4月9日，秦港5500K动力煤报价已至801元/吨（长协价格为701元/吨），距离800元的心理关口仅一步之遥。

　　距长协上限770元还有30元+，距去年最低点还有50元+，较去年同日下降231元+，部分电厂不仅存煤已满、港口船舶储煤也充足、进口维持高位，煤价仍有下降空间。

　　近一个月，动力煤价已持续下跌100元/吨。此前部分煤矿对于坑口煤的涨价趋势也戛然而止，降价煤矿陆续增多，降幅在10-20元不等。

　　4月2日中国神华公布了当期巴图塔和黄骅港的外购煤价，显示下跌5-40元/吨，这一消息更将加剧坑口煤价格的下探。原本并不富裕的煤老板，更是雪上加霜。

　　港口煤的库存高企。截至4月2日，环渤海港口煤总库存为2378.8万吨，较前日增长25.9万吨。本身就处在高位的库存，又突然激增，即使部分煤矿的停产，也难以冲击整个供应端。

　　2023年，全国煤炭累计进口4.74亿吨，同比增长61.8%，创下历史新高。而在今年开年以来，进口煤数量仍在激增，海关数据显示，2024年1-2月炼焦煤总进口量创六年新高。

　　此外，水泥行业是非电用煤需求最大的行业，而地产的低迷将带动水泥制造量的下降，进而影响煤炭需求。

　　1-2月，全国发电量14870亿千瓦时，同比增长8.3%，增速比上年12月份加快0.3个百分点。其中，火电增速加快，增长9.7%。

　　考虑到叠加容量电价（即使打折）后，综合电价不一定下降或下降幅度较小，装机增长，利用小时高位，大幅减值、费用计提、所得税计提等风险极低，火电一二季度毛利率及业绩均有望大幅改善，且确定性明显较强。

　　江苏国信已经给出了最强指引：预计2024年一季度归净利润约7.79亿元，同比增长202.87%。

　　主要是受煤炭价格下降及电量增长共同影响。公司加强燃料管理，争取辅助服务收益，持续降本增效，盈利能力进一步增强。

　　总之，火电是当前确定性最高的业绩大增板块，预期盈利中枢仍未摸到天花板，步入一季报配置窗口期，配置价值将更加凸显。

　　回顾以前，能源转型以来，火电已经义务承担了很多系统调节和安全保供的任务，其灵活性价值和可靠性价值没能充分体现，也缺少相应的电力市场机制来体现。

　　随着现货市场、容量电价机制的推出，煤电一方面回收固定资产成本的预期得到明确，另一方面从煤电机组在各现货试点省份的表现来看，煤电可以依靠其灵活性在现货市场获得比中长期市场更高的结算电价，调节和顶峰价值得到体现。

　　比如，安徽从1月1日起施行煤电容量电价，按照固定成本的30%，即100元/千瓦/年实行容量补贴，折算度电电价约在0.02元/千瓦时。安徽的经济增速很快，用电紧张，新能源发电的条件又不好，是非常利好火电的。

　　往后，火电的收入模式，将从传统电量电价转变为“电量电价+辅助服务+容量电价”，实现多元的盈利模式，直接利好盈利稳定性。

　　2月风光消纳率大幅下降，火电作为当前调节价值的主要贡献者（去年上半年获取辅助服务中的91.4%），后续辅助服务的政策仍将持续出台，值得期待。

　　此外，五大六小发电集团均制定了向新能源转型的目标，因此，煤电项目不再大规模新增，供给端受到了约束。

　　国家能源局近日印发《2024年能源工作指导意见》，指出要强化化石能源安全兜底保障，推动煤炭、煤电一体化联营。

　　意见同时提出，退役机组按需转为应急备用电源，意味着火电机组将在设计寿命结束后可继续发挥余热，从而提升火电机组生命周期内的盈利能力。

　　水电盈利稳定+优质现金流+持续分红，长江电力ROE 15%左右、股息率稳定在3.6-3.7%，折算PB达3倍；核电资产质量靠近水电，ROE中枢10%，可预期远期分红提升，中国核电PB已超2倍；火电公司PB仅1.4倍，且包含净资产折损影响存在虚高。

　　主要火电机组布局在沿海地区的浙能电力（煤价弹性大、电力需求旺盛、股息率高、市值大）；皖能电力（电力需求旺盛、业绩确定性增长）。

　　2023年火电企业现金流向好后，回归派息，港股火电企业派息率在44%～62%，华能国际、华电国际扭亏后首次分红，中国电力、华润电力派息率提升10ppt/22ppt，大唐发电虽有亏损但坚持分红。当前华能-H/华电-H对应2024年股息率6.3%/6%，港股股息吸引力尤甚。

　　当前弱经济和低利率环境下，资金更加注重投资收益的确定性，煤炭价格大致保持稳定，带来现金流的稳定性，，这使得煤炭股的红利价值更容易被发掘。

　　不过，在采用高股息策略投资煤炭股票时，会遇到一个核心问题：随着市场追捧、股价上涨，股息率随之下降。以某一时间段为例，原本高达10%的股息回报率在股价上涨后，股息率下降了5到6个百分点。