新能源全面入市！电力交易决策产品迎政策红利窗口期

行业逻辑 事件：近日，国家发改委、能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，标志着新能源上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成价格。 影响：新能源全面入市预计将从收入、运营两个层面对新能源电站产生重要影响，交易决策成为新能源必备能力：①收入层面，电站自身交易能力直接影响交易收入与价差收入，需要设计更加合理的交易策略；②运营层面，新能源占比提升将提升电力市场复杂程度，亟需交易决策产品助力新能源场站或发电集团实现高效管理。 此外储能、虚拟电厂等作为新兴市场主体有望在市场化交易模式下深度参与电力现货市场、辅助服务市场和容量市场等细分市场的运行当中并获得相应收益。 公司逻辑 公司电力市场交易、储能、虚拟电厂等创新业务有望充分受益。 1H24公司创新产品（含电力交易、储能能量管理系统、虚拟电厂等）的业务收入1592万元，同比+173%，占公司整体营收7.1%。 1）电力交易：公司电力交易辅助决策支持平台功能全面，发布新能源大模型“旷冥”全面提升对电力市场的预判能力，增强电力交易产品竞争力，目前产品已覆盖多个省份。电力市场化加速推进将带动电力交易相关产品需求增长，预计24-26年电力交易相关产品有望贡献0.25/0.98/1.46亿元收入。同时公司积极开拓电力交易托管服务，帮助新能源企业提高发电营收。 2）储能能量管理系统：公司持续完善储能产品体系，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。 3）虚拟电厂：公司加码虚拟电厂运营业务、拓展准入资格范围，目前已获得陕西、甘肃、宁夏等省份电网聚合商准入资格，同时持续开拓并签约优质可控负荷资源用户参与调峰辅助服务市场。 盈利预测、估值和评级 考虑到功率预测业务优势，并网控制、新能源管理等行业景气度、新业务潜在增量空间，我们略微上调24-26年公司营收和归母净利润预测值，预计公司2024-2026年实现营收5.9/8.0/9.8亿元，同增30%/35%/22%，预计公司2024-2026年实现归母净利润1.1/1.5/1.9亿元，对应PE 41/30/24倍，维持“增持”评级。 风险提示 新能源装机不及预期；电改革推进不及预期；市场竞争程度加剧。 一、新能源全面入市！电力交易决策产品迎政策红利窗口期 1.1顶层政策出台引导新能源全面入市，除功率预测外、交易决策为必备技能 1.1.1事件简介：新能源上网电价全面市场化改革 为推动新能源行业高质量发展，促进能源绿色低碳转型，2月9日，国家发改委、能源局发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，标志着新能源上网电量全面进入电力市场，通过市场交易形成价格。 改革背景：截至2024年底，全国新能源发电装机规模达到14.1亿千瓦，占全国电力总装机规模的40%以上（提前6年完成2030年新能源装机12亿千瓦的目标）。新能源开发建设成本快速下降，过去固定电价机制无法充分反映市场供求关系，没有公平承担电力系统调节责任，亟需深化新能源上网电价市场化改革，更好发挥市场机制作用。 改革主要内容：①推动新能源上网电价全面由市场形成；②建立支持新能源可持续发展的价格结算机制；③区分存量和增量项目分类施策。 ①推动新能源上网电价全面由市场形成：新能源项目（风电、太阳能发电）上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成；完善现货市场交易和价格机制； 健全中长期市场交易和价格机制。 ②建立支持新能源可持续发展的价格结算机制：在市场外建立差价结算的机制，对纳入机制的电量，当市场交易价格低于机制电价时给予差价补偿，高于机制电价时扣除差价。机制电价、电量规模、执行期限等由省级价格主管部门会同省级能源主管部门、电力运行主管部门等明确，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。 ③区分存量和增量项目分类施策：按照2025年6月1日新老划断。 1.1.2区分存量和增量项目：保障存量新能源项目电价水平，稳定增量项目收益预期 6月1日以前投产的存量项目：通过差价结算与现行政策衔接，保障平稳过渡。 1）电量规模：由各地妥善衔接现行具有保障性质的相关电量规模政策，新能源项目在规模范围内每年自主确定执行机制的电量比例； 2）机制电价：按照现行价格政策执行，不高于当地煤电基准价； 3）执行期限：同现行保障机制。 6月1日及以后投产的增量项目：市场化竞价确定机制电价，规模动态调整，鼓励技术先进、成本低的项目优先发展。 1）电量规模：纳入机制的电量规模根据各地新能源发展目标完成情况等动态调整； 2）机制电价：由各地通过市场化竞价方式确定，竞价时按报价从低到高确定入选项目，原则上按入选项目最高报价确定、但不得高于竞价上限； 3）执行期限：按照同类项目回收初始投资的平均期限确定。 图表1：新旧制度下新能源电站收益组成的对比：按照2025年6月1日新老划断 1.1.3新能源全面入市的影响：市场交易成为新能源必备能力 新能源全面入市预计将从收入、运营两个层面对新能源电站产生重要影响，市场交易成为新能源必备能力。 收入层面：电站收入由原来的保障性收入为主，变成市场交易收入+价差补偿收入-辅助服务分摊费用。市场交易收入需要通过主动交易策略实现；价差补偿由于采用市场交易均价计算差额，因而交易策略强的电站在市场中获得的交易价格会高于市场交易均价，从而能够获得超额收益。 运营层面：对新能源电站市场交易、功率预测能力提出更高要求。新能源全面参与市场交易后，新能源电站需要深入了解市场交易规则，在不同的交易方式中做出合理选择，同时由于新能源发电具有随机性、波动性和间歇性特点，市场复杂度将大幅提升。 市场供需与报价将影响新能源现货交易收入，电站自身交易能力和可调资源规模决定中长期交易收益。因而为获得更高的市场交易收入和价差收入，同时为应对更复杂的电力市场，电站需要设计更加合理的交易策略，同时对新能源功率预测与发电预测的要求也会更高。 1.2新能源市场化交易电量占比提升，看好电力交易决策产品需求增长 目前我国电力市场化渗透率稳步提升，结构优化与区域分化并存。 整体规模及渗透率：2024年全国市场交易电量达到6.2万亿千瓦时，同比增长9%，占全社会用电量的62.7%，同比+1.3pct，电力市场化渗透率稳步提升。 电力交易结构优化：中长期直接交易电量达到4.7万亿千瓦时，占全部市场交易的75%，稳居市场主力地位。然而中长期交易增速放缓至5.1%，低于平均水平也表明现货交易与辅助服务补充需求增长，多元化特征日益明显。 电力交易区域分化：国家电网区域交易电量基数较高，随着部分高耗能产业逐渐退出市场、产业结构优化升级，呈现出增速放缓的趋势；南方电网区域增速较高，主要系粤港澳大湾区的高用电需求以及跨省交易机制的优化；蒙西电网电力交易需求增长主要依托新能源基地外送与本地负荷增长。 图表2：2024年全国完成市场交易电量6.2万亿千瓦时，占全社会用电量比重的62.7%，同比+1.3pct 图表3：电力交易区域分化特征显著：国网基数高、南网增速领跑、蒙西电网依托新能源基地外送与本地负荷增长 各省份电力现货市场建设进度不一，呈现稳步推进、全面铺开的趋势。 自国家发改委、能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》以来，电力现货第一、二批试点范围已逐步扩大至14个省份。截至目前，山西、广东、山东、甘肃等4个首批试点地区和省间电力现货市场已转入正式运行；蒙西、浙江已开展连续结算试运行，南方区域（广西、云南、贵州、海南）、福建、四川、江苏、安徽、河南、湖北等省份也开展为期30天及以上的的长周期结算试运行，电力现货市场在多省（区）“全面铺开”。 图表4：全国各地区现货市场建设进度：建设进度不一，呈现稳步推进、全面铺开的趋势 新能源入市节奏加快，电力交易辅助决策系统需求逐步凸显。 2023年全国新能源市场化交易电量达6845亿千瓦时，占全部新能源发电的47.3%，相比2022年3465亿千瓦时（占比38.4%）增长显著。2024年上半年，新能源市场化交易电量占其总发电量的比例提升至约50%，新能源入市节奏进一步加快。 目前新能源参与市场化交易主要通过①省内中长期交易、②省内现货交易、③省间电力交易三种方式进行，其中省内中长期交易是当前新能源市场化交易的核心。对于省内交易后剩余的电量，新能源项目可以依托特高压输电通道参与省间电力市场。 由于不同地区在能源结构、市场建设进度及新能源发展策略上的不同，目前新能源市场化交易情况在不同地区存在较大差异： 新能源占比低的地区：以“保量保价”收购为主，按照燃煤标杆电价结算； 新能源占比较高的地区：以“保障性消纳+市场化交易”结合方式消纳新能源，其中“保量竞价”电量参与电力市场，由市场形成价格。 新能源占比高装机增速大的地区：推动部分新能源全面参与市场。 图表5：由于各地区在能源结构、市场建设进度及新能源发展策略上的不同，新能源市场化交易情况存在较大差异 我们认为，伴随新能源市场化比例逐步提高，市场复杂度将大幅提升，预计电力交易辅助决策系统需求将逐步凸显，其通过大数据和人工智能等数字化、信息化技术能够助力新能源场站或发电集团实现高效管理、提升交易收益；此外虚拟电厂、储能、微电网等作为新兴市场主体有望在市场化交易模式下深度参与电力现货市场、辅助服务市场和容量市场等细分市场的运行当中并获得相应收益。 二、国能日新：电力市场交易、储能、虚拟电厂新业务有望充分受益 2.1电力交易：电力交易辅助决策支持平台功能全面，积极开拓电力交易托管服务 基于新能源行业多年深耕经验以及在功率预测领域内的长期历史数据、核心技术等方面积累和研发成果，公司在气象预测、功率预测和电价预测等方面的核心能力进行延展，成功研发电力交易产品。目前公司电力交易产品主要提供：①电力交易辅助决策支持平台、②电力交易数据服务、③托管服务。 ①电力交易辅助决策支持平台：通过电力交易云平台、API及咨询报告等方式向客户提供中长期交易、现货交易、辅助服务交易等整体的电力交易申报建议和分析复盘。帮助新能源发电企业科学决策，辅助集团营销人员及电站交易人员高效参与交易，开展交易市场分析、交易策略推荐、交易复盘分析等，提高电量销售收益和市场竞争能力； ②电力交易数据服务：中长期气象资源及出力预测、全省新能源出力预测、气象预警信息、现货电价预测等数据服务，辅助性自动化工具为交易精准申报提供客观且高效的信息数据指导； ③托管服务：试点与新能源场站用户签订托管合约并协商分成模式，全权代理市场主体参与电力交易。公司推出新能源电力交易全托管解决方案，帮助新能源企业提高发电营收。该解决方案基于精准市场数据预测、AI智慧策略和专业团队操盘，可为场站提供全面的全电量结算收益、电价保障服务，提升新能源资产盈利性。 图表6：公司电力交易产品主要提供三大类产品：①电力交易辅助决策支持平台、②电力交易数据服务、③托管服务 图表7：公司电力交易辅助决策平台具备6大模块，全方位满足电力交易需求 图表8：公司电力交易辅助决策平台能够提供全面数据支撑，具有市场预测精确、简洁易用可定制的特点 图表9：公司推出新能源电力交易全托管解决方案帮助新能源企业提高发电营收 公司持续跟进各省电改进程、开拓客户，发布新能源大模型提升电力交易产品竞争力。 目前公司电力交易相关产品已经在山西、山东、甘肃、广东和蒙西实现布局，随着各省份电力市场化持续推进，预计更多省份将陆续开展长周期结算试运行工作。公司同步研发应用于各个省份电力交易的相关产品并邀约新能源电站客户进行试用，未来有望持续打开电力交易业务潜在市场空间。 2024年10月15日，公司自研新能源大模型“旷冥”正式发布，大模型采用动态图神经网络、大气分层结构、时序注意力机制等前沿技术，可对新能源气象与出力进行精准预测，从而结合电力市场特征，提供更加准确的全省45天气象