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。