率预测市场规模为 6.90 亿元），新能源 功率预测行业具备广阔成长空间。

市场壁垒较高，集中度较高。新能源功率预测属于专业化程度较高的细分市 场，具有明显的专业知识壁垒、客户资源壁垒和规模经济壁垒，因此市场竞争格 局较为稳定，壁垒较高。

根据沙利文的《中国新能源软件及数据服务行业研究报告》，2019 年光伏发 电功率预测市场，国能日新/南瑞继保/东润环能/中科伏瑞的市占率分别为
22.10%/17.70%/16.20%/6.90%，合计占比为 62.90%。2019 年风电功率预测市 场，国能日新/金风慧能/远景能源/东润环能/南瑞继保的市占率分别为
18.80%/14.90%/13.30%/11.70%/6.30%，合计占比为 65%，市场集中度较高。

专业化厂商更具发展潜力。在新能源发电功率预测市场中，南瑞继保、金风 慧能、远景能源为电力行业内的设备、控制系统生产厂商，具有一定的规模优势 和一体化优势。东润环能和中科伏瑞与公司相似，属于专注于发电功率预测等新 能源管理领域的专业化厂商。在市场竞争中，专业化厂商尽管在规模及一体化方 面有一定的劣势，但往往在产品和服务品质等方面能形成较强的竞争优势，随着 客户规模的逐渐积累，规模经济效应也将逐渐凸显，行业竞争格局呈现出专业化 厂商逐渐处于优势地位的局面。

2.2. 具备领先市场地位，核心竞争力同业凸显

公司新能源功率预测产品可以分为三类：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。

从区域分布来看，公司主要立足国内市场开展业务，随着全国范围内电力行 业功率预测“双细则”的出台，公司业务总体上地域分布较为均匀，西北地区和 华东地区相对更为集中。2018-2022H1，公司在西北地区营业收入占比从 24.3% 上升至 29.77%，占比进一步提升。

从新能源功率预测产品收入占比来看，单站功率预测产品占比达 98%以上。 2018 年-2021H1，公司单站功率预测产品占整体功率预测产品营收分别为 99.30%、99.88%、98.88%、100%，占比高达 98%以上。

从新能源功率预测产品毛利率来看，仍具上涨空间，新能源发电功率预测产 品毛利率较为稳定，2020 年有所下滑，为 56.27%，预计毛利率还有上涨空间。 2020 年迎来“抢装潮”，公司为获得更多销量，降低预测服务销售单价，致使毛利 率受到一定损害，此外，公司客户粘性高，留存客户越来越多，后续服务毛利率 较高。伴随着规模效应，公司购买的气象数据总成本不变，客均成本下降，功率 预测产品毛利率还可进一步提高，因此，预测毛利率还有上涨空间。

单站功率预测可以分为短期发电功率预测与超短期发电功率预测：1）短期 发电功率预测报送时间为每天早上 9 点前，预测时长为未来 0-24 小时或 0-72 小 时，预测精度为 15 分钟；2）超短期功率预测报送时间为每 15 分钟一次，预测 时长为未来 0-4 小时内，预测精度为 15 分钟。

核心竞争力同业凸显。新能源功率预测行业的核心竞争力包括预测精度高、 对产品快速反馈、对客户需求及时响应等。1）预测精度方面，公司在气象、算 法和软件开发等领域均拥有大量核心技术，并通过不断自主创新和技术研发投入 保持预测精度，2020 年 5 月，公司在国家电网东北电力调控分中心组织的十几 家功率预测服务企业预测精度横向对比中，公司在新旧“两个细则”功率预测偏 差考核体系中均处于前 3 名。2）对产品快速反馈方面，公司深耕新能源产业多 年，产品已经过多次迭代，成熟度较高，稳定性较好。3）对客户需求及时响应 方面，公司凭借积累的客户资源优势，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。 取得竞争对手电站数量远大于被弃用的电站数量，市场竞争力凸显。2018 年-2021H1，公司被替换的电站数量分别为 57/81/89/12，而替换的电站数量分别为 103/250/242/96，公司取得竞争对手电站数量远远大于被弃用的电站数量， 表明公司基于预测精度、快速响应方面的优势为公司的长远发展带来显著效益。

2.3. 类 SaaS 模式下，客户粘性更强

可提供新能源功率预测整体解决方案。公司新能源发电功率预测业务收入包 括功率预测设备与功率预测软件服务两项收入。其中功率预测系设备仅作为支撑 软件运行的支撑和环境，采用外购的方式，而功率预测服务（包括软件）是由公 司自主研发，是公司产品的核心竞争力和主要价值所在。

不同类型客户单站投入成本有所差异。公司客户可以分为新建电站客户、替 换类客户、续约客户。其中新建电站客户需要采购全套功率预测设备以及服务， 单站投入成本较高；替换类客户需替换部分设备以及更换软件及服务，投入成本 次之；续约客户只需部署软件服务，投入成本较低。

单站功率预测产品中，光伏的服务收入占比较大，风电的设备收入占比较大。 2021H1，公司单站功率预测服务/功率预测设备的收入分别为 5318.39/3388.34 万元，单站功率预测服务占比较高，其中单站功率预测服务-光伏收入为 3442.25 万元，占单站功率预测服务收入的比例为 64.72%，主要系光伏作为公司传统优 势市场，市场竞争力强，替换竞争对手份额加快，而风电则处于市场拓展阶段， 设备收入占比较大。

存量服务站点中光伏占比较高，风电新增服务站点数量提升较快。截至 2021H1，风电/光伏服务站点数量分别为688/1485个，在存量的服务站点中，光 伏占比显著高于风电。从新增服务站点数量来看，2021 上半年，风电/光伏服务 站点数量分别为 122/96 个，风电新增服务站点数量提升较快。

设备平均销售价格稳中有升，服务平均销售价格均有所下滑。1）设备： 2021 年上半年，功率预测设备平均销售单价为 14.73 万元，较 2020 年提升 2.53 万元，主要系公司服务的新建风电站点的占比提升所致；2）服务：2021 年上半 年，风电/光伏功率预测服务平均售价分别为 5.93 万元/4.80 万元，较 2020 年均 有所下降，主要原因是公司服务采用市场化定价策略来积极获取客户与开拓市场， 随着技术提升与成本下降，公司功率预测服务平均售价出现一定下滑。但在新能 源行业健康发展和存量客户规模效应的共同推动下，公司功率预测服务始终保持 较高的盈利水平。

基于 SaaS 模式的服务模式，客户粘性更高。公司基于新能源发电功率预测 系统向客户提供功率预测服务。新能源电站必须于每天早上 9 点前向电网调度部 门报送短期功率预测数据，单站功率预测产品要求每 15 分钟向电网调度部门报 送超短期功率预测数据，因此新能源发电功率预测服务产品是一项高频持久的服 务，相比于单纯一次性的硬件交易，具有更高的可持续性以及更高的客户粘性。 2021 年上半年，单站功率预测期初存量服务电站数量为 1955 个，保持稳步增长， 电站留存率达到 99.39%，处于较高水平，服务站点平均续签市场为 1.58 年，较 往年有所提升，表明公司单站功率预测服务的客户粘性较高，需求稳定。

3. 深度拓展新能源信息化需求，打造 N 项增长极

3.1. 立足功率预测业务，拓展衍生类服务

（1）新能源并网智能控制可实现电力生产管控

新能源并网智能控制系统可根据电网进行电力生产管控。为实现电力的实时 平衡，电力系统需要根据整体电力供需情况对新能源发电进行有效的管控，使其 具备可调性、规律性和平滑性，因此需要新能源并网智能控制系统对新能源电站 的电力生产情况进行实时管控与跟踪。

根据控制方式的不同，可以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。

自动发电控制系统和自动电压控制系统的控制过程如下：1）电站数据搜集， 电网调度部门搜集各新能源发电站功率预测数据和其他生产数据；2）电能生产 需求制定，电网调度部门根据对区域用电需求进行的预测以及省级联络线的输电 计划，制定电能生产需求；3）发电与调度计划制定，根据电能预测数据、用户 端电能需求预测数据以及电力系统现状，制定发电计划和调度计划；4）电站生 产调整与控制，电网调度部门根据发电计划形成调控命令，下发每个新能源电站， 新能源电站根据命令进行电能生产的调整和控制；5）反馈跟踪，新能源场站实 时向电网调度部门反馈生产电能情况，双方对命令执行情况进行修正。

新能源并网智能控制系统营收保持稳步增长。2017-2020 年，公司新能源并 网智能控制系统营收从 2670.35 万元增长至 3577.66 万元。分阶段来看，2018- 2019 年由于光伏新增装机规模和电价补贴标准降低，光伏电站建设速度放缓， 其影响在 2019 年逐步显现，导致 AGC/AVC-光伏收入规模大幅降低，同时 2019 年公司大力拓展风电领域订单，AGC/AVC-风电收入规模逐步增长。2020 年，公 司并网智能控制系统收入规模较上年同期大幅增长，主要受电力监管部门新能源 管理政策影响，华北、华东等区域电力调度中心开始陆续要求新能源电站具备 “快速调频”功能，带来快速频率响应系统需求。随着我国分布式光伏快速发展， 保障电网安全稳定运行成为重中之重，分布式光伏的发展或将推动并网智能控制 系统保持稳步增长。

（2）电网新能源管理系统保障电力消纳

电网新能源管理需求迫切。随着新能源发电的快速发展，电网公司具有较强 的对新能源电力进行管理的动力。1）省级电网面临尽可能多地消纳新能源电力 的要求。2）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，需要对分布式新能源进行监测分析。 公司电网新能源管理系统包括“新能源消纳分析”、“承载力评估”和“数据 管理”三大模块。

电网新能源管理系统收入保持增长，省调系统占比较高。2020 年，公司新 能源管理系统收入为 1372 万元，同比增长 26.22%，其中省调新能源管理系统营 业收入 968 万元，占比达到 70%。2021 年上半年，公司新能源管理系统收入为 399 万元，其中省调新能源管理系统营收为 227 万元，占比达到 57%。

（3）新能源电站智能运营系统促进效率提升

新能源电站运营系统可显著提升运营效率。随着风光装机规模快速提升，尤 其是分布式新能源电站数量的增加，新能源电站运营公司逐步复杂，需要进行电 站运营效率的提升。 公司新能源电站智能运营系统可降低电站人员配置。公司新能源电站智能运 营系统具备智能监测、告警管理、运维管理、统计分析、日常办公等模块，可实 现电站远程监控、数据统一管理、智能运维、运营指标分析等功能，可减少电站 人员配置，提高电站运营效率和管理效率。

新能源电站智能运营系统收入逐步降低。2020 年，公司新能源电站智能运 营收入为 239 万元，同比下降 44.36%，实现逐步降低，主要系新能源补贴金额 下调，新能源电站逐步收缩非必要投入。

3.2. 拓展新兴业务，打开成长空间

（1）电力交易辅助决策可助力企业提升售电收入

电力交易辅助决策系统是基于数据驱动的信息化现货交易辅助工具，针对发 售电企业在现货竞价过程中的痛点问题，以自动化、智能化为手段，为交易员提 供实时的、可量化的数据决策支撑。

电力交易辅助决策系统可帮助发电企业提升售电收入。通过电力交易辅助决 策系统，客户可获得比竞争对手更多的交易数据、更长的预测范围，更准确的预 测精度以及更精细的策略复盘，可助力客户提升交易能力，提升交易收益。 电力市场建设逐步加速，电力交易辅助决策系统具备广阔发展空间。2022 年 11 月 25 日，国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》明确 要求“按照‘统一市场、协同运行’的框架，构建省间、省/区域现货市场，建 立健全日前、日内、实时市场”。目前，首批八个试点市场大部分已进入长周期 结算运行阶段，第二批六个电力现货试点市场也全部启动模拟试运行，我们预计 随着电力现货市场基本规则的逐步落地，国内电力市场建设也将实现加速。 公司电力交易辅助决策支持系统可辅助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，为新能源发电集团、新能源场站提供整 体的报价建议和申报方案。

（2）虚拟电厂仍处于建设初期，政策催化逐步实现发展

虚拟电厂（Virtual Power Plant,简称 VPP）,其核心思想就是通过运用 IOT、 云服务、AI 等信息技术和软件系统将分布式发电、需求侧和储能资源汇聚起来， 通过数字化的手段形成一个虚拟的“电厂”来做统一的管理和调度，同时作为主 体参与电力市场。 虚拟电厂既可以作为“正电厂”向系统供电调峰，又可作为“负电厂”加大 负荷消纳，配合系统填谷，既可快速响应指令，配合保障系统稳定并获得经济补 偿，也可等同电厂参与到电力市场交易、电力辅助服务交易等。

政策催化下，虚拟电厂逐步实现发展。2022 年，国家发改委、国家能源局发 布《“十四五”现代能源体系规划》，明确提出“要大力提升电力负荷弹性，开展 工业可调节负荷、楼宇空调负荷、大数据中心负荷、用户侧储能、新能源汽车与 电网（V2G）能量互动等各类资源聚合的虚拟电厂示范”。2022 年 8 月，深圳虚 拟电厂管理中心成立，这也是国内首家虚拟电厂管理中心，已接入多家分布式储 能、数据中心、充电站、地铁等类型负荷聚合商。预计随着政策逐步落地，虚拟 电厂行业也将获得发展机遇。 公司积极布局虚拟电厂业务，已取得初步进展。公司于 2020 年进入虚拟电 厂领域,承接了国网综合能源服务集团有限公司虚拟电厂建设项目，且已经组建了 专门的虚拟电厂团队,开展虚拟电厂参与辅助服务市场的探索与实践,公司已经在河北、山东等地有了项目落地。2022 年 6 月，公司设立国能日新智慧能源有限公 司（简称“国能智慧能源”），初期以运营虚拟电厂平台参与电网调峰为主营业务， 并逐步发展至综合能源服务的各个领域。

（3）积极布局储能 EMS

政策持续催化，储能产业加快推进。近年来，国家陆续出台促进储能行业发 展的相关政策，积极推动储能产业的发展。2021 年 7 月，国家发改委、国家能源 局发布《加快推动新型储能发展的指导意见》，提出到 2025 年，实现新型储能从 商业化初期向规模化发展转变，装机规模 30GW 以上。从省市发展来看，各地区 纷纷出台新能源电站强制配储政策，储能正迎来广阔发展空间。

储能产业发展催生 EMS需求。随着储能电站的发展，如何有效帮助发电企业 降低储能运维成本、提高储能运行效率是目前储能电站所面临的问题。EMS 管理 系统可以对 BMS、PCS、电表、电芯等储能系统组成进行数据采集管理和协调控制，从而保障储能系统安全、稳定、高效运行。

储能智慧能量管理系统可实现储能的经济性调用。储能智慧能源管理系统可 综合考虑弃电消纳、两个细则考核、电力市场交易等场景，并基于智慧 AI 算法制 定不同的充放电策略，从而保障储能的经济性调用。从服务类型来看，主要包括 储能辅助调频、储能参与现货交易、功率预测修正、弃风弃光消纳。

4. 盈利预测

核心假设：

1）收入：新能源发电功率预测产品受益于风光装机的高速增长以及公司持 续拓展市场，预计 2022-2024 年营业收入分别为 2.44/3.18/4.29 亿元。新能源并 网智能控制系统与电网新能源管理系统产品受益于电站信息化发展，预计仍将保 持较高增速，预计 2022-2024 年新能源并网智能控制系统营业收入分别为 0.52/0.62/0.75亿元，电网新能源管理系统营业收入分别为0.20/0.24/0.29亿元。 新能源电站智能运营系统收入将继续下降，预计 2022-2024 年营业收入分别为 0.0086/0.0052/0.0031 亿元。随着电力现货试点建设，电力市场交易需求逐步提 升，此外储能等新兴业务发展，预计其他收入、其他业务将保持高速增长，预计 2022-2024 年其他收入分别为 0.45/0.63/0.95 亿元，预计 2022-2024 年其他业务 分别为 0.12/0.17/0.24 亿元。

2）毛利率：参照公司历史毛利率，考虑随着公司用户数量增加，单位客户 采购成本逐步降低，毛利率有望保持稳定上升。预计 2022-2024 年新能源发电功 率预测产品毛利率分别为 59.27%/60.27%/61.27%，新能源并网智能控制系统毛 利率分别为 63.69%/64.69%/65.69%，电网新能源管理系统毛利率分别为 97.50%/98.00%/98.50%， 新 能 源 电 站 智 能 运 营 系 统 毛 利 率 分 别 为 58.00%/59.00%/60.00%，其他收入毛利率分别为 85.00%/86.00%/87.00%，其 他业务毛利率分别为 37.66%/38.66%/39.66%。

（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。）

精选报告来源：【未来智库】。

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