投資要點：“十四五”期間新能源高增速持續(xù)，火電龍頭深化新能源合作。根據(jù)國網(wǎng)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(fā)電量大概率超過1萬億度，較2019年風光發(fā)電量6300億度增長約60%。新能源成本快速下降趨勢仍在持續(xù)，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(jù)國際新能源網(wǎng)，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(xù)加大新能源投入。華能集團與隆基股份簽署全面戰(zhàn)略合作框架協(xié)議，在光伏基地項目開發(fā)、設備技術(shù)供應及“大數(shù)據(jù)平臺+數(shù)字化電站”研發(fā)等方面開展合作。我們認為火電龍頭受益于現(xiàn)金流穩(wěn)定、融資成本低的優(yōu)勢，持續(xù)優(yōu)化新能源裝機占比；同時火電行業(yè)有望通過火電+新能源打捆輸送及輔助服務強化協(xié)同效應。

儲能暫不具備市場主體地位，火電有望享受調(diào)峰收益。華中能監(jiān)局規(guī)定有償輔助服務包括自動發(fā)電控制（AGC）、有償一次調(diào)頻、有償調(diào)峰等，其中AGC調(diào)頻輔助服務收益由調(diào)節(jié)里程、調(diào)節(jié)性能決定。輔助服務補償費用來自新建機組調(diào)試運行期差額資金等，不足部分由市場主體按上網(wǎng)電量比例分攤。根據(jù)公眾號“儲能與電力市場”測算，18MW/9MWh火儲聯(lián)合調(diào)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(tài)回收期2.2年。我們認為，當前儲能調(diào)峰的經(jīng)濟性、穩(wěn)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(diào)峰收益。

跨區(qū)域送電量持續(xù)高增，市場化電價折扣收窄。1.跨省跨區(qū)輸電大幅增加：國網(wǎng)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(chuàng)月度新高，也超過1-7月全國區(qū)域交換電量增速（12%）。

我們認為特高壓的持續(xù)投建促進跨區(qū)域輸電量高增，或?qū)D壓東部火電企業(yè)的利用小時。2.市場化電價折扣收窄：8月南方五省區(qū)內(nèi)市場化電量425億千瓦時（YOY+15%），市場化比例39%，降幅環(huán)比收窄0.4pct，平均降價幅度0.075元/千瓦時，降幅環(huán)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(wǎng)電價，我們認為主要由于清潔能源占比持續(xù)提升，需要火電輔助調(diào)峰調(diào)頻以保障用電安全，且電力需求復蘇，火電企業(yè)議價權(quán)持續(xù)提升。

“十四五”期間綜合能源服務規(guī)?；蚍?。根據(jù)中國電力新聞網(wǎng)，2020-2025年，我國綜合能源服務產(chǎn)業(yè)進入快速成長期，市場潛力規(guī)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(guī)模約在1.3-1.8萬億元。

我們認為在當前電網(wǎng)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(wǎng)收入的多元化。

經(jīng)濟轉(zhuǎn)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(yè)自主定價權(quán)，有助于提升行業(yè)估值，市場化的海外電力龍頭PE在15-20倍，國內(nèi)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(yè)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(nèi)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。