100億日圓儲能投資：首年即大致完成投資決策；AS事業目標FY7/27成長4倍至20億日圓；管理層認為1.64%解約率仍有改善空間

摘要

FY7/26營業收入達71.13億日圓（+15.6%），營業利益30.17億日圓（+10.0%），連續第七年營收與利潤雙成長，並超越修正後計劃。在DGP手續費單價持續處於調整期之下，合約總容量達1,429MW（+38.3%），月平均解約率改善至1.64%（去年同期為2.90%），吸收了單價下滑的衝擊。原定為三年期的100億日圓儲能投資計劃，投資決策已於首年大致完成；AS事業FY7/27營收計劃為20.43億日圓，約為年比4倍。管理層於說明會上明確指出，AS事業成長多數來自第三方持有資產，而電力平台營收計劃下滑，係源於對一般輸配電事業者結算金額採取保守假設，而非DGP手續費下滑。

重點項目（業績要點與成長舉措）

• 經營策略與市場觀點
  • 管理層將FY7/22–FY7/26定位為以DGP為核心的階段，FY7/27起轉入DGP與儲能雙引擎並進的成長加速期。
  • 針對中東局勢帶動電價波動加劇，管理層認為對電力平台影響大致中性（避險需求增加抵銷成本上升），而對再生能源平台則明顯偏正面。
  • 儲能目前以調整力市場為主，故中東影響有限；惟隨著往kWh市場擴張推進，波動性將轉為順風。
  • FY7/29目標為合併營收超過100億日圓、調整後EBITDA超過40億日圓，並將推動包含併購在內的非有機成長。
• 現有業務進展與驅動因素
  • 第4季DGP手續費收入為11.81億日圓，季增+13.8%；每單位合約容量交易量上升+23.9%，吸收每筆交易手續費▲8.0%的下滑。
  • 3至5月合約更新高峰期的解約容量由141MW降至60MW；加上195MW新簽，5月底合約容量達890MW（年增+21%）。
  • 管理層將解約率改善主要歸因於銷售組織強化，由過去人力不足的配置轉為人員充足並全員跟進的體制。
  • AS受託管理容量165MW中，已有100MW進入EPRX；差額反映自商業運轉至進入市場之間3至5個月的審查前置期。
  • 關鍵策略舉措與轉折點
  • 2026年7月設立客服中心，啟動最多27名人員的外撥電話業務。此部分未反映於FY7/26新簽，代表下一會計年度的增量上行空間。
  • 含部分固定價格交易之合約占比於第4季提升至容量的19%（162MW），並擴大運用電力期貨與批發採購的客製化架構。
  • 已展開低壓電網級儲能之聚合業務。低壓設備因1MW最低投標單位而無法獨立參與市場，故已建置聚合系統。
  • 推出電網級儲能資產之仲介／配對服務，將透過RE Bridge累積的配對專業延伸至儲能領域。
  • 公司於2026年7月啟動首筆地熱PPA，發電組合擴大至太陽能、風力、生質能之外再納入地熱。

展望

• FY7/27財測為營業收入79.67億日圓（+12.0%）、營業利益28.65億日圓、調整後EBITDA 31.85億日圓（利潤率40.0%）。鑑於儲能資產帶動折舊上升，公司新增揭露調整後EBITDA。
• 各板塊計劃：電力平台48.12億日圓、再生能源平台8.16億日圓、AS事業20.43億日圓、其他2.94億日圓。管理層說明，電力平台營收下滑反映對一般輸配電事業者結算金額的保守假設，而非假設DGP手續費下滑。
• AS事業20.43億日圓營收成長多數來自第三方持有資產。至FY7/27年底併網之DGAM自有容量僅30.2MW；相對於既有165MW運轉基礎，外部資產占約90%。
• DGAM已就18件高壓與特高壓專案、合計36.3MW作出投資決策，其中30.2MW預計於FY7/27期間併網啟用。高壓投資大致告一段落，重心轉向在市場條件允許下推進特高壓專案的架構安排。
• FY7/29目標：ROE 20%以上、營利率30%以上（修正後水準）、合約總容量CAGR 30%以上、調整後EBITDA利潤率40%以上（新採用）。營利率目標下調係針對折舊所作之調整，EBITDA利潤率成為核心關注指標。
• 管理層並不認為1.64%的解約率已是可持續的底部，並認為透過人力、系統與流程強化仍有進一步改善空間。

正面因素

• 毛利率81.4%（+7.0個百分點）、營利率42.4%，維持高獲利水準；人均營業利益3,300萬日圓，位居電力與燃氣類股前段班。
• 經常性收入比率70.3%。再生能源平台以約20年長期合約為支撐，AS事業則以多年期合約為基礎，帶動高度的獲利延續性。
• 儲能投資計劃提前達成，反映公司自太陽能時期即建立的內部專責團隊，涵蓋土地開發、併網審查與試運轉，成員具備近十年開發經驗。平台事業帶來的案源引介綜效亦有貢獻。
• 再生能源受託管理容量393MW、RE Bridge登錄設施容量約2GW、Econohashi交易量年增+60%，再生能源相關KPI全面擴張。
• 承諾額度信用貸款由102億日圓擴大至163.5億日圓，且逾43億日圓儲能投資相關計劃借款之洽談進展順利。營運資金與投資資金之籌資能力皆已確保。
• 隨調整力市場價格上限下調，儲能營運難度提升；管理層認為此將強化能夠跨多市場最佳化之聚合商的相對優勢。

風險

• DGP手續費收入為45.14億日圓，年比▲5.8%，且較初始計劃低▲11.2%。雖單價下滑步調趨緩，調整期仍在持續。
• FY7/27計劃已納入競爭環境進一步加劇的可能性，假設較前次中期計劃更為保守。
• 自9月起，調整力市場中一次調整力等品項之價格上限將由15日圓下調至10日圓。此已納入計劃，惟更根本性的制度變動空間仍存。
• FY7/27經常利益23.94億日圓，意味與營業利益之落差擴大，反映利息費用上升及專案融資安排相關之一次性前期費用。
• 隨儲能資產自有比重擴大，營利率預估降至36.0%，進入營業利益與EBITDA差距擴大的階段。
• 股東權益比率由46.5%降至34.1%，負債對總資產比率由53%升至66%。FY7/26營業活動現金流為▲18.49億日圓，自由現金流為▲62.46億日圓。

業績亮點

FY7/26營業收入71.13億日圓（+15.6%）、營業利益30.17億日圓（+10.0%）、本期淨利20.37億日圓（+9.0%），年比與相較修正後計劃均實現營收與利潤成長。雖DGP手續費收入下滑，但AS事業新增貢獻4.89億日圓，加上與一般輸配電事業者結算金額增加，帶動營收上升，毛利率改善至81.4%。銷管費（SG&A）因人員招募與行銷支出增加而升至27.75億日圓（+51.0%），故營業利益成長幅度落後營收成長。

各板塊業績

（年比數據為本公司推估。板塊利潤未計入總部費用等調整項。）

• 合約總容量：1,429MW（年增+38.3%）
• 合約企業總數：1,497家（年增+249家）
• 電力處理總量：3,152GWh（年增+17.7%）
• DGP手續費收入：45.14億日圓（年比▲5.8%）
• 合約容量月平均解約率：1.64%（去年同期2.90%）
• 經常性收入比率：70.3%
• AS受託管理容量：165MW（其中100MW已進入EPRX）
• 再生能源受託管理容量：393MW
• 員工人數（不含董監與臨時人員）：101人（年增+27.8%）
• ROE：21.7% ／ 股東權益比率：34.1% ／ 每股盈餘（EPS）：50.80日圓

問答一覽

• Q：能否說明再生能源平台成長的驅動因素？
  A：此趨勢源自制度變革。在過去FIT制度下，再生能源發電基本上在發電時點即告終結；自2022年4月起，制度逐步轉變為發電後必須將電力銷售給某方。我們及早掌握了這項需求。業界能以此規模提供產品的公司並不多，我們也推出了業界首個配對平台RE Bridge，該平台交易活動的回升是主要驅動力。
• Q：AS事業拓展至低壓儲能的目的為何？
  A：這是我們剛起步的業務。根本瓶頸在於特高壓儲能達到商業運轉所需時間非常長，投資人向我們反映常常找不到機會，或必須等待很久才遇到一個案子。低壓儲能達到商業運轉的速度遠快於高壓或特高壓，因此我們針對希望迅速進入儲能市場的客戶推出聚合服務。順帶一提，與高壓、特高壓不同，低壓電網儲能因最低投標單位為1MW，無法獨立參與調整力市場等市場。實際上要把這些設備聚合、綁定在一起具有一定的系統難度，但我們已完成建置。
• Q：為何將中期計劃的KPI由電力處理量（kWh）改為容量（kW）？
  A：對電力與再生能源而言，僅以kWh為基準評估相當具意義。但儲能在某些情況下幾乎不產生kWh——多數時間處於待機，僅在緊急狀況下放電，運轉時數幾乎無法計入。這樣就無法反映電網級儲能與儲能事業的成長，因此我們改採合約容量而非電力量作為KPI。
• Q：附錄投影片中，為何將營利率目標由40%下調至30%？
  A：這與先前提到的儲能投資與折舊直接相關；我們調整了營利率本身以反映折舊。話說回來，我們今後希望聚焦的指標是EBITDA利潤率——即加回折舊後的水準，較接近真實現金流或營業活動現金流的數字。該項我們仍以40%為目標，並將於中期計劃中朝此方向推進業務。
• Q：原定三年100億日圓的儲能投資計劃，你們在首年即大致完成投資決策。是什麼讓你們如此迅速地建立案源儲備，相較競爭對手的優勢何在？
  A：與平台事業分開，我們長期維持專責開發團隊——一個負責妥善取得土地，一個負責併網審查以判定並申報場址是否真正適合電網級儲能，另一個則負責將專案自核准推進至商業運轉。這些團隊在電網級儲能出現之前就已運作。當時我們主要從事太陽能，因此某種意義上我們擁有相當多具備近十年開發與土地取得經驗的人才。我們的資深人員早已就緒待命。此外，平台事業帶來大量內部案源引介，因此既有的專業資深人才與既有事業綜效的結合，讓我們得以大幅提前達成目標。
• Q：關於FY7/27營業利益財測，您提到未揭露板塊拆分，但能否說明相較前一年度的方向與幅度？AS事業利潤成長似乎可期，我想了解是什麼在抵銷它。
  A：正如您所推測。AS事業由去年到今年約成長4倍，達到20億日圓——已達到稱其為第三支柱不算誇張的規模。另一方面，若看電力平台營收，大致可分為平台衍生收入與非平台收入各半。我們對非平台收入採取了溫和的假設，而這正是抵銷AS的部分。
• Q：關於FY7/27業外項目，能否說明相較前一年度惡化的原因？我想了解這僅是保守假設，或是利息成本上升。
  A：如您所推測，借款是主要因素。並非僅是利率上升——那也部分成立——而是隨著我們努力改善資本效率，我們打算對儲能施加適當的槓桿。因此其中包含一定金額的專案融資與槓桿相關前期費用，即一次性成本。
• Q：總體環境與中東局勢對各項業務的影響為何？
  A：中東局勢帶來的是電力市場波動性相對升高。對電力平台而言，自市場採購的客戶面臨電力採購成本上升、難以削減成本；另一方面，客戶運用我們自有避險功能的機會增加，因此整體大致中性。再生能源平台則相當明確偏正面：當電價上升、化石燃料成本超過再生能源成本時，自然會產生自再生能源採購的誘因。至於儲能，目前活動集中於調整力市場——屬待機型市場而非kWh市場本身——故中東影響有限。但我們今後自然會更多參與kWh市場，而波動加大的批發市場為儲能帶來更多機會，並不難想像。
• Q：FY7/27電力平台營收財測為48億日圓。能否分享電力處理量與結算收入的假設前提？我想了解此下滑是反映對DGP手續費下滑的疑慮，或僅是對輸配電結算收入採取保守假設。
  A：目前我們不揭露具體數字，但正如您所推測——這絕非DGP手續費下滑10億日圓的情況。實則反映我們對與輸配電事業者結算金額之假設帶有一定程度的保守性。
• Q：將一年前公布之中期計劃中的FY7/27計劃與現行計劃相比，特別是營收方面，上行的驅動因素為何？
  A：根本上，如前所述，儲能業務等正穩健成長。電力方面，我們對輸配電部分看得相當保守；而單價下滑本身雖已大幅趨緩，但數字仍納入競爭環境進一步加劇的可能性。這些便是與前次中期計劃的差異。
• Q：FY7/27 AS事業的營收與利潤水準是否會受調整力市場價格波動影響？
  A：自今年9月起，調整力市場的價格上限——特別是參與者眾多、競爭激烈的一次調整力——將由15日圓下調至10日圓。此自一開始即已納入考量，影響已完全反映於業務中。未來或有進一步的根本性規則變動，但基本上計劃已充分納入單價下滑。
• Q：電力平台業務中，FY7/26於3至5月合約更新高峰期的解約容量降至前年不到一半，合約容量大幅增加。新簽成長率與1.64%的解約率是可持續的水準嗎？
  A：新簽持續增加，且尚未反映於此的舉措——目前正在成長的外撥電話與行銷——應會疊加其上，並於下一會計年度貢獻新簽。至於解約率，坦白說我們已大幅強化組織。過去說來慚愧，我們是在人力不足的情況下勉力應付；如今已確保適當人力，並以全員動員方式接觸客戶，這才產生了此結果。除人力之外，我們也預期系統與流程將有改善。過去的水準或許偏高，但我個人認為在此1.64%月率之下仍有進一步改善空間。
• Q：AS受託管理容量165MW與已進入EPRX的100MW之間的差額，原因為何？
  A：首先，儲能達到商業運轉。受電後進行充放電測試。與太陽能相比，此測試期間相當耗時。在充分確認充放電能力後，會進行資料測試以判定是否符合參與調整力市場的資格——即現場實地測試。該資料提交給輸配電事業者，需等待約三至四個月後才可能進入市場。因此自商業運轉起有數個月、三至五個月的前置期。在此圖表中，深藍色代表已進入商業運轉的資產，包括剛剛開始運轉者。淺天藍色的100MW代表商業運轉已逾三至五個月、完全就緒的資產。差額便由此而來。
• Q：AS事業營收計劃逾20億日圓，意味自FY7/26的5億日圓成長4倍。此增量中DGAM容量與第三方資產何者貢獻更大？
  A：AS事業包含部分DGAM資產，但絕大多數為第三方。我們提到DGAM約30MW資產將於2027年7月底前達到商業運轉，但我們已營運165MW儲能。該數字自然不含我們自有預計併網的30MW以上，因此約90%——極大多數——來自第三方資產。