9月9日，资源品板块表现活跃，煤炭领涨，油气与铜产业链也紧随其后。
中东局势抬升能源供给风险，煤炭受到安检约束、部分煤矿复产偏慢支撑，LME铜价也在9月8日刷新历史高点。
近期走强的这些板块虽然各有催化，但底层其实都在共同映射一个大趋势——供给约束与实物资产重估。当地缘冲突、极端天气等供给端扰动频繁出现时，资金自然会赋予资源安全、现货稀缺性更高的定价权重。
如果把视角从资源品涨价本身，进一步转向涨价之后的传导，上游交易的是商品价格弹性，而近期更关注的是，相对低位、市场预期相对更低的电力板块，尤其是火电，交易的更多是成本传导、收益机制和资产回报率修复。
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先回应一个最容易产生的疑问：煤价上涨，为什么还要关注火电？
煤价上行确实会先压制当期利润。今年上半年的财报已经把这种“电降煤升”的利润挤压体现的比较充分。上半年电力板块营收基本持平，但归母净利润下滑了将近9%，其中二季度火电的净利润降幅更是达到了30%左右。（数据来源：Wind）
但二季度火电业绩有压力基本也是明牌了，电力现在值得关注，并不是因为当期业绩有多好，恰恰是因为最差的一段业绩正在被中报确认和消化。
图：龙头火电度电利润下滑但国金证券预计已经触底（元/千瓦时）
数据来源：Wind，国金证券研究所；备注：国电电力为净利润，其余为税前利润口径
而且可以看到，1-7月全社会用电量仍然同比增长4.7%。这说明行业眼下面临的主要问题并不是“没有需求”，而是电价下行与燃料成本上升形成了阶段性的利润挤压。（来源：国家能源局）
市场此前也已经对此作出了反应。今年6月以来，算电协同主题热度回落后，板块又进入中报验证期，电价下行、煤价上涨、绿电消纳等问题被集中定价。
图：中证全指电力公用指数
数据来源：Wind，今年以来，数据截至2026/9/8.
与此同时，二季度公募基金对电力的持仓，主动型基金只配了0.39%，基本是18年来的谷底。筹码并不拥挤，意味着一旦基本面预期出现改善，资金回补的阻力可能相对更小。
图：26Q2主动型与指数型基金对电力及公用事业行业持仓
数据来源：Wind，国盛证券，数据截至2026/6/30
现在又到了业绩空窗期，业绩扰动压力最大的时候已经过去了。
往后看其实有几个基本面上比较关键的边际变化。
首先是电价。
9月份，江苏和广东的月度集中竞价电价，同比都涨了大概8%左右。广东的月度综合价（0.4033元/千瓦时）甚至已经跑赢了它2026年的年度长协均价。
这并不意味着全国电价已经全面反转，也不能直接推导出2027年年度长协一定上涨。但至少说明，广东、江苏这些沿海用电大省的月度电价已经不再单边下行，电价对燃料成本和阶段性供需变化的反映正在增强。
图：江苏9月月度电价0.345元/kwh，同比+0.03 元/kwh（左）广东9月月度电价 0.403 元/kWh，同比+ 0.03元/kwh（右）
数据来源：银河证券
图：广东11-12月月度电价与次年年度电价接近，目前月度长协价格已经大超年度长协
这也让眼下的“煤电博弈”变得更有意思。
高煤价会压制当期利润，但它同样会提高火电企业在年底年度长协谈判中的成本依据。按照电力市场常见的传导框架，煤价变化通常会先在现货市场中体现，随后影响月度交易报价，再逐步传导至下一年度的长协定价。
这种传导不是机械的一对一关系，还会受到电力供需、来水情况、长协煤履约率和地方政策的影响。但从目前的数据看，市场对2027年度长协电价修复的预期确实正在升温，电价继续下行的预期正在被修正。
容量电价机制也在改变煤电的盈利结构。
2026年起，多数地区煤电固定成本回收比例进一步提高。吉林省已经按照100%的固定成本回收比例执行330元/千瓦·年的煤电容量电价；甘肃相关煤电机组也开始执行330元/千瓦·年的标准。国家层面则进一步明确，容量电价机制完善后，各地可根据供需和机组变动成本调整煤电中长期交易机制。
容量电价并不是机组不发电也能无条件拿钱。实际收入仍然取决于核定容量、机组可用状态和考核结果。但它确实让煤电的收入结构从过去高度依赖发电量，逐渐转向“容量收入、电量收入和辅助服务收入”共同构成，火电的公用事业属性因此变得更强。
图：容量电价有力抬升火电盈利基石
再把视角拉远一点，AI确实让市场重新认识到了电力资产的价值。
算力基础设施最终都需要落到稳定、持续和可负担的电力供应上。
美国因为算力负荷激增，加上通胀环境，电网和电源的建设成本已经高得离谱了，可以说是被迫进入了一个高成本的电力再投资周期。
图：美国电力成本快速上升
数据来源：Wind，华泰证券
相比之下，咱们国内前几年经历过让利降本和电力紧平衡后，现在正慢慢走向一个新平衡。
开源证券根据20年线性折旧作出的测算显示，全国部分现役煤电机组可能在2027年前后逐步进入折旧后期；以上市公司2019年发电设备折旧数据外推，主要上市公司存量机组的折旧到期时间更集中在2030—2031年前后。
如果老机组届时仍能正常运营，且新增建设、技术改造和资产减值没有完全抵消折旧下降，那么折旧费用减少，对于相关公司利润表来说可能是利好。
因此，在全球能源安全溢价和电力系统成本上升的背景下，中国更需要的不是简单抬高终端电价，而是让燃料、容量、调节和保供成本获得更加合理的传导与补偿。
低成本当然是制造业竞争力的一部分，但稳定、可靠、可预期的电力供应同样重要。只要电价机制的修复是温和且结构性的，它未必会削弱国内产业优势，反而有助于稳定电力供应和长期投资回报，也为这批庞大的存量发电资产提供更加扎实的估值基础。
我们再回到整个电力板块内部的逻辑：
1）水电仍然更像组合里的压舱石
上半年全国水电出力改善，水电板块整体业绩稳步增长，财务费用下降也为利润提供了支撑。
2）火电的短期压力更大，但预期弹性也更高
接下来更值得跟踪的是沿海省份月度和现货电价、四季度动力煤价格，以及2027年度长协交易结果。煤电一体化程度较高、长协煤履约比例较高，或者所在区域电力供需较紧的公司，经营韧性通常相对更强。
3）其他
核电的盈利稳定性依然较好，但2026年受到大修节奏和部分地区市场化电价变化影响，短期弹性相对有限。新能源运营商则仍然需要面对利用小时下降、市场化交易电价承压和消纳压力，短期基本面修复可能还需要更多时间。
因此，我们可以用水电提供相对稳定的现金流和防御属性，用火电捕捉电价预期修复和容量价值重估带来的弹性。
如果不希望在火、水、核、风、光之间做单一押注，中证全指电力公用事业指数提供了一种相对均衡的运营端配置工具。
截至9月8日，指数近12个月的滚动股息率在2.8%左右，比万得全A（约1.7%）和中证500（约1.3%）都要高出一截。
总体来看，电力板块目前还不能简单定义为基本面已经反转，但几个关键变量正在发生变化：前期业绩利空逐步落地，江苏和广东月度电价出现同比修复，中长期来看电价或有修复的空间，容量电价提高了煤电固定成本回收能力，板块持仓和交易拥挤度又处在较低位置。
如果2027年度长协电价修复预期继续增强，电力板块的逻辑就有可能从单纯的防御收息，逐步转向盈利预期和估值共同修复。
当前震荡分化的市场环境下，这种当期预期不高、现金流相对稳定、未来又存在边际改善的资产，或许值得我们关注起来。
$电力ETF景顺(SZ159158)$，跟踪中证全指电力公用事业指数，覆盖主要电源类型和电力运营龙头，更适合用一篮子方式观察电力板块整体的盈利和估值修复。
风险提示：电力ETF景顺（159158）投资风险等级为中风险。
中证全指电力公用事业指数（H30199.CSI）2021-2025年度回报分别为42.52%、-16.39%、-0.98%、11.86%、-1.28%。数据来源：Wind。指数涨跌幅仅供参考，不预示未来表现亦不代表具体基金表现。
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$电力指数(24|H30199)$、$长江电力(SH600900)$
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