财务表现 - 25H1实现归母净利润1.26亿元 同比增长25% [1] - 25H1营收增长符合预期 业绩增速快于收入主因毛利率提升和费用率下降 [1] - Q1营收2.4亿元 同比增长0.6% Q2营收3.0亿元 同比增长2.3% 营收增速稳步提升 [1] - Q1归母净利润0.52亿元 同比增长15.3% Q2归母净利润0.73亿元 同比增长32.6% Q2业绩增速明显提速 [1] 业务定位 - 公司为能效管理系统领军企业 为零碳园区建设提供碳计量电表、分布式光伏、分布式储能、电动车有序充电及园区智慧能源管理平台等产品 [1] - 公司提供"云-边-端"一体化解决方案 通过"云边协同"智慧策略高效建设零碳园区 [1] 发展前景 - 后续有望重点受益零碳园区建设需求提升 [1]

投资评级 - 维持"买入"评级 [4][6] 核心观点 - Q2业绩显著提速 25H1实现营收5.4亿元同增1.5% 归母净利润1.26亿元同增25% Q2单季营收3.0亿元同增2.3% 归母净利润0.73亿元同增32.6% [1] - 盈利能力显著提升 25H1毛利率47.8%同比提升0.8个百分点 期间费用率26.9%同比下降2.8个百分点 归母净利率23.3%同比提升4.4个百分点 [2] - 零碳园区建设提速带来重大发展机遇 公司作为能效管理领军企业可提供碳计量电表、分布式光伏、储能及智慧能源管理平台等一体化解决方案 [3] - 现金流表现优异 25H1经营性现金流净流入0.9亿元同比扩大0.2亿元 收现比108%同比提升4个百分点 [2] 财务表现 - 营收增长趋势向好 Q1/Q2营收增速分别为0.6%/2.3%呈现逐季提升态势 [1] - 分业务表现分化 25H1企业微电网业务营收0.32亿元同增20.14% 电量传感器业务营收0.63亿元同增6.47% 电力监控及能效管理业务基本持平 [1] - 境外业务增长较快 25H1境外营收0.27亿元同增8.4% 境外毛利率59.9%显著高于境内47.2% [1][2] - 盈利预测积极 预计2025-2027年归母净利润分别为2.4/2.9/3.4亿元 对应增速42%/19%/18% [4] 估值指标 - 当前估值具有吸引力 基于2025年8月25日收盘价24.03元 对应2025-2027年PE分别为25/21/18倍 [4][6] - 净资产收益率有望回升 预测2025-2027年ROE分别为10.4%/11.2%/11.8% [10] - 每股指标持续改善 预测2025-2027年EPS分别为0.96/1.14/1.35元 [4] 行业机遇 - 政策支持力度加大 国家多部委联合印发零碳园区建设通知 要求推进园区低碳化零碳化改造 [3] - 地方政府积极响应 江苏、广东、四川等20余省份已出台专项政策推动园区低碳转型 [3] - 公司技术优势明显 具备"云-边-端"一体化解决方案能力 通过"云边协同"智慧策略建设零碳园区 [3]

成都电力保障政策 - 成都市政府印发《关于进一步增强成都市电力保障能力的若干政策措施》，从八个方面推行二十项措施，包括加快电网项目建设、加快分布式光伏和新型储能项目建设、鼓励多能互补能源供应、提升电动汽车充换电设施车网互动水平等，目标是打造现代一流电网 [1] 光伏行业 - 3月政策窗口期到来，市场对光伏供给侧改革预期升温，预计相关部门将以能耗和转化效率为核心指标，通过限制硅料产出和鼓励高效电池组件技术缓解产能过剩 [1] 储能行业 - 全球工商储元年开启，分布式储能成为新增长极 [1] - 工商储：光储成本下行使多地具备经济性，欧洲虚拟电厂（VPP）技术应用稳定电网波动，推动增量 [1] - 户储：欧洲户储库存逐步正常化，去库意愿下降，分布式储能需求修复趋势明确 [1] 火电行业 - 煤价下跌背景下火电企业有望困境反转，机组分布在电价跌幅低且电力供需偏紧地区的企业在2025年一季度业绩或更优 [2] 水电行业 - 一季度水电发电量整体偏好，市场化波动影响较小，2025年一季度业绩有望稳中向好，高股息红利属性在无风险利率下行趋势下仍有优势 [2] 核电行业 - 一季度核电发电量同比提升，市场化交易电量增长和年度长协电价下滑或降低上网电价，但发电量提升有望以量补价 [2]

澳大利亚电力市场核心观点 - 澳大利亚风光发电占比已达28.14%，电网非环网结构使其成为新型电力系统发展的前沿市场[1] - 能源转型主要驱动来自电气化、氢能及电动车发展，预计2024-2050年用电量CAGR达1.93%，其中氢能/电气化/电动车用电增速分别为18%/13%/27%[3] - 调节性资源建设滞后导致批发电价波动加剧，光储已实现平价（0.056-0.086澳元/kWh vs 煤电0.102-0.164澳元/kWh），转型节奏或快于政策预期[7][17] 用电侧需求分析 - 2023年总用电需求273TWh，预计2030年达304TWh（2024-2030年CAGR 1.81%），基础需求下降但电动车/氢能/电气化贡献主要增量[5] - 住宅用电结构变化显著，屋顶光伏纳入总用电后净用电量测算方式调整，2050年净零排放目标推动需求侧深度转型[5] 发电侧特征 - 煤炭机组退役加速：2024年预测全部煤电2037年退役（较2022年预测提前5年），实际退役速度可能更快[12] - 风光结构优化：2030年可再生能源占比预测达82%（2024年ISP报告），风电占比提升至43.8%，公用事业光伏新增装机较2020年预测增加10GW[10][13] - 光储经济性凸显：光伏+8小时储能配置成本低于传统能源，考虑环保成本后优势更显著[7] 政策框架与发展趋势 - 政策情景收敛至三种路径：渐进式/阶梯式/绿色能源出口，其中阶梯式变革（大规模电气化+氢能）被视为最可能情景[9] - 调节性资源规划不足：AEMO电网规划仅为实际需求一半，缺乏容量市场导致煤电退役过快[3][17] - 氢能战略地位提升：政府支持氢能涡轮机投资，预计2050年可调节性气体发电量较2022年预测增加56.5TWh[15][16] 电力市场特征 - 批发电价波动加剧：2023年价格上限16,600美元/MWh，2027年将上调至22,800美元/MWh，极端电价事件频发[18] - 系统最低需求创新低：屋顶光伏普及导致午间电网需求下降，除昆士兰外所有地区2023年需求均创历史新低[18] 投资机会测算 - 集中式储能：2030年市场规模69.4亿澳元（2025-2030年CAGR 42.9%），增量达17.35GWh[20] - 充电桩：2030年市场规模20亿澳元（CAGR 44.8%），电动车渗透率预计达50%[22] - 氢能：2030年产量50万吨（市场规模39亿澳元），2050年或成最大能源领域[21] - 屋顶光伏：2030年装机5.47GWh（市场规模43.78亿澳元），CAGR 16.5%[19] - 分布式储能：2030年装机3.66GWh（市场规模23.79亿澳元），CAGR 34.9%[19]