煤炭资源网：坑口限价440元？|印度电企动煤进口量创超7年来低位| 海运动煤贸易商抛货情绪升温#期嘴八舌# #煤炭#
坑口限价440元？发改委：还在进一步研究中
针对近日有关“发改委针对动力煤坑口限含税价每吨440元，最高上浮20%的”消息是否属实，央广网记者10月28日联系了国家发改委价格司，得到的回复是，对煤炭价格实施干预的具体措施目前还在进一步研究中。
据中央广播电视总台经济之声《天下财经》报道，国家发改委价格司27日召集中国煤炭工业协会和部分重点煤炭企业召开会议，专题研究对煤炭价格实施干预的具体措施。
10月28日有媒体报道，具体的限价标准是：动力煤坑口价格由国家发改委统一制定基准价，含税价每吨440元，最高上浮20%，也就是每吨528元。
根据媒体报道，煤炭价格干预范围包括动力煤坑口价格和终端销售价格。终端销售价格干预方式由各省级政府自主确定。坑口价格的干预方式是实行“基准价+浮动幅度”的限价，具体限价标准是由国家发改委统一制定基准价，为含税每吨440元，最高上浮20%，也就是528元。这个价格要远远低于当前各地煤矿的坑口价格，引发市场高度关注。
煤炭坑口价是指在煤矿坑口交易的价格。国家发改委能源研究所高级顾问韩文科说：“现在报出来的坑口价格都不一样，这个价格应该是比较高的。各个矿、各个地区都不一样，地方也在压坑口价，所以现在不好说坑口价到底是多少。市场比较平稳的时候有一个交易的平均价格，现在煤价高低差距很大，就没有平均价。”
实际上，在国家发改委组织召开这次会议前后，晋能控股集团等煤炭企业则发出承诺：今冬明春5500大卡动力煤坑口价不超1200元/吨。而528元还不到这个数字的一半。不过中国能源研究会学术顾问周大地说，即使坑口价最高控制在528元，多数煤矿也可以盈利。“动力煤如果坑口价500多元，再运到南方就得800元以上，等于是和这次暴涨以前的价格水平差不多。老实说，500多块钱如果是坑口价，当然有些煤矿可能觉得这个利润不是太高，但是对很多矿来讲，528元这个坑口价，还是有比较好的回报的。”
周大地说，如果能再管住坑口价格，就可以有效抑制不合理涨价现象。“因为煤炭市场比较复杂。除了煤炭生产方以外，现在煤炭运销、仓储，甚至过去有煤炭公司自己不产煤，他可能要买煤，中间环节比较复杂，所以现在把住坑口价，基本上中间环节谁再要涨，就很明显（看出）你是暴涨还是合理的一个成本。”
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强说，在当前的特殊形势下，短期干预煤炭价格，可以推动市场回归理性。“动力煤限价的相关消息，也引发了市场反应：A股市场煤炭开采加工板块10月28日大跌近7%，期货市场焦煤、焦炭主力合约价格跌停，动力煤价格收跌超过11%。”
印度电企9月动力煤进口量五连降 创超7年来低位
印度中央电力局（CEA）最新数据显示，2021年9月份，印度电力企业共进口动力煤108.21万吨，同环比分别大降73.16%和43.71%，连续第五个月下降，创超7年以来新低。
数据显示，2020年9月份印度电企动力煤进口量为403.14万吨，而今年8月进口量为192.22万吨。印度电企煤炭进口量大幅下降，主要是受海运煤价大涨影响。
随着印度国内电力需求激增、电厂库存低位，自8月下旬以来，印度政府一直敦促电厂增加煤炭进口。但实际上，受海运煤价高位影响，设计使用进口煤的印度沿海电厂大幅减少了煤炭进口。目前，印度国内五分之三的燃煤电厂存煤不足3天。
数据显示，9月份，印度电企进口的煤炭中，78.52万吨供应直接使用进口煤发电的电厂，29.69万吨用于与国内煤混配。
当月，在与国内煤混配的企业中，1家国有电力企业进口3.25万吨，3家私营企业进口26.44万吨。而供应直接使用进口煤发电的企业中，1家国营电企进口3900吨，7家私营电企进口78.13万吨。
数据显示，9月份，塔塔电力（Tata Power）的特罗贝电厂（Trombay）进口动力煤最多，为20.76万吨，其次是阿达尼集团的蒙德拉（Mundra）超大型电厂，进口量为18万吨。
2021-22财年前六个月（4-9月份），印度电企共进口动力煤1632.15万吨，较上年同期的2215.16万吨下降26.3%。
中国政府保供力度加码 海运动力煤贸易商抛货情绪升温
随着中国政府保供稳价力度不断加码，或将对印尼煤价造成压力，近日，贸易商恐慌情绪不断升温。
中国政府宣布对国内动力煤市场实行新的限价政策后，市场参与者对近期煤价反弹的希望也随之破灭。据了解，手中持有印尼煤的贸易商开始恐慌抛货，以免煤价下跌造成更大的损失。
近日，包括国家能源集团、晋能控股在内的大型煤企已做出限价承诺：今冬供暖季期间，发热量为5500大卡的动力煤坑口价不超过1200元/吨，这一价格较目前价格下降400-600元/吨。
市场人士表示，在政府对煤炭行业成本和盈利能力进行审查后可能会实行更严格的限价政策。国家发改委表示，近日对全国所有产煤省份和重点煤炭企业的煤炭生产成本情况进行了调查。初步汇总结果显示，煤炭生产成本大幅低于目前煤炭现货价格，煤炭价格存在继续回调空间。
中国国内市场煤价下滑给印尼煤价带来了下行压力。目前，印尼3800大卡动力煤离岸报价已经由一周前的170-180美元/吨历史高位降至145-150美元/吨。
由于买家观望情绪浓厚，以等待市场方向更加明确，贸易商们在市场上很难找到买家。这使得贸易商不得不继续降低报价，甚至以低于购进的价格抛货。
随着长协煤供应稳定、日耗的降低，近期国内电厂库存迅速回升，有关当局针对保供稳价的举措也在持续跟进。目前，国内能源供应紧缺问题已有所缓和，尤其是东北地区，当地电厂库存已回升至常年合理区间。
此外，28日最新消息称，为避免潜在的供应短缺问题，有关当局已允许部分滞留港口的澳煤通关。据悉，营口、烟台和广州港口允许去年10月之前卸船的澳煤通关，这对国内供应来说也是一个利好。
在此情况下，预计后期国内煤炭价格将进一步回落，下游企业对进口煤的采购热情将进一步降低，进口煤价格或将持续下降。
坑口限价440元？发改委：还在进一步研究中
针对近日有关“发改委针对动力煤坑口限含税价每吨440元，最高上浮20%的”消息是否属实，央广网记者10月28日联系了国家发改委价格司，得到的回复是，对煤炭价格实施干预的具体措施目前还在进一步研究中。
据中央广播电视总台经济之声《天下财经》报道，国家发改委价格司27日召集中国煤炭工业协会和部分重点煤炭企业召开会议，专题研究对煤炭价格实施干预的具体措施。
10月28日有媒体报道，具体的限价标准是：动力煤坑口价格由国家发改委统一制定基准价，含税价每吨440元，最高上浮20%，也就是每吨528元。
根据媒体报道，煤炭价格干预范围包括动力煤坑口价格和终端销售价格。终端销售价格干预方式由各省级政府自主确定。坑口价格的干预方式是实行“基准价+浮动幅度”的限价，具体限价标准是由国家发改委统一制定基准价，为含税每吨440元，最高上浮20%，也就是528元。这个价格要远远低于当前各地煤矿的坑口价格，引发市场高度关注。
煤炭坑口价是指在煤矿坑口交易的价格。国家发改委能源研究所高级顾问韩文科说：“现在报出来的坑口价格都不一样，这个价格应该是比较高的。各个矿、各个地区都不一样，地方也在压坑口价，所以现在不好说坑口价到底是多少。市场比较平稳的时候有一个交易的平均价格，现在煤价高低差距很大，就没有平均价。”
实际上，在国家发改委组织召开这次会议前后，晋能控股集团等煤炭企业则发出承诺：今冬明春5500大卡动力煤坑口价不超1200元/吨。而528元还不到这个数字的一半。不过中国能源研究会学术顾问周大地说，即使坑口价最高控制在528元，多数煤矿也可以盈利。“动力煤如果坑口价500多元，再运到南方就得800元以上，等于是和这次暴涨以前的价格水平差不多。老实说，500多块钱如果是坑口价，当然有些煤矿可能觉得这个利润不是太高，但是对很多矿来讲，528元这个坑口价，还是有比较好的回报的。”
周大地说，如果能再管住坑口价格，就可以有效抑制不合理涨价现象。“因为煤炭市场比较复杂。除了煤炭生产方以外，现在煤炭运销、仓储，甚至过去有煤炭公司自己不产煤，他可能要买煤，中间环节比较复杂，所以现在把住坑口价，基本上中间环节谁再要涨，就很明显（看出）你是暴涨还是合理的一个成本。”
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强说，在当前的特殊形势下，短期干预煤炭价格，可以推动市场回归理性。“动力煤限价的相关消息，也引发了市场反应：A股市场煤炭开采加工板块10月28日大跌近7%，期货市场焦煤、焦炭主力合约价格跌停，动力煤价格收跌超过11%。”
印度电企9月动力煤进口量五连降 创超7年来低位
印度中央电力局（CEA）最新数据显示，2021年9月份，印度电力企业共进口动力煤108.21万吨，同环比分别大降73.16%和43.71%，连续第五个月下降，创超7年以来新低。
数据显示，2020年9月份印度电企动力煤进口量为403.14万吨，而今年8月进口量为192.22万吨。印度电企煤炭进口量大幅下降，主要是受海运煤价大涨影响。
随着印度国内电力需求激增、电厂库存低位，自8月下旬以来，印度政府一直敦促电厂增加煤炭进口。但实际上，受海运煤价高位影响，设计使用进口煤的印度沿海电厂大幅减少了煤炭进口。目前，印度国内五分之三的燃煤电厂存煤不足3天。
数据显示，9月份，印度电企进口的煤炭中，78.52万吨供应直接使用进口煤发电的电厂，29.69万吨用于与国内煤混配。
当月，在与国内煤混配的企业中，1家国有电力企业进口3.25万吨，3家私营企业进口26.44万吨。而供应直接使用进口煤发电的企业中，1家国营电企进口3900吨，7家私营电企进口78.13万吨。
数据显示，9月份，塔塔电力（Tata Power）的特罗贝电厂（Trombay）进口动力煤最多，为20.76万吨，其次是阿达尼集团的蒙德拉（Mundra）超大型电厂，进口量为18万吨。
2021-22财年前六个月（4-9月份），印度电企共进口动力煤1632.15万吨，较上年同期的2215.16万吨下降26.3%。
中国政府保供力度加码 海运动力煤贸易商抛货情绪升温
随着中国政府保供稳价力度不断加码，或将对印尼煤价造成压力，近日，贸易商恐慌情绪不断升温。
中国政府宣布对国内动力煤市场实行新的限价政策后，市场参与者对近期煤价反弹的希望也随之破灭。据了解，手中持有印尼煤的贸易商开始恐慌抛货，以免煤价下跌造成更大的损失。
近日，包括国家能源集团、晋能控股在内的大型煤企已做出限价承诺：今冬供暖季期间，发热量为5500大卡的动力煤坑口价不超过1200元/吨，这一价格较目前价格下降400-600元/吨。
市场人士表示，在政府对煤炭行业成本和盈利能力进行审查后可能会实行更严格的限价政策。国家发改委表示，近日对全国所有产煤省份和重点煤炭企业的煤炭生产成本情况进行了调查。初步汇总结果显示，煤炭生产成本大幅低于目前煤炭现货价格，煤炭价格存在继续回调空间。
中国国内市场煤价下滑给印尼煤价带来了下行压力。目前，印尼3800大卡动力煤离岸报价已经由一周前的170-180美元/吨历史高位降至145-150美元/吨。
由于买家观望情绪浓厚，以等待市场方向更加明确，贸易商们在市场上很难找到买家。这使得贸易商不得不继续降低报价，甚至以低于购进的价格抛货。
随着长协煤供应稳定、日耗的降低，近期国内电厂库存迅速回升，有关当局针对保供稳价的举措也在持续跟进。目前，国内能源供应紧缺问题已有所缓和，尤其是东北地区，当地电厂库存已回升至常年合理区间。
此外，28日最新消息称，为避免潜在的供应短缺问题，有关当局已允许部分滞留港口的澳煤通关。据悉，营口、烟台和广州港口允许去年10月之前卸船的澳煤通关，这对国内供应来说也是一个利好。
在此情况下，预计后期国内煤炭价格将进一步回落，下游企业对进口煤的采购热情将进一步降低，进口煤价格或将持续下降。
市值重回万亿，中国石油能投资吗？
会议要点：
近期油气概念连连大涨，石油天然气指数8月23日至今涨幅已达31.7%，中国石油自低点以来，累计涨幅超四成，重新拉回万亿市值。受益于上半年石油和天然气等需求显著回暖，及油价大涨，中国石油业绩表现良好。半年报成绩显示，公司实现营收1.2万亿元，同比增长28.8%；归母净利 润530.37亿元，扭亏为盈，业绩创近7年同期最好水平。花旗报告称，受飓风影响美国9月份原油减产量可能达到3000万桶，10月份减产量也将达到500万桶。另外，高盛最新报告也认为，油价将在秋季大幅上涨，尤其在伊朗核协议谈判破裂的情况下；若油价触及80美元/桶，全球投资者将重返大宗商品通胀交易。
Q&A
Q：天然气是否是中石油的未来发展方向？中石油在新能源领域的布局怎样？
A：天然气一直是中国石油的重要业务组成，但石油始终要重于天然气。新能源在研发层面中石油是有投入的，包括锂电池和氢能工业催化剂（我不太清楚是不是在上市公司，集团应该可以查到一些知识产权），但是相对于石油业务的体量还是太小了。
Q：这次行情港资持续流入，最高单日流入1.7亿，而我们知道在港上市同权的中石油价格不足A股六成，市场还是以博弈投资为主，未来港股牵引力会不会影响A股价格？
A：只见过港股往下牵引，没见过往上顶的。
Q：对于后续的周期行情怎么看？美林时钟是否步入滞涨时期呢？疫情对于周期的影响是否存在了边际效应？
A：国内有胀的迹象，但滞不明显，确实在讲基础设施超前建设，有这方面的担心，但我觉得微观的情况没有差到滞胀。国外么，胀是肯定的了，滞还要看疫情的发展。
Q：怎么看天然气后续，今天天然气会有一波大行情吗？
A：东北亚地区的天然气气价的顶是和油价挂钩的，油价你怎么看呢？这个问题想清楚了才是怎么看天然气。
Q：能源行业投资时需要关注哪些因素？比如地缘政治因素？欧佩克组织的表态？布伦特原油期货价格？如何分析判断原油周期趋势？
A：能源行业投资只需要关心一件事，那就是过去5年的投资强度。其他地缘政治这些都是期货交易员需要关心的，不是投资者能搞明白的，对能源投资也意义不大。
Q：天然气价格会显著影响中石油价格吗？我看郭博之前分享的中石油的折现是与石油价格相关的，最近天然气的上涨会影响中石油的业绩吗？
A：弹性很小。
Q：中国石油作为强周期股的代表，个人认为不适合普通投资者投资，因为把握周期难度太大，对于绝大多数经济学家都是不可能的事情。不知您是否同意？
A：我不这么看，我在雪球上几次分享过中国石油年报对折现值估计，对较低油价对应的
折现值再打五折，应该赚钱的机会比较大，比如之前港股2港币出头的时候。
Q：之前看到过业绩模拟，如果油价持续上涨，中石油在油价140美元前总体业绩都会持续上升，但是130美元后上升趋势会变缓，是这样吗？
A：80就会开始变缓，130以上下滑可能性很大。
Q：能源行业基金是否都参与加杠杆的期货投资产品？比如基金经理把投资者的钱汇聚起来，投资一些类似于期货性质的产品标的？如果是这样，那么怎么看投资的基金是否投资带有期货或加杠杆的产品？
A：这个要看基金的合约怎么规定。
Q：请问新能源运营觉得有前途吗？
A：追求较低的稳定回报（比如5%）的话可以考虑。
Q：中石油都涨起来了，是不是说明其他股票的估值太高了，暂时不具备投资价值了，是不是后续会经历调整？
A：不知道呀，昨天我还在说，之前赛道股大家觉得5%的折现率没问题，现在周期股我说8%折现率太低还有很多人站出来教育我不懂金融，宏观经济大环 境不一样了，总之就是这次不一样呗。
Q：想问下国内的天然气定价情况，以及国内的联动情况。另外我看中海油20年报中平均气价是6.17usd/Mcf，没查错的话1.037mmbtu=1Mcf，甚至 高于目前国际天然气期货价格5.4usd/mmbtu，而去年应该还在低位，是因为国内气价远高于国外吗？
A：全球天然气定价有3个基准价格，你看的大概是美国HenryHub的价格吧，因为美国国内页岩气产量高，边际成本又非常低，时不时还胀库，所以可以低到1美元/mmBtu，最近涨幅大的也主要是这个；还有一个价格是北海气价，是欧洲主要的天然气价格，因为有一部分供应来自俄罗斯，所以欧洲天然气市场总体 不是特别紧张，但北海气价一般是显著高于美国价格的；第三个是日本综合进口价，是和原油强挂钩的，油价高的时候到过17美元以上。我们国家的进口气价有多种构成，既有长协价格，变化非常平缓，也有即期价格，接近于日本综合进口价，所以你看公司披露是很难估计未来变化的。天然气定价在全球都是非常复杂的机制，一个国家，一个地区，乃至一条管道都有可能不一样，要花非常多的精力研究，我觉得普通投资者花这么多 精力不太值得，还不如像去年等中石油港股的低点那样简单粗暴的玩法。
Q：“短期来看市场是投票机，长期来看市场是称重机” ——格雷厄姆。今天看见郭总谈折现率的问题，我有一点不同看法。引用格老的一句话“短期市场是投票机，长期市场是称重机”，价格围绕价值上下波动，这里的“价值”不是张三认为的价值，也不是李四认为的价值，二是公允价值。一个重要却又不那么显而易见的观念，投资是在不同标的之间的比较，而投资股市有一个比较基准——指数（就是芒格大爷经常说的机会成本），如果仅从增长的角度看，一个公司未来增长率+分红率不如指数回报率，毫无疑问，长期来看没有投资价
值。那为什么还会有这样的价格长期存在？因为价值不光是增长，还有经营风险，以及波动程度等都会不同程度的对价值造成影响，影响折现率。聪明的投资者都在这里经营风险不用解释，理论上没有任何一家公司的经营风险会小于指数，但是波动则不然，比如 长江电力 ，即便金融危机，长电依然能稳定分红，虽然股价下跌，但是分红依然实实在在的拿在手里，被迫平仓的人相对肯定要少的多，股价跌幅也要小很多，所以投资长电的人的波动风险是低于指数的。
有人要说，老巴说过，波动风险不是风险，风险只是产生永久亏随的风险。但这只是老巴的风险，并不是市场共识。举个简单的例子，一个稳定每年收入50万的人，和一个一年0收入，一年收入100万的人，其他条件完全相同，谁更容易找对象？所以折现率是以指数回报率为基准（名义GDP增速+分红率），加上风险调整（经营风险，波动风险，这两种风险最重要，还有其他不那么重要的，影响较小），每个人对风险的衡量都不一样，有的比指数高，有的比指数低，最终达成了市场共识。长期来看指数回报率等于名义GDP增速+分红率，若是每个人期望回报率都高于指数期望回报率，那必然每个人都是卖方，这样的市场怎么能够形成呢？
A：推理过程我有异议，但结论我喜欢，投资权益类资产要求的回报率取一个GDP+5%之类的还是比较好的。#股票##价值投资日志[超话]#
会议要点：
近期油气概念连连大涨，石油天然气指数8月23日至今涨幅已达31.7%，中国石油自低点以来，累计涨幅超四成，重新拉回万亿市值。受益于上半年石油和天然气等需求显著回暖，及油价大涨，中国石油业绩表现良好。半年报成绩显示，公司实现营收1.2万亿元，同比增长28.8%；归母净利 润530.37亿元，扭亏为盈，业绩创近7年同期最好水平。花旗报告称，受飓风影响美国9月份原油减产量可能达到3000万桶，10月份减产量也将达到500万桶。另外，高盛最新报告也认为，油价将在秋季大幅上涨，尤其在伊朗核协议谈判破裂的情况下；若油价触及80美元/桶，全球投资者将重返大宗商品通胀交易。
Q&A
Q：天然气是否是中石油的未来发展方向？中石油在新能源领域的布局怎样？
A：天然气一直是中国石油的重要业务组成，但石油始终要重于天然气。新能源在研发层面中石油是有投入的，包括锂电池和氢能工业催化剂（我不太清楚是不是在上市公司，集团应该可以查到一些知识产权），但是相对于石油业务的体量还是太小了。
Q：这次行情港资持续流入，最高单日流入1.7亿，而我们知道在港上市同权的中石油价格不足A股六成，市场还是以博弈投资为主，未来港股牵引力会不会影响A股价格？
A：只见过港股往下牵引，没见过往上顶的。
Q：对于后续的周期行情怎么看？美林时钟是否步入滞涨时期呢？疫情对于周期的影响是否存在了边际效应？
A：国内有胀的迹象，但滞不明显，确实在讲基础设施超前建设，有这方面的担心，但我觉得微观的情况没有差到滞胀。国外么，胀是肯定的了，滞还要看疫情的发展。
Q：怎么看天然气后续，今天天然气会有一波大行情吗？
A：东北亚地区的天然气气价的顶是和油价挂钩的，油价你怎么看呢？这个问题想清楚了才是怎么看天然气。
Q：能源行业投资时需要关注哪些因素？比如地缘政治因素？欧佩克组织的表态？布伦特原油期货价格？如何分析判断原油周期趋势？
A：能源行业投资只需要关心一件事，那就是过去5年的投资强度。其他地缘政治这些都是期货交易员需要关心的，不是投资者能搞明白的，对能源投资也意义不大。
Q：天然气价格会显著影响中石油价格吗？我看郭博之前分享的中石油的折现是与石油价格相关的，最近天然气的上涨会影响中石油的业绩吗？
A：弹性很小。
Q：中国石油作为强周期股的代表，个人认为不适合普通投资者投资，因为把握周期难度太大，对于绝大多数经济学家都是不可能的事情。不知您是否同意？
A：我不这么看，我在雪球上几次分享过中国石油年报对折现值估计，对较低油价对应的
折现值再打五折，应该赚钱的机会比较大，比如之前港股2港币出头的时候。
Q：之前看到过业绩模拟，如果油价持续上涨，中石油在油价140美元前总体业绩都会持续上升，但是130美元后上升趋势会变缓，是这样吗？
A：80就会开始变缓，130以上下滑可能性很大。
Q：能源行业基金是否都参与加杠杆的期货投资产品？比如基金经理把投资者的钱汇聚起来，投资一些类似于期货性质的产品标的？如果是这样，那么怎么看投资的基金是否投资带有期货或加杠杆的产品？
A：这个要看基金的合约怎么规定。
Q：请问新能源运营觉得有前途吗？
A：追求较低的稳定回报（比如5%）的话可以考虑。
Q：中石油都涨起来了，是不是说明其他股票的估值太高了，暂时不具备投资价值了，是不是后续会经历调整？
A：不知道呀，昨天我还在说，之前赛道股大家觉得5%的折现率没问题，现在周期股我说8%折现率太低还有很多人站出来教育我不懂金融，宏观经济大环 境不一样了，总之就是这次不一样呗。
Q：想问下国内的天然气定价情况，以及国内的联动情况。另外我看中海油20年报中平均气价是6.17usd/Mcf，没查错的话1.037mmbtu=1Mcf，甚至 高于目前国际天然气期货价格5.4usd/mmbtu，而去年应该还在低位，是因为国内气价远高于国外吗？
A：全球天然气定价有3个基准价格，你看的大概是美国HenryHub的价格吧，因为美国国内页岩气产量高，边际成本又非常低，时不时还胀库，所以可以低到1美元/mmBtu，最近涨幅大的也主要是这个；还有一个价格是北海气价，是欧洲主要的天然气价格，因为有一部分供应来自俄罗斯，所以欧洲天然气市场总体 不是特别紧张，但北海气价一般是显著高于美国价格的；第三个是日本综合进口价，是和原油强挂钩的，油价高的时候到过17美元以上。我们国家的进口气价有多种构成，既有长协价格，变化非常平缓，也有即期价格，接近于日本综合进口价，所以你看公司披露是很难估计未来变化的。天然气定价在全球都是非常复杂的机制，一个国家，一个地区，乃至一条管道都有可能不一样，要花非常多的精力研究，我觉得普通投资者花这么多 精力不太值得，还不如像去年等中石油港股的低点那样简单粗暴的玩法。
Q：“短期来看市场是投票机，长期来看市场是称重机” ——格雷厄姆。今天看见郭总谈折现率的问题，我有一点不同看法。引用格老的一句话“短期市场是投票机，长期市场是称重机”，价格围绕价值上下波动，这里的“价值”不是张三认为的价值，也不是李四认为的价值，二是公允价值。一个重要却又不那么显而易见的观念，投资是在不同标的之间的比较，而投资股市有一个比较基准——指数（就是芒格大爷经常说的机会成本），如果仅从增长的角度看，一个公司未来增长率+分红率不如指数回报率，毫无疑问，长期来看没有投资价
值。那为什么还会有这样的价格长期存在？因为价值不光是增长，还有经营风险，以及波动程度等都会不同程度的对价值造成影响，影响折现率。聪明的投资者都在这里经营风险不用解释，理论上没有任何一家公司的经营风险会小于指数，但是波动则不然，比如 长江电力 ，即便金融危机，长电依然能稳定分红，虽然股价下跌，但是分红依然实实在在的拿在手里，被迫平仓的人相对肯定要少的多，股价跌幅也要小很多，所以投资长电的人的波动风险是低于指数的。
有人要说，老巴说过，波动风险不是风险，风险只是产生永久亏随的风险。但这只是老巴的风险，并不是市场共识。举个简单的例子，一个稳定每年收入50万的人，和一个一年0收入，一年收入100万的人，其他条件完全相同，谁更容易找对象？所以折现率是以指数回报率为基准（名义GDP增速+分红率），加上风险调整（经营风险，波动风险，这两种风险最重要，还有其他不那么重要的，影响较小），每个人对风险的衡量都不一样，有的比指数高，有的比指数低，最终达成了市场共识。长期来看指数回报率等于名义GDP增速+分红率，若是每个人期望回报率都高于指数期望回报率，那必然每个人都是卖方，这样的市场怎么能够形成呢？
A：推理过程我有异议，但结论我喜欢，投资权益类资产要求的回报率取一个GDP+5%之类的还是比较好的。#股票##价值投资日志[超话]#
煤炭主产地也缺煤？陕西发文要求确保省内煤炭供应
陕西省 • 发文保供
陕西省9日发布的保供通知引起了业内的热议。究其原因，首先该省是煤炭主产省份之一，更是三巨头-晋、陕、蒙之一，按理说谈不上“保供”。其次这一通知和之前的保供政策略有不同，以往除净调入省份，基本都是针对全国范围的，但从该通知的内容来看，强调的是陕西省省内的保供。
通知明确，一是各产煤市要切实履行属地管理和煤炭保供责任，组织指导辖区内煤炭企业在确保安全的前提下科学组织生产，推进优质产能释放，要根据省发展改革委统一部署，将辖区内煤炭产量的20%-50%用于保障发电需求（省发展改革委正在统计各产煤市煤炭产量，研究编制迎峰过冬电煤保障方案后予以安排部署）。同时积极协调和组织具备条件的煤矿抓紧落实产能置换方案，加快优质产能煤矿建设进度和手续办理，有序实施技术改造和减量重组，尽快实现建设煤矿依法依规投产达产。
二是陕煤化集团和其他国有重点煤矿要充分发挥保障煤炭供应的主力军作用，积极承担和履行保供责任，优先落实省内电煤可供资源，全面履行煤炭中长期合同，持续增加有效供给，自觉维护煤炭价格保持在合理区间。
运输方面，通知要求中国铁路西安局集团公司要切实做好运力组织，针对迎峰度夏期间运输特点，加快车辆周转，努力提高装车水平，坚持电煤优先，确保快接、快卸。对煤炭库存偏低的电厂，要集中抢运，优先保证省内电煤的装车和发运。
同时，为缓解单一运输带来的运力压力，鼓励有条件的电厂加大汽车运煤组织力度，各级各有关部门要全力做好服务保障，确保电煤运输通道的畅通。
发文保供 • 原因
对于发文的原因，陕西省发改委指出，迎峰度夏以来，随着气温攀升和空调制冷负荷释放，全省电力需求进一步增加，最大用电负荷已达3074万千瓦，创历史新高，较2020年同期最大负荷增长21.4%，日均耗用电煤22万吨。如遇大范围持续极端高温天气，形势将更趋严峻。同时，受国际传导经济快速复苏等多种因素的影响，三月份以来，煤炭市场高位运行，市场煤价涨幅较大，预计全年煤炭供需形势偏紧。截至8月8日，全省电煤库存仅223万吨，同比减少226万吨，处于偏低水平。做好迎峰度夏期间能源供应保障工作仍然面临较大压力。
中国煤炭资源网整理发现，今年入夏以来，陕西省已经出现了两轮用电负荷大增长。以西安为例，6月下旬以来，西安持续高温，用电量急剧增长，最大负荷记录屡创新高。7月8日，西安电网全网负荷达880.443万千瓦，入夏以来第三次刷新历史最大负荷记录；7月13日，西安电网全网负荷达906万千瓦，入夏以来第六次刷新历史最大负荷记录；7月15日中午一点半左右，西安电网全网用电负荷已达922万千瓦，刷新历史最大负荷纪录。
用电量的大幅增加给电网的运行带来了巨大的挑战，受此影响，西安市内多个区域实施有序用电，多地突发停电，“西安停电”这一话题一度成为热搜，阅读突破2亿。如果说本轮负荷增长以陕西北部为主，那么7月底的第二轮则主要集中在陕西南部地区。
自7月29日开始，陕西省再次迎来晴热高温天气，大部分地区出现35℃以上高温，持续高温天气带动降温用电负荷快速增长。负荷增长主要以咸阳、渭南、宝鸡、汉中、商洛、安康地区为主。国家电网陕西电力公司数据显示，截至8月2日17时15分，陕西电网用电负荷已达到3074万千瓦，创今夏第二次历史新高，环比增长1.3%，同比增长21.4%。值得庆幸的是，针对上一轮大负荷期间西安南郊地区供电紧张问题，国网陕西省电力公司采取了各项举措，避免了再次出现大规模停电。
陕西电网预计，未来一段时间，陕西电网仍将持续经受高温、大负荷考验，同时受全省整体气象条件偏差，发生恶劣灾害性天气可能性大的影响，电网保供面临较大挑战。
正因如此，通知对电力方面也提出了相应的要求。电网企业要加强负荷预测和供需形势分析，加大对电煤库存偏低发电企业、电力供需偏紧地区和重点用户的监控，合理组织生产调度，优化机组运行方式，迎峰度夏期间坚持“煤多多发、多发不扣；煤少少发，少发不补”的电力调度原则，全力保障电力供需平衡和电网安全稳定运行。发电企业要服从电网统一调度，严格按照调度指令开停机组、接带负荷。
从能源供需，尤其是煤炭供需来看，陕西省作为煤炭大省之所以会出现针对省内的保供要求，上述用电量猛增是一方面，煤炭产量的增长不及火电发电量增长则是另一方面原因。
陕西省统计局日前发布的数据显示，上半年，陕西省规模以上工业原煤产量3.40亿吨，同比增长9.7%。虽然增速较上年同期回落7.1个百分点，两年平均增长13.2%；但上半年，陕西省规模以上火力发电量同比增长20.3%，占发电量的88.8%，较同期占比增加0.5个百分点。
而且单从原煤产量情况来看，2020年6月以来，陕西省原煤产量增幅出现了明显的收窄，今年6月份更是出现了负增长，同比下降7.4%。
近两年来，陕西省安全检查较为严格，各种明查暗查频繁，叠加环保，煤管票等因素，煤矿放量生产的可能性较低，预到安检不合格的更是直接停产整顿。8月10日最新消息，陕西省应急管理厅发布关于暂扣榆林市府谷县兴胜民煤矿等7处煤矿安全生产许可证的通知。其中包括小保当两矿，产能在1000万吨以上。7处煤矿产能合计超4020万吨。
种种原因制约陕西优质产能的释放，原煤产量增长受阻，供应减少；叠加陕西作为煤炭主产地，是煤炭净调出省份，一些大型煤企承担长协煤保供，省内供应可能有所减少，这才引发了上述一系列情况。
陕西省 • 发文保供
陕西省9日发布的保供通知引起了业内的热议。究其原因，首先该省是煤炭主产省份之一，更是三巨头-晋、陕、蒙之一，按理说谈不上“保供”。其次这一通知和之前的保供政策略有不同，以往除净调入省份，基本都是针对全国范围的，但从该通知的内容来看，强调的是陕西省省内的保供。
通知明确，一是各产煤市要切实履行属地管理和煤炭保供责任，组织指导辖区内煤炭企业在确保安全的前提下科学组织生产，推进优质产能释放，要根据省发展改革委统一部署，将辖区内煤炭产量的20%-50%用于保障发电需求（省发展改革委正在统计各产煤市煤炭产量，研究编制迎峰过冬电煤保障方案后予以安排部署）。同时积极协调和组织具备条件的煤矿抓紧落实产能置换方案，加快优质产能煤矿建设进度和手续办理，有序实施技术改造和减量重组，尽快实现建设煤矿依法依规投产达产。
二是陕煤化集团和其他国有重点煤矿要充分发挥保障煤炭供应的主力军作用，积极承担和履行保供责任，优先落实省内电煤可供资源，全面履行煤炭中长期合同，持续增加有效供给，自觉维护煤炭价格保持在合理区间。
运输方面，通知要求中国铁路西安局集团公司要切实做好运力组织，针对迎峰度夏期间运输特点，加快车辆周转，努力提高装车水平，坚持电煤优先，确保快接、快卸。对煤炭库存偏低的电厂，要集中抢运，优先保证省内电煤的装车和发运。
同时，为缓解单一运输带来的运力压力，鼓励有条件的电厂加大汽车运煤组织力度，各级各有关部门要全力做好服务保障，确保电煤运输通道的畅通。
发文保供 • 原因
对于发文的原因，陕西省发改委指出，迎峰度夏以来，随着气温攀升和空调制冷负荷释放，全省电力需求进一步增加，最大用电负荷已达3074万千瓦，创历史新高，较2020年同期最大负荷增长21.4%，日均耗用电煤22万吨。如遇大范围持续极端高温天气，形势将更趋严峻。同时，受国际传导经济快速复苏等多种因素的影响，三月份以来，煤炭市场高位运行，市场煤价涨幅较大，预计全年煤炭供需形势偏紧。截至8月8日，全省电煤库存仅223万吨，同比减少226万吨，处于偏低水平。做好迎峰度夏期间能源供应保障工作仍然面临较大压力。
中国煤炭资源网整理发现，今年入夏以来，陕西省已经出现了两轮用电负荷大增长。以西安为例，6月下旬以来，西安持续高温，用电量急剧增长，最大负荷记录屡创新高。7月8日，西安电网全网负荷达880.443万千瓦，入夏以来第三次刷新历史最大负荷记录；7月13日，西安电网全网负荷达906万千瓦，入夏以来第六次刷新历史最大负荷记录；7月15日中午一点半左右，西安电网全网用电负荷已达922万千瓦，刷新历史最大负荷纪录。
用电量的大幅增加给电网的运行带来了巨大的挑战，受此影响，西安市内多个区域实施有序用电，多地突发停电，“西安停电”这一话题一度成为热搜，阅读突破2亿。如果说本轮负荷增长以陕西北部为主，那么7月底的第二轮则主要集中在陕西南部地区。
自7月29日开始，陕西省再次迎来晴热高温天气，大部分地区出现35℃以上高温，持续高温天气带动降温用电负荷快速增长。负荷增长主要以咸阳、渭南、宝鸡、汉中、商洛、安康地区为主。国家电网陕西电力公司数据显示，截至8月2日17时15分，陕西电网用电负荷已达到3074万千瓦，创今夏第二次历史新高，环比增长1.3%，同比增长21.4%。值得庆幸的是，针对上一轮大负荷期间西安南郊地区供电紧张问题，国网陕西省电力公司采取了各项举措，避免了再次出现大规模停电。
陕西电网预计，未来一段时间，陕西电网仍将持续经受高温、大负荷考验，同时受全省整体气象条件偏差，发生恶劣灾害性天气可能性大的影响，电网保供面临较大挑战。
正因如此，通知对电力方面也提出了相应的要求。电网企业要加强负荷预测和供需形势分析，加大对电煤库存偏低发电企业、电力供需偏紧地区和重点用户的监控，合理组织生产调度，优化机组运行方式，迎峰度夏期间坚持“煤多多发、多发不扣；煤少少发，少发不补”的电力调度原则，全力保障电力供需平衡和电网安全稳定运行。发电企业要服从电网统一调度，严格按照调度指令开停机组、接带负荷。
从能源供需，尤其是煤炭供需来看，陕西省作为煤炭大省之所以会出现针对省内的保供要求，上述用电量猛增是一方面，煤炭产量的增长不及火电发电量增长则是另一方面原因。
陕西省统计局日前发布的数据显示，上半年，陕西省规模以上工业原煤产量3.40亿吨，同比增长9.7%。虽然增速较上年同期回落7.1个百分点，两年平均增长13.2%；但上半年，陕西省规模以上火力发电量同比增长20.3%，占发电量的88.8%，较同期占比增加0.5个百分点。
而且单从原煤产量情况来看，2020年6月以来，陕西省原煤产量增幅出现了明显的收窄，今年6月份更是出现了负增长，同比下降7.4%。
近两年来，陕西省安全检查较为严格，各种明查暗查频繁，叠加环保，煤管票等因素，煤矿放量生产的可能性较低，预到安检不合格的更是直接停产整顿。8月10日最新消息，陕西省应急管理厅发布关于暂扣榆林市府谷县兴胜民煤矿等7处煤矿安全生产许可证的通知。其中包括小保当两矿，产能在1000万吨以上。7处煤矿产能合计超4020万吨。
种种原因制约陕西优质产能的释放，原煤产量增长受阻，供应减少；叠加陕西作为煤炭主产地，是煤炭净调出省份，一些大型煤企承担长协煤保供，省内供应可能有所减少，这才引发了上述一系列情况。
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