事件： 2023 年，公司实现营业收入56.30 亿元，同比减少31.85%； 因2022 年9 月公司完成重大资产置换，业务范围和业务性质发生改变，主营发电业务收入55.72 亿元，同比下降14.78%；实现归母净利润10.14 亿元，同比减少39.05%；基本每股收益0.32 元，同比下降50%；加权平均ROE4.98%，同比减少6.5 个pct。

    　　抽水蓄能电站政策性减收、西部调峰水电来水偏枯，主营业务短期承压。

    　　2023 年，公司主营业务收入55.72 亿元，同比下降14.78%。其中，抽水蓄能实现营业收入44.28 亿元，同比下降3.83%，毛利率为47.66%；调峰水电10.51 亿元，同比下降44.78%，毛利率为40.74%；新型储能9.33 亿元，同比增长196.97%，毛利率为27.07%。

    　　抽水蓄能业务收入减少的原因一是抽水蓄能电站政策性减收；二是2023 年是梅州抽水蓄能电站一期、阳江抽水蓄能电站一期全面投产后的首个完整会计年度，该两座电站2023 年的收入比2022 年增加。两项因素影响相抵后，抽水蓄能2023 年主营业务收入同比减少3.83%。

    　　调峰水电业务收入减少原因主要是西部调峰水电厂来水偏枯，发电量同比减少所致，三座调峰电站天生桥二级电站发电量36.36 亿千瓦时，同比下降48.98%；鲁布革电厂发电量12.5 亿千瓦时，同比下降48.37%；文山小水电站发电量5.10 亿千瓦时，同比下降17.94%；平均售电价格为0.22 元/千瓦时（含税），与去年基本持平。

    　　储能规模增长叠加政策性市场机制盈利预期，公司业绩有望稳步回升。公司短期业绩承压并未影响对储能业务的积极推动，2023 年公司累计抽水蓄能电站7 座共计1028 万千瓦，市占率达到20.18%；在建4 座抽水蓄能电站共480 万千瓦，新增核准5 座共600 万千瓦，预计在2025 年底投产240万。公司抽水蓄能电站抽水价格均执行两部制电价，容量及电量部分均为按电价政策执行，未参与市场化交易。

    　　新型储能方面，2023 年公司累计新型储能装机423.8MW/832MWh，新增装机312.8MW/612.8MWh，为两座新型储能试点示范项目，计划于2025 年底累计投产200 万千瓦新型储能电站。目前投运的新型储能站均为电网侧示范项目，资本金内部收益率约为5%，收益可靠稳定。其中，梅州宝湖储能站是全国率先试点以 “报量报价”方式参与现货市场交易，于2023 年10 月1 日起参与广东电力现货市场交易，日等效充放电循环次数最高可达到“两充两放”。

    　　3 月18 日，国家发改委更新收购可再生能源电量监管办法，明确可再生发电项目上网电量分为保障性收购和市场交易电量，新能源接入比例的提升为电网承载能力和稳定性带来更大挑战，抽水蓄能作为优质调节性资源，进入辅助服务和电力现货市场交易进程有望加快，公司具备项目开发经营及规模的先发优势，存在市场化盈利空间。

    　　投资建议：南网旗下唯一的抽水蓄能+电网侧独立储能运营商，2024 年有望受益于调峰水电发电量均值回归以及新型储能电站的规模增长。预计公司2024 至2026 年实现营业收入66.78、81.19、98.45 亿元，实现归母净利润13.89、15.99、19.69 亿元，同比+37.1%、+15.1%、+23.1%。对应EPS为0.43、0.5、0.62，对应PE 为21.8、19.0、15.4X。

    　　风险提示：来水不及预期，电价下降超预期风险，自然灾害，用电需求不及预期，执行相关政策带来的不确定风险。