“十四五”电力需求旺盛，电能替代、5G 或成主要驱动。中电联预计到2025年，全社会用电量9.5 万亿千瓦时，对应CAGR5%，增速与“十三五”基本持平，增量规模略有提升（“十三五”增量约1.8 亿千瓦时，“十四五”增量约2亿千瓦时）。其中，“十四五”电能替代规模将达6000 亿千瓦时，占新增用电规模近30%。华能能源研究院预测到2025 年用电量将达到9.3 万亿千瓦时（CAGR4.4%），电能替代规模1 万亿千瓦时。我们认为电能替代、5G 等需求提升或成为“十四五”用电量增长的主要驱动。根据瞭望新闻周刊，一台标准的5G 基站单系统功耗3.5~4 千瓦，2020 年我国新增约58 万个5G 基站，新增用电量203~232 亿千瓦时，贡献用电量增速0.28%~0.32%；我们预测2025 年5G 基站用电量或达到2643 亿千瓦时，占新增用电量比重约13%。
供需缺口或带来火电电价上涨。根据瞭望新闻周刊，若无新增规划，2025 年长三角/安徽/湖南电力缺口将分别达到4000/2200/579 万千瓦，占当地2020 年装机比重为12%/28%/12%。我们认为，“碳中和”规划下新增装机以新能源为主，利用小时远低于煤电，需要更大的新增装机规模满足电量需求，能源龙头或开启新一轮扩张周期。华能集团预计到2025 年，发电装机达3 亿千瓦，CAGR+23%；其中新增新能源装机0.8 亿千瓦，CAGR+52%。我们认为“十四五”期间，新能源高增或带来新能源电价承压，而存量煤电机组转型为基荷能源+调节电源，有望受益于新能源出力低谷期电价上涨及辅助服务收入的增加。
1 月火电电量增速大幅提升，Q1 利用小时高增可期。大唐集团2021 年1 月发电量YOY24%（2020 年12 月全国发电量YOY9%），其中火电/水电/风电/光伏电量同比增速分别为19%/28%/94%/107%。龙源电力1 月发电量YOY+47%；其中风电/火电增速分别为51%/31%。我们认为新能源高增速主要来自装机大幅投产，而火电高增速主要源于需求转暖。国网能源研究院预计1-2 月用电量YOY25%左右，考虑到1 月沿海8 省煤耗YOY39%，且新冠疫情对生产的影响从2020 年2 月起集中体现，我们预计1Q21 电力需求增长仍存，火电利用小时增速可观。
节前日耗下行，驱动火电盈利改善。截至2 月5 日，秦港库存周环比上升0.8%至506 元/吨；CCTD 秦皇岛动力煤价（Q5500）703 元/吨，周环比回落22 元/吨（降幅3%）。沿海8 省日耗周环比下行9.1%（2020 年春节前1 周下行8.8%）。
考虑到基数效应和存货确认因素，我们预计煤价下行对火电公司的业绩弹性有望于2Q21 起逐步显现。
经济转型阶段，火电有较好的消费属性，估值应该修复。华能国际上周发布业绩预告，盈利低于Wind 一致预期。我们推测可能与4Q20 煤价上涨及集中计提减值有关，华能国际的个例对行业的代表性有限。由于2020 年底煤价上涨较多，作为参考基准，有利于提升2021 年的交易电价，我们预期1Q21 煤价开始下行，全年均价将低于2020 年，主流火电公司盈利仍将改善。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，我国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、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。
