事件：公司发布2024一季报，2024Q1公司实现营业收入13.25亿元，同比-6.0%；实现归母净利润2.85亿元，同比-25.0%。
　　受抽蓄新政执行+调峰水电站偏枯影响，2024Q1公司业绩下滑。受抽水蓄能新政执行减收+调峰水电站来水同比下降+佛山宝塘储能电站投产新型储能营收增加三因素综合影响，公司营收同比-6.0%。
　　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2023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。
　　2024年广东地区探索抽蓄参与现货市场的试点，抽蓄电站盈利有望得到改善。2023年11月广东省发改委发布《关于2024年电力市场交易有关事项的通知》，明确首次提出开展抽蓄电站报量报价参与现货市场的试点交易，其抽水电价、上网电价按照分时现货节点电价执行，现抽蓄容量电费保持不变，抽蓄盈利模式有望企稳回升。
　　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2024-2026年归母净利润为12.56亿元、16.28亿元、18.38亿元，对应2024-2026年PE为25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

　　投资要点：
　　南网储能发布2023年年报，2023年公司实现营业收入56.30亿元，同比减少31.85%；实现归母净利润10.14亿元，同比减少39.05%。2023年单4季度实现营业收入15.63亿元，同比减少16.39%；实现归母净利润1.95亿元，同比减少43.37%。
　　受抽蓄电站政策性减收及水电厂来水偏枯影响，业绩短期承压
　　2023年是公司梅州抽蓄电站一期、阳江抽蓄电站一期全面投产的第一个完整年度，两座电站带来的收入增长与抽蓄电站政策性减收相抵，使得抽水蓄能业务2023年实现营收44.28亿元，同比减少3.83%；西部调峰水电厂来水偏枯，发电量同比减少，水电业务2023年实现营收10.51亿元，同比减少44.78%；新型储能业务处于快速增长阶段，梅州宝湖储能电站投产，新型储能业务2023年实现营收9328.67万元，同比增长196.87%。公司2023年营收整体下滑31.85%，除了分业务营收的加总，另一重要原因是公司于2022年9月完成重大资产置换后，2023年度已无原文山电力置出资产相关收入。
　　2023年我国储能装机整体取得快速增长
　　储能系统价格走低利于下游储能电站项目投建。根据CNESA的统计数据，2023年电池级碳酸锂价格年末均价已跌破10万元/吨，与最高价格相比降幅超过80%，储能系统均价年末较年初跌幅接近50%。根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会的数据，2023年我国储能累计装机约为83.7GW。其中新型储能累计装机为32.2GW，同比增长196.5%，占储能装机总量的38.4%；抽水蓄能累计装机为50.6GW，同比增长10.6%，占储能装机总量的60.5%；蓄冷蓄热累计装机为930.7MW，同比增长69.6%，占储能装机总量的1.1%。根据国家能源局数据，2023年全国核准抽蓄项目50个、总装机64.60GW，连续第二年核准规模超60GW，已投运、在建（含已核准）抽水蓄能总规模超200GW。
　　公司抽水蓄能、新型储能项目储备丰富
　　抽水蓄能：截至2023年底，公司抽水蓄能装机1028万千瓦；在建南宁/肇庆浪江/惠州中洞/梅州二期抽蓄电站（均为120万千瓦），4座总装机480万千瓦；2023年新增核准茂名电白/桂林灌阳/钦州灵山/贵港港北/玉林福绵抽水蓄能电站（均为120万千瓦），5座总装机600万千瓦。公司参股内蒙古乌海、美岱、太阳沟3个抽水蓄能项目，持股比例分别为20%、20%、10%。
　　新型蓄能：截至2023年底，公司新型储能电站装机423.8MW/832MWh，同比增长281.8%，其中2023年投产梅州宝湖储能站（70MW/140MWh），新建成佛山宝塘储能站（300MW/600MWh）、梅州粤智储能站（12.8MW/12.8MWh）等2座电化学储能电站。
　　调峰水电：截至2023年底，公司调峰水电装机规模保持不变，为203万千瓦，其中天生桥二级/鲁布革/文山地区小水电装机分别为132/60/11万千瓦。
　　公司调整抽蓄投产目标。预计到2025年末，公司投产抽水蓄能装机1268万千瓦，新型储能装机200万千瓦。2030年，公司投产抽水蓄能装机2900万千瓦，新型储能500万千瓦以上。
　　围绕储能产业链上下游，加快发展战略新兴产业，发展新质生产力
　　2023年8月，公司投资力神（青岛）新能源有限公司；2023年11月，公司所属储能科技公司与优湃能源科技（广州）有限公司签订战略合作协议；2023年12月，公司投资成立2家全资子公司推进战略新兴产业布局。公司将加大在能源领域的战略性新兴产业推进力度。
　　成本端公司加强费用管理，期间费用同比大幅下降
　　2023年，公司优化债务结构，贷款利率下降，使得财务费用同比下降30.21%；重组后置出原文山电力相关资产，使得销售费用、管理费用分别同比下降100%/13.77%。
　　盈利预测和估值
　　公司作为南方电网旗下唯一抽水蓄能+新型储能上市公司，也是我国最早进入高水头、大容量抽水蓄能领域的企业，和第一座兆瓦级电化学储能站的建设运营商。从中长期视角看，在构建新型电力系统、建设新型能源体系背景下，公司新型储能业务按整体规划将实现快速增长，抽水蓄能电站也将在2025年后稳步投产，带来新的业绩增长动能。
　　鉴于抽蓄政策减收的影响，我们下调公司2024、2025年归母净利润预测，预计公司2024-2026年归母净利润分别为11.79亿元、15.00亿元、18.89亿元，对应2024-2026年每股收益分别为0.37元、0.47元、0.59元，按照4月18日9.79元/股收盘价计算，对应PE分别为26.53X、20.86X、16.56X，维持公司“买入”投资评级。
　　风险提示：抽水蓄能电站电量电价波动风险；调峰水电站来水偏枯；
　　储能电站项目投产不及预期；其他不可预测风险。

　　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。