2023年报&2024一季报点评：业绩符合预期期待量价齐升

事件：2023年公司实现营收781.12亿元，同增50.04%（调整后13.43%）； 归母净利润272.39亿元，同增27.83%（调整后14.81%）；扣非归母净利润275.08亿元，同增28.59%（调整后28.59%）；拟向全体股东每10股派息8.20元（含税），分红比例73.66%。2024年一季度公司实现营收156.41亿元，同增1.58%；归母净利润39.67亿元，同增9.8%。 2023年乌白并表利润高增，2024年一季度来水偏枯财务费用改善。2023年公司实现归母净利润272.39亿元，同比增长27.83%（调整后为14.81%），符合预期。2024年一季度公司实现营业收入156.41亿元，同比增长1.58%；归母净利润39.67亿元，同比增长9.8%。2024年第一季度，公司境内所属六座梯级电站总发电量约527.47亿千瓦时，较上年同减5.13%，来水偏枯。2024年一季度归母净利润增速大幅超过收入增速，主要系财务费用下降2.96亿元，同时投资收益增加3.22亿元所致。 鼓励市场化交易&蓄水增加，期待公司量价齐升。1）蓄水、六库联调带来发电量释放。①蓄水完成：公司所属长江干流六座梯级水库完成2023年度蓄水任务，总可用水量达410亿立方米，蓄能338亿千瓦时；梯级水库可用水量同比增加超160亿立方米，蓄能增加超90亿千瓦时，同比增加36%，保证了2024年春季枯水期的发电能力。②六库联调：公司梯级电站由四库联调升级为六库联调，进一步提高水资源的使用效率，2023年新增121.3亿千瓦时发电量，六库联调持续发挥作用，为公司带来发电增量。国家政策鼓励下市场化占比将进一步提升、上网电价上行。公司各水电站电价根据合同和国家政策确定；葛洲坝采用成本加成定价；三峡、溪洛渡、向家坝采用落地电价倒推，其中溪洛渡、向家坝的部分电量采用市场化定价。2023年新并入的乌、白水电站以市场化定价为主。2023年公司市场化交易电量占比提升至37.76%（2022年7.6%，考虑乌白并表调整后33.91%）。2023年公司上网电价为281.28元/兆瓦时（2022年269.72元/兆瓦时），同比增加11.56元/兆瓦时。 盈利预测与投资评级：鼓励市场化交易&蓄水增加，期待公司量价齐升。 我们维持对公司2024-2025年归母净利润的预测343.50/361.35亿元，新增2026年归母净利润预测376.56亿元；2024-2026年同比增长26.1%/5.2%/4.2%；对应当前PE 18.4/17.5/16.8倍（估值日2024/4/30），维持“买入”评级。 风险提示：来水量不及预期，电价波动风险，政策风险，新能源电力市场竞争加剧风险 事件：2023年公司实现营业收入781.12亿元，同比增长50.04%（调整后为13.43%）； 归母净利润272.39亿元，同比增长27.83%（调整后为14.81%）；扣非归母净利润275.08亿元，同比增长28.59%（调整后为28.59%）；加权平均ROE同比提高1.79pct，至13.52%； 拟向全体股东每10股派息8.20元（含税），分红比例73.66%。2024年一季度公司实现营业收入156.41亿元，同比增长1.58%；归母净利润39.67亿元，同比增长9.8%；扣非归母净利润39.79亿元，同比增长11.45%；加权平均ROE同比提高0.13pct，至1.95%。 1.2023年乌白并表利润高增，2024一季度来水偏枯财务费用改善 2023年乌白并表利润高增，2024年一季度来水偏枯财务费用改善。2023年公司实现营业收入781.12亿元，同比增长50.04%（调整后为13.43%）；归母净利润272.39亿元，同比增长27.83%（调整后为14.81%），符合预期；扣非归母净利润275.08亿元，同比增长28.59%（调整后为28.59%）。2024年一季度公司实现营业收入156.41亿元，同比增长1.58%；归母净利润39.67亿元，同比增长9.8%；扣非归母净利润39.79亿元，同比增长11.45%；加权平均ROE同比提高0.13pct，至1.95%。2024年一季度归母净利润增速大幅超过收入增速，主要系财务费用下降2.96亿元，同时投资收益增加3.22亿元所致。2023年分业务来看： 1）境内水电行业实现营收690.46亿元，同比增加12.39%；毛利率为60.97%，增加1.23pct，毛利贡献93.20%。公司水电总装机容量7179.5万千瓦，其中，国内水电装机7169.5万千瓦。公司运行乌东德、白鹤滩、溪洛渡、向家坝、三峡、葛洲坝等六座水电站，为社会持续提供优质、稳定、可靠的清洁能源。2023年，公司境内所属六座流域梯级电站发电量2762.63亿千瓦时，同比增加5.34%； 上网电量为2747.80亿千瓦时，同比增加5.37%；售电量为2749.88亿千瓦时，同比增加5.34%；上网电价为281.28元/兆瓦时（2022年269.72元/兆瓦时），同比增加11.56元/兆瓦时。2024年第一季度，长江上游乌东德水库来水总量约148.49亿立方米，较上年同期偏枯7.71%；三峡水库来水总量约497.67亿立方米，较上年同期偏枯4.14%。2024年第一季度，公司境内所属六座梯级电站总发电量约527.47亿千瓦时，较上年同期减少5.13%。 2）其他行业实现营收87.95亿元，同比增加21.44%；毛利率为32.77%，减少2.42pct，毛利贡献6.38%。 受并购影响，期间费用率增加。2023年公司期间费用同比增长161.1%至149.01亿元，期间费用率上升8.11pct至19.08%。其中，销售、管理、研发、财务费用同比分别增加16.47%、增加0.22%、增加779.95%、增加206.86%至1.92亿元、13.63亿元、7.89亿元、125.56亿元；销售、管理、研发、财务费用率分别下降0.07pct、下降0.87pct、上升0.84pct、上升8.22pct至0.25%、1.75%、1.01%、16.08%。研发费用增加，主要系职工薪酬和项目费用增加。财务费用增加，主要系本报告期因并购云川公司带息负债规模增加，利息费用相应增加，以及本报告期为白鹤滩水电站全面投产后首个完整年度，利息支出费用化金额同比增加所致。 经营性现金流净额大幅增加109.36%至647.19亿元。1）2023年公司经营活动现金流净额647.19亿元，同比增加109.36%，主要系本报告期收回电费款增加所致；2）投资活动现金流净额-128.06亿元，同比减少212.87%；3）筹资活动现金流净额-548.02亿元，同比减少98.67%，主要系本报告期支付并购云川公司股权交易对价所致。 并购云川公司融资增加资产负债率上升，加权平均ROE提升。2023年公司资产负债率为62.88%，同比上升22.7pct。2023年公司应收账款同比增长93.58%至85.1亿元，应收账款周转天数同比增加1.51天至29.74天；存货同比增长29.37%至5.87亿元，存货周转天数同比减少1.73天至5.74天；应付账款同比增长37.75%至12.96亿元，应付账款周转天数同比减少0.92天至12.22天，使净营业周期同比增加0.7天至23.27天。 2023年公司加权平均净资产收益率同比上升1.79pct至13.52%。对ROE采用杜邦分析可得，2023年公司销售净利率为35.79%，同比下降5.79pct，总资产周转率为0.17（次）,同比上升0.01（次），权益乘数从22年的1.79上升至23年的2.32。 2.鼓励市场化交易&蓄水增加，期待公司量价齐升 水电市场交易比例持续提升，公司2023年市场化交易电量占比提升至37.76%。我国水电现行四种主要定价模式，分别为成本加成、标杆电价、倒推电价及市场化定价。 2014年1月，发改委出台《关于完善水电上网电价形成机制的通知》（发改价格〔2014〕61号），明确鼓励通过竞争方式确定水电价格，近年水电市场化电量持续增长。2021年发改委在《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》等文件明确指出，电力市场建设需全面加速并适应工商业用户的需求，电力市场交易的政策和规则在未来将进一步完善，使得电价更真实地反映供需和资源的稀缺程度。作为低价、高质的清洁能源，水电在电力市场中将展现出强大的竞争优势。公司各水电站电价根据合同和国家政策确定；葛洲坝采用成本加成定价；三峡、溪洛渡、向家坝采用落地电价倒推，其中溪洛渡、向家坝的部分电量采用市场化定价。2023年新并入的乌、白水电站以市场化定价为主；白鹤滩在过渡期（2022年）后电价已完全市场化，外输高电价已确定。2023年公司市场化交易电量占比提升至37.76%（2022年7.6%，考虑乌白并表调整后33.91%），国家政策鼓励下市场化占比将进一步提升，预期公司上网电价继续上行。 蓄水、六库联调带来发电量释放。1）蓄水完成：公司所属长江干流六座梯级水库完成2023年度蓄水任务，总可用水量达410亿立方米，蓄能338亿千瓦时；梯级水库可用水量同比增加超160亿立方米，蓄能增加超90亿千瓦时，同比增加36%，保证了2024年春季枯水期的发电能力。2）六库联调：公司梯级电站由四库联调升级为六库联调，进一步提高水资源的使用效率，2023年新增121.3亿千瓦时发电量，六库联调持续发挥作用，为公司带来发电增量。 3.盈利预测与投资建议 鼓励市场化交易&蓄水增加，期待公司量价齐升。我们维持对公司2024-2025年归母净利润的预测343.50/361.35亿元，新增2026年归母净利润预测376.56亿元；2024-2026年同比增长26.1%/5.2%/4.2%；对应当前PE18.4/17.5/16.8倍（估值日2024/4/30），维持“买入”评级。 4.风险提示 来水量不及预期：水电发电高度依赖于水资源情况，气候变化、降雨变化或其他原因导致的来水减少可能会严重影响水电站的发电量，进而影响公司经营情况。 电价波动风险：公司盈利水平与电价相关，政策调控、供需关系和市场竞争等因素将对电价产生影响，进而影响公司经营情况。 政策风险：国家对清洁能源和新能源的政策调整，可能会影响公司的回报预期和投资决策。 市场风险：随着新能源技术的发展，太阳能、风能等清洁能源的竞争日益加剧，可能会影响水电的市场份额。