消息面催化: 并购传闻、人事任免、会议。

①盘中市场再次传出两家券商合并传闻，相关并购标的明显异动；②昨晚证监会重要人事任免；③昨日会议提出提升资本市场内在稳定性，结合周末监管提出正研究谋划进一步全面深化资本市场改革开放的一揽子举措，或有新的改革政策出台。

基本面改善：中报边际向好、24H2业绩增速预计回升、监管政策或有所放宽。①已公布中报预告显示券商板块24Q2业绩较24Q1改善。预计中信、国君、华泰和招商24H1业绩大概率正增。②24H2业绩基数低，利润增速或将回升。主要系投资业绩Q3Q4基数低，投行去年下半年开始收紧，资管业务管理费去年下半年调整结束。③“新国九条”“1+N”配套政策中偏紧的融资端政策已基本落地，后续更多偏松的投资端改革相关政策有望出台。

投资建议：后续行情催化主要来自政策边际放宽+流动性改善+业绩增速预计回升+板块高安全边际。由并购预期催化标的或难有持续性行情，业绩确定性和估值性价比较高的标的：华泰证券、国泰君安。

二季度以来，公司煤炭产销量维持高水平，4月份产量达到1450万吨，5月份提升至1530多万吨，创下公司上市以来单月最高产量记录。

煤炭售价方面，一季度均价为540元/吨，4月份下调至500元/吨，5月份有所回升，上涨30元。

成本控制情况显示，一季度成本总额为280亿，4月和5月降至275-276亿，相比一季度下降了10-11亿。

公司运营稳健，若无政策大变化及安全事故影响，预计二三季度产量维持现状，但四季度存在不确定性。

二、财务及投资情况

盐湖股份自6月份起实行权益法，预计公允价值波动将得到处理，前五个月公允价值为负6亿，扣除增值税后约为负4亿。

探矿权政策变化导致审批趋紧，集团资产注入上市公司暂无具体时间表，且上市公司注入优质资产的可能性不大。

三、产量与成本预测

四五月份产量高，主要由于省财政收入需求和成本管控的需要。

一季度产量低于合理水平，合理产量应为1400-1450万吨。

一季度成本为285亿，四五月份降至275亿，全年成本预计保持在280亿左右，比去年下降约十几亿。

下半年预计产量能维持中期偏上水平，成本全年预计保持280亿左右，但需逐步降低以确保安全和后续管理。

四、市场及下游影响

水电发电量增加对煤炭需求的季节性变化影响有限，煤炭行业波动性降低，预计今年煤价增幅将与去年下半年保持一致。

进口煤与国际势有关，难以预判，但去年整体盈利情况良好。进口煤主要影响华南市场，对主产区和主要消费地影响较小。

市场煤价格若长期低于长协价格，可能导致一定的变数。

坑口价格相对平稳，大部分销售为长协，价格波动小，化工和建材价格随市场波动，整体销售情况稳定。

五、产能及生产情况

公司产量在行业产量低迷的背景下仍在上升，这得益于去年四月份以来矿井的处罚和整改工作的完成。

冰场矿区地质条件复杂，煤质和运输条件良好，小庄和孟村矿井从2022年开始正常生产，年产量分别为1200万吨和600万吨，生产成本约为300元以上。

矿区生产稳定，但不期望大幅产量释放。

Q&A

Q1: 请问二季度以来陕西煤业的煤炭产销量、售价和成本情况如何？

A1: 二季度以来，陕西煤业的产销量维持在高水平，4月份产量为1450万吨，5月份达到1530多万吨，创下公司上市以来单月最高产量。一季度煤炭均价为540元/吨，4月份下降至500元/吨，5月份略涨至530元。成本方面，一季度为280亿，4月和5月降至275-276亿，较一季度下降约10-11亿。

Q2: 公司对于二三季度的煤炭产量有何预期？四季度的产量情况会如何？

A2: 公司预计二三季度的煤炭产量问题不大，能维持中期偏上水平，但四季度存在变数，具体受政策和安全事故的影响。

Q3: 公司在新能源新材料投资方面的公允价格变动情况如何？资源开发进展如何？

A3: 盐湖股份自6月份开始实行权益法，公允价值波动将得到处理。前五个月公允价值为负6亿，刨去增值税影响后约为负4亿。探矿权政策变化导致审批趋紧，资源开发方面暂无具体进展。

Q4: 公司未来有无资产注入计划？

A4: 集团资产注入上市公司尚无具体时间表，考虑到集团旗下矿井质量参差不齐，上市公司注入优质资产的可能性不大。

Q5: 下半年煤炭产量是否会维持当前水平？

A5: 预计下半年煤炭产量能维持中期偏上水平，成本全年预计保持在280亿左右，比去年下降约十几亿。

Q6: 迎峰度夏期间，水电发电量增加对煤炭需求会有何影响？

A6: 季节性变化对煤炭需求的影响有限，煤炭行业波动性降低，预计今年煤价增幅将与去年下半年保持一致。

Q7: 小宝钢低卡煤产量为何多年来仍然较高？

A7: 自2019年起小宝钢不再生产工程煤，其煤炭热值相对较低，这与最初开采的工作面及资源有关。随着工作面的变更，热值可能有所提升。小宝钢主要供应冷轧保供和电厂长协，通过低卡煤完成稳价保供任务。

Q8: 今年煤炭进口量与去年相比有何差异？

A8: 今年的煤炭进口量与去年相比差异不大，尽管去年进口量处于高位。进口煤与国际势有关，因此难以预判。

Q9: 公司目前的分红政策是如何的？

A9: 公司目前按照股东回报计划执行分红，具体的分红政策将结合公司的运营情况和相关政策确定。

Q10: 下游接煤情况如何？市场煤价格是否会影响长协合作关系？

A10: 尽管下游接煤不太顺畅，但下游的建煤愿望仍然强烈。与公司签订长协的客户都是长期合作伙伴，不会因为短期问题影响合作关系。市场煤价格若长期低于长协价格，可能会导致一定的变数。

Q11: 公司的坑口价格和化工、建材销售情况如何？

A11: 坑口价格相对平稳，大部分销售为长协，价格波动小。化工和建材价格随市场波动，整体销售情况客观稳定。

Q12: 冰场矿区、小庄和孟村矿井的产量和成本情况如何？

A12: 冰场矿区地质条件复杂，但煤质和运输条件良好。小庄和孟村矿井从2022年开始正常生产，年产量分别为1,200万吨和600万吨。矿区生产稳定，但不期望大幅产量释放。生产成本约为300元以上。

 计算机板块“现金土豪”公司较为稀缺，现金/营收超100%、现金/市值超30%公司占比分别为26.8%、12.39%。

 计算机板块头部公司现金优势大。我们选取计算机板块现金/营收比例TOP50进行分析。前50公司现金/营收比例均超过了170%，均值为341.3%，是计算机全市场均值水平的3.5倍多；现金/市值比例均值为28.6%，高于市场均值水平11.7pct。

工业软件领域现金表现较好，有望在政策支持下通过收购并购增强实力。在计算机板块现金/营收比例TOP50中，工业软件公司占据9席，分别为索辰科技、广立微、浩辰软件、盈建科、概伦电子、柏楚电子、金橙子、华大九天、中望软件，其中索辰科技、广立微、浩辰软件该比例为674.2%、497.2%、486.3%，分别排名2、4、5位。

建议：工业软件领域经营稳定且现金流充裕的：中控技术、中望软件、华大九天、浩辰软件、索辰科技、广立微、盈建科、概伦电子、柏楚电子等。

（来自：【德邦计算机】“科八条”提振并购重组，看好工业软件）

⚠ 风险提示：政策不及预期风险、宏观经济下行风险、订单不及预期风险等。

1、电力改革现状与背景

· 电力改革自2005年开始，2015年进一步推进，取得了一定成绩，包括电价放开、配售电业务放开、发用电计划放开、交易机构独立等。“三放开、一独立、三个强化”是改革的关键方向。

· 市场化交易比例已接近70%，其中煤电市场化交易形成的比例较高，新能源市场化交易比例也在提升。

· 电价改革方面，购销差价模式转变为中长期协议和电力现货市场竞争形成电价，促进了电价市场化。

· 中长期电力交易品种已实现全覆盖，交易周期缩短，市场化程度提高。

· 现货市场发展相对滞后，部分省份实现连续正式运行，省间现货市场交易量较小。

· 辅助服务市场建设已基本覆盖，但交易品种和市场启动情况存在地域差异。

2、电力改革的紧迫性与迫切性

· 电力保障性供应面临挑战，电力供求关系变化，成本疏导机制尚未完全建立。

· 新能源消纳压力增大，利用率下降，新能源发展与销量不匹配问题突出。

· 新业态如新型储能、虚拟电厂等发展受限，市场化机制不健全影响新能源规模化发展。

3、电网投资与建设

· 电网投资面临需求增长，特高压和配电网建设滞后影响新能源接入和消纳。

· 配电网尤其薄弱，农村县域配网需加强，以适应新能源发展和新型电力系统建设。

4、电力改革的未来方向

· 电力改革需解决顶层设计问题，统一规划和实施，可能涉及机构变革。

· 新能源全面入市是趋势，市场化交易比例预期提升，政策研究和流转正在进行。

· 水电和核电市场化交易比例预期提升，但节奏和条件有所不同。

· 用户端市场化交易可能扩展，居民电价调整可能性较小，分时电价和输配电价有调整空间。

5、电力市场交易品种发展

· 中长期电力交易市场化推进，现货和辅助服务市场建设预期加速。

· 电力现货市场交易频次和成本疏导及时性优于调峰辅助服务市场。

· 容量市场建立和绿电绿证交易发展，体现环境溢价，提升新能源友好性。

6、新能源发展与电力供应

· 新能源发电与电力供应紧张并存，时段性电力平衡问题需关注。

· 新型储能和光伏发展面临机制变革考量，储能成本和收益模式待明确。

7、配网建设与投资

· 配网建设需适应新能源接入，重构和改造投资需求大，未来投资可能倾斜。

· 配网投资比例预期提升，特高压投资保持强度，新能源市场交易化影响投资积极性。

8、电力市场电价与成本

· 新能源市场化交易可能短期影响发电收益，长期看环境溢价和成本下降有利于收益稳定。

· 新能源入市比例增加可能降低上网电价，但终端用户电价预期上升。

9、电力现货市场与水电价格

· 电力现货市场建设中，限价机制对市场有利，水电价格形成机制多样。

· 各省水电价格调节机制和定价权限不同，市场化交易影响价格形成。

10、储能发展与政策

· 电网对储能需求迫切，态度积极，储能利用率预期提高。

Q&A

Q：关于煤电中长期价格的20%限价是否合适，以及各省是否可以根据实际情况进行调整？

A：目前，煤电中长期价格的20%限价正在被讨论和研究，以确定其是否合适。一些省份认为应该因地制宜，根据各省的实际情况进行调整。例如，上海等经济发达地区可能愿意支付更高的价格来保障供电。去年已经提出了深化电力企业改革，20%限价问题应作为重点提出。与国外相比，国外电力市场通常没有中长期限价，只有在电力现货市场有限价，且限价较高，如五倍或十倍。

Q：居民电价调整的可能性和方向是什么？

A：居民电价调整的可能性较大，可能会采取三档阶梯电价的方式。调整一档和二档电价不太可能，因为这关系到民生问题。调整可能针对三档阶梯以上的用电或特定用电，如富人用电，可能会上调。目前这一调整还处于讨论阶段，电网企业尚未接到具体指令。

Q：分时电价的重要性及其对电力市场的影响是什么？

A：分时电价是电力市场改革的重要内容，它体现了供求关系的变化。目前，各地方政府已经出台了不少分时电价政策，要求中长期协议带有曲线，即不同时间段的电价和电量不同。分时电价的调整不仅影响用户端，也影响发电端。未来，分时电价可能会根据形势变化进行进一步调整。

Q：输配电价的未来趋势和影响因素是什么？

A：输配电价在未来可能会有进一步的提价空间。这主要是因为电网投资基建和辅助服务成本的增加，以及新型电力业态的发展需要更多的电网投资。预计在2024年到2026年的输配电价调整中，可能会有向上的提价空间。电网投资基金在未来几年仍将保持繁荣。

Q：电力市场交易品种的发展方向和重点是什么？

A：电力市场交易品种的发展方向包括中长期市场化改革、现货和辅助服务市场的实施。目前，现货市场和辅助服务市场的推进速度较慢，但有可能通过座谈会等方式加速。预计第一批八个电力项目可能在今年年底正式运行，第二批六个项目可能在明年落地。电力现货的比例可能会调整，以适应电网安全和价格波动的需要。辅助服务市场的发展可能更为看好，各地在推进实施时交易品种略有不同。

Q：如何看待当前电力辅助服务市场的发展及其与电力现货市场的关系？

A：当前电力辅助服务市场正在制定顶层设计，基本规则正在征求意见阶段。辅助服务市场包括调峰和调频等交易品种，其中调峰交易品种与电力现货市场有所重叠。在某些地区，如山西，没有深调控辅助服务，只有调频。辅助服务市场在功能上可以涵盖电力现货市场，但由于交易频次不如电力现货市场密集，电力现货市场在交易频次和成本疏导的及时性方面优于调峰辅助服务市场。尽管如此，从保障电网安全的角度来看，辅助服务市场的推进节奏可能会快于电力现货市场。

Q：电力市场化定价的进程及绿电和绿证交易的发展情况如何？

A：目前电力市场化定价还在逐步推进中，预计到2030年才能建立一个比较完善的电力市场，通过市场化方式进行定价。目前是行政运行定价，未来将过渡到市场化定价。绿电和绿证交易越来越受到关注，因为它们是环境影响的主要驱动因素。今年绿电交易量预计达到1000亿千瓦时以上，绿证发放量至少达到两千多万张，这一目标有望轻松实现。新能源企业和有终端用绿能需求的企业对购买绿电和绿证有迫切需求。目前国外尚未认可绿证，正在解决绿证国际互认问题。绿电在总电量中的占比不到10%，但随着绿电和绿证交易的推广，这一比例有望逐步提升。绿电和绿证交易的途径和市场将更加丰富，对新能源的友好性也将进一步提升。

Q：为什么去年新能源的消纳率下降，以及新能源的发电量是否能满足今年的新增用电需求？

A：去年新能源的消纳率下降主要是因为夏季是新能源发电的高峰期，但电力系统需要根据每时段的电力平衡进行调节，而非电量变化。新能源如光伏和风能受天气影响，可能在尖峰负荷时段无法提供所需电力，导致电力供应保障不足。尽管如此，从全年发电量来看，去年新增的290GW新能源发电量基本上能够覆盖今年的新增用电需求，但可能会出现某些时间段电力短缺的现象。

Q：为什么新型储能和光伏的发展在当前时间点面临挑战，以及储能的成本效益如何？

A：新型储能和光伏的发展面临的挑战主要是机制变革上的考量，以及年度计划的节奏影响。尽管光伏的度电成本已经非常低，甚至低于某些火电成本，但由于项目规划和年度计划的制定，4月和5月的装机数据同比增速可能不好看。然而，这只是一个正常的节奏，预计5月会反弹，6月会创新高。此外，储能的成本效益已经具备一定条件，但电网体系的稳定性和用电安全可能限制了对电力现货市场推进的接受速度。

Q：为什么光伏发电在某些地区已经具备成本优势，但仍然无法替代火电？

A：尽管光伏发电在成本上具有优势，但在中东部地区如江浙沪、安徽、湖北、重庆等地限电时，光伏发电并不足以满足需求，因为这些地区的光伏装机并不多。而光伏主要集中在西北地区，由于输电通道的限制，无法将足够的光伏电力输送到需要的地区，因此在实际操作中仍然需要依赖火电。

Q：为什么储能电站的建设和运营面临收益模式的问题？

A：储能电站建设和运营的收益模式问题主要是因为缺乏电力现货市场，导致无法进行分股套利加仓。如果储能仅用于保供电，在假期那几周的利用率会很低，从而使得第三方投资者难以从全年的低利用率中获得合理的回报。此外，如果没有电力现货市场，储能电站的建设和运营成本难以回收，导致第三方投资者不愿意投资建设。

Q：去年的光伏装机增长有何特殊之处，以及今年的光伏装机增长预期如何？

A：去年的光伏装机增长特殊之处在于，很多原计划在2022年投运的项目因为组件价格高而推迟到2023年上半年，导致上半年的装机量激增。这违背了往年的投产规律，即1月份高，之后下滑，5-6月份上升，7-8月份下调，然后9月份开始持续增长。今年的光伏装机增长预计将遵循这一规律，但具体的增长预期需要根据年度计划和市场情况来确定。

Q：当前国内配网体系存在哪些问题，以及未来的改进方向是什么？

A：当前国内配网体系存在的问题主要是设计时未考虑终端接入光伏、电动车等新型负载，导致变压器容量不足，且原有配网为单向供电，不适应新的双向有源配电网需求。改进方向包括配网重构，形成类似主网的网状供电结构，以适应即插即用的发展方式。目前因投资较大，全国众多县域改造需10亿以上，暂时无法全面重构，因此采取配网手拉手方式，通过装置连接配网和台区，试点分布式储能和调相机等。同时，今年开始控制互用光伏，加装网关规约转换器，由电网投资，以解决无源到有源配网的转变。

Q：电网投资的总体趋势和未来重点是什么？配网投资机会是否值得重视？

A：电网投资总体趋势是总量会提高，今年已达5600多亿，未来可能提高到近7000亿规模。特高压投资不会减弱，"十五五"期间投资量还要比"十四五"更多，因为要满足新的发展需求。未来重点将逐步倾向配网，解决其薄弱、智能化低、设备改造升级等问题。明年开始，配网推广可能会有明显增速。目前因大基地建设推进，配网投资更多从信息化、智能化起步，逐步向30年目标建成发展。因此，配网投资机会值得重视，未来将成为重点。

Q：新能源市场化交易后发电收益是否会下降，以及这是否会影响新能源投资的积极性？

A：短期内，新能源市场化交易可能会导致发电收益下降，因为新能源发电在特定时间段内，如果销量存在问题，上网电价可能会降低。然而，从长期角度来看，随着环境溢价的逐渐作用，政策如碳关税等指向环境溢价，以及新能源消纳和边界在“十五五”期间的改善，新能源的利用率有望提高，成本下降，市场化交易中的储能成本降低，将有助于新能源发电收益的稳定和提升。因此，虽然短期内新能源发电收益可能面临压力，但长期来看，新能源投资的积极性不会受到根本性影响。

Q：新能源和水电入市比例增加后，发电电价成本中枢是提高还是下降？对电网的电力采购成本有何影响？

A：如果增加新能源和水电的入市比例，从采购端或上网电价来看，电价成本中枢可能会小幅下降。但这并不意味着终端用户的电价会降低，反而可能会呈现先升后降的趋势。因为终端用户电价叠加了多种成本，包括新能源入市带来的辅助服务成本增加，以及容量电价的增加。例如，新能源发电渗透率接近20%时，辅助服务费用成本的增加可能会使每度电的成本增加一毛多。因此，短期内，电网的电力采购成本可能会下降，但系统运行费用和终端用户承担的费用可能会上升。随着成本下降和条件改善，长期来看，电价成本中枢有望降低。

Q：全国电力现货市场的比例有多少？现货价格机制设置过窄的限制是否会影响现货市场的意义？水电的价格机制如何，个人定价权限有多大？

A：目前，全国电力现货市场已经涵盖了第一批八个和第二批六个省份，其中四个省份的现货市场已经正式运行。现货市场的比例正在逐步增加。关于现货价格机制，为了防止价格波动过大，如山西电力现货市场的天花板价格设置为上一年均价的1.5倍，这是为了确保电力现货价格不会突然大幅上涨，避免对工商用户造成不可承受的影响。现货市场的限价或天花板价格设置是有利的，它不会过低，会保证有足够的套利空间，满足市场参与者的需求。至于水电的价格机制，个人定价权限的具体大小未在文中明确说明，但可以推测，价格机制会考虑到市场供需、成本和政策导向等因素。

Q：水电的价格形成机制是如何的，以及各省对水电定价的权限有多大？

A：水电的价格形成机制相对复杂。有些地方的水电价格由国家定价，例如三峡、葛洲坝等，这些价格会落地到省，并与受端的上网电价相联系。另外，一些省份如青海有自己的水电标杆上网电价，价格大约在0.18元到0.23元之间。还有市场化形成的定价，如云南和四川的水电直接进入中长期交易市场，有些地区可能已经进入现货市场，通过市场交易形成价格。

Q：各省对于水电价格的调节机制和定价权利如何？

A：水电电价的调节机制和定价权利因省份而异。在水电资源丰富的省份如云南、四川、青海，定价调价对整个系统的价格影响较大。而在煤电占比较高的地方，无论采用行政定价还是市场化交易形成价格，对市场均价的影响都较小，因此需要分省来考虑这个问题。

Q：今年下半年水电企业能否调整水电价格以增加收益？

A：可以调整。由于今年可能出现电力短缺，预计水电价格在现货市场中会有一定幅度的上涨，之前也有过跨省购买水电价格高达每度电十元的情况，因此今年水电企业有可能通过调整价格来增加收益。

Q：未来两三年特高压和配网在国网年度投资中的比例大概是多少？

A：目前配网投资占总投资的55%，预计未来配网投资比例可能会提高到60%以上。在“十三五”期间，配网投资占比曾达到60%，后来因为特高压建设而有所降低。特高压目前的投资占比相对较小，但预计会有所提升，可能达到5%左右。其他电压等级的投资费用可能会受到压缩。

Q：电网对新型储能的态度如何，储能利用率和收益率是否会被纳入考核？

A：电网目前非常希望储能能在电网中发挥作用，特别是电网侧或独立储能。之前电网对储能的调用存在困难，主要是因为储能质量不过关以及缺少必要的量测控制通信设备。现在随着技术的进步和设备的完善，电网已经能够更好地管理和调度储能，利用率在宁夏、新疆、湖南等地已经很高。电网对储能的态度非常积极，预计未来几个季度公布的储能利用率数据将逐步提高。同时，储能的发展模式已经从政策推动的市场转变为硬性系统的市场，未来电改可能会出台更多对新业态友好的政策和价格机制，以解决经济性问题。