“十四五”期间新能源高增速持续，火电龙头深化新能源合作。根据国网能源研究院新能源所所长李琼慧，我国“十四五”期间年平均风光发电量大概率超过1万亿度，较2019年风光发电量6300亿度增长约60%。新能源成本快速下降趋势仍在持续，IRENA预测未来十年光伏和海上风电的度电成本下降空间仍将超过50%。根据国际新能源网，2019年全国光伏平均建设成本为0.43元/千瓦时，预计2025年光伏平均建设成本为0.23~0.4元/千瓦时。新能源占比提升、成本下降的背景下，火电龙头持续加大新能源投入。华能集团与隆基股份签署全面战略合作框架协议，在光伏基地项目开发、设备技术供应及“大数据平台+数字化电站”研发等方面开展合作。我们认为火电龙头受益于现金流稳定、融资成本低的优势，持续优化新能源装机占比；同时火电行业有望通过火电+新能源打捆输送及辅助服务强化协同效应。

储能暂不具备市场主体地位，火电有望享受调峰收益。华中能监局规定有偿辅助服务包括自动发电控制（AGC）、有偿一次调频、有偿调峰等，其中AGC调频辅助服务收益由调节里程、调节性能决定。辅助服务补偿费用来自新建机组调试运行期差额资金等，不足部分由市场主体按上网电量比例分摊。根据公众号“储能与电力市场”测算，18MW/9MWh火储联合调频项目（火电机组装机60万千瓦），日均可获得收益7万元以上；不考虑税收等财务成本以及运维成本等，项目静态回收期2.2年。我们认为，当前储能调峰的经济性、稳定性远低于火电，新能源装机高增将提升对火电辅助服务的依赖，增加火电调峰收益。

跨区域送电量持续高增，市场化电价折扣收窄。1.跨省跨区输电大幅增加：国网8月份省间交易电量YOY16%，在运11回特高压直流交易电量YOY24%（清洁能源占比50%），均创月度新高，也超过1-7月全国区域交换电量增速（12%）。

我们认为特高压的持续投建促进跨区域输电量高增，或将挤压东部火电企业的利用小时。2.市场化电价折扣收窄：8月南方五省区内市场化电量425亿千瓦时（YOY+15%），市场化比例39%，降幅环比收窄0.4pct，平均降价幅度0.075元/千瓦时，降幅环比收窄6%。浙江省2020年直接交易出清价格0.3846元/度（YOY-0.1%）。市场电量提升并未挤压上网电价，我们认为主要由于清洁能源占比持续提升，需要火电辅助调峰调频以保障用电安全，且电力需求复苏，火电企业议价权持续提升。

“十四五”期间综合能源服务规模或翻倍。根据中国电力新闻网，2020-2025年，我国综合能源服务产业进入快速成长期，市场潜力规模由0.5-0.6万亿元增长到0.8-1.2万亿元；2035年步入成熟期，市场潜力规模约在1.3-1.8万亿元。

我们认为在当前电网投资加大与电价让利之间存在矛盾，综合能源服务有望促进电网收入的多元化。

经济转型阶段，火电有较好的消费属性，估值有望修复。我们认为，电力市场化改革提升了行业自主定价权，有助于提升行业估值，市场化的海外电力龙头PE在15-20倍，国内估值5-15倍并不合理。长期看，电力需求仍有上涨空间，我们认为行业理应取得更好的估值。个股建议关注：华电国际、华能国际、京能电力、建投能源、国投电力、皖能电力、长源电力、内蒙华电、三峡水利。

风险提示。（1）疫情风险未完全解除，用电量增速的不确定性。（2）新能源和储能等竞争性能源的不确定性。