规模增长弥补政策性减收，长期看好优质抽蓄资源

事件：2023年8月29日，公司发布2023年半年度报告。因为公司在2022年9月完成资产重组，剔除合并范围和口径变化的影响，2023H1公司实现28.6亿元，同比下降4.26%；实现归母净利润6.93亿元，同比下降17.31%。 西部来水偏枯，抽蓄电站政策性减收，短期盈利能力受限。2023H1，公司发电行业（主营业务）实现营业收入28.43亿元，同比下降4.23%，抽水蓄能/调峰水电/新型储能业务分别实现营业收入21.61/6.4/0.42亿元 ， 同比+12.24%%/-37.98%/281.79%，其中抽水蓄能业务营业收入增加的原因系抽蓄在运机组规模同比增加30.46%，弥补部分政策性减收的不利影响；调峰水电业务因西部调峰水电站所在红水河流域来水偏枯，三座调峰水电站发电量同比减少41.48%，造成售电收入下降；新型储能规模增加带来营业收入增长。 根据发改价格〔2023〕533号文件，公司投运的7座抽水蓄能电站容量电价，核价结果比公司原执行的容量电价水平降低，政策将于2023年6月1日起执行，对公司短期的盈利能力产生影响（除了广蓄一期电站保持原有定价模式，其余在运七座抽蓄电站自2023年起均采用两部制电价）。 积极有序推进新项目建设，长期看好优质抽蓄资源。截至报告期末，公司在运抽水蓄能装机总规模1028万千瓦，调峰水电203万千瓦，新型储能11.1万千瓦。2023年上半年投运梅州宝湖储能电站（70MW/140MWh）；在建抽水蓄能项目480万千瓦、佛山南海新型储能电站（300MW/600MWh）；抽水蓄能项目开展前期工作及储备超3200万千瓦，新取得广东揭西大洋、肇庆长滩、清远佛冈和贵州遵义大梁岗4个新站点开发权；参股内蒙古乌海项目已开工建设，参股美岱抽蓄项目（装机容量120万千瓦，公司持股比例20%），进一步拓展公司南方区域外抽水蓄能业务。 容量电价政策于5月正式落地，根据抽水蓄能电站的建设成本、容量和运行时间等因素核准“一站一价”的电价标准实施，并纳入第三监管周期省级电网输配电价中的系统运行费用。短期看，抽水蓄能电站的容量电费空间明确，且电量电费部分未市场化，只能获得参与辅助服务20%的收益，一定程度上筛选了抽水蓄能行业的参与主体，有利于行业的良性发展。长期看，我国在运抽水蓄能电站集中在广东省、浙江省、河北省三个用电量和经济高速发展地区，用电侧对电价上涨承受能力较高，且三个地区分别位于长江水系、珠江水系和黄河水系，水资源丰富且建设难度较小，截至2022年底，公司在运抽蓄电站规模市占率为22.45%（中电联数据：2022年全国抽蓄在运规模达4579万千瓦），随着“新能源+可调节性电源”组合消纳的市场空间增长，优质抽蓄项目价值将进一步体现。 投资建议：南网旗下唯一的抽水蓄能+电网侧独立储能运营商，具备优质抽水蓄能项目资源，独立储能业务有望带来第二增长点。预计公司2023至2025年实现营业收入62.53、69.60、83.08亿元，实现归母净利润16.71、18.46、21.41亿元，同比增长0.5%、10.5%、16%。对应EPS为0.52、0.58、0.67，对应PE为18.9X、17.1X、14.8X，维持“增持”评级。 风险提示：来水不及预期，电价下降超预期风险，自然灾害，用电需求不及预期，执行相关政策带来的不确定风险。