投資要點：“十四五”期間新能源高增速持續，火電龍頭深化新能源合作。根據國網能源研究院新能源所所長李瓊慧，我國“十四五”期間年平均風光發電量大概率超過1萬億度，較2019年風光發電量6300億度增長約60%。新能源成本快速下降趨勢仍在持續，IRENA預測未來十年光伏和海上風電的度電成本下降空間仍將超過50%。根據國際新能源網，2019年全國光伏平均建設成本為0.43元/千瓦時，預計2025年光伏平均建設成本為0.23~0.4元/千瓦時。新能源占比提升、成本下降的背景下，火電龍頭持續加大新能源投入。華能集團與隆基股份簽署全面戰略合作框架協議，在光伏基地項目開發、設備技術供應及“大數據平臺+數字化電站”研發等方面開展合作。我們認為火電龍頭受益于現金流穩定、融資成本低的優勢，持續優化新能源裝機占比；同時火電行業有望通過火電+新能源打捆輸送及輔助服務強化協同效應。

儲能暫不具備市場主體地位，火電有望享受調峰收益。華中能監局規定有償輔助服務包括自動發電控制（AGC）、有償一次調頻、有償調峰等，其中AGC調頻輔助服務收益由調節里程、調節性能決定。輔助服務補償費用來自新建機組調試運行期差額資金等，不足部分由市場主體按上網電量比例分攤。根據公眾號“儲能與電力市場”測算，18MW/9MWh火儲聯合調頻項目（火電機組裝機60萬千瓦），日均可獲得收益7萬元以上；不考慮稅收等財務成本以及運維成本等，項目靜態回收期2.2年。我們認為，當前儲能調峰的經濟性、穩定性遠低于火電，新能源裝機高增將提升對火電輔助服務的依賴，增加火電調峰收益。

跨區域送電量持續高增，市場化電價折扣收窄。1.跨省跨區輸電大幅增加：國網8月份省間交易電量YOY16%，在運11回特高壓直流交易電量YOY24%（清潔能源占比50%），均創月度新高，也超過1-7月全國區域交換電量增速（12%）。

我們認為特高壓的持續投建促進跨區域輸電量高增，或將擠壓東部火電企業的利用小時。2.市場化電價折扣收窄：8月南方五省區內市場化電量425億千瓦時（YOY+15%），市場化比例39%，降幅環比收窄0.4pct，平均降價幅度0.075元/千瓦時，降幅環比收窄6%。浙江省2020年直接交易出清價格0.3846元/度（YOY-0.1%）。市場電量提升并未擠壓上網電價，我們認為主要由于清潔能源占比持續提升，需要火電輔助調峰調頻以保障用電安全，且電力需求復蘇，火電企業議價權持續提升。

“十四五”期間綜合能源服務規模或翻倍。根據中國電力新聞網，2020-2025年，我國綜合能源服務產業進入快速成長期，市場潛力規模由0.5-0.6萬億元增長到0.8-1.2萬億元；2035年步入成熟期，市場潛力規模約在1.3-1.8萬億元。

我們認為在當前電網投資加大與電價讓利之間存在矛盾，綜合能源服務有望促進電網收入的多元化。

經濟轉型階段，火電有較好的消費屬性，估值有望修復。我們認為，電力市場化改革提升了行業自主定價權，有助于提升行業估值，市場化的海外電力龍頭PE在15-20倍，國內估值5-15倍并不合理。長期看，電力需求仍有上漲空間，我們認為行業理應取得更好的估值。個股建議關注：華電國際、華能國際、京能電力、建投能源、國投電力、皖能電力、長源電力、內蒙華電、三峽水利。

風險提示。（1）疫情風險未完全解除，用電量增速的不確定性。（2）新能源和儲能等競爭性能源的不確定性。