23H1 归母净利润45.2 亿元低于预期，虽然装机与来风增长推动公司电量及营收增长，但试运行项目进入运营期推动折旧等成本高增使公司成本大幅增长，叠加管理费用增长、投资收益减少，导致业绩下滑。光伏组件价格回落后集中式地面电站回报率有望显著提升，公司目前在建&储备项目丰富，有望充分受益于成本下行加速装机，实现业绩现金流与ROE 同步扩张。我们预计2023~2025 年公司EPS 为0.30/0.36/0.45 元，当前股价对应2023~2025 年PE 分别为17/14/11 倍，维持“买入”评级，目标价6.20 元。

    　　 23H1 归母净利润45.2 亿元，业绩低于预期。2023 年上半年公司实现营业收入137.0 亿元，同比增长13.0%（经追溯调整，下同）；归母净利润45.2 亿元，同比下降10.1%；对应EPS 0.16 元，同比下降10.4%，业绩低于预期。分季度来看，23Q2 公司营业收入68.5 亿元，同比增长8.0%；归母净利润20.8 亿元，同比下降24.5%。

    　　 来风与装机增长推升电量及营收，试运行项目陆续进入运营期导致成本增长。

    　　23H1 公司发电量同比增长14.7%至281 亿千瓦时，推动营收同比增长13.0%，主要受益于22H2~23H1 新增投产的风光装机开始贡献发电增量，以及23H1 风资源同比提升。装机方面，截至23H1 末公司累计投产风光装机规模同比分别增长+11.2%/+12.5%至16.8/10.9GW；来风方面，23H1 公司风电利用小数同比提升88 小时（+7.6%）至1,253 小时。2022H1 公司试生产项目较多，导致今年上半年公司固定资产折旧费用同比增加较为明显，折旧费用增加10.2 亿元（同比增长28.5%）至46.0 亿元，叠加新增计提安全生产费用等因素，推动公司23H1营业成本增加14.5 亿元（同比+34.7%），是公司业绩同比下滑的主因。此外，职工薪酬&股权激励费用增长推升管理费用、投资收益减少也对业绩造成一定拖累。

    　　 组件价格充分回落推升新项目回报率，公司有望充分受益加速装机。上游硅料扩产推动23H1 光伏产业链持续降价，近期单晶组件价格已降至1.3 元/瓦以下，运营商新建集中式地面电站回报率有望显著提升，公司作为绿电运营龙头有望充分受益。目前公司项目储备充足，截至23H1 末在建风光项目分别为364/951万千瓦，上半年新增核准备案规模超过550 万千瓦，为公司如期实现“十四五”目标再添保障。我们预计公司2023~2025 年新增投产风光装机7/10/10GW，叠加新项目低造价对应的高回报率，有望推动公司业绩现金流与ROE 同步扩张。

    　　 风险因素：公司装机增长不达预期；上网电价与项目造价波动；公司补贴回收不达预期；高资本开支带来融资压力。

    　　 盈利预测、估值与评级：考虑到公司会计准则调整导致折旧费用等成本上升，我们调整相关假设，相应调整公司2023~2024 年归母净利润预测至85.3/103.4亿元（前预测值100.2/131.0 亿元），新增2025 年净利润预测为129.6 亿元，对应2023~2025 年EPS 预测分别为0.30/0.36/0.45 元，当前股价对应2023~2025 年PE 分别为17/14/11 倍。考虑到今年新增装机有望于2024 年开始释放业绩，我们参考可比绿电运营商（龙源电力、江苏新能、浙江新能）2024 年17倍PE 的估值水平（基于Wind 一致预期），给予公司2024 年17 倍目标PE，对应目标价6.20 元，维持“买入”评级。