来源：鸿道投资

7月以来，红利板块的涨跌不一，呈现“缩圈”的态势。其中以水电、核电为代表的低协方差红利资产创出新高，对应预期股息收益率创历史新低；煤炭和火电板块块迎来一波调整， 相应龙头公司股息收益率逐渐拉大，原因可以从以下两方面分析：

• 分子端稳定的重要性：红利策略定价中，当前市场对分母端无风险收益率的持续下行并无重大分歧。但由于商业模式的差别，分子端是否能保持稳定是市场研究投资预期差收益的来源。就市场公认分子端绝对稳定的长江电力而言，其“六库联调”叠加极低的上网电价可以保障发电量全额消纳，实际上盈利能力与宏观经济完全脱钩。本轮上涨后，长电的的股息收益率对应今年大约3%，相当于十年期国债收益率（无风险利率）+ 所得税减免差额， 是目前红利资产股息估值定价的天花板。相似资产中，核电运营商有类似保障性电量消纳的商业模式，所以虽然短期资本开支大，当前绝对股息率不高，但市场仍以一个类水电终局的股息率给予核电定价。

• 煤炭和火电本轮下跌是对需求端的担心：虽然我们在4月文章中阐述了当前煤价和电价的长协机制较好地解决了煤&电企业的长期矛盾。但煤炭作为大宗商品，在今年水电出力好叠加非电较差的压力测试下，市场煤走弱会不会导致长协价格下跌，从而影响整个煤电产业分子端的稳定性目前来看，市场分歧较大。 

经过本轮的调整，基于我们对产业判断，用电较为紧张的区域性火电&煤电一体化公司以及分红较为稳定的长协煤炭企业，当前从股息率角度已经极具性价比。

从煤价角度而言，在当前双轨制下， 煤企的长协采取年度锁量，月度定价的模式：

长协煤价公式= 675/2+(NECI+环渤海煤炭价格指数+CCTD综合煤价5500Kcal)/6

（以上三个指数的变动量感兴趣的读者可以自行查一下22年以来的变动情况，实际这几个指数一直稳定在700多，和市场煤价有较大差异。所以市场煤只要不系统性跌破750元，暂不涉及到长协价格的调整。）

市场煤定价机制比较复杂，核心逻辑可以体现在以下几幅图中，需求端从目前旬度发电量看，水电7月下旬已经阶段性见顶，火电需求同比逐渐转正。 

（资料来源：国盛证券）

库存端当前港口不高，且沿海电厂下游绝对库存同比去年同期低。2023年9-12月北港平均煤价运行区间在900元以上，虽然今年没有非电用煤的边际向上拉动，但就目前港口和下游库存水平而言，有电力需求拖底的情况下，现货端系统性跌破750-800从而影响长协价格的概率较小。在长协价格不变的情景假设下， 长协煤占比高且分红稳定的公司，当前预期股息率有5.8%左右，相比于历史上对长江电力100bp的息差，当前位置极具吸引力。

沿海八省终端库存

（资料来源：cctd 中国煤炭市场网）

对于火电公司而言，其商业本质包含成本和电价两端的变化。电价体现的是区域供需， 在当前用电较为紧张的江浙皖区域，电价基本处于稳定的状态，且未来2-3年紧张情形难以得到缓解，预计电价下调概率不大。但成本端的煤炭是全国定价，且成本端对盈利性的影响远大于发电量的下降的影响，这一点可以从浙江、安徽两家本地火电企业的中报预告可以看出，虽然发电量二季度环比下降较多，但有市场煤价的跌幅，二季度的利润仍在环比提升。拿全国火电平均标煤耗300g/kwh计算， 可以简单推出，当电厂入炉标煤（7000大卡）价格每跌30元， 电价不变的情况下，火电厂盈利多出1分钱。 

从历史上看，火电企业具有周期性的本质原因是最怕煤价上涨，在煤价处于稳定前提下，即使电价端有些波动，点火价差也能维持较稳定水平。基于我们对未来煤炭供需形势判断，市场煤价大概率维持750-900窄幅波动，对于区域性电价较为稳定的火电公司，盈利稳定的可预测性强。去年12月火电容量电价推出以来，火电本质上也是类水核资产，但是市场对火电公用事业属性的信心还有待逐步建立，需要各省电价机制继续验证。

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