Q:目前虚拟电厂参与到了哪些地区或者哪些项目类型?后期电力运营应该如何预期?A:原来我们主要是给综能公司做平台，收取服务费。去年业务转型后，是以运营商和聚合商的身份，去年成立子公司到现在一直在做准备工作。准备工作分为两方面:1)在拿各个地区省份的“准入身份”。跟电网调通平台、技术上对接，能够完成需求侧的响应、辅助服务响应。这个技术平台需要电网出具身份证明认证。截止到目前在陕西已经接通，江苏正在公示，其他省份还在推进准入。有一些省份要求比较高，比如山西，除了调通认证以外，还要求有售电牌照等。2)在做目标用户积累和渠道积累。去年签了一些战略合作用户，今年全国范围内例如锅炉、制冷等企业我们也在做战略合作，未来他们这一部分需求策略响应我们可以为他们提供服务，去积累用户的数量。我们目前做着两件事情。业务进展方面，一季度陕西我们已经调通了之后，我们已经做了用户侧的辅助服务的响应，调频的响应项目已经做了第一个。

Q:对于今年来说各项新业务的增长预期是什么?A:去年储能EMS+上电力交易+虚拟电厂的整个营收水平在1100万左右。但这里的虚拟电厂是之前我们在母公司层面去给综能公司做平台运营的服务费，不是虚拟电厂运营商身份和客户产生的收入，后者应该体现在子公司里面。今年前5个月，电力交易增长相对比较快。2022年三块业务加在一起同比增速93%，但基数比较小。今年看增速比较好。

Q:推广当中决定电力交易业务推广节奏的，主要是各省的电力现货参与交易的政策?还是我们自身销售驱动的节奏呢?两个方面都有，但还是以政策为主。比如刚才提到的四个省份，新能源参与长周期交易的占比是多少?在电力交易层面上来讲价差多少?这些都是影响客户收益的决定性因素。

第二个因素是市场竞争格局问题。目前电力交易市场的竞争格局有很多的新进入者，也会有专门做托管的比较成熟的友商。第三个是取决于我们自身主动推广的意愿能力、产品更新迭代的情况，和我们最终给用户带来的增收上的影响。但综合而言还是政策的影响会更大一点。

Q:我们未来三到五年维度业务结构，大概是怎样的预期?目前功率预测业务占比可能有百分之七十到八十，那到未来以后可能哪块业务占的比重会有明显变化?A:功率预测占比希望逐渐下降，但营收和净利润的绝对值贡献会是上升的。去年占比上升主要是因为，我们在年报里的收入结构把6000多万的升级改造调回到功率预测了，原来该部分实际上是在其他产品服务里面。但如果把这个因素去掉，实际新业务的收入占比是在上升的。基本盘还是功率预测里面，而我们最近在新业务领域的探索和布局花的精力是更多的。传统市场功率预测的规模、业务模式和竞争格局相对比较稳定，新产品的业务布局、市场竞争格局、示范项目、市场推广速度、电力交易虚拟电厂的准入身份和聚合业务的速度，都是我们最近关注的点。最近公司会更关注新业务布局，希望这个能成为第二增长曲线。

Q:最近五月份出的需求侧负荷侧管理的政策对于公司或者相关领域带来哪些变化?

A:首先，这个政策出台配合的是前面出台的第三监管周期的输配电政策，表明电力市场化改革进展要加快，对我们的电力交易、虚拟电厂服务、微电网的产品和用户理解形成了比较好的政策驱动。随着政策放开标准，对于用户侧参与市场交易的推广，更有利于用户的接受和理解。公司战略布局方面，大家对我们公司原有的认知是源端供应，但实际上我们从大概两年前就一直在做转型，希望我们可以成为“源网荷储一体”的能源数据管理专家。负荷侧市场我们一直在积极关注，随着政策放开意味着有进一步打开的可能，如果不是市场化改革，那么用户侧的需求就不会那么强烈。政策推动出来之后，在用户侧的产品布局和策略布局上也会相应地进行推广。

Q:今年一季度收入比较好，可能有一部分是去年年底的一些交付装机延后到了今年一季度。那么考虑二季度，我们感受到的进展是怎样的?A:直观感受应该和一季度差不多，甚至2季度要比1季度还要好。因为其实一季度在2、3月份的时候，我们看到过组件价格的回升，因为一季度降价比较多，原本预计今年下半年才会降到1.6或者1.5左右，但实际上半年一月份有一段时间就达到1.7以下了。有一段时间组件价格又有一些反弹和回升，但之后又回到了下跌通道，最近又跌下来较多，在这种情况下会催生大量装机市场发展。本身二季度也有一些递延，从景气度层面感受比一季度好。

Q:股权股份支付的费用?

A:一年2000万的股份支付成本，基本上一个季度400多万股份支付费用。

Q:功率预测和电力交易、虚拟电厂产品的共性?

A:第一个从客户分类上来看面向群体不一样，我们在源端做功率预测，打通源端和负荷端的是电力交易，在负荷侧我们主要做的是虚拟电厂。从产品布局来讲是通过源网荷储的方式。

第二个在不同产品来讲有一些通用的功能。国能日新核心能力是源端的功率预测的产品，从本质上的技术来讲，不管是电力交易结构、还是未来在电力管理上的结构来讲，都是比较确定的东西。唯一波动较大的是新能源的出力，因为他受天气影响比较大，这一部分的变量实际上是国能日新掌握能力比较好的，是最核心的技术。并且我们通过多年服务，也积累了很多源端基础数据，这也是核心能力之一。基于这些基础，衍生出了电力交易这款产品，其实也是建立在核心能力和技术之上的。负荷端虚拟电厂的产品，本身如果仅仅是功能管理控制型的，那么它底层跟刚才提到的这些数据关系不大;但未来参与到电力市场化中来，那么电量数据我们就会掌握的更好。

Q:产品销售上针对不同的客户主要是基于什么呢，客户买了功率预测是不是就不用买电力交易了呢?

A:首先两者满足的客户需求的诉求不太一样。功率预测更多的是满足客户去建立考核，减少电网对于源端用户的罚款。电力交易的驱动力来源是在市场化竞争格局下，如何卖到更多的钱能够有更高的收益。第二从产品设计来看，他们属于不同的产品，所以两者不存在互斥的关系。回归到国能日新的战略布局来看，首先要在传统业务功率预测的市场上抢到市占率和用户数量，再推广电力交易。不涨价是因为要把核心能力推广出去，核心战略是围绕用户数和产品创新。

Q:后续对于预测如果有新增功能，是再单独增加模块新增收费吗?

A:是新增收费。我们前面提过功率预测有三种收费模式。第一种是在新建站的时候会以硬件的形式新增，这部分在并网的时候就确收了。第二是后续每年会持续地形成服务费。第三种就是有额外功能升级。比如陕西提出930之前场站要具备极端天气预报能力，那么就会有升级改造的费用，上门升级改造费用要有，后期也会有持续稳定的服务费.