核心观点
　　2023年上半年，公司实现营业收入93.27亿元，同比减少16.20%；实现归母净利润31.54亿元，同比减少17.93%。公司业绩同比下滑，主要系22年蓄能不足叠加23H澜沧江流域来水偏枯，拉低公司当期业绩。伴随23年汛期的到来，公司所处流域降水有望逐步改善，叠加去年汛期偏枯，发电量基数较低，我们认为公司23Q3业绩有望回升。2023年上半年，公司完成发电量370.95亿千瓦时，同比减少25.44%，主要系来水偏枯导致水电发电量同比减少。目前，公司持续发力澜沧江流域“双千万千瓦”清洁能源基地建设，在公司良好融资成本与稳定水电现金流的支持，我们认为公司风光资源开发有望稳步推进。伴随着公司新能源板块的不断成长，我们预计公司盈利空间有望持续拓宽。
　　事件
　　公司发布2023年半年度报告
　　2023年上半年，公司实现营业收入93.27亿元，同比减少16.20%；实现归母净利润31.54亿元，同比减少17.93%；扣非归母净利润31.73亿元，同比减少19.13%，加权平均净资产收益率为4.28%，较去年同期减少1.53个百分点；基本每股收益为0.18元/股，同比减少14.29%。
　　简评
　　来水偏枯拖累业绩，折旧财务同比优化
　　2023年上半年，公司实现营业收入93.27亿元，同比减少16.20%；实现归母净利润31.54亿元，同比减少17.93%。2023年上半年，公司营收及归母净利润同比下降，主要系22年蓄能不足叠加23H澜沧江流域来水偏枯，导致公司水电发电量同比下降，拉低公司当期业绩。伴随汛期的到来，公司所处流域降水有望边际改善，叠加去年汛期偏枯导致发电量基数较低，我们认为公司23Q3业绩有望同比回升。期间费用率方面，公司2023H销售费用率、管理费用率、研发费用率和财务费用率分别为0.18%、1.67%、0.66%和13.25%；同比变化+0.05、+0.16、-0.15和-0.67个百分点。其中，公司财务费用率同比下降，主要系带息负债融资成本率同比下降，截至2023年6月底，公司综合融资利率降至3.24%。此外，由于部分电站机组折旧到期，公司折旧费用同比减少7.43%。伴随着公司存量电站机组折旧计提的完成，我们预计公司折旧费用还将有所下降。
　　装机建设持续推进，水电来水改善可期
　　截至2023年上半年，公司控股装机容量达2433.28万千瓦，公司所在澜沧江流域水能丰富，总可开发装机容量约3200万千瓦。目前，公司依托澜沧江流域的丰富风光水资源，积极开发上游水电及新能源项目，在建工程包括托巴水电站、如美水电站、邦多水电站、古学水电站以及苗尾、小湾等水光互补项目。伴随项目建设进程的推进，我们预计公司发电装机规模有望持续提升。2023年上半年，公司完成发电量370.95亿千瓦时，同比减少25.44%，上网电量368.09亿千瓦时，同比减少25.48%。分电源类型来看，公司2023H水电、风电、光伏上网电量分别为360.95、2.52和4.62亿千瓦时，同比变化-26.49%、+ 10.53%以及+ 9.68%。伴随着2023年汛期的到来，我们预期公司所在流域来水情况将有所改善，叠加去年汛期来水偏枯，公司2023Q3上网电量有望同比回升。
　　持续发力清洁能源基地，水风光互补格局逐步形成，维持“买入”评级
　　目前，公司持续发力澜沧江流域“双千万千瓦”清洁能源基地建设，积极开展“风光水储一体化”可持续发展。2023年上半年，公司在建工程规模达280.88亿元，同比增长24.06%，主要构成为澜沧江上游水电项目及新能源项目基建投入。同时，伴随着公司融资成本的持续改善以及水电业务稳定提供现金流支持，我们认为公司风光资源开发有望稳步推进。2022年，公司新投产新能源装机38万千瓦，公司规划于“十四五”期间新增风光装机10GW，我们预期未来新能源板块的持续成长，将助力公司不断拓展盈利空间。我们预计公司2023年~2025年归母净利润分别为73.67亿元、75.45亿元、78.1亿元，对应EPS分别为0.41元/股、0.42元/股、0.43元/股。
　　风险分析
　　发电量不及预期的风险：公司水电发电量受澜沧江流域来水量影响明显，随着全球变暖加剧及极端气候频发，澜沧江流域来水的不确定性与极端来水的风险随之提升，存在发电量不及预期的风险。
　　光伏组件价格上涨风险：公司光伏装机投产节奏受光伏组件价格影响，存在光伏组件价格上涨影响新能源业绩释放的风险。
　　市场化电价不及预期的风险：公司供电区域主要为南方电网区域（云南省及广东省），省内及跨省区送电竞争激烈，可能出现电力市场阶段性供过于求的情况，存在市场化电价不及预期的风险。