核心观点

    　　2023 年，公司实现营业收入264.85 亿元，追溯调整后同比增长11.23%，主要系报告期内公司新项目投产发电，发电量较上年同期增加；实现归母净利润71.81 亿元，追溯调整后同比增加0.94%，公司业绩增速低于营收增速主要系22 年新并网项目在23 年陆续投产，折旧及运营成本增加；22 年12 月开始计提安全生产费增加额外成本；参股企业投资收益同比下降47%。2023 年新增并网装机1353.56 万千瓦，其中，风电、光伏分别装机349.44 万千瓦、954.02 万千瓦。考虑到公司风光资源储备丰富，且资源获取能力较强，我们预期公司新能源发电装机规模有望持续增长，持续增厚利润体量。我们预计公司2024 年~2026 年归母净利润分别为81.49 亿元、88.00 亿元、94.91 亿元，维持“买入”评级。

    　　事件

    　　公司发布2023 年度报告和2024 年一季度报告

    　　2023 年，公司实现营业收入264.85 亿元，追溯调整后同比增长11.23%；实现归母净利润71.81 亿元，追溯调整后同比增加0.94%；扣非归母净利润70.09 亿元，追溯调整后同比降低2.39%；加权平均净资产收益率为8.99%，追溯调整后较去年同期减少0.65 个百分点；基本每股收益为0.2509 元/股，追溯调整后同比增加0.88%。

    　　2024 年一季度，公司实现营业收入78.99 亿元，追溯调整后同比增加15.26%；实现归母净利润24.22 亿元，追溯调整后同比增加0.10%；扣非归母净利润24.20 亿元，追溯调整后同比增加1.28%；加权平均净资产收益率为2.89%，追溯调整后较去年同期减少0.20 个百分点；基本每股收益为0.0846 元/股，追溯调整后同比增加0.12%。

    　　简评

    　　全年业绩小幅提升，资本开支维持高位

    　　2023 年，公司实现营业收入264.85 亿元，追溯调整后同比增长11.23%，主要系报告期内公司新项目投产发电，发电量较上年同期增加；实现归母净利润71.81 亿元，追溯调整后同比增加0.94%，公司业绩增速低于营收增速主要系22 年新并网项目在23 年陆续投产，折旧及运营成本增加；22 年12 月开始计提安全生产费增加额外成本；参股企业投资收益同比下降47%。公司期间费用管控较好，2023 年管理费率为7.39%，较上年同期增加1.14 个百分点，主要系公司新能源业务快速发展带来职工薪酬、无形资产摊销等增加；财务费率为14.93%，较上年同期降低1.81 个百分点，主要系市场利率下行降低公司项目综合融资成本。全年经营活动产生的现金流量净额为144.17 亿元，同比下降14.17%，主要系新能源项目可再生能源电价附加回收金额同比减少；投资活动产生的现金流量净额为-410.05，同比增加37.53%，主要系公司取得参股企业分红、处置非流动资产收到的资金增加，以及2023 年并网装机规模同比大幅增加，资金支出较大。

    　　全年新增装机维持较高增速，发电量快速提升

    　　截至2023 年12 月31 日，公司并网装机容量达到4004.44 万千瓦，风电累计装机容量达到1941.66 万千瓦，同比增长14.75%，占行业市场份额的4.40%，其中海上风电累计装机容量达到549.16 万千瓦，占全国市场份额的14.73%；光伏发电累计装机容量达到1982.42 万千瓦，同比增长14.23%，占全国太阳能发电行业市场份额的3.25%。2023 年新增并网装机1353.56 万千瓦，其中，风电、光伏分别装机349.44 万千瓦、954.02 万千瓦。得益于装机规模的持续提升，公司发电量稳步增长。2023 年度，公司完成发电量551.79 亿千瓦时，同比增长14.12%，其中，风电、光伏、水电分别实现发电量389.56 亿千瓦时、153.54 亿千瓦时，同比增加+14.75%、+14.23%。

    　　装机规模有望持续增长，维持“买入”评级

    　　2024Q1，公司完成发电量177.35 亿千瓦时，同比增长28.69%。其中风电完成120.2 亿千瓦时，同比增长16.33%；光伏完成发电量55.2 亿千瓦时，同比增长64.87%。考虑到公司风光资源储备丰富，且资源获取能力较强，我们预期公司新能源发电装机规模有望持续增长，持续增厚利润体量。我们预计公司2024 年~2026 年营业收入分别为364.63 亿元、428.07 亿元、491.86 亿元，归母净利润分别为81.49 亿元、88.00 亿元、94.91 亿元，对应EPS 分别为0.28 元/股、0.31 元/股、0.33 元/股，维持“买入”评级。

    　　风险分析

    　　政策风险：新能源项目受政策影响较大，相关政策可能加剧行业竞争，从而降低装机规模增长的可控性，不利于公司进一步提高核心竞争力。

    　　电费回收风险：目前新能源发电项目存在可再生能源电价附加回收滞后的情况，这会降低公司资金流动性并增加资产负债率，束缚公司规模扩张。

    　　电力市场风险：市场环境复杂多变，交易电量、交易价格与市场的契合度不断加强，对公司新能源发电预测和交易管理能力水平提出更高要求。

    　　资源获取风险：新能源行业竞争激烈，能否及时、有效调整资源获取策略和方式、能否准确判断资源获取重点区域和投入，是提升公司市场竞争力的关键。

    　　新业务、新业态发展风险：制氢、光热、抽蓄、源网荷储等新业务、新业态快速发展，市场占比增加，但各地出台的政策和指导性文件仍在持续完善中，并且这些项目多数处于探索阶段，为项目投资开发带来一定不确定性。