核心观点

    　　2023 年上半年，公司实现营业收入93.27 亿元，同比减少16.20%；实现归母净利润31.54 亿元，同比减少17.93%。公司业绩同比下滑，主要系22 年蓄能不足叠加23H 澜沧江流域来水偏枯，拉低公司当期业绩。伴随23 年汛期的到来，公司所处流域降水有望逐步改善，叠加去年汛期偏枯，发电量基数较低，我们认为公司23Q3 业绩有望回升。2023 年上半年，公司完成发电量370.95 亿千瓦时，同比减少25.44%，主要系来水偏枯导致水电发电量同比减少。目前，公司持续发力澜沧江流域“双千万千瓦”清洁能源基地建设，在公司良好融资成本与稳定水电现金流的支持，我们认为公司风光资源开发有望稳步推进。伴随着公司新能源板块的不断成长，我们预计公司盈利空间有望持续拓宽。

    　　事件

    　　公司发布2023 年半年度报告

    　　2023 年上半年，公司实现营业收入93.27 亿元，同比减少16.20%；实现归母净利润31.54 亿元，同比减少17.93%；扣非归母净利润31.73 亿元，同比减少19.13%，加权平均净资产收益率为4.28%，较去年同期减少1.53 个百分点；基本每股收益为0.18 元/股，同比减少14.29%。

    　　简评

    　　来水偏枯拖累业绩，折旧财务同比优化

    　　2023 年上半年，公司实现营业收入93.27 亿元，同比减少16.20%；实现归母净利润31.54 亿元，同比减少17.93%。2023 年上半年，公司营收及归母净利润同比下降，主要系22 年蓄能不足叠加23H澜沧江流域来水偏枯，导致公司水电发电量同比下降，拉低公司当期业绩。伴随汛期的到来，公司所处流域降水有望边际改善，叠加去年汛期偏枯导致发电量基数较低，我们认为公司23Q3 业绩有望同比回升。期间费用率方面，公司2023H 销售费用率、管理费用率、研发费用率和财务费用率分别为0.18%、1.67%、0.66%和13.25%；同比变化+0.05、+0.16、-0.15 和-0.67 个百分点。其中，公司财务费用率同比下降，主要系带息负债融资成本率同比下降，截至2023 年6 月底，公司综合融资利率降至3.24%。此　　外，由于部分电站机组折旧到期，公司折旧费用同比减少 7.43%。伴随着公司存量电站机组折旧计提的完成，我们预计公司折旧费用还将有所下降。

    　　装机建设持续推进，水电来水改善可期

    　　截至2023 年上半年，公司控股装机容量达2433.28 万千瓦，公司所在澜沧江流域水能丰富，总可开发装机容量约3200 万千瓦。目前，公司依托澜沧江流域的丰富风光水资源，积极开发上游水电及新能源项目，在建工程包括托巴水电站、如美水电站、邦多水电站、古学水电站以及苗尾、小湾等水光互补项目。伴随项目建设进程的推进，我们预计公司发电装机规模有望持续提升。2023 年上半年，公司完成发电量370.95 亿千瓦时，同比减少25.44%，上网电量368.09 亿千瓦时，同比减少25.48%。分电源类型来看，公司2023H 水电、风电、光伏上网电量分别为360.95、2.52 和4.62 亿千瓦时，同比变化-26.49%、+ 10.53%以及+ 9.68%。伴随着2023 年汛期的到来，我们预期公司所在流域来水情况将有所改善，叠加去年汛期来水偏枯，公司2023Q3 上网电量有望同比回升。

    　　持续发力清洁能源基地，水风光互补格局逐步形成，维持“买入”评级目前，公司持续发力澜沧江流域“双千万千瓦”清洁能源基地建设，积极开展“风光水储一体化”可持续发展。

    　　2023 年上半年，公司在建工程规模达280.88 亿元，同比增长24.06%，主要构成为澜沧江上游水电项目及新能源项目基建投入。同时，伴随着公司融资成本的持续改善以及水电业务稳定提供现金流支持，我们认为公司风光资源开发有望稳步推进。2022 年，公司新投产新能源装机38 万千瓦，公司规划于“十四五”期间新增风光装机10GW，我们预期未来新能源板块的持续成长，将助力公司不断拓展盈利空间。我们预计公司2023 年~2025年归母净利润分别为73.67 亿元、75.45 亿元、78.1 亿元，对应EPS 分别为0.41 元/股、0.42 元/股、0.43 元/股。