100亿日元储能投资：投资决策在首年即基本完成；AS业务目标FY7/27增长4倍至20.43亿日元；管理层认为1.64%的解约率仍有进一步改善空间

摘要

FY7/26实现营业收入71.13亿日元（+15.6%）、营业利润30.17亿日元（+10.0%），连续第七年实现收入与利润双增长，并超出修正后计划。在DGP手续费单价仍处调整期的背景下，合约总容量达1,429MW（+38.3%）、月均解约率改善至1.64%（上年同期为2.90%），吸收了单价下滑的影响。原定为三年期的100亿日元储能投资计划，其投资决策在首年即基本完成；AS业务FY7/27计划实现收入20.43亿日元，约为同比4倍。在说明会上，管理层明确表示AS业务的增长大部分来自第三方持有资产，而Power Platform收入计划下滑源自对输配电公司结算金额的保守假设，而非DGP手续费下降。

重点项目（业绩要点与增长举措）

• 管理层战略与市场观点
  • 管理层将FY7/22–FY7/26定位为以DGP为核心的阶段，FY7/27起转入DGP与储能双引擎驱动的增长加速期。
  • 关于中东局势引发的电价波动加剧，管理层认为对Power Platform大致中性（对冲需求增加抵消成本上升），而对Renewable Energy Platform明显构成利好。
  • 储能目前以调频（平衡）市场为主，因此受中东影响有限；但随着向kWh市场拓展推进，波动性将转为顺风因素。
  • FY7/29目标为合并营业收入超100亿日元、调整后EBITDA超40亿日元，并计划推进包括并购在内的非内生增长。
• 当期业务进展与驱动因素
  • 第四季度DGP手续费收入11.81亿日元，环比+13.8%；单位合约容量交易量提升+23.9%，吸收了单笔交易手续费▲8.0%的下滑。
  • 3–5月合约续签高峰期的解约容量由141MW降至60MW；叠加195MW新签，5月末合约容量达890MW（同比+21%）。
  • 管理层将解约率改善主要归因于销售组织强化，由此前人手不足转为配置充足并全员跟进客户。
  • 受托管理的165MW AS容量中，已有100MW进入EPRX；差额源自商业运营至市场准入之间3–5个月的审核周期。
  • 关键战略举措与拐点
  • 2026年7月设立呼叫中心，最多27名人员开展外呼业务。该部分未体现在FY7/26新签中，构成下一财年的增量上行空间。
  • 含部分固定价格交易的合约占容量比重在第四季度升至19%（162MW），运用电力期货与批发采购的定制化方案持续扩展。
  • 已启动低压电网侧储能的聚合业务。受1MW最低报价单位限制，低压设备无法单独参与市场，因此已搭建聚合系统。
  • 推出电网侧储能资产的中介/撮合服务，将通过RE Bridge积累的撮合能力延伸至储能领域。
  • 公司于2026年7月启动首个地热PPA，发电组合在光伏、风电、生物质之外新增地热。

展望

• FY7/27指引为营业收入79.67亿日元（+12.0%）、营业利润28.65亿日元、调整后EBITDA 31.85亿日元（利润率40.0%）。鉴于储能资产带来折旧上升，公司新增披露调整后EBITDA。
• 分部计划：Power Platform 48.12亿日元、Renewable Energy Platform 8.16亿日元、AS业务20.43亿日元、其他2.94亿日元。管理层说明，Power Platform收入下滑反映的是对一般输配电公司结算金额的保守假设，而非假设DGP手续费下降。
• AS业务20.43亿日元收入增长中，大部分来自第三方持有资产。至FY7/27末DGAM自有并网容量仅30.2MW；相较现有165MW运营基数，外部资产占比约90%。
• DGAM已对18个高压及特高压项目、合计36.3MW作出投资决策，其中30.2MW计划于FY7/27并网投运。高压投资大体告一段落，重心转向在市场条件允许时推进特高压项目的方案搭建。
• FY7/29目标：ROE 20%以上、营利率30%以上（修正后水平）、合约总容量CAGR 30%以上、调整后EBITDA利润率40%以上（新设）。营利率目标下调系针对折旧的调整，EBITDA利润率成为核心关注指标。
• 管理层并不认为1.64%的解约率已是可持续下限，认为通过人员、系统与流程优化仍有进一步改善空间。

正面因素

• 毛利率81.4%（+7.0pt）、营利率42.4%，维持高盈利水平；人均营业利润3,300万日元，位居电力燃气行业前列。
• 经常性收入占比70.3%。Renewable Energy Platform以约20年长期合约为支撑，AS业务以多年期合约为支撑，收益持续性较高。
• 储能投资计划提前达成，反映公司自光伏时代起即自建涵盖土地获取、并网研究与调试的专业团队，成员具备近十年开发经验；平台业务的项目导流协同亦有贡献。
• 受托管理的可再生能源容量393MW、RE Bridge登记设施容量约2GW、Econohashi交易量同比+60%——可再生能源相关KPI全面扩张。
• 承诺贷款额度由102亿日元扩大至163.5亿日元，超过43亿日元的储能投资计划借款正在推进洽谈。营运资金与投资资金的融资能力均已确保。
• 随着平衡市场价格上限下调，储能运营难度上升；管理层认为这将强化能够跨多市场优化的聚合商的相对优势。

风险

• DGP手续费收入45.14亿日元，同比▲5.8%，较初始计划▲11.2%。尽管单价下滑速度趋缓，调整期仍在延续。
• FY7/27计划已考虑竞争进一步加剧的可能性，假设较上一版中期计划更为保守。
• 自9月起，平衡市场中一次调频等品种的价格上限将由15日元下调至10日元。该因素已纳入计划，但更根本性的规则变化空间仍存。
• FY7/27经常利润23.94亿日元，与营业利润的差额扩大，反映利息费用上升以及项目融资安排相关的一次性前置费用。
• 随着储能资产自持规模扩大，营利率预计降至36.0%，进入营业利润与EBITDA差距扩大的阶段。
• 股东权益比率由46.5%降至34.1%，负债占总资产比重由53%升至66%。FY7/26经营活动现金流为▲18.49亿日元，自由现金流为▲62.46亿日元。

业绩亮点

FY7/26实现营业收入71.13亿日元（+15.6%）、营业利润30.17亿日元（+10.0%）、本期净利润20.37亿日元（+9.0%），同比及相较修正后计划均实现收入与利润双增长。尽管DGP手续费收入下滑，AS业务新增贡献4.89亿日元，加之与一般输配电公司结算金额增加，推动收入增长，毛利率改善至81.4%。销管费（SG&A）因招聘及营销投入增加升至27.75亿日元（+51.0%），因此营业利润增速低于收入增速。

分部业绩

（同比数据为我方估算。分部利润不含总部费用等调整项。）

• 合约总容量：1,429MW（同比+38.3%）
• 签约企业总数：1,497家（同比+249家）
• 累计处理电量：3,152GWh（同比+17.7%）
• DGP手续费收入：45.14亿日元（同比▲5.8%）
• 合约容量月均解约率：1.64%（上年同期2.90%）
• 经常性收入占比：70.3%
• 受托管理AS容量：165MW（其中100MW已进入EPRX）
• 受托管理可再生能源容量：393MW
• 员工人数（不含高管及临时人员）：101人（同比+27.8%）
• ROE：21.7% / 股东权益比率：34.1% / 每股收益（EPS）：50.80日元

问答一览

• 问：能否说明Renewable Energy Platform增长的驱动因素？
  答：这一趋势源于制度变化。在此前的FIT机制下，可再生能源发电基本上在发电环节即告结束；自2022年4月起，制度逐步转变为发电后必须将电量售予某一方。我们较早捕捉到这一需求。行业内能够以此规模提供产品的公司并不多，我们还推出了行业首个撮合平台RE Bridge。该平台交易活跃度提升是主要驱动力。
• 问：AS业务向低压储能拓展的目的是什么？
  答：这是我们刚刚起步的业务。根本瓶颈在于特高压储能从建设到商业运营耗时极长，投资者反馈往往找不到机会，或需长时间等待才能遇到项目。低压储能进入商业运营的速度远快于高压和特高压，因此我们针对希望快速进入储能市场的客户推出聚合服务。另外需要说明，与高压和特高压不同，低压电网侧储能因最低报价单位为1MW，无法单独参与平衡市场等交易。将这些设备实际聚合、打包在系统上存在一定难度，但我们已经实现。
• 问：为何将中期计划的KPI由处理电量（kWh）改为容量（kW）？
  答：对电力和可再生能源业务而言，仅以kWh衡量具有相当的合理性。但储能在某些情况下几乎不产生kWh——多数时间处于待机状态，仅在应急时放电，运行小时数几乎可忽略。这将无法反映电网侧储能及储能业务的增长，因此我们采用合约容量而非电量作为KPI。
• 问：附录页中，为何将营利率目标由40%下调至30%？
  答：这与前述储能投资及折旧直接相关；我们对营利率本身进行了修正以反映折旧影响。不过，今后我们希望聚焦的指标是EBITDA利润率——即加回折旧后的水平，更接近真实的现金流或经营活动现金流。我们在该指标上仍以40%为目标，并将在中期计划中据此推进业务。
• 问：原定三年100亿日元的储能投资计划，投资决策在首年即基本完成。是什么使你们能如此快速地搭建项目储备，相较竞争对手的优势何在？
  答：在平台业务之外，我们长期保有专门的开发团队——一支负责扎实获取土地，一支负责并网研究以判断并申报场地是否真正适合电网侧储能，另一支负责将项目从审批推进至商业运营。这些团队在电网侧储能兴起之前就已在运作。当时我们主要从事光伏，因此可以说我们拥有大量在开发与土地获取方面具备近十年经验的人员。老将早已就位。此外，平台业务为我们带来大量内部项目导流，因此既有的专业老将人才与传统业务的协同效应相结合，使我们大幅提前达成目标。
• 问：关于FY7/27营业利润指引，你们提到未披露分部明细，但能否给出相较上年的方向与量级感觉？AS业务利润增长应属确定，我想了解是什么抵消了这部分增长。
  答：正如您所推测。AS业务从去年到今年增长约4倍，达到20亿日元——这一规模已可称为第三大支柱而不显夸张。另一方面，就Power Platform收入而言，大致可分为平台衍生收入与非平台收入两半。我们对非平台收入采用了较为温和的假设，这正是抵消AS增长的部分。
• 问：关于FY7/27营业外项目，能否说明相较上年的恶化原因？我想了解这仅是保守假设，还是利息成本上升。
  答：如您所推断，借款是主因。并非仅因利率上升——这在一定程度上成立——而是在提升资本效率的过程中，我们计划对储能业务适度加杠杆。因此其中包含项目融资与杠杆运用相关的一定金额前置费用，即一次性成本。
• 问：宏观环境与中东局势对各项业务分别有何影响？
  答：中东局势带来的是电力市场波动性相对上升。对Power Platform而言，从市场采购的客户面临电力采购成本上升、难以削减成本；另一方面，客户使用我们自有对冲功能的机会增多，因此总体大致中性。Renewable Energy Platform则较为明确地受益：电价上涨、化石燃料成本超过可再生能源成本时，自然产生从可再生能源采购的动力。储能方面，目前主要活跃于平衡市场——属于待机型市场而非kWh市场本身——因此受中东影响有限。但今后我们自然会更多参与kWh市场，不难想象波动加大的批发市场为储能提供更多机会。
• 问：FY7/27 Power Platform收入指引为48亿日元。能否分享处理电量与结算收入的基础假设？我想了解此次下滑是对DGP手续费下降的担忧，还是仅为对输配电结算收入的保守假设。
  答：目前我们不披露具体数字，但正如您所推测——这绝非DGP手续费下降10亿日元的情形。更多是反映我们对输配电公司结算金额假设的一定保守性。
• 问：将一年前公布的中期计划中FY7/27计划与当前计划相比，上行主要来自何处，尤其在收入端？
  答：根本上，如前所述，储能等业务稳步增长。电力方面，我们对输配电部分的判断相当保守；虽然单价下滑本身已显著趋缓，但数字编制中考虑了竞争环境进一步加剧的可能性。这些就是与上一版中期计划的差异。
• 问：FY7/27 AS业务收入与利润水平是否会受平衡市场价格波动影响？
  答：自今年9月起，平衡市场各品种的价格上限——尤其是参与者众多、竞争激烈的一次调频——将由15日元下调至10日元。该因素自始即已纳入考虑，影响已充分反映在业务中。今后可能还有更根本的规则变化，但计划已充分纳入单价下滑因素。
• 问：Power Platform业务中，FY7/26 3–5月合约续签高峰期的解约容量降至上年不足一半，合约容量大幅增加。新签增速与1.64%的解约率是否为可持续水平？
  答：新签持续增加，且尚未体现的举措——目前正在扩大的外呼与营销——将叠加其上，为下一财年的新签作出贡献。解约方面，坦率地说我们大幅强化了组织。此前不好意思地说，我们一直在人手不足的状态下勉力运作；现已配置到充足人员，并以全员方式接触客户，这才产生了本次结果。除人员之外，我们预计系统与流程也将改善。此前水平或许偏高，但我个人认为在1.64%的月度水平之下仍有进一步改善空间。
• 问：受托管理AS容量165MW与已进入EPRX的100MW之间的差额如何解释？
  答：首先，储能设施进入商业运营，受电并进行充放电测试。与光伏相比，该测试期耗时相当长。在充分确认充放电能力后，还需进行数据测试以判定是否具备参与平衡市场的资格——即现场实地测试。该数据提交至输配电公司后，需等待约三至四个月才可准入。因此自商业运营起存在数月、约三至五个月的时滞。在该图表中，深蓝色代表已进入商业运营的资产，包括刚刚启动的部分；浅天蓝色的100MW代表商业运营已满三至五个月、完全准备就绪的资产。差额由此而来。
• 问：AS业务收入计划超20亿日元，意味着相较FY7/26的5亿日元增长4倍。这一增量中，DGAM自有容量与第三方资产哪一方贡献更大？
  答：AS业务包含部分DGAM资产，但绝大多数为第三方资产。我们提到约30MW的DGAM资产将于2027年7月末前投入商业运营，但我们目前已运营165MW储能。该数字自然不包含我们自身即将并网的30MW以上部分，因此约90%——占绝大多数——来自第三方资产。