2023年国能日新研究报告 以功率预测产品为基础

一、国能日新：新能源功率预测龙头，电力市场化加速助力电力交易产品需求爆发

（一）公司以功率预测产品为基础，拓展电力交易、储能和虚拟电厂业务

深耕新能源信息化行业十余年，积极拓展电力交易、储能和虚拟电厂等新业务。 公司发展可划分为两个阶段，2018年为拓展新业务的重要时间节点。（1）2008-2017： 专注新能源信息化软件研发，不断完善产品布局。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及控制台的研发、生产和销售；2011 年开始专注新能源产业相关信息化软件的研发；2013年与客户签订协议，新能源功 率预测产品初步应用；2017年拓展风电、光伏智能控制产品；

（2）2018-至今：功 率预测业务蓬勃发展，拓展储能、电力交易、虚拟电厂等新业务。2018年，公司参 股天津驭能，布局储能技术研发及相关产品销售；同时公司积极进军海外，肯尼亚 加里萨50MWp并网光伏AGC/AVC项目顺利验收；2019年，公司在光伏/风能发电功 率预测市场的市场占有率分别达22.10%/18.80%，成为新能源发电功率预测市场龙 头；2020年，公司取得电力交易辅助决策平台相关专利；2022年，公司于深交所创 业板上市，同时成立控股子公司江苏智慧能源，重点拓展虚拟电厂运营业务。目前， 公司服务海内外客户，成功为国家电网、南方电网及五大六小发电集团、隆基、协鑫 等新能源企业服务，同时服务于中亚、东南亚、非洲等地区的客户。

公司是新能源功率预测龙头，电力交易、储能和虚拟电厂等新业务有望打开广 阔增长空间。公司是新能源行业数据开发与应用服务的领导企业，在功率预测领域， 公司服务电站数量和功率预测精度均处于行业领先地位。近年来，受益于国内风电、 光伏装机规模持续增长，公司新能源发电功率预测产品业务蓬勃发展。目前，公司 以新能源发电功率预测产品为核心，以新能源并网智能控制系统、新能源电站智能 运营系统和电网新能源管理系统为辅助，同时积极布局电力交易、智慧储能、虚拟 电厂等新产品。2022年，新能源发电功率预测产品营收占比达72.21%，是公司的主 要收入来源，在功率预测产品的基础上，公司积极拓展新业务，电力交易、储能和虚拟电厂等新产品贡献了3.08%的收入，同比接近翻倍增长，有望贡献新的业绩增长点。

（二）管理团队大部分来自电力行业，股权激励体现未来发展信心

公司管理团队大部分来自电力行业，行业经验丰富。董事长雍正曾任中电飞华 电力信息化事业部总经理，2008年起担任国能有限总经理，2021年9月起兼任铁力 山科技董事，现任公司董事长、总经理；董事丁江伟曾任中电飞华销售主管、本公司 副总经理，现任铁力山科技董事长、总经理和公司董事；董事、副总经理周永、王彩 云均曾在中电飞华任职，行业经验丰富。中电飞华为国网信通全资子公司，主营业 务涉及通信网络、大型工程建设等云网基础设施建设、增值电信运营领域，在电网 数字化过程中具有重要作用。此外，公司研发团队实力强劲，数据中心首席科学家 向婕曾获湖南省科学技术进步三等奖，其参与的项目分别于2018年和2019年两次获 得中国电力企业联合会电力创新奖一等奖。

董事长雍正掌握实际控制权，公司经营管理较为稳定。公司董事长雍正持有公 司26.83%的股权，与董事丁江伟构成一致行动关系，实际控制公司35.70%的股权， 存在股份限售承诺，股权结构稳定。厚源广汇投资为员工持股平台，激发员工积极 性。上市公司（国能日新科技股份有限公司）经营主营业务，不同子公司负责拓展 新业务，全资子公司国能日新（北京）能源科技有限公司和国能日新（天津）能源发 展有限公司成立时间较短，尚未正式投入运营；控股子公司国能日新智慧能源（江 苏）有限公司负责虚拟电厂平台运营及其他综合能源服务；参股公司天津驭能能源 科技有限公司负责储能技术研发及相关产品的销售。

股权激励体现公司长期发展信心。2022年，公司公布股权激励计划，拟授予的 限制性股票数量为171.05万股，约占激励计划草案公告时公司股本的2.41%，激励对 象为公司核心管理人员和核心业务（技术）骨干，有利于激发员工积极性。在业绩考 核方面，2022年公司归母净利润为0.67亿元，2023-2025年较2022年净利润增长率 目标为25.00%/56.25%/95.30%，对应归母净利润分别不低于0.84/1.05/1.31亿元， 体现公司长期发展信心。

（三）从功率预测到电力交易再到虚拟电厂，业务发展有望实现三级跳

新能源行业发展推动收入和归母净利润稳健增长。2018年以来，随着国内光伏、 风电装机累计规模增长和公司存量客户数量增加，公司收入和归母净利润规模持续 扩大。2020年，受补贴政策退出影响，风电行业迎来抢装潮，国内风电新增装机容 量高达71.67GW，光伏531新政影响逐步减小，行业需求回暖，国内光伏新增装机容 量为48.20GW，超越2018年的水平，带动公司收入和归母净利润高增长。2022年， 公司服务电站数量增长至2958家，净新增电站数量为559家，带动公司整体收入和业 绩持续增长，实现营收3.60亿元，同比增长19.78%，归母净利润0.67亿元，同比增 长13.36%。受益于组件价格下降，光伏装机提速，叠加22Q4部分电站装机并网进度 有所推迟，23Q1公司业绩同比大幅增长，实现营收0.82亿元，同比增长35.82%，归 母净利润0.10亿元，同比增长96.01%。

发电功率预测产品是主要收入来源，电力交易、储能、虚拟电厂等新产品收入 高增长。2018年以来，新能源发电功率预测产品占营收比例始终高于65%，是主要 的收入来源。2022年，新能源发电功率预测产品收入为2.60亿元，同比增长30.49%，占营收比例高达72.21%。此外，新产品收入高增长，2022年，电力交易、储能、虚 拟电厂等新产品收入为0.11亿元，同比增长93.00%。在毛利率方面，新能源发电功 率预测产品毛利率稳定在60-70%的区间，2022年毛利率为67.50%，2020年毛利率 偏低与电站客户数量快速增长，毛利率较低的单站功率预测设备收入占比提升有关； 电力交易、储能、虚拟电厂等新产品的毛利率高于功率预测产品，2022年毛利率为 71.70%。

毛利率总体稳定，净利率或有望提升。除2020年以外，公司毛利率维持在60-70% 的区间，与新能源发电功率预测产品的毛利率类似。2022年，公司毛利率为66.61%， 同比提升3.22pct，净利率为18.53%，同比下降1.18pct，主要是期间费用率有所提升， 公司销售/管理/研发费用率同比提升4.10/2.16/3.99pct，主要是受上市和股权激励费 用增加，以及人员团队扩张影响，2022年确认股权激励费用431.98万元，员工总数 增长至496人。从历史来看，公司销售费用率和研发费用率较高，2022年，公司销售 /研发费用率分别为25.93%/17.58%，销售费用率较高主要是为了拓展电站用户、加 快功率预测产品推广，研发费用率较高说明公司积极投入研发，提升功率预测产品 预测精度，努力为客户创造价值。考虑公司收入规模持续增长，人员扩招节奏或有 所放缓，预计未来有望发挥规模效应，带动期间费用率下降和净利率提升。

复盘历史，公司收入增长的驱动因素是电站客户数量增加，利润增长的驱动因 素是功率预测服务收入增加。新能源发电功率预测产品收入增长依赖于电站客户数 量增加。从2018年到2022年，公司新能源发电功率预测产品收入从1.00亿元增长到 2.60亿元，复合增速为26.84%；期末存量服务站点数量从1124家增长到2958家，复 合增速为27.37%，两者复合增速基本保持一致。

功率预测服务是主要利润来源，类SAAS的商业模式优越。以2018-2020年的历 史数据为例，单站功率预测服务和单站功率预测设备的毛利率存在巨大差异，功率 预测服务的毛利率高达95%左右，而功率预测设备的毛利率不足10%。我们认为， 公司以低毛利率的形式向客户提供功率预测设备，作为软件中的功率预测模型的运 行基础，有利于快速拓展电站客户，目的在于获得高毛利率的功率预测服务收入， 电站客户可在服务到期后进行续约，从而实现较强的收入持续性和良好的盈利质量。

展望未来，我们认为，短期增长动力依然来自功率预测产品电站客户数量增加， 中期增长动力来自电力交易产品渗透率提升，长期增长动力来自储能和虚拟电厂的 发展。公司依托高功率预测精度的核心技术优势、广泛的电站客户基础以及布局完 善的销售和运维团队，业务有望实现从功率预测到电力交易再到虚拟电厂的三级跳。 募集资金用于功率预测等产品升级，有利于巩固行业地位。2022年，公司于深 交所创业板上市，公司拟使用募集资金中的3.45亿元，投资新能源功率预测产品及 大数据平台升级项目和新能源控制及管理类产品升级项目。新能源功率预测产品及 大数据平台升级项目建成后，将满足新能源发电企业、发电集团与电网公司的高精 度功率预测、集中功率预测、发电量预测、电力交易等需求，有利于公司扩大业务规 模，巩固行业地位。

公司电力交易、储能、虚拟电厂等产品进展顺利。目前，公司电力交易产品已 逐步在电力现货交易实现长周期、不间断运行的省份（如山西、甘肃、山东、蒙西等 区域）实现销售，随着现货市场试点不断推广，未来有望持续拓展。公司储能智慧能 量管理系统于2022年正式推出向市场销售，已在国内外市场实现销售。公司设立控 股子公司拓展虚拟电厂业务，公司已有京津唐等项目逐步落地。

二、功率预测：新能源并网推动需求增长，竞争优势显著带动市占率提升

（一）功率预测产品是新能源并网刚需，政策强化对预测准确率的要求

新能源发电具有不稳定性，大规模并网催生发电功率预测需求。电力系统运行 要求实时平衡，而新能源发电出力具有随机性、波动性、间歇性特点，因此随着新能 源渗透率提升，对电网的稳定运行将产生较大冲击，电力系统调节压力快速增长。 发电功率预测能帮助电网提前做好传统电源与新能源电源的开机计划和调度计划， 确保电力系统在安全稳定的前提下尽可能多消纳新能源，具有重要作用。

公司功率预测服务的具体流程包括：（1）从购买的各种气象源下载原始气象预 报数据；（2）根据原始气象预报数据，通过建模计算后得到更高精度的气象预测数 据；（3）在后台数据中心计算短期功率预测数据；（4）传输短期功率预测数据和 气象预测数据到服务电站；（5）在电站软件中计算超短期功率预测数据；（6）将 短期和超短期功率预测数据上传至电网。

政策加强新能源功率预测准确率的要求。2018年起，各地区能源局陆续更新《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》，其中《电厂并网运行管理实施细则》明确规定了新能源电站报送的功率预测结果应达到的精度指 标，对于不符合考核要求的情况，存在相应的处罚，因此功率预测精度对电站的运 营收益产生直接影响。展望未来，政策对新能源出力预测精度的要求将逐步提高， 优秀的新能源功率预测企业将更具竞争力。公司功率预测服务为新能源电站创造了重要价值。功率预测服务可帮助风电场 和光伏电站制定发电计划，增加收入、提高效益。此外，随着电力市场化推进，准确 的发电功率预测能力可帮助新能源电站降低在电力现货市场交易中的经营风险和经 济损失。

（二）2025E功率预测市场增长至12亿元

随着新能源渗透率持续提升，我们测算，2025E功率预测市场空间增长至11.81 亿元。核心假设如下： （1）国内光伏新增装机容量：考虑新能源渗透率持续提升和消纳能力的实际情 况，我们预计，2023-2025E国内光伏新增装机容量为130/150/172GW，其中集中式 光伏新增装机容量为65/75/87GW； （2）国内风电新增装机容量：考虑陆上风电和海上风电的发展情况，我们预计， 2023-2025E国内风电新增装机容量为70/80/90GW； （3）单站装机容量：假设2019年光伏平均单站装机容量为0.03GW，风电平均 单站装机容量为0.12GW，考虑新能源电站容量持续扩大，其中风电大型化趋势更为 明显，预计光伏电站容量每年增速为8%，风电电站容量每年增速为10%，计算得到 对应的新增电站数量； （4）功率预测设备和服务单价：根据招股说明书，光伏功率预测设备单价为8- 10万元，服务单价为5.5万元/年，风电功率预测设备单价为28-30万元，服务单价为 6万元/年，考虑新产品存在一定溢价，假设设备和服务单价以每年下降幅度为1%。

（三）功率预测精度高+销售团队布局广，优势显著，市占率有望提升

公司是新能源功率预测行业领跑者。功率预测行业具备较高的专业技术要求， 行业集中度高，根据公司招股说明书，2019年光伏与风电功率预测市场CR3达 56.00%/47.00%。公司是功率预测市场龙头，2019年公司在光伏和风电功率预测市 场的市占率分别达22.10%/18.80%。凭借高预测精度、电站客户积累以及完善的销 售服务布局，公司市占率持续提升。根据我们测算，2022年新能源电站（含光伏和 风电）数量在10000家左右，公司存量电站客户数量为2958家，按照电站客户数量 口径计算，公司市占率接近30%。

基于气象专家团队理论测算+持续优化预测模型，公司实现更高的功率预测精度。 功率预测精度的主要影响因素是气象预测数据的精度和模型的精度。公司使用多种 气象源数据计算高精度气象预测数据。公司具备数十名气象学、大气物理学、计算 机与电子信息领域的硕士与博士研发团队，在气象、算法和软件开发领域积累了大 量的核心技术，提高模型预测精度。此外，公司从EUROPEAN CENTRE（欧洲）、 ConWx Aps（丹麦）、Meteologica（西班牙）和 IBM Weather（美国）等供应商处 采购降尺度后的气象预测数据，与公司模型计算结果进行比较，对预测算法和模型 进行持续的优化和升级。2020年，公司产品的短期光伏/风电功率预测精度分别为 89.21%/84.60%，处于行业领先水平。2020年5月，在国家电网东北电力调控中心组 织的十余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（前3名无排名差异）。

积累大量的电站客户数据，有利于提高预测模型准确度。凭借高预测精度的优 势，公司积极开拓新建电站客户群体，同时通过替换友商产品的方式获取存量电站 客户。2018-2020年，公司替换友商产品的电站数量远高于被友商产品替换的电站数 量，客户留存率不断提升，2021H1留存率高达99.39%。2018年以来，公司服务电 站数量持续增加，2022年已增长至2958家。电站客户数量增加与模型预测精度提升 相辅相成，积累更多的电站数据有助于提高模型预测准确度，从而帮助公司获得更 多市场份额。

销售+服务团队布局完善，快速响应客户需求。功率预测涉及升级改造与日常运 维等服务，需要销售与服务人员提供现场支持与及时响应，电站选址通常较为分散， 完善而广泛的销售与服务人员布局有助于提高公司服务水平。2022年，公司已有104 名销售人员和107名运维人员，员工总人数达496人，国内以北京总部为核心，辐射 全国不同区域，同时成功开拓中亚、东南亚、非洲等海外市场，可提供高水平运维与 升级服务，及时响应客户需求。

（四）衍生新能源智能控制、智能运营、电网新能源管理系统等业务

在功率预测业务的基础上，公司为电站与集团客户提供新能源并网智能控制系 统以及新能源电站智能运营系统，为各级电网客户提供电网新能源管理系统。 新能源并网智能控制系统帮助新能源电站根据电网要求对电力生产情况进行实 时管控。新能源并网智能控制系统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。自动发电控制系统以并网有功功率为 控制目标，主要根据电网要求制定优化控制策略；自动电压控制系统以无功功率为 控制目标，根据电网的电压控制指令，实现电站并网点电压的闭环控制与电站优化 运行；快速频率响应系统能在电力系统频率失衡时快速协调AGC系统，调整有功出 率，降低频率偏差。

公司新能源并网智能控制系统的具体流程包括：（1）电网调度部门收集各个新 能源电站的功率预测和生产计划数据；（2）电网调度部门根据区域用电需求预测以 及省级输电计划，确定电能生产需求；（3）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）电网调度部门根据发电 计划形成调控命令，下发给新能源电站，新能源电站根据命令进行电能生产的调整 和控制；（5）新能源场站实时向电网调度部门反馈生产电能情况，双方对执行情况 进行修正。新能源电站智能运营系统有助于电站提高运营管理效率。根据不同电站类型， 分集中式与分布式两类智能运营系统，该系统具备智能检测、告警管理、运维管理、 统计分析与日常办公等模块，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，减少电站的人员配置，提高电站的运营效率和管理效率。

电网新能源管理系统帮助电网解决新能源管理难点。该系统主要为电网客户提 供“新能源消纳分析”、“承载力评估”和“数据管理”三大板块服务。新能源消纳 分析模块可根据电网下属电站发电量提前规划消纳方案，提高新能源使用效率；承 载力评估模块可监测分布式电站，评估可介入分布式新能源店里容量的裕度，分析 电网承载能力，为当地分布式新能源电站的建设规划提供管理依据；产品数据管理 模块则包括数据抓取、订正与分析等功能。

三、电力交易：电力市场化加速，交易软件产品有望率先受益

（一）电改政策逐步落地，电力市场化进程提速

电力市场化持续推进。2015年3月，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》 拉开新一轮电力体制改革的序幕，2017年现货市场建设逐步落实，选择南方（以广 东起步）、蒙西、浙江、山西等8个省份作为第一批试点。2021年，进一步选择辽宁、 上海、江苏等6个省份作为第二批试点。2022年11月，《电力现货市场基本规则（征 求意见稿）》、《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》出台。

2023年5月，国家发改委发布第三监管周期省级电网输配电价，重点明确了工商 业电价构成、分省输配电价水平。本轮输配电价为调节性资源构建独立的价格传导 机制，支持其规模化发展。工商业用户用电价格=上网电价+上网环节线损费用+输配 电价+系统运行费用+政府性基金及附加，系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄 能容量电费等。系统运行费从输配电价中拆分单列表明：（1）用户为调节性资源付 费、为绿色转型付费的趋势已经确立。（2）能够解除电网企业的后顾之忧（先前电 网企业会担心系统运行费用规模扩大后影响正常的输配电价），有助于加速调节性 资源建设。（3）电改加速可期。电力设备由电能量市场（中长期+现货）、辅助服 务市场、容量市场组成，后两者因缺乏收入来源而推进较慢。本次系统运行费用单 列，将为辅助服务、容量市场提供单独收入来源，加快其发展节奏。

（二）2030E电力交易市场达万亿级别，交易产品收入空间达百亿体量

电力市场化持续推进，电力交易市场有望达万亿空间。结合全社会用电量、平 均电价以及调节性资源定价的情况，中性情景下，我们预计2020年电力交易市场空 间有望达1.27万亿。核心假设如下：（1）用电量：根据中电联预测，预计2030年全社会用电量达11.3万亿千瓦时， 参考2022年数据，第二产业和第三产业用电量占比为83.20%，假设工商业用电量占 比为80%； （2）平均电价：我们预计未来平均电价维持在0.70元/千瓦时，则2030年工商 业电费约为6.33万亿元； （3）调节性资源定价比例：第三监管周期输配电价为调节性资源构建独立的价 格传导机制，支持其规模化发展。中性情景下，假设调节性资源定价比例达到工商 业电费的20%，则电力交易市场规模达到1.27万亿。若调节性资源定价比例为 15%/25%，则电力交易市场规模为0.95/1.58万亿。 （4）收益分享比例：假设交易软件产品参与电力交易市场收益分成的比例为1%， 则交易软件产品收入空间达到百亿级别。中性情景下，假设调节性资源定价比例达 到工商业电费的20%，则交易软件产品收入空间达158.20亿元。

（三）高精度功率预测在电力交易中的重要性凸显，公司先发优势显著

在电力交易产品中，公司提供电力交易辅助决策支持平台（2.0版本）、电力交 易数据服务、托管服务，是公司在气象预测、功率预测和电价预测等方面的核心能 力的重要延展。 关于现货交易策略，电力交易辅助决策支持平台可通过高精度的功率预测、电 价预测、极端天气预警及储能EMS充放电优化策略等提供精准的预测，科学、有效 的申报策略，达到实现客户整体收益的提升。 关于中长期交易策略，电力交易辅助决策支持平台提供中长期发电量预测、中 长期电价预测、长周期风光资源评估及交易复盘分析，保障电站基础收益。

电力交易产品竞争的核心在于电力系统的供需预测（核心是新能源功率预测）、 对交易规则的理解以及对电网网架、调度运行的熟悉程度。在电力交易过程中，对 于未来电价和发电量的精确预测是为客户创造收益的前提；在电力市场化初期，各 省电力交易政策快速迭代，充分理解电力交易政策有利于厂商及时更新产品；对电 网调度的熟悉程度越高，设计的交易策略获利的可能性越高。目前，提供电力交易产品的厂商分为以下三类：（1）新能源功率预测企业，典 型代表为国能日新、金风科技等；（2）了解电力市场交易规则的企业，典型代表为 清能互联；

（3）熟悉电网网架、调度运行的企业，典型代表为南瑞继保、清大科越。 对第一类厂商而言，在电力市场化初期，可享受电力交易产品需求的快速增长，且 功率预测精度对电站收益始终存在重要影响，竞争优势有望持续。对第二类厂商而 言，在电力市场化初期，同样可实现快速增长，随着电力市场化推进，各省电力市场 交易规则趋于稳定，优势或存在边际减弱趋势；对第三类厂商而言，在实践过程中， 各厂商对电网调度的了解程度逐步提升，优势或逐渐缩小；考虑市场竞争公平性， 监管部门不会鼓励既做“裁判员”又做“运动员”的行为，预计第三类厂商以提供电 力市场运营机构的交易系统为主，拓展新能源电站的交易软件的可能性偏低。我们认为，公司的核心竞争优势来自高功率预测精度，先发优势显著，随着电 力市场化持续推进，核心竞争优势有望维持，促进电力交易产品业务爆发式增长。

功率预测的精度在电力交易中的重要性提升。在双细则的考核要求下，功率预 测超出考核部分的偏差电量会影响电站收益。而在电力交易中，单点预测偏差直接 按照正负偏差电量和对应时刻电价进行偏差结算，对电站收益产生直接影响。公司 的高精度预测优势将进一步凸显。我们认为，公司高预测精度的优势在新能源运行 考核中并未充分显现（主要原因是当前考核标准要求并不高），而在电力市场交易 中，预计公司高预测精度优势有望被充分定价。

高精度的功率预测是公司核心技术优势，公司通过多种气象源、集合功率预报、 超级算法和专业的运维等措施提供精准预测结果，同时建立了应对电力交易实施规 则的短期单点精度模型，可有效减少电力交易的偏差考核和偏差结算电量。电价预 测作为制定交易策略的核心，公司基于供需关系、风光资源、电煤成本、断面阻塞、 检修计划等数据，利用深度学习算法给出最优的电价预测结果。从实际案例来看， 公司交易策略可助力电站月收益提升3-30%。此外，公司也具有提供定制化服务、密切跟踪政策变化等优势。公司既提供了 标准化的云平台和移动端服务，同时也可提供私有云本地部署的平台服务，根据客 户需求，无论是基于站端的中小企业或是大型发电集团客户，均可做定制化开发。 公司密切跟踪各省电力交易政策变化，深入理解交易规则，对产品进行持续升级以 保障客户的经济效益。

四、储能与虚拟电厂：政策文件陆续出台，公司积极进行业务布局

（一）储能EMS：新型储能市场快速成长，公司提供“储能+电力交易”策略组合

政策刺激陆续出台，新型储能市场建设加速推进。2022年5月，国家发改委和国 家能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，明确 了新型储能作为独立储能参与电力市场的主体地位；2022年10月，国家能源局印发 《能源碳达峰碳中和标准化提升行动计划》，完善了新型储能的标准管理体系； 2023H1，推动新型储能参与系统调节，鼓励扩大新型储能建设规模的政策文件陆续 发布，新型储能市场发展前景广阔。

国内大储市场快速成长，未来三年复合增速高达79.9%。考虑新能源高速发展 与储能商业模式逐渐成熟，预计储能渗透率从2022年的46.7%提升至2025年的 90.0%，功率配比维持在20%，同时存量项目有望纳入配储考核。我们预计，2025 年国内大型储能容量需求达37.8GW，对应并网规模94.5GWh，出货规模189.1GWh， 市场空间为2836.2亿元，未来三年CAGR高达79.9%。

公司提供“储能+电力交易”策略组合，储能EMS已在国内外市场实现销售。公司 的储能智慧能量管理系统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，从而为客户带来超额收益，助力新型储能市场化发展。公 司的储能智慧能量管理系统全面适配发电侧、电网侧和用电侧“源，网，荷”三大 应用场景，于2022年正式推出向市场销售，已在山西、河南、河北、新疆、内蒙古 等省份实施应用。截至2023年4月，公司储能智慧能量管理系统已实现海外销售。

（二）虚拟电厂：政策鼓励虚拟电厂发展，公司已有项目逐步落地

虚拟电厂是以聚合和通信为核心的电源协调管理系统。虚拟电厂是一种通过先 进信息通信技术和软件系统，实现分布式电源、储能系统、可控负荷、微网、电动汽 车等分布式能源资源的聚合和协调协同优化，以作为一个特殊电厂参与电力市场和 电网运行的电源协调管理系统。虚拟电厂起到了类似电厂的作用，包括发出电能， 参与能量市场；通过调节功率来参与辅助服务市场调峰、调频等。虚拟电厂本质上 是一套软件平台系统，聚合了现有的分布式资源，并通过协同控制，参与电力市场， 从而替代新建真实的物理电厂。根据对外特征，虚拟电厂可以分为电源型虚拟电厂（能量出售）、负荷型虚拟电 厂（功率调节）、储能型虚拟电厂（参与辅助服务）和混合型虚拟电厂。

虚拟电厂产业链由上游基础资源、中游系统平台、下游电力需求方构成。上游 基础资源主要包括可调负荷、分布式电源和储能设备。中游资源聚合商主要依靠互 联网、大数据等，整合、优化、调度、决策来自各层面的数据信息，增强虚拟电厂 的统一协调控制能力，是目前大量公司布局的关键环节。下游电力需求方由电网公 司、售电公司和大用户构成。大量公司布局虚拟电厂相关业务。虚拟电厂能够有效整合用户侧的分布式资源 （可控负荷、分布式电源、充电桩、储能等），优化资源的配置和利用，极大提升 电力系统末端的精细化管理水平，具有广阔的发展前景，吸引众多公司布局。国能 日新设立控股子公司重点拓展虚拟电厂运营业务，已通过西北电网聚合商响应能力 技术测试；国电南瑞国内首套省级虚拟电厂运营管控系统投入运行。

政策持续催化，为虚拟电厂发展提供有力保障。2021年12月，国家能源局印发 的《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》正式明确了虚拟电厂作为 并网主体的主体地位。2023年5月，国家发改委发布《电力需求侧管理办法（征求意 见稿）》和《电力负荷管理办法（征求意见稿）》，提出到2025年，各省需求响应 能力达到最大用电负荷的3%-5%，其中年度最大用电负荷峰谷差率超过40%的省份 达到5%或以上，“5%或以上”为首次提及，显示出峰谷差较大地区更需要加强需求 响应资源储备。

支持各类电力需求侧管理服务机构整合优化可调节负荷、新型储能、 分布式电源、电动汽车、空调负荷等需求侧资源，以负荷聚合商或虚拟电厂等形式 参与需求响应，创新用电服务模式，培育用电服务新业态。电力需求侧管理服务机 构发挥重要作用，虚拟电厂等用电/用能服务商将逐步成为刚需。电力需求稳定增长，打开虚拟电厂发展空间。根据中电联预测，2025/2030年全 社会用电量将达到9.5/11.3万亿千瓦时，最大负荷将达到16.3/20.1亿千瓦。假设要满 足5%的峰值负荷，投资成本为1000元/千瓦，我们预计，到2025/2030年，虚拟电厂 投资规模有望达815/1005亿元。

公司加速虚拟电厂业务布局，设立控股子公司拓展虚拟电厂业务。目前，公司 虚拟电厂业务主要包括虚拟电厂智慧运营管理系统和虚拟电厂运营业务。虚拟电厂 运营业务发展模式为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 产生的调峰贡献获取补贴收益。 2020年，公司承接国网综能的虚拟电厂建设项目。2022年6月，公司设立控股 子公司国能日新智慧能源（江苏）有限公司重点拓展虚拟电厂运营业务，已获得参 与西北电网省间调峰辅助服务市场的资质，未来将持续推进各区域电网辅助服务聚 合商资格的申请，争取获得更多区域的准入资质；同时，通过渠道合作等多种方式签约优质可控负荷资源用户参与调峰辅助服务市场，持续拓展和增加可调节负荷端 的渠道及客户数量。

公司已有项目逐步落地。目前，公司虚拟电厂智慧运营管理系统已成功与国网 及多家发电集团开展业务合作，以京津唐项目为例，10MW蓄热式锅炉每天可通过低 谷时段错峰用电产生约15mW/h的调峰贡献，整个供暖季总计可以为业主增收约10 万元。随着业务逐步扩大，公司市场规模进一步拓展，开发了河北南网市场，在山东 电网区域也有项目落地。目前公司已经组建专门的虚拟电厂团队，为客户提供虚拟 电厂建设、资源评估、虚拟电厂运营等参与电力市场的一站式服务。 与多家企业签订战略合作协议，长期发展前景可期。公司把握发展机遇，多方 位、多地区拓展虚拟电厂业务。2022年与零碳数智化城市服务商和冷链智慧运维管 理服务商签订战略协议，布局零碳节能项目与冷链节能项目；2023年通过“新”资 产领航计划与国电投、渤化集团、湖北节能协会签订战略协议，进一步打开山东、天 津、湖北市场，业务增长前景可期。

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