事件：公司发布2023年年报，2023年公司实现营业收入56.30亿元，同比-31.85%；实现归母净利润10.14亿元，同比-39.05%。单Q4实现营业收入15.63亿元，同比-16.39%；实现归母净利润1.95亿元，同比-43.37%。
　　受抽蓄新政执行+调峰水电站偏枯影响，公司业绩下滑。1）调峰水电：2023年西部调峰水电站同比偏枯，调峰水电站实现收入10.51亿元，同比增长-44.78%，实现毛利率40.74%，同比-26.23pct，严重拖累公司业绩。2）抽水蓄能：2023年实现收入44.28亿元，同比-3.83%；实现毛利率47.66%，同比-6.22pct；由于2023年6月1日正式施行新版容量电价，公司此前披露预计新容量电价下影响公司收入4.96亿元，已在下半年业绩中体现。3）新型储能：2023年实现收入0.93亿元，同比增长196.87%；实现毛利率27.07%，同比-7.57pct。
　　2023年公司在运抽水蓄能1028万千瓦，在建480万千瓦，新增核准600万千瓦。截至2022年底，公司在运总装机达1242.1万千瓦，其中抽水蓄能1028万千瓦、新型储能42.38万千瓦、调峰水电203万千瓦。抽水蓄能：根据公司年报，2023年公司在运抽水蓄能1028万千瓦，在建480万千瓦，2023年新增核准5座，总装机容量600万千瓦。新型储能：2023年公司新型储能电站累计建成装机规模423.8MW/832MWh，同比增长281.8%。公司三个项目纳入国家能源局新型储能试点示范项目清单。积极开展钠离子电池、液流电池、压缩空气和重力等储能技术研究，承接10MWh级钠离子电池储能系统集成技术研发服务，启动南方区域压缩空气储能电站规划选点研究。调峰水电：截至2023年底，公司在运调峰水电机组装机总规模203万千瓦。
　　盈利预测与投资评级：受调峰水电站来水偏枯+容量电价新政影响抽蓄盈利，我们调整公司2024-2025年归母净利润从14.24亿、18.78亿元至12.56亿元、16.28亿元，预计2026年归母净利润为18.38亿元，对应2024-2026年PE为24倍、19倍、17倍，维持“买入”评级。
　　风险提示：公司调峰电站来水不确定的风险、新型储能电站商业模式不确定的风险等

　　来水偏枯和抽蓄容量电价调整双因素下，业绩承压
　　公司2023实现营业收入/归母净利润56.3/10.1亿元，分别同比下降31.85%/39.05%（调整口径），主要系来水偏枯导致公司水电调峰发电量同比大幅下降47%，以及抽蓄电站2023年6月1日起执行的新容量电价同比下降。考虑存量抽蓄电站下调后的容量电价未来一定时间内或维持稳定，我们调整公司2024-2026年归母净利润预测至10/13/17亿元（前值：14/18/-亿元），对应公司EPS为0.31/0.40/0.52元，根据可比公司2024年Wind一致预期PE23x，考虑公司抽蓄及电网侧独立储能业务成长性高，辅助服务机制出台和电力现货市场深入推行后上述业务盈利能力或进一步提升，以及公司调峰水电业绩修复空间较大，给予公司35x2024EPE，目标价10.96元（前值：14.24元），“买入”评级。
　　调峰水电发电量同比-47%，新型储能装机陆续增长
　　2023年，公司水电站所在流域来水同比偏枯，公司天生桥二级/鲁布革/文山小水电的发电量分别同比下降49%/48%/18%至36.4/12.5/5.1亿千瓦时。2023年公司调峰水电站平均含税上网电价为0.22元/千瓦时，同比略下降0.002元/千瓦时。因此，公司2023年调峰水电收入同比下降45%至10.5亿元，毛利率同比下降26个百分点至41%，待来水转好，公司调峰水电业绩有望修复。截至2023年底，公司拥有423.8MW/832MWh新型储能装机，新增项目为梅州宝湖（70MW/140MWh）、佛山宝塘（300MW/600MWh）和梅州粤智（12.8WM/12.8MWh）电化学储能电站。
　　2023年抽蓄营收同比-3.8%，1H24容量电费同比仍有下行压力
　　国家发改价格〔2023〕533号文核定公司所属7座抽蓄电站容量电价，自2023年6月1日起执行，根据核价结果公司抽蓄电站容量电价同比下降，因此2023年公司抽蓄业务营收同比-3.8%至44.3亿元。2024年1-5月，公司抽蓄电站容量电费同比仍有下行压力。我们测算公司7座抽蓄电站2024年全年容量电费为36.13亿元，由于2024年无新抽蓄电站投产，我们预计2024年公司抽蓄业务营收仍将同比下降10%至39.73亿元。2025年，公司南宁蓄能/梅蓄二期/肇庆浪江/惠州中洞抽蓄电站合计480万千瓦装机将陆续开始投产，抽蓄板块业绩也有望开启新增长。
　　风险提示：抽蓄/电网侧独立储能电站投产不及预期，财务费用管控不及预期，成本管控不及预期。

　　事件：考虑公司2022年9月重大资产重置，根据公司年报追溯可比口径下，2023年前三季度实现营业收入40.67亿元，同比增长-13.8%；实现归母净利润8.19亿元，同比增长-34.0%。
　　受调峰水电站偏枯影响，公司业绩下滑。1）调峰水电：2023前三季度西部调峰水电站同比偏枯，调峰水电站实现收入8.71亿元，同比增长-45.9%，严重拖累公司业绩。2）抽水蓄能：2023年前三季度实现收入30.96亿元，同比增长1.2%；由于2023年6月1日正式施行新版容量电价，公司此前披露预计新容量电价下影响公司收入4.96亿元，将在下半年业绩中体现。3）新型储能：2023H1实现收入0.68亿元，同比增长219.2%。
　　当前装机（2022年底）：公司在运抽水蓄能1028万千瓦，市占率22.5%；在运新型储能11.1万千瓦，占比0.9%。截至2022年底，公司在运总装机达1242.1万千瓦，其中抽水蓄能1028万千瓦、新型储能11.1万千瓦、调峰水电203万千瓦。抽水蓄能：根据公司年报，2022年全国抽水蓄能装机容量约4579万千瓦，其中公司抽水蓄能装机1028万千瓦，占比22.5%。新型储能：2022年全国累计新型储能规模达到12.7GW，其中公司在运0.11GW，占比0.9%，上半年南方电网区域新型储能参与电力市场机制加速完善，公司新型储能项目有望加速推进。
　　未来规划装机：到2025年抽水蓄能投产1388万千瓦，占比22.4%；新型储能投产200万千瓦，占比从2022年0.9%提升至7%。抽水蓄能：《抽水蓄能中长期发展规划》预计到2025年我国抽蓄投产6200万千瓦，公司规划投产1388万千瓦，占比22.4%（与2022年22.5%占比接近），公司2022-2025年抽蓄复合增速约11%；到2030年全国抽蓄装机规划达1.2亿千瓦，公司装机规划2900万千瓦，占比24.2%。新型储能：国家发改委规划2025年我国新型储能装机达3000万千瓦，公司规划投产超过200万千瓦，占比从2022年0.9%提升至7%，公司2022-2025年新型储能复合增速达162%。
　　盈利预测与投资评级：受调峰水电站来水偏枯+容量电价新政影响抽蓄盈利，我们维持公司2023-2025年归母净利润为12亿、14亿、19亿元，对应2023-2025年PE为24倍、21倍、16倍，维持“买入”评级。
　　风险提示：公司调峰电站来水不确定的风险、新型储能电站商业模式不确定的风险等