2023年公司业绩平稳增长，新能源装机稳步增加

2023年收入利润稳步增长，2023Q4归母净利润有所下滑。2023年，公司实现营收33.28亿元（+7.96%），归母净利润8.02亿元（+9.54%）。单四季度营收7.40亿元（+9.16%），归母净利润0.65亿元（-26.51%）。2023年公司营收和归母净利润增加主要系公司风光新能源装机容量增长致发电量增加以及公司费用率水平有所下降。 2023年风电和光伏装机、发电量、上网电量持续提升，上网电价有所下滑。 2023年，公司光伏发电并网容量3097MW，同比+22%；风电并网容量1257MW，同比+3%。2023年，公司风电发电量31.84亿千瓦时（+8%），上网电量30.92亿千瓦时（+9%）；光伏发电量39.16亿千瓦时（+17%），上网电量38.70亿千瓦时（+17%）。2023年，公司光伏平均上网电价为0.477元/千瓦时，同比下降10%；风电平均上网电价为0.443元/千瓦时，同比下降2%。整体看，目前电价波动变化对公司存量项目的影响较为有限，且部分区域未来电力交易及政策层面有望出现边际改善。 2023年毛利率下行，费用率水平下降，净利率有所上升。2023年，公司毛利率为56.99%，同比-5.72pct，毛利率下降主要系营业成本增幅较大（为24.53%）。费用率方面，2023年，公司财务费用率、管理费用率分别为23.68%、7.41%，财务费用率同比减少3.56pct，管理费用率同比增加0.64pct，整体期间费用率有所下降，主要系公司综合融资利率降低使财务费用减少。受益于公司费用率水平下降，2023年公司净利率同比增加0.24pct至25.86%。 新能源项目投运推动业绩稳步增长，光伏产业链上游降价带动收益率提升。 公司持续布局风光新能源业务，2023年公司核准装机容量6448MW（+16%），并规划2025年核准装机突破13GW。此外，随着光伏产业链上游供需格局变化，组件价格出现显著下降。组件价格下降有助于降低公司光伏项目投资成本，推动光伏项目收益率维持在合理水平，使得盈利水平保持稳定。 投资建议：考虑公司2023年上网电价有所下行，及2023年3-4季度归母净利润同比下滑，我们下调盈利预测；同时考虑电价波动对公司项目盈利的影响逐步弱化，且新能源项目装机容量持续增长，预计未来业绩有望稳步提升。 我们预计公司2024-2026年EPS分别为0.50/0.71/0.87元（2023-2024年前值为0.68/0.82元，下调幅度27%/13%），当前股价对应PE为11.8/8.3/6.7X。 给予公司2024年12-14倍PE，对应权益市值为120-140亿元，对应6.01-7.01元/股合理价值，较当前股价有2%-19%的溢价，维持“买入”评级。 风险提示：装机增长不及预期；用电量下滑；电价下调；行业政策变化。 盈利预测和财务指标 2023年收入利润稳步增长，2023Q4归母净利润有所下滑。2023年，公司实现营收33.28亿元（+7.96%），归母净利润8.02亿元（+9.54%），扣非归母净利润7.33亿元（+7.14%）。其中，第四季度单季营收7.40亿元（+9.16%），归母净利润0.65亿元（-26.51%），扣非归母净利润0.44亿元（-31.30%）。2023年公司营收和归母净利润增加主要系公司风光新能源装机容量增长致发电量增加以及公司费用率水平有所下降。截至2023年12月，公司累计并网容量4480MW（+19%）。 2023年，公司累计完成发电量71.48亿千瓦时（+13.86%）。 2023年风电和光伏装机持续提升。2023年，公司光伏发电项目并网容量3097MW，较2022年新增56MW（同比+22%）；风电项目并网容量1257MW，较2022年新增4MW（同比+3%）。 2023年风电和光伏发电量和上网电量持续增长。2023年，公司发电量为71.48亿千瓦时（+13.86%）；上网电量70.00亿千瓦时（+14.30%）。分不同电源来看，风电发电量31.84亿千瓦时（+8.20%），上网电量30.92亿千瓦时（+9.27%）； 光伏发电量39.16亿千瓦时（+17.40%），上网电量38.70亿千瓦时（+17.46%）。 2023年光伏平均上网电价明显下滑，风电平均上网电价略有下滑。2023年，公司光伏平均上网电价为0.477元/千瓦时，同比下降10%；风电平均上网电价为0.443元/千瓦时，同比下降2%。 图1：金开新能营业收入及增速（单位：亿元） 图2：金开新能单季营业收入（单位：亿元） 图3：金开新能归母净利润及增速（单位：亿元） 图4：金开新能单季归母净利润（单位：亿元） 2023年毛利率下行，费用率水平下降，净利率有所上升。2023年，公司毛利率为56.99%，同比-5.72pct，毛利率下降主要系营业成本增幅较大（为24.53%）。 费用率方面，2023年，公司财务费用率、管理费用率分别为23.68%、7.41%，财务费用率同比减少3.56pct，管理费用率同比增加0.64pct，整体期间费用率有所下降，主要系公司综合融资利率降低使财务费用减少。受益于公司费用率水平下降，2023年公司净利率同比增加0.24pct至25.86%。 图5：金开新能毛利率、净利率变化情况 图6：金开新能三项费用率变化情况 2023年ROE同比下降，经营性净现金流有所下降。2023年，由于权益乘数同比降低，公司ROE下降，较2022年减少1.77pct至9.27%。现金流方面，2023年，公司经营性净现金流为21.55亿元，同比下降29.23%，主要系增值税留抵退税减少、供应链业务采购支付增加以及支付的员工薪酬和各项税费增加影响。 图7：金开新能现金流情况（亿元） 图8：金开新能ROE及杜邦分析 电价对公司新能源发展的影响或已触底，公司盈利有望趋稳。存量项目中，新疆区域占公司总发电量超1/3，且几乎全部为国家规划西电东送大通道准皖直流项目，受端为华东电网，电价极具竞争力，属于优质资产；宁夏区域，公司主要为光伏资产，2023年中长期交易政策对该区域内电价影响较大，但目前电价或已处于底部；山西区域现货市场已试运行3年，从过去3年的交易情况来看，电价每年都在逐步提升，且公司在山西区域均为光伏领跑者项目，未来可能会发布差异化电价政策。整体来看，目前电价波动变化对公司存量项目的影响较为有限，且部分区域未来电力交易及政策层面有望出现边际改善。 风光新能源项目装机容量持续增加，未来业绩增长有保障。2023年，公司新增装机容量726MW，较2022年底的3754MW增长19%；截至2023年12月，公司累计投运风光新能源装机容量合计4480MW，其中光伏装机3097MW，风电装机1257MW。 资源储备方面，截至2023年12月，公司核准装机容量达6448MW，同比增长16%。 2023年，公司重点在消纳情况良好且具备电价优势的津冀、长江经济带及珠三角等中东南地区开展业务布局，其中津冀地区新增核准规模305MW，长江经济带新增核准规模205MW，珠三角新增核准装机规模10MW。展望未来，公司规划2025年核准装机突破13GW。 光伏产业链上游持续降价，有利于公司项目收益率维持在合理水平。随着上游光伏产业链供需格局变化，组件价格出现显著下降，近期央企华电集团光伏组件招标中N型组件最低报价为1.08元/W，P型组件最低报价为0.9933元/W。组件价格下降有助于降低公司光伏项目投资成本，推动光伏项目收益率维持在合理水平，使得盈利水平保持稳定。 常态化现金分红机制形成，2023年分红比例达46%。目前，公司已建立起常态化的现金分红机制。2023年9月，公司在半年报弥补了重组前遗留近8亿元亏损、首次具备分红条件后，立即派发现金股利2亿元，占2023上半年归母净利润近40%，折合年化股息率3.3%（半年股息率1.63%）。2023年公司累计分红3.69亿元（含股份回购累计金额，其中现金分红3.47亿元），占归母净利润的45.94%。 盈利预测与投资建议：考虑公司2023年上网电价有所下行，及2023年3-4季度归母净利润同比连续下滑，我们下调2024-2025年盈利预测并新增2026年盈利预测；同时考虑电价波动对公司项目盈利的影响逐步弱化，且新能源项目装机容量持续增长，预计未来公司业绩有望稳步提升。 我们预计公司2024-2026年营业收入为37.06/48.71/59.75亿元（2024-2025年前值为47.98/59.67亿元，下调幅度为23%和18%），同比增长11.4%/31.4%/22.7%； 归母净利润分别为10.00/14.19/17.47亿元（2024-2025年前值为13.63/16.40亿元 ，下调幅度为27%和13%）， 同比增长24.6%/42.0%/23.1%；EPS分别为0.50/0.71/0.87元（2023-2024年前值为0.68/0.82元，下调幅度27%/13%），当前股价对应PE为11.8/8.3/6.7X。给予公司2024年12-14倍PE，对应权益市值为120-140亿元，对应6.01-7.01元/股合理价值，较当前股价有2%-19%的溢价，维持“买入”评级。 表1：公司业绩拆分和盈利预测 表2：公司盈利预测调整表 表3：可比公司估值表（更新至2024年4月17日） 财务预测与估值 资产负债表（百万元） 利润表（百万元） 现金流量表（百万元） 免责声明