2023年归母净利yoy-7.3%，下调盈利预测与目标价
　　节能风电发布年报，2023年公司实现营收51.2亿元（调整后yoy-2.4%），归母净利15.1亿元（调整后yoy-7.3%），扣非净利14.8亿元（调整后yoy-9.4%），归母净利略低于华泰预测（15.8亿元），主要是海上风电项目受风资源影响导致净利润yoy-1.2亿元。其中4Q23实现营收12.9亿元（yoy-6.8%），归母净利3.2亿元（yoy-1.6%）。根据公司在建容量变化，下调装机与运营容量；参考2023年电价变化，下调平均上网电价；下调盈利预测，我们预计24-26年归母净利为15.8/17.1/18.5亿元（前值：18.2/19.9/-亿元），BPS2.75/2.93/3.12元（前值：3.61/4.02/-元）。24年可比PB均值1.3x，公司24-25年归母利润CAGR（6.5%）低于行业均值（25.4%），给予估值折价。目标价3.3元、基于24年1.2xPB（前值3.91元，基于23年1.3xPB）。增持评级。
　　新增项目小规模投运，平均上网电价同比回落
　　2023年末公司风电累计装机5.67GW，全年新增342MW；运营装机5.35GW，全年新增123MW；在建1.21GW，全年新增核准150MW。参考公司项目建设进度与储备情况，我们下调24-26年末运营容量预测至5.8/6.3/7.0GW（前值6.1/7.0/-GW）。2023年公司风电毛利率为52.6%，调整后yoy-4.6pp，受装机区域的结构变化和市场电折价幅度变化的共同影响；2023年风电平均上网电价（含税）均值yoy-4.6%至479元/MWh，主要是国内部分区域与澳洲项目电价回落；公司度电营业成本yoy+5.6%至201元/MWh，主要是海上风电项目度电成本较高。
　　风电小时数同比上升，弃风限电率同比小幅走高
　　公司项目区域风资源同比改善、2023年平均利用小时数yoy+2.4%至2,331小时，发电量yoy+2.2%至122亿千瓦时。2023年公司的市场化交易电量yoy-18%至51亿千瓦时，占比yoy-11pp至43%。2023年公司弃风限电率为9%（yoy+0.7pp）；中长期来看，我们认为公司弃风率有望改善，将取决于：1）绿电输送通道建设加快；2）提高多边交易电量；3）战略布局非限电区域。
　　风险提示：风力发电竞争加剧；弃风限电风险；补贴拖欠恶化。

　　3Q23归母净利同比基本持平；下调盈利预测与目标价
　　节能风电发布三季报，1-3Q23实现营收38.26亿元（yoy-0.8%），归母净利11.95亿元（yoy-8.7%），扣非净利11.52亿元（yoy-9.6%）。其中3Q23实现营收11.55亿元（yoy-1.8%），归母净利3.07亿元（yoy+1.5%），扣非净利2.97亿元（yoy-0.1%）。下调运营容量、上调平均上网电价和财务费用率，下调盈利预测，我们预计23-25年归母净利为15.8/18.2/19.9亿元（前值：16.9/19.6/21.3亿元），BPS3.00/3.61/4.02元（前值：3.02/3.64/4.07元）。23年可比PB均值1.4x，公司归母利润CAGR低于行业均值，给予估值折价。目标价3.91元、基于23年1.3xPB（前值3.93元，基于23年1.3xPB）。增持评级。
　　新增项目小规模投运，国内外项目电价反向而行
　　23年9月末公司风电累计装机5.42GW，3Q新增90MW；运营装机5.27GW，3Q新增40MW；在建718MW，3Q无新增核准。参考公司项目建设进度与储备情况，我们下调23-25年末运营容量预测至5.4/6.1/7.0GW（前值5.8/6.5/7.3GW）。公司3Q23毛利率为50%，yoy-2.5pct，受装机区域的结构变化和市场电折价幅度变化的共同影响；3Q23国内项目上网电价（含税）均值yoy+4.1%至494元/MWh，澳洲项目yoy-63%至403元/MWh；公司度电营业成本yoy+4.5%至226元/MWh。
　　风电小时数同比下降，弃风限电率有望持续改善
　　公司项目区域风资源偏弱、3Q23平均利用小时数yoy-7%至504小时，导致同期发电量yoy-5%至2.7TWh。公司积极参与项目所在省份的市场化交易，3Q23市场电占比达到62.2%，yoy+1.1pct。公司不披露3Q弃风限电率数据、但1H23为9%（yoy-1.8pp）；中长期来看，我们认为公司弃风率有望改善，将取决于：1）绿电输送通道建设加快；2）提高多边交易电量；3）战略布局非限电区域。
　　风险提示：风力发电竞争加剧；弃风限电风险；补贴拖欠恶化。