核心观点
公司2023H1 实现营业收入 1.89 亿元，同比增长34.14%；归母净利润0.33 亿元，同比增长57.29%；扣非归母净利润0.25亿元，同比增长32.25%。2023Q2 单季度实现营业收入1.06 亿元，同比增长32.87%；归母净利润0.23 亿元，同比增长44.27%；扣非归母净利润0.19 亿元，同比增长21.84%。公司核心业务功率预测收入稳健增长，存量客户服务费规模稳步增长，助推毛利率提升；新能源并网智能控制系统收入大增，加大分布式电站产品升级和市场开拓；创新类产品顺利全面推进，电力交易与虚拟电厂落地区域和客户稳步扩充。作为新能源信息化、智能化市场细分龙头，看好公司长期增长前景。
事件
公司公布2023 年中报，2023H1 实现营业收入 1.89 亿元，同比增长34.14%；归母净利润0.33 亿元，同比增长57.29%；扣非归母净利润0.25 亿元，同比增长32.25%。
单看2023Q2，单季度实现营业收入1.06 亿元，同比增长32.87%；归母净利润0.23 亿元，同比增长44.27%；扣非归母净利润0.19 亿元，同比增长21.84%。
简评
（1）功率预测收入稳健增长，服务费占比提升助推毛利率公司主要面向电力市场主体提供新能源信息化产品及相关服务，以新能源发电功率预测产品为核心业务，拓展新能源并网智能控制系统、电网新能源管理系统等辅助业务，同时积极开发电力交易、智慧储能、虚拟电厂等创新产品，实现新能源电力管理“源、网、荷、储”全环节覆盖。
整体看，公司23H1 收入业绩增速均较22H1 和2022 全年显著提升。2023H1 公司核心主营业务功率预测产品继续保持稳健增长，上半年实现营业收入1.28 亿元，同比增长11.22%，占整体营收比例为67.82%。公司基于自研后台数据中心的软件平台和布置于电站的软件，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）功率预测结果，有效帮助风电场、光伏电站合理安排运行方式，增收提效，并配合电网调度部门提前做好新能源电力调控计划，改善电力系统调峰能力，提高新能源电力利用效率。
23H1 受益于组件价格回落，下游地面电站建设并网进度同比明显提升，为公司带来更多新能源功率预测业务市场机会。公司保证存量客户服务费规模稳步增长，服务费模式收入占比有所提升，有助23H1 毛利率同增3.32pct 至71.89%。公司同时积极参加集团公司和电站发起的预测对比，主动向市场用户推送公司产品试用服务，在市场化竞争中充分发挥精度及服务优势，加快拓展新增用户。例如公司参与南方电网组织国内首个“新能源功率预测价值生态圈培育计划”，在南方电网区域实景下进行省网级多场站功率预测精度比拼，截止23H1末公司预测精度稳定前列，为后续参与相关功率预测精度比拼项目积累经验。
（2）顺应政策趋势，持续升级功率预测产品
政策方面，在既有“两个细则”等相关管理政策及技术规范背景下，随新能源电站并网装机规模不断扩大，各地区能源监管机构、电网公司对新能源发电功率预测精度、时长、数据类别等考核要求日趋严格。公司持续顺应政策趋势对功率预测系统进行迭代升级，例如（1）基于南方区域新版“两个细则”落地，进行了测精度统计分析功能及界面展示曲线报表功能全面升级；（2）结合江苏、江西、西北等省区对超短期、短期预测上报时效性要求，提升超短期算法和短期算法时效以及预测结果处理上报功能时效等。
此外，由于近期异常天气现象频发，严重影响电网安全调度，进一步夯实新能源功率预测在更广泛地域内的必要性，并强化对异常气象条件预警预报等新要求。例如2023 年初，西北能源局发布《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，西北五省区自此陆续开启关于极端天气预报和预测结果优化上报等改造升级工作。基于此，公司持续对功率预测系统进行气象预警项目、预测数据展示、预测结果人工修正、数据上报等优化迭代，有助于提升未来单产品附加值，夯实产品竞争优势。
（3）新能源并网智能控制系统收入大增，加大分布式电站产品升级和市场开拓
辅助业务中，新能源并网智能控制系统主要应用于集中式/分布式新能源电站及升压站等场景，根据电网要求对电站进行实时管控，保障新能源电站和电网运行在安全可控范围内促进新能源并网消纳。23H1 同样受益于电站建设并网进度提升的景气度，实现营收0.37 亿元，同比大增154.19%，毛利率同增2.94pct 至59.53%。
上半年，公司加强分布式融合终端产品升级和推广，完成AVC（自动电压控制）功能开发，新增恒无功功率、恒功率因数、下垂控制等多种模式。该产品已通过山东电科院功能测试，销售区域逐步拓展至山东、河南、江苏、浙江、广东、河北、湖北等省份，有效提升公司于分布式电站的应用市场份额。此外，公司推出新型控制类产品——主动支撑装置产品，系集一次调频、惯量响应、快速调压于一体，上半年已通过山东、浙江等省份电科院测试并，在多个新能源场站实施应用。
电网新能源管理系统主要面向国家电网、南方电网等客户，提供软件数据服务和新能源大数据应用解决方案，23H1 新增全口径全社会面精细化功率预测，对分布式光伏预测和管理系统、气象资源评估分析等升级优化，共实现营收715.23 万元，同增226.55%。
（4）创新类产品顺利全面推进，电力交易与虚拟电厂落地区域和客户稳步扩充
创新类产品线（电力交易、储能EMS、虚拟电厂）23H1 总收入583.93 万元，同比大增268.05%：
电力交易：23H1 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，公司同步扩展广东省电力交易相关产品。目前已完成山西、甘肃、山东、蒙西、广东五个省份布局并均已陆续应用于部分新能源电站客户。同时江西、湖北也进入现货模拟运行阶段，公司相应开展电力交易产品研发工作。此外公司针对售电侧用户解决方案进行产品预研，尝试拓展至山西、山东等售电公司用户。
储能EMS：23H1 公司储能EMS 系统基于能源局发布风电/光伏并网安全及评价规范中的最新要求进行完善。同时与功率预测、功率控制系统（AGC/AVC）、一次调频、快速调压等系统链接，实现多系统协调管控，提升储能系统价值。针对需求旺盛、盈利空间扩大的工商业储能场景，公司针对性开发工商业储能智慧解决方案。此外，公司继续结合政策和深度学习算法，探索储能参与电力市场交易/辅助服务市场的策略。
虚拟电厂：以子公司国能日新智慧能源为运营主体，截至23H1 已获得陕西、甘肃、宁夏等省份的聚合商准入资格，国内其他区域同步开展资格申请工作。公司持续拓展并签约优质可控负荷资源用户参与调峰辅助服务市场，目前签约类型包括工业负荷（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。
（5）23H1 综合毛利率/净利率同增2.53pct/2.09pct，体现业绩弹性
23H1 公司综合毛利率为68.42%，同增2.53pct，单Q2 毛利率70.77%，同增3.0pct。上半年功率预测产品和新能源并网智能控制系统毛利率均有提升，主要得益于存量客户稳定性带来服务费模式占比提升。
23H1 年公司期间费用率53.65%，同增2.80pct，其中销售、管理、财务、研发费用率分别同比变动-0.37pct、1.80pct、3.43pct、-2.06pct 至26.03%、9.07%、21.43%、-2.89%。上半年费用率有所提升，主因新增计提股权激励的股份支付费用1047.08 万元，若不考虑该笔费用，公司上半年期间费用率为48.10pct，同降2.75pct，体现良好的规模效应。在毛利率和费用率提升影响下，23H1 扣非业绩和营收基本保持同步增长，而上半年非经常性损益提升归母净利润790.81 万元，同增298%，主因政府补助、理财收益等均有大幅提升，带动整体业绩体现良好弹性。23H1 公司净利率17.06%，同增2.09pct。
盈利预测与投资建议：
公司作为国内新能源发电功率预测市场龙头，基于十余年功率预测产品研发深耕，不断推动自研软件技术迭代和算法优化，从气象数据精度、提高算法模型精度等角度提高功率预测精度。受益于各地区陆续出台新版“双细则”，新能源功率预测相关要求日趋严格的长期趋势，公司凭借在业内优势突出的预测精度实力，近年来已在光伏和风电功率预测市占率位居行业前列。公司不断深耕功率预测存量客户，获取新增客户，保证核心业务竞争优势基础上，前瞻布局整体新能源信息化、智能化市场，协助新能源电力管理“源、网、荷、储”全环节客户智能化改造，积极参与电力交易、虚拟电厂、新能源储能等新能源后服务应用市场，打开新增长曲线。
预计公司2023-2025 年营业收入分别为4.72 亿元、5.95 亿元、7.52 亿元，同比增长31.41%、25.88%、26.40%；归母净利润分别为0.90 亿元、1.21 亿元、1.61 亿元，同比增长34.72%、34.13%、33.15%，对应当前股价PE 分别为72.3 倍、53.9 倍、40.5 倍，首次覆盖，给予“增持”评级。