国能日新-国能日新首次覆盖报告：电力交易有望放量、算电协同共筑增长

——国能日新首次覆盖报告

➢ 投资要点

❑ 国能日新为国内新能源信息化领域龙头，深耕行业逾十六年，形成了覆盖

“源、网、荷、储”全链条的信息化产品矩阵。公司盈利模式具备 SaaS属性，功率预测业务客户粘性强，毛利率长期维持 60%以上，业绩能见度较高。当前，分布式光伏“四可”政策落地、电力市场化改革提速、算电协同上升为国家战略。三条主线共振，公司传统核心业务正迎来结构性扩容，创新延伸业务亦加速向业绩兑现过渡。

❑ 功率预测业务从集中式走向分布式，政策驱动结构性扩容。

公司自研“旷冥”大模型 3.0的最大预报时长（D+45）和时间分辨率（1小时）在同类模型中均处于行业领先水平，数据壁垒与技术壁垒构成双重护城河。

2025年 1月，国家能源局发布《分布式光伏发电开发建设管理办法》，明确要求新建分布式光伏须满足“四可”管理要求（可观、可测、可调、可控），存量电站亦面临改造，政策覆盖范围从集中式大型电站扩展至数量庞大的分布式场站，为公司业务打开增量市场。

❑ 电力市场化改革加速，电力交易辅助服务进入规模放量前夜。

“136号文”要求新能源上网电量全面进入电力市场，“394号文”明确2026年底前各省实现电力现货市场全覆盖，政策节点临近将驱动新能源场站对报量报价辅助决策工具的需求集中释放。

公司依托功率预测积累的电网规则理解优势和“旷冥”大模型的电价预测能力，已在山西、山东、甘肃等多省落地应用，构建了从“预测—决策—执行—优化”的全流程闭环能力。

❑ 算电协同上升为国家战略，公司能力与政策需求高度契合。

2026年政府工作报告首次将“算电协同”纳入新基建工程，IDC/AIDC的80%绿电消纳强制考核或将于 2026年正式执行，绿电直联项目的调度运营、IDC侧可调负荷精细管控及电力交易优化，均以高精度功率预测与能源管理平台为底层支撑。

公司在功率预测、虚拟电厂、电力交易三个方向的协同布局，与算电协同产业链的关键环节高度对应，有望在 IDC/AIDC大规模建设浪潮中受益于新客群拓展和产品价值重估。

❑ 独立储能容量电价机制落地，储能托管运营打开新增长空间。

近期国家能源局“114号文”首次明确电网侧独立储能的容量电价机制，独立储能盈利路径从单一调频辅助服务向“电能量+辅助服务+容量电价”三位一体演进，运营专业化要求大幅提升，第三方托管运营服务需求随之显现。

公司已构建覆盖交易决策、智能调控与运营保障的全流程能力，先发优势有望转化为可量化的收入增量。

❑ 盈利预测与估值

我们预测公司 2025-2027 年实现营收 7.26/9.35/11.69 亿元，同比增速分别为32.06%/28.79%/25.03%，对应归母净利润分别为 1.26/1.70/2.15 亿元，同比增速分别 34.17%/35.29%/26.28%，对应 P/S 是 12.95/10.05/8.04 倍。首次覆盖予以“增持”评级。

投资评级: 增持(首次)

分析师：刘雯蜀

执业证书号：S1230523020002

liuwenshu03@stocke.com.cn

分析师：刘静一执业证书号：S1230523070005liujingyi@stocke.com.cn

分析师：郑毅

执业证书号：S1230524070002

zhengyi@stocke.com.cn

基本数据 <table><tr><td>收盘价</td><td>￥70.90</td></tr><tr><td>总市值(百万元)</td><td>9,400.19</td></tr><tr><td>总股本(百万股)</td><td>132.58</td></tr></table>

股票走势图

正文目录

1 公司概况 ..... 2 主营业务概览 ........... 2.1 传统业务：功率预测领域龙头，多产品协同构筑深厚护城河..... ............................... 2.2 创新延伸业务：政策催化下的第二增长曲线，多业务线协同共振.. .. 9 4 盈利预测与估值 ......................................... 4.1 盈利预测 ... ..... 14 4.2 估值 ... .... 16 5 风险提示 ....................................... ....... 16

图表目录

图：国能日新主要业务及产品图 2：国能日新发展历程要览.... 图 3： 2019年光伏发电功率预测市场市占率...... .... 7 图 4： 2019年风电发电功率预测市场市占率.... .... 7 图 5：公司功率预测服务电站数量（单位：家）持续上升.... ... 7 图 6：国能日新功率预测业务毛利率高于东润环能.......... .... 7 图 7：我国光伏发电装机容量持续上升.... .... 9 图 8：图 7：我国风电装机容量持续上升.... ... 9 图 9：公司创新产品营业收入持续增长..... ..... 10 图 10：公司储能能量管理系统（EMS）架构............ ........ 12 图：算电协同基本原理与路径 .... 13 表：公司主要产品及服务 .. 6 表 2： “旷冥”AI大模型 3.0与其他气象大模型预报时长及分辨率对比 ... ..... 8 表 3： 2025年全国电力市场交易情况... ..... 11 表 4： “算电协同”相关政策演进...... ...... 13 表 5：公司主要产品与算电协同的映射关系...... ...... 14 表 6：分产品收入预测（单位：亿元）... .... 15 表 7：可比公司估值（截至 2026年 3月 19日、来自 wind一致预期） .... 16 表附录：三大报表预测值..... ... 17

1 公司概况

国能日新科技股份有限公司成立于 2008年，为国内新能源信息化龙头，其产品和服务覆盖新能源电力管理“源、网、荷、储”的各个环节。公司成立初期以火力发电厂锅炉设备相关节能系统及控制为主要业务方向，随后把握新能源产业历史窗口，于 2010年代逐步将业务战略中心迁移至风电、光伏等新能源领域的数据应用与管理服务，奠定了以功率预测为核心的新能源信息化服务商定位，后逐步将业务延展至 AGC、AVC等并网智能控制系统以及电网新能源管理系统。随着新能源装机规模持续扩张和电力市场化改革不断深化，公司将能力边界拓展至电力交易、智慧储能、虚拟电厂、微电网和综合能源运营等新场景，业务从单点软件工具向平台化、多场景解决方案演进。

图1：国能日新主要业务及产品

资料来源：公司公告，浙商证券研究所

2018年起，公司开始向海外拓展业务版图，成功进入肯尼亚、越南、哈萨克斯坦、埃塞俄比亚等中亚、东南亚及非洲市场，初步形成国内主导、海外跟进的市场格局。2022年4月，公司在深圳证券交易所创业板成功上市，成为新能源信息化细分赛道首批上市企业之一。2024年 10月，公司自研的“旷冥”新能源大模型正式发布，标志着公司技术路线进入 AI大模型赋能新阶段；2025年8月，“旷冥”3.0版本面世，预测精度及时间跨度远超行业水平。

图2：国能日新发展历程要览

资料来源：公司公告，公司官网，政府工作报告，浙商证券研究所

2 主营业务概览

经过十余年深耕，国能日新已形成覆盖新能源电力管理“源、网、荷、储”全链条的信息化产品与服务体系，客户群体涵盖发电集团、新能源电站运营商、电网公司及工商业用电企业。公司主要通过销售产品和提供服务两种方式取得收入：

➢ 产品销售：涵盖功率预测硬件及系统、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、储能能量管理系统等一次性交付产品；

➢ 服务收入：依托气象、算法等底层核心能力，细分为数据服务（如功率预测服务、电力交易辅助决策及预测数据服务等，按年收取服务费）与运营服务（主要针对虚拟电厂、微电网等场景下的工商业客户提供运营服务，收取按约定比例分成的运营服务费）两类，具有明显的经常性收入属性。

目前公司共形成八类核心产品及服务，整体可划分为以功率预测及并网控制为主体的传统业务，以及以电力交易、储能 EMS、虚拟电厂、微电网为代表的创新延伸业务两大模块。前者构成当前营收与利润的主要支撑，后者受益于电力市场化改革与算电协同政策加速推进，正逐步成长为公司业绩增量的第二引擎。

表1：公司主要产品及服务 <table><tr><td>产品/服务名称</td><td></td><td>核心功能</td><td>营收占比</td><td>主要客户集中式及分布式风</td></tr><tr><td rowspan="4">传统业务</td><td>新能源发电功率预测</td><td>基于“旷冥”气象大模型，可对单站及多场站风电、光伏进行全省范围内未来45天、 1小时分辨率的出力精准预测，为电站制定生产计划、参与电力交易及规避偏差考核提供数据支撑</td><td>56.29%</td><td>电、光伏电站，发电集团</td></tr><tr><td>新能源并网智能控制</td><td>提供AGC/AVC系统、主动支撑装置（一次调频、惯量响应、快速调压）及分布式并网融合终端，实现新能源场站有功/无功实时优化控制，满足电网调度指令要求，支持分布式光伏“四可”管理</td><td>22.55%</td><td>集中式及分布式新能源电站、升压站</td></tr><tr><td>电网新能源管理系统</td><td>向国家电网、南方电网、蒙西电网等提供新能源全景监测、消纳评估、极端天气预警、分布式承载力评估及绿电交易数据分析等系统模块，结合大模型技术构建“数据融合—气象预测—功率评估—场景应用"AI智能应用体系</td><td>9.55%</td><td>国家电网、南方电网、蒙西电网及各省调</td></tr><tr><td>新能源电站智能运营系统</td><td>提供集团、区域、电站多级管控模式，集成实时监控、智能告警、故障定位、工单分派、自动报表等功能，分为集中式和分布式两类系统，另配套“数智巡检管理系统”提升巡检效率</td><td>0.94%</td><td>新能源发电集团、电站运营商</td></tr><tr><td rowspan="4">创新延伸业务</td><td>电力交易产品</td><td>提供电力交易数据服务（电价/价差预测、新能源发电量预测等）、电力交易辅助决策支持平台（中长期、现货、辅助服务交易策略）及托管服务（全电量结算收益与电价保障），覆盖发电场站、售电公司、独立储能等多类主体</td><td></td><td>新能源发电集团及场站、售电公司、独立储能、大工业用户</td></tr><tr><td>储能能量管理产品</td><td>提供储能EMS（含“储能+电力交易”智慧组合策略，与功率预测、AGC/AVC及一次调频系统深度协同）和储能云管家（面向工商业储能的一站式运营管理平台，创新引入人工智能算法来自动选择经济效益最大化的运营策略）</td><td>5.6%</td><td>独立储能电站、工商业储能用户</td></tr><tr><td>虚拟电厂业务</td><td>提供虚拟电厂智慧运营管理系统（平台开发及资源接入定制服务）和虚拟电厂运营业务（聚合可控负荷参与调峰调频及需求侧响应，另通过代运营模式拓展分布式光伏、工商业储能投建运营）</td><td></td><td>工商业用电企业、负荷聚合商、分布式光伏及储能投资</td></tr><tr><td>微电网能源管理系统</td><td>面向工业园区、偏远地区等场景，采集源网荷储实时状态并制定最优调度策略，支持并离网无缝切换，实现可再生能源高效利用、节能降本及参与电力市场交易</td><td></td><td>方工业园区、海岛及离网型用电场景</td></tr></table>

资料来源：公司公告，国能日新公众号，choice，浙商证券研究所 \*注：营收占比计算取自 2024年年报

2.1 传统业务：功率预测领域龙头，多产品协同构筑深厚护城河

公司传统业务由新能源发电功率预测、并网智能控制系统、电网新能源管理系统及电站智能运营系统四条产品线共同构成，覆盖新能源电力管理“源——网”两端全部核心需求，各产品线之间形成较强的业务协同效应。

1）从行业地位看，功率预测是公司的基础优势业务，服务规模连续多年处于行业首位。据沙利文统计，2019年公司在光伏及风电功率预测市场的占有率分别为 22.10%和18.80%，双赛道均位居第一；公司功率预测服务电站数量保持较快上升趋势，截至 2025年上半年，公司功率预测服务覆盖新能源电站 5461家，服务规模连续多年处于行业首位。

图3： 2019年光伏发电功率预测市场市占率

资料来源：公司招股说明书，浙商证券研究所

图4： 2019年风电发电功率预测市场市占率

资料来源：公司招股说明书，浙商证券研究所

2）从商业模式看，功率预测业务采用类 SaaS化收费模式，其盈利质量在国内同类软件服务企业中处于领先水平，具体体现在两个维度：

➢ 高粘性方面：存量电站每年按合同续约、持续贡献经常性收入，且功率预测系统与电站调度管理系统深度绑定，客户迁移成本高。截至 2025Q3，功率预测服务费续费率始终维持在 95%以上。

➢ 高毛利率方面：功率预测业务的收入结构分为两类，一是面向新建或替换电站的初次服务，包含硬件设备销售与软件部署，硬件环节毛利率相对较低，拖累整体毛利水平；二是面向续约存量电站的软件服务费，属于纯软件收费模式，边际成本极低，毛利率显著高于初次服务。2025年上半年，功率预测业务整体毛利率为61.58%，随着公司服务电站数量持续扩张、存量续约占比提升，公司毛利率有望继续提升。

图5：公司功率预测服务电站数量（单位：家）持续上升

资料来源：公司公告，choice，浙商证券研究所

图6：国能日新功率预测业务毛利率高于东润环能

资料来源：choice，浙商证券研究所

3）在竞争优势方面，公司的核心壁垒体现于技术、数据与产品协同三个维度。

➢ 技术层面：公司自研“旷冥”大模型 3.0在最大预报时长（D+45）与时间分辨率（1小时）两项关键指标上均处于行业领先水平，在极端天气预警和中长期出力预测方面实现了较大跃升；公司还通过了 CMMI5软件能力成熟度最高级别认证，确保产品持续高质量交付。

➢ 数据层面：公司依托近六千余家场站的实测运营数据积累，形成了规模壁垒——数据越多，模型对复杂地形、气候及装机类型的适配能力越强，后来者难以在短期内复制。

➢ 产品协同层面：功率预测与并网智能控制系统构成“预测+控制”一体化解决方案，电网新能源管理系统则将产品触角延伸至国家电网、南方电网、蒙西电网等电网侧客户，形成发电端与电网端双向覆盖的客户生态，户均收入提升空间明显。

表2： “旷冥”AI大模型 3.0与其他气象大模型预报时长及分辨率对比 <table><tr><td>模型名</td><td>最大预报时长</td><td>时间分辨率</td></tr><tr><td>KuangMing v3.0</td><td>D+45</td><td>1h</td></tr><tr><td>ECMWF-HRES</td><td>D+10</td><td>3h</td></tr><tr><td>GraphCast</td><td>D+10</td><td>6h</td></tr><tr><td>Fengwu 系列</td><td>D+11.25</td><td>6h</td></tr><tr><td>Pangu-Weather</td><td>D+10</td><td>6h</td></tr><tr><td>Fuxi系列</td><td>D+15</td><td>前 5 天 1h/5 天后 6h</td></tr><tr><td>NeuralGCM</td><td>D+15</td><td>6h</td></tr><tr><td>Aurora</td><td>D+10</td><td>6h</td></tr><tr><td>AIFS</td><td>D+15</td><td>6h</td></tr></table>

资料来源：国能日新公众号，浙商证券研究所

在行业现状与发展机遇方面，三条政策主线正在同步催化传统业务的规模扩张。

➢ 其一，功率预测需求的政策逻辑历经两个阶段演进，当前正处于第二阶段带来的结构性扩容窗口。

◼ 第一阶段：功率预测成为强制性合规要求，但主要覆盖大型风光电厂。新能源电力因风光出力具有间歇性和波动性，无法像传统火电一样稳定可控，电网调度部门要求新能源场站并网必须定时向调度机构报送功率预测数据，以供调度侧制定调峰方案并规避系统性失衡风险。然而在此阶段，政策覆盖对象以集中式大型风电、光伏电站为主，每家电站仅需采购一套功率预测软件，市场容量受制于集中式电站数量的增长速度，且近年来大型集中式光伏新增建设节奏有所放缓，对功率预测新增需求的拉动趋于平稳。

第二阶段：2025年初，政策覆盖范围从集中式大型电站延伸至数量庞大的分布式光伏。2025年 1月，国家能源局正式发布《分布式光伏发电开发建设管理办法》，明确要求新建分布式光伏发电项目须满足“可观、可测、可调、可控”（即“四可”）管理要求；存量分布式电站亦须逐步完成改造。与集中式电站不同，分布式光伏电站单体装机规模小、数量大，且此前并不在强制功率预测考核范围内，绝大多数尚不具备功率预测能力，改造需求为公司相关业务带来增量空间。综合来看，未来三年功率预测业务收入增量的主要驱动力将来自分布式光伏场景的渗透提升。

➢ 其二，“136号文”推动新能源上网电量全面进入电力市场，功率预测精度直接影响场站现货交易的报量报价准确性和偏差考核成本，使功率预测的应用场景从合规性需求进一步延伸至经营性增收需求，客单价提升逻辑更加清晰；

➢ 其三，2026年两会政府工作报告将“算电协同”与超大规模智算集群并列纳入新基建工程，国家战略定调层级提升。功率预测作为算电协同链条的感知与预判环节，将随 IDC/AIDC建设规模扩张而同步受益，并催生面向算力中心场景的定制化预测及能源管理新需求，为公司传统核心业务拓展出区别于常规电站客户的新增客群与新应用场景。

综合来看，政策从供需两端同步打开增量空间：

➢ 发电端：分布式“四可”管理要求与电力现货市场全面推进，叠加新能源装机规模持续快速增长，驱动存量及新增新能源电站对功率预测与交易辅助服务产生刚性采购需求；

用电端：算电协同新基建与 IDC/AIDC绿电消纳强制考核的落地，催生了算力中心侧能源管理、负荷调控及虚拟电厂平台的全新市场空间。

传统业务既有存量续约的稳定现金流托底，又有政策驱动的增量需求持续释放，有望在未来两至三年内维持较高增速，是公司业绩确定性最强的基本盘。

图7：我国光伏发电装机容量持续上升

资料来源：公司公告，国家能源局，浙商证券研究所

图8：图 7：我国风电装机容量持续上升

资料来源：公司公告，国家能源局，浙商证券研究所

2.2 创新延伸业务：政策催化下的第二增长曲线，多业务线协同共振

公司创新延伸业务由电力交易辅助服务、储能能量管理系统（EMS）、虚拟电厂及微电网能源管理系统四条产品线组成，整体处于从早期布局向规模放量的过渡阶段。2025年上半年，公司创新业务合计实现营收约 1616万元，占公司整体营收占比 5.04%。此外，公司新能源资产规模与营收持续增长，2025年上半年，公司全资子公司日新鸿晟运营的新能源资产规模持续增长，相关资产运营收入约 3263万元，较上年同期增长 665.96%（此部分收入计入“其他产品与服务”）。

尽管绝对体量尚小，但公司各项创新业务持续增长态势已初步验证了商业模式的可行性与市场需求的真实性，第二增长曲线初具雏形。

图9：公司创新产品营业收入持续增长

资料来源：公司公告，choice，浙商证券研究所

1）电力交易辅助服务

公司核心竞争优势在于将功率预测的技术积累与电力市场的规则理解深度融合，形成差异化的一体化交易解决方案。区别于互联网等其他背景的竞争对手，国能日新长期深耕电网调度与考核规则，具备对各省电力市场运行细则的精细化理解，这一专业积淀在电力交易场景下具有重要意义。

此外，依托“旷冥”大模型 3.0，公司构建了从气象预测与新能源出力预测、到报量报价策略、再到电力交易托管服务，覆盖整个电力交易环节的“预测—决策—执行—优化”全流程闭环能力，可面向现货交易、中长期交易及辅助服务等多类市场品种提供量化决策支持与执行。

➢ “旷冥”拥有 45年高质量 ERA5再分析资料、8大主流NWP模式初始场、20余类全球卫星、探空、飞机观测数据，以及覆盖近 6000家新能源场站的实测数据，形成独特的场站级新能源数据池。通过高效、稳定的算力架构以及 PB级规模的数据存储与智能调度平台，“旷冥”可在各类应用场景下高效、稳定、准确地完成预测任务，帮助新能源企业和储能运营商精确掌握每个 15分钟定价窗口，实现更优市场表现。

从落地成效来看，“旷冥”3.0辅助某 100MW风电场深度参与中长期日滚动、周/旬、月度交易，单月累计完成电量 400万千瓦时，增收 28万元，收益提升12.24%。

公司电力交易相关产品市场拓展节奏稳步推进。截止 2025年上半年，已实现在山西、山东、甘肃、广东和蒙西的布局并陆续应用于部分电力交易客户。随着江西、河北南网、安徽等多省陆续开展了长周期结算试运行工作，公司同步研发了相关产品并邀约客户进行试用。随着辽宁、宁夏、陕西等省份进入现货模拟运行结算，公司也着手开展上述省份的产品研发工作。

政策层面，根据国家发改委、能源局联合发布的《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（发改价格[2025]136号）》及《关于全面加快电力现货市场建设工作的通知（发改办体改[2025]394号）》明确提出：2026年底前，各省份需实现电力现货市场全覆盖，新能源上网电量原则上全部进入电力市场，上网电价全面由市场形成。截止 2025年，全国累计完成电力市场交易电量已达 6.6万亿千瓦时，占全社会用电量超 60%，电力交易辅助服务的需求渗透有望在 2026至 2027年间继续提升。

表3： 2025年全国电力市场交易情况 <table><tr><td>指标类别</td><td>具体指标</td><td>数值（亿千瓦时）</td><td>同比增速</td><td>占比/备注</td></tr><tr><td>总体情况</td><td>全国累计完成电力市场交易电量</td><td>66394</td><td>7.40%</td><td>占全社会用电量 64.0%，同比+1.3%</td></tr><tr><td rowspan="2">交易范围</td><td>省内交易电量</td><td>50473</td><td>6.20%</td><td></td></tr><tr><td>跨省区交易电量</td><td>15921</td><td>11.60%</td><td>其中跨电网经营区交易电量34亿千瓦时</td></tr><tr><td rowspan="3">交易品种</td><td>中长期交易电量</td><td>63522</td><td>-</td><td>-</td></tr><tr><td>现货交易电量</td><td>2872</td><td></td><td>1</td></tr><tr><td>绿电交易电量</td><td>3285</td><td>38.30%</td><td>一</td></tr></table>

资料来源：国家能源局，浙商证券研究所

2）储能能量管理系统（EMS）

政策环境持续完善，催生对专业化第三方运营服务的需求。近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格[2026]114号文），系国家层面首次明确电网侧独立储能的容量电价机制，标志着独立储能盈利路径从单一的调频辅助服务，正式迈入“电能量+辅助服务+容量电价补偿”三位一体的多元化盈利新阶段。容量电价机制是对新增调节资源的长期制度性引导，其确立预计将带动独立储能装机规模持续扩张。然而，盈利路径的多元化与市场机制的日趋复杂，也使储能电站的运营难度大幅提升，专业化第三方托管运营服务的市场需求随之显现。

国能日新已构建起覆盖交易决策、智能调控与运营保障的独立储能全流程托管运营能力。

➢ 交易辅助决策层面，公司依托自研“旷冥”大模型，整合新能源出力预测、气象预测、历史交易价格及市场供需等多维度数据，实现对新能源出力、负荷与电价的高精度预测，并在此基础上通过不同交易策略的对比询优，帮助独立储能电站在容量电价基础上有效捕获峰谷价差、研判电价走势，从而构建最优运营策略；

➢ 精准智能调控层面，公司自研储能智慧能量管理系统（EMS）及并网控制产品，在安全预警管理和控制响应速率方面具备显著优势，确保交易决策的精准落地；

➢ 全方位运营保障层面，公司依据交易策略可为储能电站客户的交易收入提供运营保障，辅助储能资产应对市场波动。

未来随着电力现货市场全省覆盖目标的推进落地，叠加容量电价机制的长期制度性引导，市场对独立储能电站电力交易托管运营服务的诉求将持续提升，国能日新在该方向的先发优势有望加速转化为可量化的收入增量。

图10：公司储能能量管理系统（EMS）架构

资料来源：公司官网，浙商证券研究所

3）虚拟电厂

公司在虚拟电厂领域以智慧运营管理系统与运营业务两种方式并行推进。

➢ 在系统侧，公司为客户提供虚拟电厂智慧运营管理系统的软件定制开发服务，涵盖平台搭建与多类型资源接入等功能模块；

在运营侧，公司聚合负荷用户，以整体响应电网指令的方式参与调峰调频，辅助电网促进清洁能源消纳或缓解负荷压力，并依据实际贡献获取相应补贴收益。

在资源禀赋上，公司聚合的可控负荷资源涵盖水泥、化工、钢铁、电采暖、充电桩等多类型工业及民用负荷，并通过子公司取得多省市准入资质。截至 2025年中，公司控股子公司国能日新智慧能源已取得陕西、甘肃、宁夏、新疆、青海、浙江、江苏、华北（冀北）、湖北等省份电网的负荷聚合商准入资格，全资子公司日新鸿晟已在上海、冀北、山东、宁夏等区域申请售电资质。多样化的负荷组合有利于提升跨省套利灵活性和响应稳定性，是平台型负荷聚合商构建竞争壁垒的关键所在。

展望未来，电力交易市场的持续推进深化、算电协同政策对 IDC/AIDC负荷精细化调度的需求，将促进对虚拟电厂平台这一“电侧出力—算侧负荷”协同调度的核心枢纽的需求，公司在该方向的先发布局具备较强的战略前瞻性。

4）微电网能源管理系统

公司已在国内外市场同步推进产品落地，并在海外并离网切换型项目中实现技术突破，创新性引入同期装置来实现并网与离网模式之间切换，同时以光伏消纳为主要目标实现按储能 SOC（荷电状态）裕度进行功率的智能分配，为工业园区、海岛及离网型应用场景提供兼顾安全性与经济性的区域用能解决方案，亦是公司国际化战略延伸的重要产品载体。

综合来看，创新延伸业务当前尚处于规模化前夜，短期贡献的绝对收入体量有限，但多条产品线均已完成从概念验证到初步商业化的关键跨越，且每一条线背后均有较为明确的政策驱动和客户价值支撑。随着电力现货市场全省覆盖、算电协同新基建工程加速推进，创新业务有望在 2026至 2027年进入业绩加速兑现期，届时对公司整体营收和利润的贡献比重有望提升。

3 制度铺垫充分，算电协同带来新机遇

“算电协同”政策框架逐步完善，为新能源信息化企业打开新的市场空间。

2023年 12月，国家发展改革委等部门发布《关于深入实施“东数西算”工程加快构建全国一体化算力网的实施意见》首提“算力电力协同”，提出到 2025年底，国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超过 80%。

2024年 7月，国家发展改革委等部门印发《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》，再次明确到 2025年底，国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超过 80%；

2025年 7月，国家发展改革委办公厅等部门发布《关于 2025年可再生能源电力消纳责任权重及有关事项的通知》，将全国 30个省（区、市）绿色电力消费比例要求设为80%；

2026年 3月，政府工作报告明确提出实施超大规模智算集群、算电协同等新基建工程，加强全国一体化算力监测调度，这是算电协同首次被写入政府工作报告并上升至国家战略层级，标志着算力基础设施建设的逻辑已从单纯的 IDC规模扩张，转向算力供给与绿色电力、区域电网承载力及能耗约束的系统性协同优化。

表4： “算电协同”相关政策演进 <table><tr><td>时间</td><td>政策文件</td><td>文号</td><td>核心要点</td></tr><tr><td>2023年12月</td><td>国家发展改革委等《关于深入实施"东数西算"工程加快构建全国一体化算力网的实施意见》</td><td>发改数据〔2023〕1779号建数据中心绿电占比超过80%</td><td>首提“算力电力协同”；提出到2025年底算力电力双向协同机制初步形成，国家枢纽节点新</td></tr><tr><td>2024年7月</td><td>国家发展改革委、国家能源局《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》</td><td>资发改环〔2024〕970号落地</td><td>重申2025年底国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超80%目标，推进算力电力双向协同机制</td></tr><tr><td>2025年7月</td><td>国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司《关于2025年可再生发改办能源业绿电消费比例监测范围，30个省（区、市）能源电力消纳责任权重及有关事〔2025〕669号项的通知》</td><td></td><td>将国家枢纽节点新建数据中心纳入重点用能行统一设定绿电消费比例要求为80%；2025年只监测不考核，2026年或正式进入考核执行阶段</td></tr><tr><td>2026年3月</td><td>2026年政府工作报告</td><td></td><td>首次将“算电协同”纳入新基建工程，明确实施超大规模智算集群、算电协同等工程，加强全国一体化算力监测调度，政策层级上升至国家战略</td></tr></table>

资料来源：发改委，中国政府网，浙商证券研究所

“算电协同”核心命题在于通过高精度出力预测、灵活的源网荷储协同调度及成熟的电力市场交易机制，将间歇性绿电转化为可调度、可计量、可交易、可结算的高质量能源供给。

图11：算电协同基本原理与路径

资料来源：通信产业网公众号，浙商证券研究所

从系统运行角度看，高比例绿电与高功率负荷之间的匹配核心在于三个能力：①对新能源出力的高精度预测；②对储能、可调负荷和电网约束的实时协同；③对电量、电价和辅助服务收益的动态优化；与国能日新在功率预测、电力交易及虚拟电厂方向的核心能力高度一致。

➢ 预测端：公司长期积累的功率预测能力，是新能源消纳和算力负荷配套绿电供给的基础。随着极端天气扰动、区域性电网约束和负荷波动增大，预测已从简单的天气与出力关系拟合，升级为多源数据融合、多模型耦合与场景化调优问题。

➢ 控制端：公司并网智能控制系统、储能智慧能量管理系统以及微电网和虚拟电厂综合能源管理平台，可将预测结果转化为可执行的调度与控制方案。对于算电协同项目而言，IDC/AIDC侧负荷与新能源电源并不天然匹配，必须通过储能、柔性负荷与微电网管理来平滑波动。

➢ 交易端：随着新能源全面入市，单纯提供预测已难以满足客户需求，交易策略、收益优化与托管运营的重要性持续抬升。公司已经组建电力交易专职营销团队，通过旷冥新能源大模型构建预测、决策、执行、优化的闭环能力，并面向新能源场站、售电侧及独立储能电站推出电力交易托管运营服务。

表5：公司主要产品与算电协同的映射关系 <table><tr><td>产品或能力</td><td>对应环节</td><td>映射逻辑</td></tr><tr><td>新能源发电功率预测</td><td>新能源供给侧</td><td>提高绿电出力可预见性，是算力负荷匹配绿色电力的前提</td></tr><tr><td>并网智能控制系统</td><td>电网接入与实时调节</td><td>提升新能源并网稳定性，支撑高比例新能源消纳</td></tr><tr><td>储能智慧能量管理与并网控制</td><td>储能与柔性调节侧</td><td>平滑绿电波动并提升电能质量，增强项目收益弹性</td></tr><tr><td>电力交易产品与托管运营</td><td>市场结算与收益优化</td><td>在新能源全面入市背景下提升交易收益，强化客户黏性</td></tr><tr><td>微电网与虚拟电厂平台</td><td>源网荷储协同侧</td><td>连接发电、储能、负荷和交易，实现算电协同的系统级调度</td></tr></table>

资料来源：浙商证券研究所

4 盈利预测与估值

4.1 盈利预测

新能源发电功率预测产品：该业务为公司营收占比最大的板块，2022至 2024年营业收入分别为 2.60 亿元、2.68 亿元和 3.09 亿元，同比增长 3.08%和 15.30%。由于 2025 年 1月，国家能源局明确新建分布式电站须满足“四可”管理要求，存量电站亦面临改造，叠加集中式新能源装机规模持续扩张，故我们预计 2025年该业务将迎来规模扩张加速期，2026-2027 年增速逐步回稳。由此预测 2025 至 2027 年增长率分别为 35%、33%和 25%，对应营收分别为 4.17亿元、5.55亿元和 6.94亿元。

新能源并网智能控制系统：该业务 2022至 2024年营业收入分别为 0.55亿元、0.97亿元和 1.24亿元，同比增长 76.36%和 27.84%。该产品与功率预测业务具有一定协同关系，随分布式光伏“四可”政策落地，分布式并网融合终端需求同步释放，叠加 IDC/AIDC算力中心配套主动支撑装置的新增需求，2025年有望延续较快增长；2026-2027年随新型电力系统建设持续推进，增速回归稳健水平。由此预测 2025至 2027年增长率分别为 30%、23%和 25%，对应营收分别为 1.61亿元、1.98亿元和 2.48亿元。

电网新能源管理系统：该业务 2022至2024年营业收入分别为 0.20亿元、0.45亿元和0.52亿元，同比增长 125.00%和 15.56%。2025年受益于算电协同政策推进及各层级电网对新能源精细化管控需求持续深化，增速有望提升；2026-2027年随分布式电源大量接入对电网承载力评估及消纳分析需求稳步释放，维持稳健增长。由此预测 2025至 2027年增长率分别为 35%、23%和 25%，对应营收分别为 0.70亿元、0.86亿元和 1.08亿元。

新能源电站智能运营：该业务 2022至2024年营业收入分别为 0.07亿元、0.04亿元和0.05亿元，同比下降 42.86%后回升 25.00%。该项业务整体体量较小，仍处于渗透率提升阶段。随发电集团运营管理数字化意识增强及新增装机规模扩张带动电站运维复杂度上升，有望保持稳健增长。由此预计该业务保持与电网管理系统相近的增速节奏，2025至2027 年增长率分别为 35%、23%和 25%，对应营收分别为 0.07 亿元、0.08 亿元和 0.10 亿元。

其他收入（含创新业务）：该业务 2022至 2024年营业收入分别为 0.18亿元、0.43亿元和 0.59亿元，同比增长 138.89%和 37.21%，已呈现较快增长态势。该项涵盖电力交易、储能 EMS、虚拟电厂等创新业务及资产运营收入，受益于新能源上网全面市场化、电力现货市场全省覆盖以及完善独立储能容量电价机制等政策密集催化，创新业务需求正持续释放；考虑到部分业务仍处商业化早期，2025至 2027年增速预计随市场机制逐步完善增速稳步提升。由此预测 2025至 2027年增长率分别为 20%、23%和 25%，对应营收分别为0.71 亿元、0.87 亿元和 1.09 亿元。

毛利率：公司 2022 至 2024年综合毛利率分别为 66.61%、67.55%和 65.92%，整体维持在 63%至 68%的较高区间。2025年毛利率预计小幅回落至 64.50%，主要系分布式光伏“四可”政策落地带来大量新增分布式电站客户，初次服务含硬件交付，毛利率显著低于纯软件服务费，阶段性拉低整体毛利水平。2026-2027年，随新增分布式电站陆续进入软件服务续费期，高毛利软件服务收入占比持续提升，叠加电力交易等创新业务随规模效应逐步改善盈利质量，综合毛利率有望回升并逐步接近历史高位。故我们预测 2025至 2027年公司综合毛利率分别为 64.50%、66.50%和 67.00%。

表6：分产品收入预测（单位：亿元） <table><tr><td>业务领域</td><td>2022</td><td>2023</td><td>2024</td><td>2025E</td><td>2026E</td><td>2027E</td></tr><tr><td>营业总收入</td><td>3.60</td><td>4.56</td><td>5.50</td><td>7.260</td><td>9.350</td><td>11.690</td></tr><tr><td>yoy</td><td>19.78%</td><td>26.89%</td><td>20.50%</td><td>32.06%</td><td>28.79%</td><td>25.03%</td></tr><tr><td>毛利率</td><td>66.61%</td><td>67.55%</td><td>65.92%</td><td>64.50%</td><td>66.50%</td><td>67.00%</td></tr><tr><td>新能源发电功率预测产品</td><td>2.60</td><td>2.68</td><td>3.09</td><td>4.17</td><td>5.55</td><td>6.94</td></tr><tr><td>yoy</td><td></td><td>3.08%</td><td>15.30%</td><td>35%</td><td>33%</td><td>25%</td></tr><tr><td>新能源并网智能控制系统</td><td>0.55</td><td>0.97</td><td>1.24</td><td>1.61</td><td>1.98</td><td>2.48</td></tr><tr><td>yoy</td><td></td><td>76.36%</td><td>27.84%</td><td>30%</td><td>23%</td><td>25%</td></tr><tr><td>电网新能源管理系统</td><td>0.20</td><td>0.45</td><td>0.52</td><td>0.70</td><td>0.86</td><td>1.08</td></tr><tr><td>yoy</td><td></td><td>125.00%</td><td>15.56%</td><td>35%</td><td>23%</td><td>25%</td></tr><tr><td>新能源电站智能运营系统</td><td>0.07</td><td>0.04</td><td>0.05</td><td>0.07</td><td>0.08</td><td>0.10</td></tr><tr><td>yoy</td><td></td><td>-42.86%</td><td>25.00%</td><td>35%</td><td>23%</td><td>25%</td></tr><tr><td>其他收入</td><td>0.18</td><td>0.43</td><td>0.59</td><td>0.71</td><td>0.87</td><td>1.09</td></tr><tr><td>yoy</td><td></td><td>138.89%</td><td>37.21%</td><td>20%</td><td>23%</td><td>25%</td></tr></table>

资料来源：wind，浙商证券研究所

4.2 估值

估值方面：使用市销率对公司进行估值。公司主要是以 SaaS化订阅方式经营，参考可比的软件公司，我们选择了金山办公、万兴科技、中望软件以及合合信息作为可比公司。

表7：可比公司估值（截至 2026年3月 19日、来自 wind一致预期） <table><tr><td colspan="8"></td><td colspan="4">P/S</td></tr><tr><td>股票代码</td><td>公司名称</td><td>总市值 (亿)</td><td>2024</td><td>营业收入（亿元） 2025E</td><td>2026E</td><td>2027E</td><td>2024</td><td>2025E</td><td></td><td>2026E</td><td>2027E</td></tr><tr><td>688111.SH</td><td>金山办公</td><td>1207.78</td><td>51.21</td><td>71.54</td><td>85.55</td><td></td><td>23.59</td><td></td><td>16.88</td><td>14.12</td><td></td></tr><tr><td>300624.SZ</td><td>万兴科技</td><td>141.19</td><td>14.40</td><td>16.31</td><td>18.93</td><td>22.33</td><td></td><td>9.81</td><td>8.66</td><td>7.46</td><td>6.32</td></tr><tr><td>688083.SH</td><td>中望软件</td><td>94.83</td><td>8.88</td><td>11.23</td><td>13.26</td><td></td><td></td><td>10.68</td><td>8.44</td><td>7.15</td><td></td></tr><tr><td>688615.SH</td><td>合合信息</td><td>256.41</td><td>14.38</td><td>22.60</td><td>27.98</td><td></td><td>36.76</td><td>17.83</td><td>11.35</td><td>9.16</td><td>6.97</td></tr><tr><td>行业平均</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td>15.48</td><td>11.33</td><td>9.47</td><td>6.65</td></tr><tr><td>301162.SZ</td><td>国能日新</td><td>94.00</td><td>5.50</td><td>7.26</td><td>9.35</td><td></td><td>11.69</td><td>17.10</td><td>12.95</td><td>10.05</td><td>8.04</td></tr></table>

资料来源：Wind，浙商证券研究所

考量政策与行业趋势共同推进的效果、公司长期深耕新能源信息化的渠道优势，我们预测公司 2025-2027 年实现营收 7.26/9.35/11.69 亿元，同比增速分别为 32.06%/28.79%/25.03%，对应 P/S 是 12.95/10.05/8.04 倍，行业 2026 年平均为 9.47 倍。

基于公司在新能源功率预测领域的龙头地位及深厚的数据与技术壁垒，同时在当前政策环境中，分布式光伏“四可”管理要求全面落地持续扩充功率预测增量市场，电力市场化改革加速推进打开电力交易辅助服务成长空间，“算电协同”首次写入政府工作报告催化公司全产品线需求，公司传统核心业务与创新延伸业务有望形成共振，业绩增长具备较强确定性与弹性。因此，首次覆盖予以“增持”评级。

5 风险提示

➢ 政策落地节奏不及预期。分布式光伏“四可”管理要求及算电协同新基建工程的实际推进依赖各省配套细则的出台与执行，若部分省份落地进度明显滞后，功率预测增量需求及虚拟电厂平台收入的兑现时间窗口将相应延后。

➢ 电力市场化推进存在延迟风险。电力现货市场全省覆盖目标能否如期实现受各省电力系统条件和制度建设进度制约，若延期推进，公司电力交易辅助服务业务的规模放量节点将随之右移。

➢ 功率预测毛利率短期存在承压可能。分布式四可政策落地带来大量新增分布式电站客户，初次服务含硬件交付，设备环节毛利率远低于软件服务费，若新建及改造电站数量超预期，2025年功率预测业务毛利率或进一步低于我们的预测假设。

➢ 创新业务商业模式尚未经历完整验证周期。电力交易托管、独立储能运营、虚拟电厂等业务仍处于早期放量阶段，各省辅助服务补偿标准及市场规则尚在调整过程中，若盈利模式验证周期超预期，相关收入贡献或低于预测。

➢ 市场竞争格局趋于复杂。随着新能源信息化市场吸引力持续提升，互联网背景的平台企业及大型电网系信息化企业正加大资源投入，可能对公司的客户获取效率和产品定价能力形成影响。

<sup>[</sup>表附录：三大报表预测值<sup>Table\_ThreeForcast]</sup> 资产负债表 <table><tr><td>(百万元)</td><td>2024</td><td>2025E</td><td>2026E</td><td>2027E</td></tr><tr><td>流动资产</td><td>1190</td><td>1427</td><td>1593</td><td>1799</td></tr><tr><td>现金</td><td>502</td><td>677</td><td>637</td><td>605</td></tr><tr><td>交易性金融资产</td><td>140</td><td>50</td><td>67</td><td>86</td></tr><tr><td>应收账项</td><td>379</td><td>498</td><td>651</td><td>818</td></tr><tr><td>其它应收款</td><td>8</td><td>12</td><td>17</td><td>19</td></tr><tr><td>预付账款</td><td>4</td><td>6</td><td>8</td><td>9</td></tr><tr><td>存货</td><td>106</td><td>155</td><td>181</td><td>225</td></tr><tr><td>其他</td><td>50</td><td>28</td><td>33</td><td>37</td></tr><tr><td>非流动资产</td><td>604</td><td>645</td><td>801</td><td>965</td></tr><tr><td>金融资产类</td><td>0</td><td>0</td><td>0</td><td>0</td></tr><tr><td>长期投资</td><td>94</td><td>69</td><td>80</td><td>81</td></tr><tr><td>固定资产</td><td>334</td><td>425</td><td>545</td><td>700</td></tr><tr><td>无形资产</td><td>9</td><td>11</td><td>14</td><td>18</td></tr><tr><td>在建工程</td><td>28</td><td>30</td><td>34</td><td>37</td></tr><tr><td>其他</td><td>140</td><td>110</td><td>128</td><td>129</td></tr><tr><td>资产总计</td><td>1794</td><td>2072</td><td>2394</td><td>2764</td></tr><tr><td>流动负债</td><td>451</td><td>646</td><td>779</td><td>918</td></tr><tr><td>短期借款</td><td>32</td><td>211</td><td>254</td><td>283</td></tr><tr><td>应付款项</td><td>190</td><td>238</td><td>296</td><td>370</td></tr><tr><td>预收账款</td><td>0</td><td>0</td><td>0</td><td>0</td></tr><tr><td>其他</td><td>229</td><td>197</td><td>229</td><td>265</td></tr><tr><td>非流动负债</td><td>149</td><td>73</td><td>91</td><td>105</td></tr><tr><td>长期借款</td><td>18</td><td>18</td><td>18</td><td>18</td></tr><tr><td>其他</td><td>132</td><td>56</td><td>73</td><td>87</td></tr><tr><td>负债合计</td><td>600</td><td>719</td><td>870</td><td>1023</td></tr><tr><td>少数股东权益</td><td>36</td><td>37</td><td>39</td><td>41</td></tr><tr><td>归属母公司股东权</td><td>1157</td><td>1315</td><td>1485</td><td>1700</td></tr><tr><td>负债和股东权益</td><td>1794</td><td>2072</td><td>2394</td><td>2764</td></tr></table>

现金流量表 <table><tr><td>(百万元)</td><td>2024</td><td>2025E</td><td>2026E</td><td>2027E</td></tr><tr><td>经营活动现金流</td><td>68</td><td>(34)</td><td>99</td><td>163</td></tr><tr><td>净利润</td><td>95</td><td>127</td><td>172</td><td>217</td></tr><tr><td>折旧摊销</td><td>15</td><td>27</td><td>35</td><td>46</td></tr><tr><td>财务费用</td><td>(2)</td><td>(0)</td><td>4</td><td>7</td></tr><tr><td>投资损失</td><td>(10)</td><td>(10)</td><td>(10)</td><td>(10)</td></tr><tr><td>营运资金变动</td><td>106</td><td>(130)</td><td>(55)</td><td>(48)</td></tr><tr><td>其它</td><td>(136)</td><td>(48)</td><td>(47)</td><td>(49)</td></tr><tr><td>投资活动现金流</td><td>(289)</td><td>6</td><td>(181)</td><td>(218)</td></tr><tr><td>资本支出</td><td>(330)</td><td>(118)</td><td>(156)</td><td>(201)</td></tr><tr><td>长期投资</td><td>(16)</td><td>24</td><td>(11)</td><td>(1)</td></tr><tr><td>其他</td><td>57</td><td>99</td><td>(14)</td><td>(16)</td></tr><tr><td>筹资活动现金流</td><td>(6)</td><td>204</td><td>41</td><td>23</td></tr><tr><td>短期借款</td><td>32</td><td>179</td><td>42</td><td>29</td></tr><tr><td>长期借款</td><td>18</td><td>0</td><td>0</td><td>0</td></tr><tr><td>其他</td><td>(56)</td><td>24</td><td>(1)</td><td>(6)</td></tr><tr><td>现金净增加额</td><td>(226)</td><td>176</td><td>(41)</td><td>(31)</td></tr></table>

资料来源：浙商证券研究所

利润表 <table><tr><td>(百万元)</td><td>2024</td><td>2025E</td><td>2026E</td><td>2027E</td></tr><tr><td>营业收入</td><td>550</td><td>726</td><td>935</td><td>1169</td></tr><tr><td>营业成本</td><td>187</td><td>258</td><td>313</td><td>386</td></tr><tr><td>营业税金及附加</td><td>4</td><td>5</td><td>7</td><td>9</td></tr><tr><td>营业费用</td><td>145</td><td>189</td><td>244</td><td>306</td></tr><tr><td>管理费用</td><td>47</td><td>63</td><td>83</td><td>102</td></tr><tr><td>研发费用</td><td>85</td><td>116</td><td>140</td><td>164</td></tr><tr><td>财务费用</td><td>(2)</td><td>(0)</td><td>4</td><td>7</td></tr><tr><td>资产减值损失</td><td>11</td><td>(6)</td><td>(4)</td><td>3</td></tr><tr><td>公允价值变动损益</td><td>7</td><td>7</td><td>7</td><td>7</td></tr><tr><td>投资净收益</td><td>10</td><td>10</td><td>10</td><td>10</td></tr><tr><td>其他经营收益</td><td>8</td><td>10</td><td>10</td><td>9</td></tr><tr><td>营业利润</td><td>97</td><td>128</td><td>174</td><td>220</td></tr><tr><td>营业外收支</td><td>0</td><td>0</td><td>0</td><td>0</td></tr><tr><td>利润总额</td><td>97</td><td>128</td><td>174</td><td>220</td></tr><tr><td>所得税</td><td>2</td><td>1</td><td>2</td><td>3</td></tr><tr><td>净利润</td><td>95</td><td>127</td><td>172</td><td>217</td></tr><tr><td>少数股东损益</td><td>1</td><td>1</td><td>2</td><td>2</td></tr><tr><td>归属母公司净利润</td><td>94</td><td>126</td><td>170</td><td>215</td></tr><tr><td>EBITDA</td><td>107</td><td>154</td><td>213</td><td>272</td></tr><tr><td>EPS（最新摊薄）</td><td>0.93</td><td>0.95</td><td>1.28</td><td>1.62</td></tr></table>

主要财务比率 <table><tr><td></td><td>2024</td><td>2025E</td><td>2026E</td><td>2027E</td></tr><tr><td>成长能力</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr><tr><td>营业收入</td><td>20.50%</td><td>32.06%</td><td>28.79%</td><td>25.03%</td></tr><tr><td>营业利润</td><td>-8.65%</td><td>32.38%</td><td>36.24%</td><td>26.28%</td></tr><tr><td>归属母公司净利润</td><td>-12.20%</td><td>34.17%</td><td>35.29%</td><td>26.28%</td></tr><tr><td>获利能力</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr><tr><td>毛利率</td><td>65.92%</td><td>64.50%</td><td>66.50%</td><td>67.00%</td></tr><tr><td>净利率</td><td>17.21%</td><td>17.49%</td><td>18.37%</td><td>18.55%</td></tr><tr><td>ROE</td><td>8.26%</td><td>9.87%</td><td>11.81%</td><td>13.14%</td></tr><tr><td>ROIC</td><td>6.62%</td><td>7.85%</td><td>9.53%</td><td>10.62%</td></tr><tr><td>偿债能力</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr><tr><td>资产负债率</td><td>33.48%</td><td>34.72%</td><td>36.33%</td><td>37.00%</td></tr><tr><td>净负债比率</td><td>11.78%</td><td>33.70%</td><td>33.12%</td><td>31.07%</td></tr><tr><td>流动比率</td><td>2.64</td><td>2.21</td><td>2.05</td><td>1.96</td></tr><tr><td>速动比率</td><td>2.40</td><td>1.97</td><td>1.81</td><td>1.71</td></tr><tr><td>营运能力</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr><tr><td>总资产周转率</td><td>0.34</td><td>0.38</td><td>0.42</td><td>0.45</td></tr><tr><td>应收账款周转率</td><td>1.74</td><td>1.81</td><td>1.80</td><td>1.77</td></tr><tr><td>应付账款周转率</td><td>1.34</td><td>1.39</td><td>1.43</td><td>1.36</td></tr><tr><td>每股指标(元)</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr><tr><td>每股收益</td><td>0.93</td><td>0.95</td><td>1.28</td><td>1.62</td></tr><tr><td>每股经营现金</td><td>0.51</td><td>-0.25</td><td>0.75</td><td>1.23</td></tr><tr><td>每股净资产</td><td>11.56</td><td>9.92</td><td>11.20</td><td>12.82</td></tr><tr><td>估值比率</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr><tr><td>P/E</td><td>17.10</td><td>12.95</td><td>10.05</td><td>8.04</td></tr><tr><td>P/B</td><td>6.14</td><td>7.15</td><td>6.33</td><td>5.53</td></tr><tr><td>EV/EBITDA</td><td>38.75</td><td>58.41</td><td>42.60</td><td>33.62</td></tr></table>

股票投资评级说明

以报告日后的 6个月内，证券相对于沪深 300指数的涨跌幅为标准，定义如下：

1.买入：相对于沪深 300指数表现＋20％以上；

2.增持：相对于沪深 300指数表现＋10％～＋20％；

3.中性：相对于沪深 300指数表现－10％～＋10％之间波动；

4.减持：相对于沪深 300指数表现－10％以下。

行业的投资评级：

以报告日后的 6个月内，行业指数相对于沪深 300指数的涨跌幅为标准，定义如下：

1.看好：行业指数相对于沪深 300指数表现＋10%以上；

2.中性：行业指数相对于沪深 300指数表现－10%～＋10%以上；

3.看淡：行业指数相对于沪深 300指数表现－10%以下。

我们在此提醒您，不同证券研究机构采用不同的评级术语及评级标准。我们采用的是相对评级体系，表示投资的相对比重。

建议：投资者买入或者卖出证券的决定取决于个人的实际情况，比如当前的持仓结构以及其他需要考虑的因素。投资者不应仅仅依靠投资评级来推断结论。

法律声明及风险提示

本报告由浙商证券股份有限公司（已具备中国证监会批复的证券投资咨询业务资格，经营许可证编号为：Z39833000）制作。本报告中的信息均来源于我们认为可靠的已公开资料，但浙商证券股份有限公司及其关联机构（以下统称“本公司”）对这些信息的真实性、准确性及完整性不作任何保证，也不保证所包含的信息和建议不发生任何变更。本公司没有将变更的信息和建议向报告所有接收者进行更新的义务。

本报告仅供本公司的客户作参考之用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。

本报告仅反映报告作者的出具日的观点和判断，在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议，投资者应当对本报告中的信息和意见进行独立评估，并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，本公司及/或其关联人员均不承担任何法律责任。

本公司的交易人员以及其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。本公司没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。本公司的资产管理公司、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。

本报告版权均归本公司所有，未经本公司事先书面授权，任何机构或个人不得以任何形式复制、发布、传播本报告的全部或部分内容。经授权刊载、转发本报告或者摘要的，应当注明本报告发布人和发布日期，并提示使用本报告的风险。未经授权或未按要求刊载、转发本报告的，应当承担相应的法律责任。本公司将保留向其追究法律责任的权利。

浙商证券研究所

上海总部地址：杨高南路 729号陆家嘴世纪金融广场 1号楼 25层

北京地址：北京市东城区朝阳门北大街 8号富华大厦 E座 4层

深圳地址：广东省深圳市福田区广电金融中心 33层

上海总部邮政编码：200127

上海总部电话：(8621) 80108518

上海总部传真：(8621) 80106010

浙商证券研究所：https://www.stocke.com.cn