业绩有所承压，新型储能将贡献主要增量

来水偏枯、容量电价下调及调整统计口径共致营收及净利润同比下降。2023年公司实现营业收入56.30亿元(-31.85%)；实现归母净利润10.14亿元(-39.03%)。2023年公司调峰水电厂来水同比偏枯，发电量54.0亿kWh(-46.93%)；2023年发改委核定的公司投运的7座抽水蓄能电站容量电价有所下调，导致公司梅蓄、阳蓄今年运行时间同比增长的情况下，抽水蓄能业务营收仍降低了3.83%；此外2022年9月公司完成重大资产置换，置出原文山电力部分业务，2023年业务范围和性质有所改变，统计口径较上年同期调整后有所收窄。公司抽水蓄能、调峰水电和新型储能三大业务营收分别为44.28/10.50/0.93亿元 ， 同比变动-3.83%/-44.78%/+196.87%。 调整装机规划，在手项目相对充足。截至2023年，公司在运抽水蓄能装机容量1028万kW，在建装机规模480万kW。公司对原“十四五”规划进行了适应性调整，计划到2025年末再投产抽蓄240万kW，抽蓄总装机达到1268万kW，新型储能200万kW；到2030年投产抽蓄规模达到2900万kW左右，新型储能500万kW以上；到2035年，投产抽蓄4400万kW，新型储能1000万kW。截至2023年底，公司在建及开展前期工作的抽水蓄能电站项目达到16个，预计总装机约为1920万kW。 调峰流域来水偏枯，新型储能将贡献主要业绩增量。公司调峰水电站主要位于红水河流域，2024年一季度流域来水较多年平均偏枯，预计公司调峰水电发电量将继续承压。新型储能方面，根据公司“十四五”规划此推测，2024年和2025年平均每年建成并投产新型储能约788MW，叠加公司23年部分新建储能站达产情况，在2024年容量电价全年生效和调峰水电来水偏枯的情况下，新型储能将贡献公司主要的业绩增量。 风险提示：来水不及预期，项目进度不及预期，政策变化。 投资建议：下调盈利预测，维持“买入”评级。考虑来水偏枯、核定的容量电价降低、2025年抽蓄装机规划有所减少等因素的综合影响，下调盈利预测 ， 预计2024-2026年公司归母净利润分别为12.6/15.5/18.0亿元（2024-2025年原为16.4/20.0亿元，新增2026年预测），同比增速24.4%/23.3%/15.5%；每股收益0.39/0.49/0.56元，对应当前当前股价为24/19/17倍PE，维持“买入”评级。 盈利预测和财务指标 来水偏枯、容量电价下调及调整统计口径共致营收及净利润同比下降。2023年公司实现营业收入56.30亿元，同比下降31.85%；实现归母净利润10.14亿元，同比下降39.03%。2023年公司调峰水电厂来水同比偏枯，发电量54.0亿kWh，同比大幅减少46.93%；2023年发改委核定的公司投运的7座抽水蓄能电站容量电价有所下调，导致公司在2022年投产的梅蓄、阳蓄运行时间同比增长的情况下，抽水蓄能业务营收仍降低了3.83%；此外2022年9月公司完成重大资产置换，置出原文山电力部分业务，2023年业务范围和性质有所改变，统计口径较上年同期调整后有所收窄 。 公司抽水蓄能 、 调峰水电和新型储能三大业务营收分别为44.28/10.50/0.93亿元，同比变动-3.83%/-44.78%/+196.87%。 图1：公司营业收入及增速（单位：亿元） 图2：公司归母净利润及增速（单位：亿元） 图3：公司单季度营业收入情况（单位：亿元） 图4：公司单季度归母净利润情况（单位：亿元） 毛利率和净利率同比提高，费用率有所提高。2023年公司毛利率为45.93%，同比降低2.40pct；净利率22.14%，同比降低3.12pct，主要系抽水蓄能业务容量电价下调、调峰水电来水同比下降所致。公司财务费用率7.83%，与上年同期持平，公司优化财务结构，贷款利率降低，财务费用同比减少30.21%；募集资金到位，资金存量增加，利息收入同比增加123.33%；管理费用率8.56%，同比提高了1.79pct。 ROE明显下降，经营性和投资性现金流较上年同期略有降低。2023年公司ROE为4.98%，同比降低1.25pct，主要系净利率同比下降及营业收入减少，总资产增加，资产周转率明显下降所致。受置出文山电力资产，调峰水电和抽水蓄能业务营收同比减少影响，公司经营性净现金流入同比降低22.69%，为35.57亿元；上年年底购买的结构性存款到期赎回，交易性金融资产与货币资金科目转换，投资活动净现金流出同比减少10.98%，为59.12亿元；公司融资性净现金流入借款有所增加而增加了9.97%，为6.02亿元。 图5：公司毛利率、净利率情况 图6：公司费用率情况 图7：公司ROE及杜邦分析 图8：公司现金流情况（单位：亿元） 调整装机规划，在手项目相对充足。截至2023年，公司在运抽水蓄能装机容量1028万千瓦，在建装机规模480万千瓦，包括肇庆浪江抽蓄、广西南宁抽蓄、梅州五华抽蓄二期项目、惠州中洞抽蓄项目。公司根据国家用地政策及各项目建设条件等实际情况，对原“十四五”规划进行了适应性调整，计划到2025年末再投产抽蓄240万千瓦，抽蓄总装机达到1268万千瓦，新型储能200万千瓦；到2030年投产抽蓄规模达到2900万千瓦左右，新型储能500万千瓦以上；到2035年，投产抽蓄4400万千瓦，新型储能1000万千瓦。截至2023年底，公司在建及开展前期工作的抽水蓄能电站项目达到16个，预计总装机约为1920万千瓦。 容量电价有所下调，业绩有所承压。2023年5月发改委核定公司投运的7座抽水蓄能电站的容量电价，自6月1日起执行。新的容量电价水平整体有所降低，使得公司抽蓄业务在阳蓄、梅蓄运行时间较上年同期有所增长的情况下仍降低了3.83%。由于2023年前5个月仍未执行新的容量电价，预计2024年公司抽蓄业务仍将继续承压，公司抽蓄业务业绩受电价、水情等因素的影响将有所减弱，公用事业属性进一步增强。 表1：公司在运抽蓄电站核定容量电价情况 调峰流域来水偏枯，新型储能将贡献主要业绩增量。公司调峰水电站主要为天生桥二级电站（132万千瓦）和鲁布革电站（60万千瓦），均位于红水河流域，系珠江流域干流西江的上游。水利部4月1日发布汛期通告中提到，珠江流域西江等流域来水较常年同期偏少2-6成；据桂冠电力2024年一季度发电量数据，红水河流域来水较多年平均偏枯约三成，预计公司调峰水电一季度发电量将继续承压。 新型储能方面，截至2023年公司累计建成新型储能电站423.8MW/832MWh，其中梅州宝湖储能站（70MW/140MWh）于2022年建成，2023年投产；佛山宝塘储能站（300MW/600MWh）和梅州粤智储能站（12.8MW/12.8MWh）2023年建成。根据公司“十四五”规划，到2025年末投产新型储能规模达到200万千瓦，以此推测公司2024年和2025年平均每年建成并投产新型储能约788MW。目前公司三个新型项目纳入国家能源局新型储能试点示范项目清单并积极开展其他储能技术的研究，在2024年容量电价全年生效和调峰水电来水偏枯的情况下，新型储能将贡献公司主要的业绩增量。 投资建议：下调盈利预测，维持“买入”评级。考虑来水偏枯、核定的容量电价降低、2025年抽蓄装机规划有所减少等因素的综合影响，下调盈利预测，预计2024-2026年公司营收63.4/75.5/91.6亿元（2024-2025年原为86.4/106.9亿元，新增2026年预测），同比增速13%/19%/21%；归母净利润分别为12.6/15.5/18.0亿元 （2024-2025年原为16.4/20.0亿元， 新增2026年预测） ，同比增速24.4%/23.3%/15.5%；每股收益0.39/0.49/0.56元，对应当前当前股价为24/19/17倍PE，维持“买入”评级。 表2：可比公司估值表 财务预测与估值 资产负债表（百万元） 利润表（百万元） 现金流量表（百万元）