新能源发电预测领跑者，布局电力交易、虚拟电厂打开成长空间

能源数字化β与公司高α共振，发电预测业务增长动能强劲 公司专注新能源发电预测领域十余年，受益于中国新能源装机高增长，2021年公司收入、利润分别为3.0、0.6亿元，CAGR 4分别为20%、27%。 具间歇性和波动性的新能源大规模并网，发电功率预测助力新能源电力实现“可看见、可预测、可调控”，需求刚性凸显。公司核心业务新能源发电功率预测成长主要来源于两方面： 1）能源数字化浪潮（β）：中国能源结构转型下带来的能源数字化需求放量，我们测算2025年新能源发电预测市场有望达15亿元，CAGR 4=16.2%。 公司专注新能源发电功率预测行业超10年，深度绑定五大四小等优质客户，有望深度受益于行业需求放量。 2）市占率提升（α）：预测精度和服务质量是新能源发电功率预测行业的核心竞争优势。2019年公司风/光市占率分别达19%/22%，预测精度领跑行业，服务快速反馈、及时响应，市占率有望持续提升。此外，由于气象数据采集后可重复利用，公司发电预测服务边际成本低、规模效应强，伴随公司业务规模扩大，盈利能力有望进一步提升。 前瞻布局电力交易、虚拟电厂等优质赛道，持续打开成长空间 公司逐步转向“预测+电力交易/群控群调/储能能量管理”等交互性的应用系统或平台，相继推出电力交易辅助决策支持系统、虚拟电厂智慧运营管理系统、分布式群控群调（电网侧）、储能智慧能量管理系统。 1）电力交易：2021年政策首次明确新能源参与现货市场，推动电力交易辅助决策支持系统需求放量，我们测算2030年市场空间有望达30-90亿元。公司2022年推出电力辅助交易辅助决策支持系统，有望借助发电功率预测已布局的1485个集中式光伏电站和688个风电场客户资源实现快速出货。 2）虚拟电厂：在双碳目标背景下，虚拟电厂协调源、荷、储资源参与电力市场的属性，有望在以清洁能源为主体的新型电力系统中发挥重要作用。公司前瞻布局虚拟电厂智慧运营管理系统，目前已有河北、山东两个项目落地，有望充分受益于行业需求放量。 投资建议：预计2022-2024年归母净利润为0.79、1.05、1.34亿元，分别同比+34.0%、+32.1%、+28.3%，对应PE为54、41、32倍，对应目标价75.53元/股，维持“买入”投资评级。 风险提示：政策变动风险、业务成长无法持续的风险、技术创新失败的风险、市场竞争风险、应收账款延迟或无法收回的风险、核心技术泄密的风险、全球疫情反复的风险、次新股股价短期波动风险、市场规模测算具有主观性风险，可能存在误差。 财务数据和估值 1.新能源发电预测行业领跑者，IPO募投项目加码技术投入 1.1.专注能源数字科技，能源结构转型背景下业绩高速增长 新能源发电预测行业领跑者，十余年专注能源数字化，助力“双碳”目标。公司成立于2008年，并于2022年成功登陆创业板。面对新能源大规模并网带来的电网稳定发电及电力调度挑战，公司深耕新能源发电预测领域超过10年。目前公司国内市场以北京总部为核心，覆盖全国地域，已成功为国家电网、南方电网公司及五大四小发电集团等提供服务。国际市场的业务发展也日益成熟，目前已成功服务于东南亚、中亚、非洲等国家客户，全球化新能源版图逐步扩张。 图1：国能日新历史沿革 前两大股东雍正、丁江伟为一致行动人，合计持有公司35.70%的股权。雍正为公司第一大股东，任公司董事长及总经理，持股比例为26.83%。公司第二大股东丁江伟持有8.87%的股权，与董事长雍正签署《一致行动人协议》，两者合计持有公司35.70%的股权。 图2：国能日新股权结构（2022-04-29） 受益于中国新能源装机高增长，2021年公司收入、利润分别为3.0、0.6亿元，CAGR 4分别为20%、27%。碳中和承诺驱动能源加速转型，新能源装机高增长带动公司业绩高速提升，2021年公司实现收入3.0亿元，同比+20.92%，CAGR 4=20.34%；归母净利润0.6亿元，同比+9.16%，CAGR 4=27.02%。 图3：中国风电累计装机容量及增长率 图4：中国光伏发电累计装机容量及增长率 图5：2017-2022Q1国能日新收入情况 图6：2017-2022Q1国能日新归母净利润情况 在手订单充足，公司业绩有望持续高增。截至2021年底，公司在手订单数量为2407个，订单金额高达2.90亿元（不含税）。公司根据合同约定、项目最新进展情况及预计实施周期等因素对在手订单的收入预计确认期间及金额进行谨慎预测，预计其中73.42%的订单（2.13亿元）将于2022年确认收入。公司在手订单充足，业绩增长动能强劲。 表1：截至2021年底，公司在手订单情况 1.2.聚焦新能源发电预测领域，2020年单站功率预测服务毛利率超95% 公司产品以新能源发电预测产品为主，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，帮助新能源电站、发电集团和电网客户实现新能源的数字化、规范化管理，让可再生能源得到充分消纳利用。 表2：国能日新产品介绍产品类别 从收入结构来看，2018-2021H1新能源发电功率预测产品收入比重持续高于65%。2020年公司新能源发电功率预测产品、新能源并网智能控制系统、电网新能源管理系统、新能源电站智能运营系统业务分别实现收入1.62、0.36、0.14、0.02亿元，两年复合增速分别为26.97%、11.05%、171.08%、-34.00%，占公司总收入的比重为65.16%、14.41%、5.53%、0.96%。 图7：2017-2021H1国能日新分业务收入拆分（单位：亿元） 图8：2017-2021H1国能日新收入结构 在新能源发电功率预测产品业务中，单站功率预测服务贡献主要利润，2020年毛利润占比为57.0%。我们将2020年新能源发电功率预测产品业务进一步进行拆分，单站功率预测设备、单站功率预测服务、集中/区域功率预测产品收入为0.91、0.69、0.02亿元，占公司总收入比重为27.6%、36.8%、0.7%；毛利润分别为0.03、0.87、0.01亿元，占公司毛利润的比重分别为1.9%、57.0%、0.5%。 图9：2020年国能日新分业务收入拆分 图10：2020年国能日新分业务毛利润结构 作为新能源行业领先的数据服务商，公司整体毛利率持续保持在60%以上。2021年毛、净利率为63.39%、19.72%，分别同比+1.69、-2.13pct。2022Q1毛、净利率为63.41%、8.75%，分别同比+8.17、+5.07pct。 其中，2020年单站功率预测服务业务毛利率超过95%。2020年公司整体毛利率为61.70%，其中单站功率预测服务毛利率为95.51%，单站功率预测设备毛利率仅为4.22%。 图11：2017-2021年国能日新利润率情况 图12：2020年国能日新分业务毛利率 1.3.销售与研发并重，IPO募投项目推动产品升级 公司持续注重销售、研发投入。 在销售投入方面，公司逐步建立分布于全国各地的技术服务队伍和400客服热线，及时响应客户需求；在研发投入方面，公司持续加强技术领先，实现由预研技术向成熟新能源信息化产品体系的孵化和建立。 销售、研发费用率之和持续保持在30%以上。2017-2022Q1公司销售与研发费用率虽然有所波动，但始终处于较高水平，两者之和持续高于30%。2021年公司销售、研发费用率为21.83%、13.59%，分别同比+3.13、+2.03pct。 2021H1公司销售、研发员工之和接近公司员工总数的90%。按照月平均人数的口径，2021H1公司销售、研发、管理、生产员工人数分别为197、119、39、5人，分别占公司员工总数的54.7%、32.9%、10.9%、1.5%。 图13：2017-2022Q1国能日新期间费用率 图14：2018-2021H1国能日新员工结构（单位：人） 员工持股平台绑定核心销售、技术骨干，完善利益共享机制。2015年2月公司设立员工持股平台厚源广汇，并将公司核心管理层、技术专家及骨干、产品销售核心人员、业绩突出员工纳入激励范围。目前该员工持股平台为公司第三大股东，持有公司6.51%的股份。 表3：北京厚源广汇投资管理中心股权结构 公司IPO募投项目加码技术研发，推动产品升级。公司IPO成功募资8.0亿元，并拟投2.20亿元用于新能源功率预测产品及大数据平台升级、1.25亿元用于新能源控制及管理类产品升级。本次募投项目均以现有核心技术为基础，通过加大研发投入，提升公司的市场竞争力。 表4：国能日新IPO募投项目 2.能源数字化β与公司高α共振，发电预测业务增长动能强劲 新能源发电功率预测业务是公司的核心业务，成长主要来源于两方面： 1）能源数字化浪潮（β）：中国能源结构转型下带来的能源数字化需求放量，我们测算2025年新能源发电预测市场有望达15亿元，CAGR 4=16.2%。公司专注新能源发电功率预测行业14年，深度绑定五大四小等优质客户，有望深度受益于行业需求放量。 2）市占率提升（α）：预测精度和服务质量是新能源发电功率预测行业的核心竞争优势。 2019年公司风/光市占率分别达19%/22%，预测精度领跑行业，服务快速反馈、及时响应，市占率有望持续提升。此外，由于气象数据采集后可重复利用，公司发电预测服务边际成本低、规模效应强，伴随公司业务规模扩大，盈利能力有望进一步提升。 2.1.兼具间歇性和波动性的新能源大规模并网，发电功率预测需求刚性凸显 新能源出力受制于不稳定性，大规模接入给电网带来较大考验。风电日波动最大幅度可达装机容量的80%，且呈现一定的反调峰特性；光伏发电受昼夜、天气、移动云层变化的影响，同样存在间歇性和波动性。据中电联数据，2021年全年全国6000千瓦及以上电厂利用小时数，火电的利用小时数高达4448小时，而同期风电为2232小时，光伏为1281小时，远低于火电的利用小时数。 图15：典型日光伏出力曲线 图16：典型日风电出力曲线 发电功率预测助力新能源电力实现“可看见、可预测、可调控”，成为基于新能源发电的不稳定性而产生的必备服务。新能源发电功率预测基于气象背景场数据进行降尺度处理后，结合电站当地气象数据的监测，对电站发电功率进行预测并向电网调度进行报送。电网端可实现量化新能源发电规模、可视化新能源发电曲线，并据此作出及时、合理的发电规划，实现发电端和用电端的实时平衡，维持电网稳定。 图17：新能源发电功率预测服务示意图（国能日新） 2.2.新能源发电功率预测领跑者，有望深度受益于能源数字化浪潮 2.2.1.2025年中国新能源发电预测服务市场预计达15亿元，CAGR 4=16% 新能源发电功率预测市场大体分为新建电站市场、合同续签市场。发电预测产品的客户主体主要分为配套设备商、工程总分包商和电站业主。其中配套设备商类客户和工程总分包商类客户大部分为新建电站的代采方，发电预测企业与这类客户一般签定“系统销售+1~3年期功率预测服务合同”，后续服务合同一般每年与电站业主直接续签。 表5：新能源发电功率预测市场签约类型 碳中和承诺驱动能源加速转型，风、光装机容量快速扩张，带动发电预测市场快速增长。 我们基于风光装机规模及国能日新的预测产品单价进行测算，2021年新能源发电预测市场预计达8.20亿元，其中发电预测服务市场规模有望达5.81亿元（光伏3.08亿元、风电2.73亿元），发电预测设备市场规模有望达2.40亿元（光伏0.63亿元、风电1.77亿元）。 我们测算2025年新能源发电预测市场空间有望达14.97亿元，CAGR 4=16.22%，其中发电预测服务市场规模有望达11.28亿元（光伏6.82亿元、风电4.46亿元），发电预测设备市场规模有望达3.69亿元（光伏1.74亿元、风电1.95亿元）。 我们测算2030年新能源发电预测市场空间有望达20.38亿元，CAGR 4=10.