2024年国能日新研究报告：核心业务增长稳健，第二成长曲线未来可期

一、国能日新：领先的智慧工业解决方案供应商及建设先 行者

本章小结：国能日新是一家以数据技术为核心,专注于智慧电站、智慧电网、智慧 储能、综合能源服务等领域的产品设计、软件开发、数据服务及整体解决方案的公司。 公司以功率预测产品为基础，拓展其他产品矩阵，目前业务稳定，营收稳步增长。公 司目前股权结构稳定，管理团队均深耕行业多年，经验丰富。

1.1 公司概况：深耕新能源信息化领域多年

公司成立于 2008 年，前身是北京国能日新系统控制技术有限公司，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；于 2011 年开始进军新能源企业相关信息化软件的研发与应用。公司从 2018 年开始布局新业 务，同年参股天津驭能，布局储能业务，2020 年取得电力辅助交易平台相关业务专 利。2022 年公司成功在深交所创业板上市，同时设立控股子公司布局虚拟电厂业务。 目前，公司以数据技术为核心,专注于智慧电站、智慧电网、智慧储能、综合能源服务 等领域的产品设计、软件开发、数据服务及整体解决方案。

1.2 主营业务：以功率预测产品为基础，拓展其他产品矩阵

公司是服务于新能源行业的软件和信息技术服务提供商。主要向新能源电站、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。 公司主要通过销售产品和提供服务两种方式取得收入和利润。（1）销售产品方面 主要涉及新能源功率预测的硬件及系统部分、新能源并网控制系统、电站智能运营系 统、电网能源管理系统等一次性交付产品，公司均根据提供产品与成本之间的差额作 为盈利来源。（2）提供服务方面主要系依托于公司新能源数据服务核心优势，为用户 持续提供新能源数据服务的业务，如功率预测服务、电力交易辅助决策服务等，公司 根据合同服务年限收取服务费。 新能源发电功率预测产品是公司的核心产品，也是最主要的收入来源。该服务主 要以天气数据为基础，通过自主研发的核心技术以及模型，对新能源厂站未来一段时 间内输出的功率进行精准预测，该服务可根据技术规范要求输出短期（未来 10 天） 和超短期（未来 4 小时）的功率预测结果，可以有效避免电站因“双细则”考核带来的损失，并助力厂站参与电力交易市场获得收益。在 2023 年统计中，该业务收入 占比 58.70%。

1.3 财务分析：业务稳定增长，公司盈利能力强

公司营业收入和归母净利润增长稳定。近年来，“碳中和、碳达峰”战略目标的 提出给国内新能源产业注入强大动力，随着新能源装机量的持续增长，下游客户需求 增加，带动公司收入和归母净利润持续增长。2019-2023 年营业收入的 CAGR 达到 21.96%，归母净利润的 CAGR 达到 18.47%。

新能源发电预测产品是主要收入来源，电力交易，储能虚拟产品等新产品收入有 望开启公司第二成长曲线。从 2018 年以来，公司新能源发电功率预测产品的收入占 比始终超过 50%。2018-2023 功率预测产品收入的 CAGR 为 21.9%。2023 年新能 源发电功率预测产品收入为 2.60 亿元，占营收比例高达 58.7%。此外，电力交易、 储能、虚拟电厂等新产品收入高速增长。2023 年，新产品收入为 0.25 亿元，同比增 长 124.6%，有望开启公司第二成长曲线。2023 年随着风电和光伏装机量的继续增 加，加上由于功率预测服务的累积效应带来的大量后续业务机会，公司营收增速维持 较高水平。

从盈利能力来看，公司毛利率较为稳定，净利率有一定下降。2017-2023 年毛利 率分别为 63.79%，65.27%，70.87%，61.7%，63.39%，66.61%，67.55%。其中影 响因素主要为软硬件设备收入占比，当年实施的硬件占比较高时，通常毛利率会呈现 回落，而当软件服务费占比较高时，毛利率则相对较为可观。2020 年之后净利率有 所下滑，主要受期间费用提升的影响。 费用方面，2020-2023 年随着业务规模的扩大，公司进行了人员扩张，同时布局 了电力交易，储能，虚拟电厂等新技术领域，加大了研发，推广和招募人才的投入， 研发费用，销售费用和管理费用均有显著提升。从未来看，公司前期在研发投入及市 场培育方面的投入效果逐渐显现，公司产品和服务的市场认可度提升，营收规模扩大， 规模效应凸显，公司已形成较强的持续盈利能力，高研发投入、高销售费用等因素对 经营业绩的影响已逐步减弱，未来随着公司产品成熟度及市场认可度的进一步提升， 经营规模的进一步扩大，人员扩招节奏进一步放缓，相关影响将进一步削弱。 公司作为国家首批“专精特新”小巨人企业，近年不断加大研发投入，扩充专业 研发团队。2023 年，技术人员数量为 212 人，同比增长 10.99%。2023 年度公司研 发投入达 9451 万元，同比增长 49.5%，主要为公司研发团队规模扩大、人员薪酬增 长及计提股权激励的股份支付费用导致。

1.4 公司治理：股权结构稳定，管理团队均深耕行业多年

公司股权结构稳定。公司董事长，实际控制人雍正先生持有 26.72%的股权，持 股比例较高，同时公司存在股份限售承诺，股权结构稳定。截至 2024 年三季报，公 司前五大股东分别为雍正、丁江伟、青岛厚源广汇投资合伙企业（有限合伙） 、徐 源宏和王滔，共计持有公司股份 49.86%。

核心管理团队深耕行业多年，具备丰厚的经验。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。中电飞华公司为国网信通全资子公司，主营业务涉 及通信网络等云网基础设施建设，在电网数字化过程中具有重要作用。公司核心管理 团队以中电飞华团队为主，各成员均深耕电力信息化行业多年，具备丰富的从业经验。

股权激励计划彰显公司发展信心。公司于 2015 年成立了厚源广汇投资管理中心 作为员工持股平台实施股权激励计划，2022 年公司上市后公布股权激励计划，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。本次激励计划的业绩考核目 标为 2023-2025 年，公司的净利润较 2022 年的增长率需达到 25.00%、56.25%、 95.30%。公司的激励计划体现了公司对未来业绩发展的强信心，有助于公司激发团 队的积极性，对于留下核心人才，吸引更多优秀人员加入也是一种利好。

二、乘新能源东风，功率预测业务奠定公司基本盘

2.1 新能源装机量占比提升助力公司功率预测业务增长

国家大力推动能源体系改革，新能源电力装机容量规模大幅提升。自“十四五” 提出碳中和、碳达峰目标以来，我国各地稳步推进能源革命，建设清洁低碳、安全高 效的能源体系，以风电、光伏为代表的新能源发电站装机容量也随之大幅增长。2023 年，我国的风电装机容量达到 4.41 亿千瓦，同比增长 20.77%，2017-2023 年的年 均复合增长率达到 17.98%；我国的光伏累计装机容量达到 6.09 亿千瓦，同比增长 55.32%，2017-2023 年的年均复合增长率达到 29.31%。

新能源发电替代效应逐步体现。近年来，我国新能源产业发展迅速，新能源电站 装机容量和发电量占全国发电装机总容量和总发电量的比例均呈现出逐年上升的趋 势。2014-2019 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 8.99% 增加至 20.56%，增幅为 11.57 pct；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 8.59%，增幅为 5.43 pct，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。

公司功率预测营收受益于新能源电站新增装机容量的变化。由于公司大部分的 下游客户为新能源厂站，公司的收入变动趋势与下游新能源新增装机规模，尤其是风 电新增装机规模的变动趋势具有较高的相关性，若下游新增装机规模出现增长，则公 司该部分收入将大概率实现增长。因此我们认为，未来新能源装机量占比的不断提高 会驱动公司功率预测业务的不断发展。

2.2 新能源发电具有不稳定性，政策强化对预测准确率的要求

新能源电力具有波动性和不稳定性特征。新能源发电量的大小与风力的大小、太 阳光照的强弱有着很大的关系，上述自然现象很难人为控制，不确定性较大，因此导 致了风力发电和光伏发电的波动性和间歇性特征。这一波动性和间歇性特征导致了新 能源发电量与用电量的不匹配。

新能源发电功率的精确有效预测具有重大意义。由于新能源电力所具有的波动 性和不稳定性等特点对电网的稳定运行造成了巨大的挑战，对风电和光伏发电功率的 精确预测可以有效减轻风力和光伏发电对电网的不利影响，降低电网的运营成本。 政策强化对预测准确率的要求。2018 年 3 月，国家能源局发布了《关于提升电 力系统调节能力的指导意见》，要实施风光功率预测考核，将风电、光伏等发电机组 纳入电力辅助服务管理。国家有关部门也相继制定了《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》（简称“两个细则”）等一系列相关管理政策及 技术规范，加强对新能源发电功率预测的考核，明确了考核和罚款机制，因此发电功 率预测精度直接影响到电站的运营与盈利。

按照时间尺度区分，新能源功率预测分为超短期、短期、中长期预测。超短期和 短期预测均用于电网调度。根据各能源局《发电厂并网运行管理实施细则》：（1）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，用于电网做未来 1 天或数天的发电计划。（2）每 15 分钟向电网调度部门报送超短期功率预测数据，用 于电网做不同电能发电量的实时调控。

2.3 功率预测市场空间广阔

随着新能源装机量的持续提升，我们测算，2025 年风电和光伏功率预测市场空 间分别为 7.3 和 19.7 亿元，核心假设如下： （1）国内风电新增装机容量：立鼎产业研究网预测预计 2024/25 年风电总新增 装机为 88/105GW，则 2024E/ 2025E 国内风电累计容量为 529/634GW； （2）国内光伏新增装机容量：根据中国光伏协会的预测数据，我们预计 2024E/2025E 国内光伏新增装机容量为 220/230GW。我们假设集中式光伏装机容量 占比相比 2023 年略有提升，2024E/2025E 来到 59%/59%，则 2024E/2025E 集中 式光伏装机容量为 490/627GW。 （3）单站装机容量：根据中电联公布的《2022 年度电力行业风电运行指标对标 结果的通知》，3782 家风电场对应装机容量为 29895.57 万千瓦，测算可得平均风电 场装机容量约 0.079GW，我们假设 2023-2025 年由于单机组发电规模增加，单电场 装机容量有小幅度增长。光伏方面，国能日新招股书显示光伏平均单站装机容量比风 电小一个数量级（风电场的装机容量一般为 50MW、100MW、200MW，光伏电站的 装机容量一般为 10MW、20MW、50MW)，因此假设平均光伏电站装机容量为风电的 五分之一，即假设为 0.016GW，2024-2025 年由于光伏发电效能提升，单电场装机 容量有小幅度增长。 （4）功率预测设备和服务单价：根据国能日新招股说明书，风电功率预测设备 单价为 28-30 万元，2021 年上半年的服务单价为 6 万元/年，光伏功率预测设备单价 为 8-10 万元，2021 年上半年服务单价为 4.8 万元/年。

根据前文预测，功率预测市场空间较大，近几年公司服务电站数量稳健增长，获 得了更多新能源电站客户的一致认可。随着未来市场空间的增大，公司作为该领域龙 头企业有望受益。且受益于国家市场监督管理总局于 2024 年 4 月发布的《光伏发 电系统接入配电网技术规定》对于分布式光伏功率预测系统更加明确的规定，行业有 望得到更加充分的发展。该文件规定了光伏发电系统接入配电网有功功率、无功电压、 故障穿越、功率预测等相关技术要求,以及并网检测与评价内容。文件适用于通过 10kV 及以下电压等级、三相并网的新建或改扩建光伏发电系统的接入、调试和运行。

2.4 市场壁垒较高，公司是该领域的龙头

功率预测行业市场壁垒较高。由于新能源发电功率预测市场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，因此市场较 少有新进入者，竞争格局较为稳定。目前我国发电功率预测市场的主要参与者有两类， 一类是以国能日新，东润环能为代表的功率预测厂商。还有一类是以南瑞继保、金风 慧能、远景能源等企业为代表的综合性设备制造商。

2.5 公司功率预测产品领先市场，助力公司产品市占率提高

公司的新能源发电功率预测产品以向多家知名气象机构采购的多源天气数据为 基础，通过自主研发的核心技术对数据进行降尺度等处理，获得电站所在区域的高精 度数值气象预报数据；再将电场观测气象预报数据与电站发电机组参数数据等各项数 据作为预测模型的输入参数进行模型训练，形成最优预测模型；最后将数值气象预报 数据带入模型，实现对单个或多个风电场、光伏电站未来一段时间内的输出功率进行 精准预测。该服务可根据技术规范要求输出短期（未来 10 天）和超短期（未来 4 小 时）的功率预测结果，其计算过程均主要由后台数据中心的软件平台和布置于电站的 软件自动完成。 公司在功率预测领域有领先市场的几大优势：（1）公司是国内最早入局功率预测 的几家企业之一，先发优势明显。（2）公司在功率预测投入了较大的研发力量，因此 在该领域拥有大量核心技术，帮助公司实现更高精度预测。（3）公司团队布局完善， 产品迭代能紧跟未来边际变化，不断满足客户最新需求。

2.5.1 公司预测精度高

（一）公司重视人才投入和研发团队建设。由于功率预测的精准度和公司的科研 水平息息相关，公司非常注重研发，每年在研发上投入大量的金钱和人力，研发费用 率，研发人员平均薪酬，以及研发人员数量上均高于竞争对手。

（二）公司拥有的大量核心技术帮助公司实现更高精度预测，预测精度领先。公 司通过对多种数据进行时间和空间上的降尺度处理并通过多种途径构建算法模型，能 够实现在复杂气象条件下对新能源电站所在区域天气情况的精确预测。2020 年公司 的短期光伏功率预测综合精度为 89.21%，短期风电功率预测综合精度为 84.60%。 2020 年 5 月，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“双细则”功率预测偏差考核体系中均处于前 3 位（前 3 名无排名差异）。2022 年公司在国家电网甘肃省电力公司工会组织的“甘肃电力系 统新能源预测技能竞赛”中获得团体一等奖。公司还参与国家电网公司湖南电力调控 中心组织的“2023 年新能源功率预测性能比武工作”，通过对湖南地区不同新能源场 站的气候和地形条件进行分析后建立高精度预测模型。

2.5.2 公司团队布局完善

公司团队布局完善。公司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。同时公司以北京总部为核心，布置 了完善的营销网络，营销团队覆盖全国地域的同时，在全球范围内布局新能源市场。

布置完善的团队能帮助公司产品迭代紧跟客户需求变化，业务量增长可期。功率 预测客户的需求未来可能出现三大边际变化：一是功率预测的时长可能会增加；二是 功率预测精度的考核要求在持续提升；三是功率预测的种类可能会增加（极端气象的 预测）。 （1）未来功率预测的时长会增加。目前电网的主流规则下，每 15 分钟去给电 站计算未来 4 小时的功率预测数据，另外一个是短期的功率预测数据，每天去计算未 来 24 小时或者 72 小时的功率预测数据。未来有部分地区的电网可能会提高到预测 未来 10 天的数据，预测时长的增加会对功率预测服务厂商的难度有提升。 （2）未来功率预测精度的考核要求在持续提升。主要是基于新能源装机量每年 持续的增长，对于新能源的波动性和不稳定性的冲击越来越大，所以电网对电站报送 的功率预测的精度要求是在持续提升的，反映到电站的成本里面，如果精度报送不准 电站可能会受到处罚。 （3）未来功率预测的种类会增加（极端气象的预测）。近年来异常天气现象频发， 致使新能源电站大面积脱网或发电容量急剧降低。2023 年初，西北能源局发布了《关 于加强极端天气下新能源预测管理工作的通知》，要求新能源电站需具备异常气象预 报和基于异常气象条件优化功率预测结果的能力，我们预计后续将会有更多遭遇异常 天气影响的省区发布更加详细的异常气象条件预警预报和功率预测优化规范。 公司根据新增需求，不断迭代产品。公司基于各省电网陆续对预测标准及规范要 求进行的更新情况，公司一方面对气象预警项目、预测数据展示、预测结果人工修正、 数据上报等方面进行持续优化迭代，并通过研究更长周期的数值天气预报，延长功率 预测时长，研发中长期发电量预测功能，以及基于单点偏差最小化的功率预测算法等 优化功率预测产品功能。另一方面公司对现有预测品类进行了扩充，新增了对极端天 气的数据报送维度，并会对此业务进行单独收费。由于市场的不断变化，客户对高质 量的功率预测产品需求也越来越高，公司不断迭代自己产品将有助于产品市占率的进一步提升，叠加新能源电站数量不断增加的长期趋势，我们预计未来公司的功率预测 业务量将会持续增长。

公司先发优势+产品质量高+团队布局完善三大优势，助力产品受到了市场认可。 在功率预测产品领域，如果公司提供的服务水平无法达到客户标准，或者出现由于服 务失误影响客户正常经营的情况，则公司可能出现个别新能源电站客户或者集团客户 被竞争对手替换的情况。2018-1H2021，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%；甚至一 些竞争对手也会按照客户需求采购公司产品。因此公司服务电站的数量也在不断提升， 2022 年达到了 2958 家，这些客户为公司在功率预测领域的发展积累了大量的资源 和经验。

从未来发展看，公司产品优势的正循环构筑公司产品壁垒帮助公司产品持续保 持竞争力。公司功率预测市占率越高，则公司产品对发电功率预测的数据就越接近于 无偏估计，大量的电站用户积累给公司的预测模型提供了大量的数据训练，有利于公 司持续优化预测模型，产品预测准确度的提升有助于吸引更多客户，助力公司获取更 多的市场份额，最终形成了产品力正循环，构筑产品壁垒。

2.6 SaaS 服务模式，公司盈利稳定

公司采用 SaaS 订阅制收费，盈利稳定。公司的新能源发电功率预测产品包括功 率预测系统和功率预测服务，其中功率预测服务是主要价值所在。功率预测服务 一 般在初次取得客户时约定 1-3 年的功率预测服务，后续每年续签服务合同。该服务本 质上是为风光电厂提供实时数据，客户对后续服务持续性要求较高，因此此类业务具 备适合订阅付费的特质，同时此类服务边际成本低。公司发电功率预测服务营业成本 中，气象成本占比超过 60%，同时气象数据采集后可重复利用，成本支出相对刚性， 规模效应强。

客户续费意愿较高，公司功率预测业务盈利能力稳定。发电站以较低成本获得了 高质量服务，又满足了定时上报相关数据的政策要求，因此客户续费意愿较高。根据 招股书披露，公司 2021 年上半年功率预测服务收入中，94.3%来源于存量电站客户。 公司功率预测服务存量客户的不断积累，再加上功率预测服务较高的毛利率，支撑了 公司的稳定的盈利能力。

三、能力复用：以功率预测为基础开拓电力交易市场

本章小结：随着电改政策的逐步落地，电力市场化不断推进。公司针对新能源主 体参与电力交易碰到的问题，针对性的提出了相关解决方案，给参加电力交易的公司 提高了收益。

3.1 电改政策逐步落地，电力市场化加速推进

政策加速电力市场化进度。2015 年 3 月，中共中央印发了《关于进一步深化电 力体制改革的若干意见》（中发【2015】9 号）文件，开启了新一轮电力体制改革的 序幕。2017 年现货市场建设逐步落实，第一批选择了南方 8 个省份进行试点。2021 年，国家进一步选择辽宁、上海、江苏等 6 个省份作为第二批试点。2023 年 5 月 15 日，国家发改委密集印发一系列电价通知，公布了 2023-2026 年各省级电网输配电 价水平，并对用户电价分类、用户电价构成、工商业电价执行方式等重要政策进行优 化完善，输配电价体系进一步完善，电网资本开支得到强化。

截至目前，我国已经初步形成了“统一市场，两级运作”的电力市场架构，市场 体系覆盖省间、省内两级，中长期、现货、辅助服务交易 3 个维度，各地区年度、月 度电力中长期交易常态化开展，现货试点陆续进入不间断运行，省间交易力促大范围 资源优化配置。 从参与者来看，电力交易市场主要参与者有三类，分别是以电站为代表的发电侧， 以售电公司为代表的用户侧，以及以电力交易中心为代表，负责运营的调度侧。 中电联数据 2023 年 1-12 月，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量 56679.4 亿千瓦时，同比增长 7.9%，占全社会用电量比重为 61.4%，同比提高 0.61 个百分点。其中，全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为 44288.9 亿千瓦时， 同比增长 7%。

3.2 行业存在四大壁垒，主要竞争者有三类

从行业供给侧格局来看，行业有一定的进入壁垒。功率预测精准程度，电力行业 know-how，服务能力与资金能力四大要素构成行业壁垒。 （1）功率预测的精确程度。现阶段，日前市场普遍采取单边集中竞价的机制， 日前市场发电端上报预测的发电量与预期价格，用户侧上报预计负荷，交易系统将用 户负荷加总，得到需求曲线，将发电厂的出力按照报价从低到高的原则排序，形成卖 方序列，在满足电网安全约束等条件下，价格由低到高的机组依次中标。因此，发电 端报价报量策略关系到厂商的利润，而对发电功率预测的精确程度直接影响到了公司 的策略。 （2）电力行业 know-how。在预测模型训练优化的过程中，数据科学家的电力 行业 know-how，比如发电的逻辑链条（比如基于气候学模型的发电量预测、各环节 的成本拆分、固定成本与边际成本等）、售电市场的交易机制（交易逻辑链条、供求 关系、市场结构）等，是辅助机器学习提高训练效率、快速拟合出价格模型的关键。 （3）服务能力。不同省份具有差异化的交易规则，比如平台考核、出清的策略 等，需要厂商深入理解每个省份的交易逻辑，进而设计契合用户需求的辅助决策产品， 同时需要基于后续交易规则的变更动态更新系统。 （4）资金能力。对于公司来说需要，由于电力交易规则以及技术变化较快，因 此需要大量的资金储备来发展技术，更新设备。

目前电力软件应用场景分为主站端（包括交易中心和调控中心）和子站端（电站， 售电公司等）。由于主站端系统的参与者更多的由国网等具有资质的企业，其他大公 司在子站端的现货报价辅助决策系统投入大量精力获取各省交易中心披露的接口数 据、厂站生产和成本数据，预测、分析现货的价格以及未来趋势，中长期持仓情况来 做现货交易申报、分析结算数据。 赛道三大厂商具有差异化竞争优势。发电交易辅助决策赛道的参与者包括发电预 测厂商、老牌电力 IT 厂商、初创型公司。 发电预测厂商在技术水平，服务能力以及 数据的积累上具有优势。

我们认为电力交易市场未来发展将呈现如下几个特点：

（一）未来市场空间比功率预测更广阔

首先是客户数量的变多，除了发电，售电侧也会有这种需求，客户数比以前多了。 第二，电力交易更加刚需，预测是电网要求的，有固定考核方式，交易则是以盈利为 导向。预测不准，策略不到位就会造成损失，所以更加刚需。

（二）电力交易策略将得到重视

（1）从中长期市场角度看：中长期电力交易在电力交易中起到了压舱石的作用。 在中长期电力交易中需要专业化的软件指导新能源主体进行风险控制（让中长期签约 电量尽量覆盖峰期用电）和套利（通过预判某些时段中长期电价和现货价格高低进行套利）。一些做电力交易的公司例如国能日新目前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、蒙西等区域向客户推广电力交易软件产品 并实现销售。此外，2023 年上半年广东省部分新能源进入新能源现货交易长周期试 结算运行，国能日新公司也同步扩展了应用于广东省交易模式的电力交易相关产品。 （2）对于现货交易市场来看，虽然目前大部分电力交易以中长期为主，但随着 电力市场化的进一步推进，现货市场占比将逐步提高。新能源主体需要专业化软件准 确预测电价，并基于预测电价并构造最优的电量电价投标策略，以获取最大的利润。

（三）工具类软件产品可能会受到重视

一些大型发电企业可能会选择自主研发参与电力交易的策略，但是可能会缺乏参 与电力交易需要的数据。不同企业的交易策略可能会需要不同维度的数据作为参考， 因此能准确提供参与电力交易过程中需要的核心数据的公司可能因此会受到欢迎。

3.3 基于新能源主体在参与电力交易遇到的问题，公司开发新型产品矩阵 提供解决方案

目前我国的电力交易市场处于初级阶段，电力市场还存在体系不完整、功能不完 善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒等问题，相较于国外市场还有较大 的发展空间，还需要等待相关政策的进一步推动以及相关交易规则的完善。

3.3.1 新能源主体参加电力交易过程中的痛点

随着电力市场化的逐步推进，越来越多的市场主体可以参与到电力市场交易中。 新能源主体在参与电力交易时会存在发电预测能力不足，多交易品种策略差异，信息 自动化缺乏等痛点。

（一）存在预测偏差影响收益的问题

在电力交易过程中，电力交易产品竞争的核心在于预测的精准程度。对于未来发 电量功率的精确预测是为客户创造收益的前提，对市场价格预测是制定交易策略的核 心，具体体现在以下几个方面。

（1）超短期功率预测影响考核。调度机构根据电站申报的超短期功率预测组织 实时市场出清，结果影响发电计划指令。当预测偏低时，会存在当有发电能力时由于计划给的较低，导致损失电力，偏高的超短期预测又导致新能源场站产生大量执行偏 差考核费用，降低发电效益。 （2）短期功率预测影响现货收益。电力现货交易频次高（7×24 小时不间断开 市）、周期短（小时/15 分钟），新能源电站参与现货市场，申报的是单点的功率，进 行偏差考核和超额收益回收也是基于单点功率。新能源实际发电低于预测值时，往往 是实时价格出现高价，此时少发的电量都需要用实时高价买回，同时由于短期功率预 测偏差，实际发电出力曲线与日前功率预测曲线之间的偏差要按照 “两个细则”相 关规定考核，导致新能源场站承担巨大的损失；新能源超发时，往往是实时低价，收 益低的同时要承担双细则的偏差考核，因此对单点功率预测准确率直接影响电站的收 益。 （3）长周期功率预测影响中长期收益。在国内，电力市场是以中长期交易为主。 中长期电价是电站与用电大户直接签订的中长期协议，约定未来购买的电量和电价， 但在一年或者几个月前预测的量价未必精准。在执行时，如果当天申报的发电计划没 有成功发到，可能需要从现货市场上买电，而价格可能大于或小于中长期的电价。如 果现货价格大于中长期电价则出现亏损，若小于则能赚到与中长期价格的差价，因此 对未来市场价格走势准确的预测有利于新能源主体准确把握市场走向，从而构造最优 电量、电价投标策略。

（二）存在多交易品种配置策略问题

不同电站的中长期签约价格、补贴价格、签约电量不同，参与现货策略差异也较 大，电站收益单纯只看现货不代表最终收益，要综合中长期收益+日前收益+实时收益 +考核+分摊。从现货运行省份来看，中长期与现货的电量达到最优分配比例，需要新 能源市场主体根据每个场站实际情况及对市场的预判来实时调整不同交易品种的持 仓建议，结合各个省份对中长期的约束条件，做出最优分配决策。

（三）存在信息自动化缺乏问题

新能源主体参与电力市场交易的数据目前主要靠 Excel 手动下载、粘贴数据分析 和利用，其数据量大、数据种类多、数据处理时间短、交易实时性要求高、交易风险 大等挑战，已经远远超出了个人的即时处理能力，导致信息披露接口不及时，数据获 取不便捷、数据利用率低。公司通过信息化手段，结合电站日清分数据、月度周期结 算数据、正式结算单，进行交易结果的校核。同时，针对公司/电站维度形成交易月 报、年报，并分析整体盈收情况，自动生成交易报告，从而实现科学统计分析与决策。

3.3.2 公司提供解决方案助力解决参与电力交易的痛点

公司目前主推两个产品，第一个是电力交易辅助决策服务，该服务主要给新能源 电站的客户提供成熟的报价和报量的策略，在电力交易的中长期和现货市场里做发电 量的拆分，并给出两个细分市场的报价建议，客户可以直接按照公司的策略参与到所 在省份的电力交易。该产品的商业模式与功率预测相似，即每年按单个电站收费。第 二是工具类数据包的产品，公司会把电力交易决策过程中非常核心的预测数据进行模 块化的处理之后向客户销售。主要的数据维度包括中长期的气象资源预测，全省的新 能源出力预测以及气象预警等等的功能模块。客户每年根据所选购模块的多少支付服 务费。

（一）对于预测能力不足的问题，高精度的功率预测是公司核心技术优势。 （1）在现货交易市场，公司通过多种气象源、集合功率预报、超级算法和专业 的运维等措施建立了应对电力交易规则的短期、超短期单点精度模型，超短期风电平 均预测准确率 87%、光伏 92%以上；短期风电预测准确率，风电 85%以上、光伏 90% 以上，有效减少电力交易的偏差考核和偏差结算电量。此外，公司发布的「旷冥」大 模型，可精准预测风电、光伏出力，无论对场站运营还是电网调度都有着重大意义， 也是新能源高效发电、稳定供应的核心要点。国能日新「旷冥」大模型，通过对风速、 辐照度等新能源气象要素进行优化，达到了更精准的风、光的超短期、短期、中长期 功率预测表现。

（2）在中长期市场，中长期交易需要通过精准长周期发电量及典型发电曲线来 辅助制定月度持仓曲线，并需要及时对持仓量进行调整，发电企业通过不同维度的发 电量，发电曲线预测，指导未来中长期的签约、转让、转入，为制定合理的交易策略 提供有力数据支撑。公司的产品基于中长期气候模式，对历史气象数据进行回测，采 用多种模型选择型融合的算法方式，结合电站自身情况进行结果输出，其长周期发电 量预测平均预测精度符合行业标准。 我们认为：在电力市场化条件下，公司精准预测能力会带来更多的回报。对于“双 细则”考核来说，对功率预测的要求只是达到标准即可，预测超出考核区间部分的偏 差电量才会受到考核。但是在电力交易市场中，单点预测偏差都会严重产生偏差结算， 功率预测的精度越高，能带来的收益就越大。因此我们认为随着电力市场化的加速推 进，拥有高精度功率预测能力优势的公司有望得到更充分的定价。

（二）针对多交易品种配置策略问题，电价预测是制定交易策略的核心

（1）对于现货市场来说，准确地预测次日市场出清电价将有利于发电企业掌握 市场先机，构建最优的电量、电价投标策略。公司基于供需关系、风光资源等多维数 据，利用深度学习算法给出最优的电价预测结果，公司日前现货市场价格预测准确率 80%-95%，次日实时价格预测准确率 60%-85%。除了电价预测数据，公司会对包括 电场信息、实发数据、气象信息、市场数据、交易数据等一系列数据进行处理，最后 将处理后的数据输入到公司的策略算法模块，结合预测的供需情况和出清电价，输出 最优的现货交易辅助决策策略。

（2）对于中长期市场而言，通过中长期电价预测发电方可以初步了解未来一段 时间内的电价变化趋势，制定长期发电规划，确定长期竞价电量和合约电量的分配比 例，把电站自身参与市场竞争风险降低到最小。其中，气象资源是影响电价波动的重 要因子。公司采取气候动力与气候统计相结合的方法，对未来时期关键气象要素月、 季变化进行建模预测。 （3）公司提供中长期+现货整体交易策略提升了企业的收益。公司构建了双层结 构的联合博弈模型，最终输出分时电价预测、可持仓电量预测、典型出力曲线预测以 及中长期推荐量价，合理配置现货与中长期电量配比；灵活应用月度交易、旬交易及 日滚动交易，根据现货价格调整中长期合约仓位。从实际案例来看，公司交易策略可 助力电站的月收益提升 3-30%。

（三）针对新能源市场主体缺乏信息化建设的问题，公司推出“交易托管”模式 有望开启新的增长极。 2023 年第二批现货试点将全面铺开，全国多省将协同运行市场化交易，对于新 能源集团、电站业主需要应对多省不同规则下的交易实施，也要面对每 15 分钟出价 一次，一天之内要操作 96 次，同时要涉及大量要分析大量的数据。单纯人力操作和 计算未免会无从下手，一定需要软件辅助服务。针对这种情况公司为集团客户开启“托 管模式”通道，提供全站式运维托管打包服务。国能日新基于深度学习算法构建的预 测模型+专业的交易员团队每日操盘，代替新能源场站、集团进行全面的交易规则把 握与密集的策略调整等管理，提高新能源场站、集团的运作效率。针对性的为每个场 站、集团制定中长期签约量、价交易策略及与之相匹配的现货交易策略，保障电站收 益，让新能源参与交易更便携和高效。

四、顺应发展趋势，公司加速发展储能业务

本章小结：随着政策的逐步落地，储能的商业模式目前已经逐渐清晰，带动 EMS 业务市场快速发展。公司的EMS特点在于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使产品更 加智能和经济，并达到可控制的效果，目前公司的产品已经得到了市场的认可。

4.1 政策与峰谷价差增大双轮驱动，逐步落地助力新型储能市场快速成长

新能源发电具有不稳定性，政策推动新型储能市场建设。短期来看，由于新能源 发电情况具备波动性和不稳定性，对电力系统的稳定性带来严重挑战；长期来看，消 纳问题会成为制约新能源发展的关键，而储能是解决这个问题的关键。 政策助力储能市场发展。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；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。2022 年 11 月，国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见 稿）》中明确提出“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”，储能商业模式日渐清晰，目前政策驱动储能行业迎来快 速发展机遇。

峰谷价差增大助力工商业储能迅速发展。中关村储能产业技术联盟数据显示， 2022 年共有 16 省峰谷价差超过 0.7 元/kwh，并且有持续扩大的趋势。

储能市场快速发展。“新能源+储能”模式已成为解决新能源消纳难题的有效途径。 根据中关村储能产业技术联盟全球储能数据库的统计，截至 2023 年底，中国累计已 投运新型储能装机规模 34.5GW，年增长率 166%，占全球市场 38%，2023 年，中 国新增新型储能投运装机规模 21.5GW，三倍于 2022 年同期水平，占全球市场 47%。

4.2 国内储能 EMS 市场空间广阔

储能按照应用场景可以分为电源侧、电网侧、用户侧储能。其中电源侧、电网侧 储能又称为表前储能或大储，用户侧储能又称为表后储能。用户侧储能分为工商业储能与家庭储能，两者区别在于客户群体。

储能 EMS 处于产业链中游，主要负责对储能系统的控制。目前我国新型储能以 锂离子电池为代表的电化学储能为主，储能产业链中游主要包括储能系统和系统集成， 储能系统主要包括电池组、电池管理系统（BMS）、能量管理系统（EMS）、储能逆变 器（PCS）四个部分。主要功能是控制储能系统。

目前国内强制配储的政策是大储侧 EMS 高速增长的动力。当下兴起的国内储能 装机需求主要源于政策需求，一方面是各地方政府强制新能源配储，另一方面是国资 委对“五大四小”等发电央企 2025 年新能源装机占比提出了刚性要求，这是近年来 国内大储需求兴起的重要原因。

4.3.电力市场化对储能供应商提出的新的需求

电力市场化落地有望开始储能新的商业模式。目前各省尚未形成统一、规范的储 能参与电力市场模式，因此储能电站主要商业模式为收益主要来自于减少“弃风弃光”电量后所增加的电费收入，以及减少的考核费用。对于工商业用户来说，参与峰谷价 差套利是主要盈利模式。工商业用户可以在电价低谷时，以较便宜的低谷电价对储能 电池进行充电，在电价高峰时，由储能电池向负荷供电，从峰谷电价中获取收益。未 来随着电力市场化的落地以及规则的完善，将给储能提供新的商业模式。

电力市场化对储能供应商提出要求。从短期看政策支持是重要的推动力，但中长 期内，中国储能产业需要依靠稳健高效的市场机制建立可持续的盈利模式。目前电力 市场化的加速落地带来了新的盈利模式，在储能领域，过去峰谷电价是“目录电价”， 事前制订并不能准确反映不同时段的电力价值差异；而现在的电力市场机制成熟，将 电力作为商品进行市场化定价后价差更大，储能电站和工商业用户都可以通过参加电 力现货市场获得收益。因此市场对 EMS 提供商提出的要求主要体现在三个方面：（1） 对相关行业的理解丰富。（2）整合产品线能力强。（3）电力 IT 技术的成熟度高。

4.4 供给侧：针对新的需求公司积极布局储能行业，产品独具优势

从储能 EMS 供给侧竞争格局看，EMS 有明显资质壁垒，国网系公司是国内 EMS 行业主要从业者。EMS 行业高壁垒体现在资金、客户资源（资质）、精细化管理，IT 技术等几个方面。同时由于 EMS 与电网配合密切，EMS 厂商需要非常了解电网的运 行特点，才能针对性地解决电网运作的需求。

储能电站 EMS 系统市场集中度较高。截至 2024 年 6 月，占据市场总能量排名 前五位的企业分别是长园集团、德联软件、国电南瑞、许继电气以及四方股份。这五 家企业合计占有的市场总能量 14.83GWh、占据了整个市场份额的 41.57%。

综合客户使用储能产品的痛点以及行业壁垒，我们认为目前各大公司竞争关键 点主要在以下几个方面：（1）电力 IT 技术成熟度。（2）客户资源聚集能力。（3）精 细化服务能力。（4）相关行业的理解能力。（5）自身产品的整合能力（源-荷-储产品 一体化）。 以国能日新为代表的发电功率预测公司的优势在于软件能力，对电力交易的理 解以及产品一体化的整合能力。随着电力市场化的逐步落地，储能系统也有机会参与 电力市场盈利，未来公司可以作为第三方公司，提供相对应的软件服务。

公司提供智慧储能解决方案独具优势，并已获得市场认可。公司主要通过销售储 能智慧能量管理系统（EMS）盈利，该系统于 2022 年正式推出向市场销售。顺应从 强制配储到追求储能更高利用率和盈利需求的发展趋势，公司储能 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使产品能加智能和经济，并达到可控制的效果。对于配置储能的 新能源电站，公司的产品通过控制储能的充电和放电，对功率预测的差异进行一些修 正，并参与电力市场交易；工商业上储能主要依靠分价套利，因此公司在该场景加入 了自动根据峰谷价差套利的策略，通过公司自有的软件自动控制储能的充电和放电工 作，从而为客户带来超额收益。 2023 年 3 月，在储能领跑者联盟主办的“2023 储能嘉年华盛典暨 2022 年度中 国储能企业全球出货量排名发布会”上，公司入围第三方 EMS 核心供应商榜单。

五、多种因素助力行业发展，公司布局虚拟电厂

本章小结：由于全国电力负荷峰谷差不断拉大，电力系统调节需求的增加，而虚 拟电厂在调节负荷方面更具有经济性，因此虚拟电厂的发展正在不断加速。目前国内 的虚拟电厂主要以邀约型为主，还不够成熟，可以借鉴国外成熟的经验和商业模式。 公司在新能源 IT 领域多年积累的技术和资源可以适配虚拟电厂运营商参与辅助服务 的要求。公司以自身功率预测能力为基础，前瞻性布局了虚拟电厂赛道，并获得了一 定的市场认可。

5.1 多种因素推动虚拟电厂发展

虚拟电厂是一套以物联网为基础，高度智能的能源管理系统。虚拟电厂通过将不 同空间的可调负荷、储能、微电网、电动汽车、分布式电源等一种或多种可控资源聚 合起来，实现自主协调优化控制，参与电力系统运行和电力市场交易的智慧能源系统。 它既可作为“正电厂”向系统供电或控制可调负荷调峰，又可作为“负电厂”加大负 荷消纳，配合填谷，是我国解决能源变革的重要手段。

目前虚拟电厂在国内发展不断加速有如下原因：

（一）全国电力系统调节需求增加。 （1）电力供给不稳定对电力系统运行提出挑战。随着风光发电装机容量占比越 来越高，风光发电不稳定、波动性大问题凸显。其中，风电受季节影响较大，光伏受 光照时长影响，风光发电出力曲线与负荷曲线不匹配，这就导致了我国用电尖峰时段 保供难，低谷时段消纳难的问题，电网需要采取必要措施调节负荷实现“削峰填谷”， 以保证电力系统稳定和运行效率。

（2）极端天气频发对国内用电负荷提出挑战。中电联数据，2024 年盛夏全国大 部地区气温偏高，拉动夏季全国用电负荷增加至 4.2 亿千瓦至 4.5 亿千瓦。与此同时， 全国平均高温日数也呈现增加的趋势。

（二）国家的支持政策出台，虚拟电厂发展得到有力保障。2021 年以来我国不 断发布支持虚拟电厂建设各项政策，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）》，提出“重点推进新型储能、虚拟电厂、车网互动、微电网等 技术的创新和应用”。根据该政策，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；到 2030年，形成规模化的实时需求响应能力，结合辅助服务市场、电能量市场交易可实现电 网区域内可调节资源共享互济。

（三）调节负荷方面虚拟电厂更具有经济性。由于电力系统需要更快速、频繁地 匹配供需平衡。而煤电灵活性改造方式不适宜提供短时间尺度（15 分钟）的灵活性， 频繁的出力调节和启停还会导致煤电机组设备受损、寿命缩短；抽水蓄能和电化学储 能调节存在建设周期长和运行成本高等问题。因此电力系统需要更优质的快速调节资 源来满足短时灵活性需求。同时根据国家电网推算，通过火电厂满足经营区内 5%的 峰值负荷，需要投资 4000 亿元，并且尖峰负荷一年内可能仅会遇到有限的几次，为 满足几次尖峰而建设的煤电机组实际上利用率会比较低，而通过虚拟电厂的建设、运 营与激励，大约仅需煤电投资的 1/10，优势明显。

5.2 虚拟电厂未来市场空间广阔

满足同等峰值负荷的前提下，虚拟电厂能有效降低资金投入规模。在需求侧，我 国东西部电力供需关系趋紧，电力峰谷差矛盾仍亟待解决。在供给侧，技术日渐成熟 促使虚拟电厂成本不断下降。根据国家电网测算，通过火电厂实现电力系统削峰填谷， 满足 5%的峰值负荷需要投资 4000 亿元；而通过虚拟电厂，在建设、运营、激励等 环节投资仅需 500-600 亿元。

虚拟电厂市场规模发展态势良好，经济价值得到市场印证。根据《2023 中国虚 拟电厂产业发展白皮书》数据，全球虚拟电厂项目累计装机容量在 2022 年达到 21.2GW，同年新增装机 9.9GW，投资规模约 99 亿元（约 14.1 亿美元）。全球电力 需求为 26,779TWh，虚拟电厂参与交易电量约 32.6TWh，虽然只占全球电力需求量 的 1.2‰，但其交易金额约为 128 亿元（约 18.3 亿美元），显示了其可观的市场潜力。 该报告预测，到 2025 年，全球虚拟电厂装机累计规模将达到 58-60GW，到 2030 年更将达到 135-145GW。按照 800 元/千瓦的投资成本测算，2030 年全球虚拟电厂 累计投资规模将接近 1,000 亿元。 国内方面，该报告显示，2022 年，中国发电装机总量 2,564GW，其中可再生能 源发电装机总量达到 1,176GW，占比高达 45.9%。同年，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%。中国虚拟电厂产业展现出 良好发展前景。该报告预测，到 2025 年和 2030 年，中国虚拟电厂累计装机总容量 预计将分别达到 39GW 和 55GW。预计到 2025 年，中国虚拟电厂的投资规模将达 到 300 亿元，到 2030 年，这一数字将提升至 425 亿元。同时，预计 2025 年和 2030 年，中国虚拟电厂参与平抑的用电量将分别达到 37TWh 和 51TWh。

5.3 行业竞争格局：虚拟电厂运营领域主要参与者有三类

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物联网、 大数据等技术，整合、优化、调度、决策来自各层面的数据信息，实现虚拟电厂协调 控制的核心功能，是虚拟电厂产业链的关键环节，也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。

想要作为虚拟电厂运营商参与行业存在三大能力壁垒：（1）资源的灵活聚合能力。 （2）边界条件的分析能力与电力市场的经验。（3）信息通信与调控能力。

虚拟电厂发展阶段不同，参与竞争的参与者也不一样。 政策主导阶段：由于市场化不足，主要目的是通过需求侧响应削减用电高峰负荷， 因此该阶段由政府主导。 市场需求主导阶段：市场需求为主导阶段的虚拟电厂对于运营平台的技术要求越 来越高。能源软件服务提供商优势在于对能效管理系统、新能源发电预测系统等传统 信息化业务的深厚积累，有些厂商还具备一定的参与电力市场化的经验，能帮助客户 更好地参与电力市场。此外一些熟悉电网调度的设备提供商也会参与市场。根据采招 网数据，2023 年中标虚拟电厂项目的厂商主要以设备/软件服务提供商为主。 技术主导阶段：未来掌握灵活侧资源的新能源车企，以及具备新能源优势、大数 据优势、通信优势的科技公司都有望成为独立的第三方运营主体，虚拟电厂的市场规 模也将进一步扩大。目前国内比亚迪等新能源车企已着手布局虚拟电厂业务。2020 年 6 月，国家能源局发布关于能源领域“科技助力经济 2020”重点专项拟立项项目 的公示，其中多层级虚拟电厂平台由比亚迪牵头负责。

目前参与竞争的参与者主要有软件供应商，自动化设备供应商和资源聚合商。虚 拟电厂的运营关键在于其预测和优化的能力。对电价/负荷/市场需求实现高精度预测将使得虚拟电厂在市场交易和商业运营中占据行业优势地位。以国能日新为代表的 软件模块供应商优势在于对新能源发电预测等传统信息化业务的深厚积累，软件预测 的结果更为精准，同时具备参与电力市场化的经验能帮助客户更好地参与电力交易。

5.4 行业发展情况对比：国内外侧重点有所不同，国内仍然处于初级阶段

以内部资源形态组成来分类，虚拟电厂主要分为需求侧资源型（发电企业主导模 式，可控负荷以及用户侧储能、DDG 等资源为主）、供给侧资源型（电网企业主导模 式，PDG、电网侧和发电侧储能等资源为主）、混合资源型（分布式发电、储能和可 控负荷等资源共同组成）。 以发展阶段/应用模式来分类，虚拟电厂主要分为合约型（通过专项资金、特定 合同、激励政策等引导）、市场型（建立电量现货、辅助服务市场，VPP 参与市场获 得收益）、自主型（ 虚拟电力系统，将能实现跨空间自主调度）。

各国的项目不同、应用场景不同，因此对虚拟电厂的研究侧重点也不一样。由于 欧洲发电资源较为分散，欧洲虚拟电厂以聚合分布式发电资源为主要目标，这些虚拟 电厂主要通过参与电力交易来获取收益。在这种模式下，虚拟电厂主要通过提供技术 支持，优化发电成本，降低不必要损失，从而收取佣金；或是辅助发电单位接入电网， 完成电力交易，获取服务费及溢价部分分成。 其中德国的虚拟电厂已经完全实现了商业化。以 Next Kraftwerke 虚拟电厂为例： Next Kraftwerke 成立于 2009 年，专注虚拟电厂平台运营和技术开发，提供虚拟电 厂全套解决方案。截至 2022 年底，Next Kraftwerke 共聚合 15346 台机组，管理容 量达 12294 兆瓦，是欧洲最大的虚拟电厂运营商之一。 Next Kraftwerke 虚拟电厂有三类盈利模式： （1）向可再生能源发电企业提供服务。由于德国《可再生能源法》明确规定， 所有 100 千瓦以上可再生能源发电项目必须参与电力市场交易销售，因此很多分布 式新能源发电项目倾向于选择交由虚拟电厂运营参与电力市场交易。公司将随机波动 不可控的发电资源整合，提供参与电力市场交易的服务并获得一定的利润分成。 （2）参与电力交易套利。即利用每 15minー次，每天 96 次的电力市场价格波 动，调节虚拟电厂出力。实现低谷用电、高峰发电，获取最大利润。 （3）参与电网辅助服务获利。即通过控制需求侧的用电量来服务电网侧，根据 电网状况调整用电侧的需求，收取辅助费用。

我国的虚拟电厂以负荷侧资源调节为主，正处于第一代邀约型向第二代市场型 转型阶段，盈利模式主要依靠政府补贴。国内虚拟电厂从 2009 年开始试点，各省开 展的虚拟电厂项目以试点为主，引导用户通过开展需求响应，实现削峰填谷，测试需求响应能力。江苏、冀北、上海、浙江等地结合区域特点开展了虚拟电厂的试点应用。 目前国内较为成熟的是 2019 年投运的冀北虚拟电厂。该项目已在线连续提供调 峰服务超过 3200 h，累计增发新能源电量 4191 万 kW·h（数据发布时间：2022 年 10 月），实现了可调节资源的感知、聚合、优化、调控与运营，为电力系统提供连续 柔性的调节能力，有效促进了新能源消纳。

从对比上来看，国内与国外虚拟电厂差距主要体现在以下几个方面： （1）聚合资源类型不同，国外聚合资源类型丰富，包括源、荷、储等各类资源， 而国内以负荷侧资源为主，类型较为单一。 （2）市场成熟度不同，国外辅助服务市场和电力现货市场已经较为成熟，相关 配套机制较为健全，而国内仍未形成稳定的电力市场机制，配套机制仍不完善。 （3）核心技术发展程度不同，国外核心技术更加成熟，尤其是虚拟电厂中核心 的协调控制技术，已经可以实现大规模资源的协调优化控制，而国内对发电侧分布式 能源尚不可控，协调控制技术有待完善。 （4）商业模式成熟度不同，国外虚拟电厂商业化已较成熟，通过电力市场交易、 参与调峰调频、配置储能等获得收益，而国内虚拟电厂的商业模式不清晰，仍处于探 索阶段。 我们认为：虽然冀北虚拟电厂提供了一个可以参考的范例，但对比欧洲来看，我 国虚拟电厂目前仍有较大的发展空间。国外提供了两种较为成熟的虚拟电厂商业模 式，其一是侧重于分布式发电单位，通过参与电力交易来获取收益；另一种则是侧重 于用户端的电力资源，通过提供辅助服务来获取收益。国内虚拟电厂的未来发展如果 想参考这些模式需要达到如下条件：首先，在聚合资源方面，需要未来的分布式光伏 的大量使用以及用户侧配储的比例提高，也需要一些提前布局该领域的公司将这些资 源聚合；其次，需要全国统一电力交易市场的落地给虚拟电厂提供参与电力交易的机 会，以此推动虚拟电厂商业模式重心转向参与电力市场交易。

5.5 针对虚拟电厂参与辅助服务的关键技术，公司提供解决方案

从以上案例能总结出，虚拟电厂参与辅助需要掌握以下关键技术： （1）海量资源等值聚合。虚拟电厂最具吸引力的功能在于能够聚合分布式能源、 可控负荷、储能设备等各类资源参与电力市场和辅助服务市场运行，但由于各类资源 特点各异，如容量小或其具有的随机性，仅靠它们本身加入电力市场运营并不可行。所以需要对所聚合的各类资源进行建模，精细考虑各种能源设备的运行约束，包括设 备自身参数、安全约束、经济约束、环境约束，以及每种资源是什么类型，其调节成 本、调节空间、可靠性，拟合得到聚合体对外的成本特性、调节特性。 （2）边界条件分析预测。主要包含两点：第一，需要预测各类设备的功率曲线， 包括用电负荷曲线、分布式电源的发电曲线，储能部分的充放电功率及电量水平，用 以评估虚拟电厂的调节能力。第二：预测辅助服务品类的出清价格等，作为交易策略 优化模型的输入，精准的短期电价的变化趋势预测可以提高虚拟电厂的收益。第三： 调度机构下达调节功率曲线，虚拟电厂需要基于调用成本最优原则将调度下达功率曲 线分解至各个分布式资源，通过远程终端监测或直接控制资源，形成资源出力/用电 负荷调节，达到整个虚拟电厂完成下达功率曲线的效果 （3）信息通信与调控能力：具体来看，建设虚拟电厂可分为三大关键信息化技 术：即协调控制、能量管理、信息通信技术。其中，协调控制技术要联通源网荷储多 个环节的调整，并要做出对于发电量、用电量、电价等多个数据的判断。随着大模型 的落地，未来 AI 的接入有望极大地提升分析效率和准度；另一方面主要影响 B 端用 电水平的虚拟电厂对于电网整体稳定性影响较小，有望率先接入大模型应用。 （4）储能技术发展变革。通过虚拟电厂的储能装置，才能聚合分布式能源。由 此可见，储能技术为虚拟电厂的实现提供了重要动力，储能资源的安全和全生命周期 管理是虚拟电厂运行的重要支撑。打造安全、可靠、高效的储能资源，关键在于，要 建立储能电池一致性管理和溯源系统，进行储能电池健康管理、安全预警、内短路风 险判断、故障预警与追踪，实现准确监控、云端运维，才能全面保障储能安全与寿命。

针对以上关键技术，公司已经进行了相关的准备和布局。针对前三点，公司多年 以来服务大量的客户并获得大量的认可，业务遍布源网荷储，有一定聚合资源，协调 资源的能力；同时公司的功率预测服务较为成熟，并且拥有参与电力市场化交易的基 础；针对第四点，公司拥有自己的储能智慧能量管理系统，可以将储能作为优质可聚 合资源接入虚拟电厂，通过调峰辅助服务、需求侧响应和电能量交易为用户创造收益。 因此在虚拟电厂业务方面，公司具有较强的竞争力。

公司的虚拟电厂业务主要以虚拟电厂智慧运营管理系统和虚拟电厂运营业务两 种方式进行。虚拟电厂智慧运营管理系统主要为客户提供平台开发、资源接入等软件 定制开发服务，通过销售相关的软件获取利润。虚拟电厂运营，即通过聚合分散的负 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。

目前公司虚拟电厂业务进展顺利，并获得市场认可。公司通过子公司国能日新(江苏)智慧能源作为公司参与虚拟电厂运营业务的市场主体，目前主要任务以获得资 质，聚合用户端资源为主。截至 2023 年上半年，国能日新(江苏)智慧能源已获得陕 西、甘肃、宁夏等省份的聚合商准入资格。与此同时，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，目前签约的可控负荷资源类型主要包 括工业负荷(如水泥、化工、钢铁、煤矿等)、电采暖、中央空调、电动汽车充电桩等。 公司将持续拓展和增加可调节负荷端的渠道及客户数量为主要目标。2023 年 5 月， 由中国节能协会节电与绿色电能委员会、江苏省电机工程学会联合主办的第三届《综 合能源服务百家实践案例集评选颁奖典礼》活动中，国能日新脱颖而出，成功入选“ 虚 拟电厂应用场景优秀案例”。

（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。）