未来新能源发电趋势「新能源发电设备龙头股」

时间：2022-11-21 19:17:20来源：搜狐

今天带来未来新能源发电趋势「新能源发电设备龙头股」，关于未来新能源发电趋势「新能源发电设备龙头股」很多人还不知道，现在让我们一起来看看吧！

（报告出品方/分析师：东吴证券王紫敬）

1. 发电功率预测龙头

以发电功率预测为核心的能源信息化服务提供商。

国能日新成立于2008年，设立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年起专注新能源信息化软件研发，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等为拓展的新能源信息化产品及相关服务。

管理层稳定，电力信息化背景丰富。

公司创始人、控股股东、实控人为雍正与第二大股东丁江伟为一致行动人，合计持股约36%。雍正先生本科毕业于南开大学微电子专业，曾任北京中电飞华通信有限公司（国内最大的电力通信网络运营商，由国网信息通信有限公司控股）电力信息化事业部总经理。

丁江伟先生本科毕业于华北电力大学电子信息科学与技术专业，曾任中电飞华销售主管。此外，融和日新投资为国电投旗下私募基金。电力系统专业性强，复杂度高，管理层具有电力信息化背景有助于公司提升产品竞争力、获取客户资源。

功率预测产品领跑行业，营收持续增长。

公司以新能源发电功率预测产品为主要营收来源，2020年营收占比 65%。根据沙利文，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市占率均为第一，分别为 22%和 19%，我们预计2021年公司功率预测产品市占率超 30%，产品持续领跑行业。

受益于下游风光装机容量快速提升，公司营收持续增长，2018-2021年 CAGR 达到 26%。

持续加大研发投入，募集资金投入产品升级。

公司2018-2021年研发费用持续提升，2021年研发费用 4080 万元，同比增长 42%，研发费用率达到 14%。截至2021年 6 月 30 日，公司共有研发人员 129 人，占员工总数 35%。得益于多年研发积累，公司功率预测产品技术领先，根据2020年测试结果，公司预测精度考核体系中均处于前 3 位（前 3 名无排名差异）。公司此次募集资金 3.45 亿元继续投入研发，主要用于功率预测、新能源控制管理类产品升级。

图7：公司研发费用及增速图8：公司募集资金用途（单位：万元）

类 SaaS 化模式实现人均创收稳步提升，净利率维持高水平。

公司主要产品采用类 SaaS 化商业模式，在首次安装硬件产品后可每年收取软件服务费，经过早期存量客户积累，公司人均创收稳步提升，2020年达到 75 万元，归母净利润率 2019 年以来均维持在 20%左右的高水平。

经营性现金流 2018-2021 年 CAGR 达 94%。

由于公司采用类 SaaS 化收费模式，且客户黏性较高，经营性现金流与归母净利润同步快速增长，公司2018-2021年归母净利润 CAGR 超 40%，经营性现金流 CAGR 达 94%。2021 年实现归母净利润 0.59 亿元，经营活动净现金流 0.44 亿元。（报告来源：远瞻智库）

图11：公司经营活动净现金流和归母净利润快速增长

2. 新能源赛道高景气，公司先发优势显著

2.1. “十四五”风光发电量翻倍，带动功率预测市场快速增长

政策规划“十四五”期间风光发电量翻倍。2021年风电、光伏进入平价时代“元年”，平价上网政策将减缓由于国家补贴政策调整，行业“抢装”带来的周期性波动，促进新能源产业稳健发展。

根据国家能源局《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》，2021年，全国风电、光伏发电发电量占全社会用电量的比重达 11%左右，要确保2025年非化石能源消费占一次能源消费的比重达到 20%左右。

根据中电联预测，2022年光伏新增装机容量约 1 亿千瓦，同比增长 82%，风电新增装机容量约 5600 万千瓦，同比增长 18%，风光电站数将快速增长，信息化应用市场将持续扩大。

功率预测、并网控制为电站必备功能。

由于风能和太阳能的间歇性和波动性特征，新能源发电的稳定性较差，发电电量较难预测，新能源电力的大规模集中并网会对电网的稳定运行产生较大的冲击。而电力系统要求实时平衡，因此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，由此产生了对新能源发电功率预测、并网控制的需求。

功率预测考核要求逐渐加强，范围逐渐扩大。

2018年2月，国家发改委和国家能源局发布了《关于提升电力系统调节能力的指导意见》，意见提出“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，承担相应辅助服务费用”。

在这一背景下，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》（“双细则”），加强了考核，要求新建电站必须具备功率预测、并网控制功能，且未达标会对电站进行罚款。以西北区域为例，不具备预测功能可能导致 50 万元罚款，而普通规模电站购买一套功率预测系统价格不超过 20 万元。

2021年 12 月，国家能源局发布新版“双细则”，明确新型储能和抽水蓄能等可调节负荷作为新增独立主体参与新版“两个细则”考核和辅助服务，分摊机制由并网电厂内分摊变为发电企业与电力用户共同分摊，考核范围进一步扩大。

2024年功率预测市场规模 13.4 亿元，2019-2024年 CAGR 达 16%。

根据沙利文报告，2019年我国发电功率预测市场的市场规模约为 6.34 亿元，2019年至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年市场规模将增长至约 13.41 亿元，其中光伏发电功率预测市场规模预计为 6.51 亿元，风力发电功率预测市场规模预计为 6.90 亿元。

并网智能控制系统方面，根据沙利文的研究，截至2019年，我国新能源并网智能控制系统的市场规模约为2.61亿元，预计2019年至2024年我国新能源并网智能控制系统市场的年均复合增长率为12.30%，到2024年市场规模将增长至约4.66亿元。

2.2. 技术实力领先，先发优势显著

提供超短期-短期/单站-集中功率预测产品。

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，每 15 分钟向电网调度部门报送超短期功率预测数据。由于电力监管机构禁止电站实时对外传输数据，因此超短期功率预测在新能源电站内完成，短期发电功率预测在公司的后台数据中心完成。

此外，公司也提供在主站侧（集团公司）对下属子站（单个新能源电站）的发电功率进行的集中预测产品。

技术实力领先。

算法模型的持续优化和升级对于功率预测产品的预测精度至关重要。公司深耕多年，对新能源发电特性有较为深刻的研究及大量数据积累，可提供多尺度多纬度的高精准气象预测大规模并行计算优化，通过多途径构建算法模型，实现功率预测模型的持续优化和预测精度的持续提高。

2020年 5 月，根据国家电网东北电力调控分中心对比结果，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 位（前 3 名无排名差异）。

2022年 7 月，由国网陕西省电力有限公司电力科学研究院、国网陕西省电力有限公司、清华大学、国能日新完成的“光伏电站系统支撑能力提升关键技术及应用”项目经中电联鉴定在光伏电站一次调频控制、无功电压平衡控制方面的成果达到国际领先水平。

服务体系完善，主要客户涵盖“五大四小”发电集团。

公司建立了分布于全国的技术服务队伍和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，避免电站停运等损失，提升电站的经营效率，服务体系完善。客户包括华能、大唐、华电、国电、华润等“五大四小” 发电集团，以及明阳智能、三一重能等主流电力新能源设备厂商，客户资源优质稳定。

图17：公司合作伙伴

采用硬件服务费类 SaaS 模式。

公司主要盈利模式为，对于未安装过功率预测系统的新建电站客户，打包向客户销售功率预测设备和服务；对于已安装公司功率预测系统的客户，公司会在服务到期后与其续签功率预测服务合同；对于替换类客户（原使用其他厂商产品，后转为使用公司产品的客户），由于系统中的设备不是功率预测的专用设备，公司仅替换原厂商的软件，在自身软件的基础上为客户提供功率预测服务。

边际成本递减，服务费维持 95%左右高毛利。

由于风电和光伏发电情况都受到当地气象、地形等多种因素影响，公司主要的前期成本在于购买气象数据，以及研发投入，而随着下游电站客户数量增加，对单个客户的服务时间积累，能够实现边际成本递减：

1）地区之间模型差异较大，而下游电站越多，对新电站功率预测时越容易找到公司已经覆盖的环境类似的地区客户，节省开发成本；

2）气象数据一次性购买，客户越多，分摊的成本越低；

3）随着服务客户的时间积累，系统积累的数据量增加，公司模型不断优化，能够实现精确度更高的预测。因此，公司近年来服务费始终维持 95%左右的高毛利率。

图18：公司单站功率预测服务维持95%左右的高毛利率

用户粘性强，先发优势显著。

由于一旦客户使用了功率预测产品，公司就可以通过积累客户数据不断调优模型，预测精度持续改善，而如果有新进入者试图替代，则需要客户再次经历漫长的磨合期，因此公司客户具有较高黏性，具有先发优势。

2020 年公司存量客户贡献营收超过 70%，2018-2020 年存量客户的营收 CAGR 超 30%，为构建持续盈利能力提供有力支撑。截至 2021 年 12 月 31 日，公司在手订单额合计 2.9 亿元，根据公告公司 2022 年有以往在手订单 2.1 亿元营收待确认。

2.3. 以功率预测为基础拓展并网控制和电站管理业务

新能源并网智能控制系统：满足电力平衡刚需。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。

公司的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时管控。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。

新能源电站智能运营系统和电网新能源管理系统：

分别实现电站和电网侧综合管理。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主要针对电网在新能源管理上的难点而开发，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。

公司产品通过对影响消纳的众多因素进行分析，并进一步结合气象预测数据对未来一段时间内电网下属电站每月的发电量进行预测，帮助电网公司提前规划消纳方案，提高对新能源电力的使用效率。

图20：新能源智能运营系统用户端界面

3. 前瞻布局，打开成长新空间

3.1. 电力辅助交易：未来重要看点

政策目标2025年初步建成全国统一电力市场。2021年 6 月，国家发改委发布了《关于2021 年新能源上网电价政策有关事项的通知》。明确2021年起新能源新建项目上网电价按当地燃煤发电基准价执行，新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价。

2021年8月《绿色电力交易试点工作方案》发布，以还原绿电的绿色商品属性为核心逻辑，实现多类型市场机制的衔接融合。

2022年1月，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》发布，目标为到2025年初步建成全国统一电力市场体系。

随着电力交易市场政策逐步完善，辅助交易软件市场空间有望打开。电力交易辅助决策系统：助力客户降低决策成本。

目前公司的电力交易辅助决策系统以出力分析、市场预测和报价、报量交易策略为核心，为新能源发电集团、新能源场站提供从现货到中长期交易的整体的报价建议和申报方案。

电力交易策略制定涉及发电侧和用电侧功率、时间等多个变量，公司作为功率预测龙头在数据基础上具有天然优势，将为交易双方提供策略支持，帮助新能源发电企业提高发电量销售和运营盈利能力，降低客户决策成本。

目前公司电力交易辅助决策支持系统已经在国家第一批现货试点省份甘肃和山西实现了创新性应用。

图21：公司电力交易辅助决策支持系统

3.2. 虚拟电厂智慧运营系统：取得积极进展

虚拟电厂：电力辅助服务的重要一环。

2021年，国家能源局修订了《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》，鼓励新型储能、可调节负荷等并网主体参与电力辅助服务，虚拟电厂管理平台需求相应产生。虚拟电厂是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。虚拟电厂概念的核心可以总结为“通信”和“聚合”。

虚拟电厂最具吸引力的功能在于能够聚合 DER（Distributed energy resource，分布式能源）参与电力市场和辅助服务市场运行，为配电网和输电网提供管理和辅助服务，从而建立起更完善的电力市场。2022年 6 月，山西省能源局发布国内首份虚拟电厂运营管理文件《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》，标志着虚拟电厂推进迈出了重要一步。

公司虚拟电厂业务取得积极进展。

公司的虚拟电厂智慧运营管理系统可聚合荷、储资源，参与电力市场，向市场提供多种需求侧响应服务，辅助稳定电力平衡，助力新能源消纳，已成功与国家电网及多家发电集团开展该项业务。

3.3. 分布式群控群调系统：响应分布式光伏趋势

整县屋顶光伏政策快速推进。2021年 6 月《“十四五”可再生能源发展规划》明确提出，“十四五”期间，新建工业园区、新增大型公共建筑分布式光伏安装率达到 50% 以上，建成 1000 个左右光伏示范村。

2021年 6 月国家能源局规定部分分布式光伏由电网企业保障并消纳，各地纷纷推出对分布式光伏的补贴。

国内分布式光伏累计并网容量在所有光伏累计并网容量中占比持续提升，2021年已达到 35%。随着鼓励政策力度进一步加大，分布式光伏有望加速发展，带动电站数加速提升。

分布式群控群调系统满足整县屋顶光伏管理需求。

公司系统实现了分布式电源的可观可测、可控可调，形成了一套区域分布式的综合管理和控制方法，进行区域分布式新能源的协调控制，保障电网安全稳定运行。该系统适用于地市、县级电网调度，满足整县屋顶光伏试点的功率控制需求。

3.4. 储能智慧能量管理系统：提供一体化产品组合

储能频迎政策支持。新能源的大量接入，对电网的安全稳定运行造成了影响，迫切需要重新构建调峰体系和调度系统，以应对新能源 5 亿千瓦左右的日功率波动的调节能力。

近年来，我国储能发展进入窗口期，但储新比依旧低于全球水平。据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，2020 年，中国储能装机与新能源装机比例为 6.7%，除中国以外的其他国家和地区储能装机与新能源装机比例为 15.8%。

我国储能产业发展增速滞后于新能源产业发展进程。从2021年起，国家陆续出台了一系列纲领性文件，从顶层设计、市场机制、价格机制、调度机制等方面为新型储能建设高速发展插上“翅膀”。

公司储能智慧能量管理系统提供一体化产品组合。

该系统能够结合高精度功率预测，基于储能控制策略调整实施功率，减少峰谷时段偏差考核。除了满足传统电力实时监控、协调控制外，系统可以从缓解弃风弃光、降低双细则考核、结合市场价格配合电站参与交易等场景来制定充放电策略，保证储能的经济性调用，提供储能智慧能量管理系统与功率预测、中长期发电量预测、AGC/AVC/快频、电力交易等并网一体化产品。

3.5. 新业务加速增长

公司新业务占比持续提升，营收加速增长。

公司持续拓展能源信息化新市场，在电力辅助交易、储能管理、虚拟电厂、分布式电站等管理系统上持续发力，2018-2020年新业务（即其他产品与服务）营收 CAGR 超 60%，该部分业务占总营收比例从2018年的 7%提升至2020年 12%，我们预计未来随着分布式光伏、电力辅助服务、电力交易等政策持续落地，公司新业务将维持高速增长。

4. 盈利预测

下游电站数量预测。根据下游新能源装机容量发展趋势变化，我们预计2022-2024年公司新建电站客户数为424/536/634个，假设光伏和风电客户续约率均维持在 95%，则被替换数量=期初存量电站数*（1-续约率）；2022-2024年期末存量电站数为 3083/3927/4954 个。

单站功率预测产品营收预测。

由于公司产品具有一定客户黏性，在初期占领市场后后续可以适当提高服务费单价。

我们假设公司2022-2024年光伏电站服务费单价为 5.35/5.40/5.45 万元，风电站服务费单价为 6.65/6.70/6.75 万元，根据公司招股说明书披露2021年 1-6 月情况，我们预计 2022-2024 年新建电站设备单价中，光伏电站为 8.5 万元，风电站为 29 万元，替换电站设备单价中，光伏电站为 1.1 万元，风电站为 3.5 万元。则单站功率预测产品2022-2024年营收为 2.3/2.9/3.7 亿元。