“十四五”電力需求旺盛，電能替代、5G或成主要驅動。中電聯預計到2025年，全社會用電量9.5萬億千瓦時，對應CAGR5%，增速與“十三五”基本持平，增量規模略有提升（“十三五”增量約1.8億千瓦時，“十四五”增量約2億千瓦時）。其中，“十四五”電能替代規模將達6000億千瓦時，占新增用電規模近30%。華能能源研究院預測到2025年用電量將達到9.3萬億千瓦時（CAGR4.4%），電能替代規模1萬億千瓦時。我們認為電能替代、5G等需求提升或成為“十四五”用電量增長的主要驅動。根據瞭望新聞周刊，一臺標準的5G基站單系統功耗3.5~4千瓦，2020年我國新增約58萬個5G基站，新增用電量203~232億千瓦時，貢獻用電量增速0.28%~0.32%；我們預測2025年5G基站用電量或達到2643億千瓦時，占新增用電量比重約13%。

供需缺口或帶來火電電價上漲。根據瞭望新聞周刊，若無新增規劃，2025年長三角/安徽/湖南電力缺口將分別達到4000/2200/579萬千瓦，占當地2020年裝機比重為12%/28%/12%。我們認為，“碳中和”規劃下新增裝機以新能源為主，利用小時遠低于煤電，需要更大的新增裝機規模滿足電量需求，能源龍頭或開啟新一輪擴張周期。華能集團預計到2025年，發電裝機達3億千瓦，CAGR+23%；其中新增新能源裝機0.8億千瓦，CAGR+52%。我們認為“十四五”期間，新能源高增或帶來新能源電價承壓，而存量煤電機組轉型為基荷能源+調節電源，有望受益于新能源出力低谷期電價上漲及輔助服務收入的增加。

1月火電電量增速大幅提升，Q1利用小時高增可期。大唐集團2021年1月發電量YOY24%（2020年12月全國發電量YOY9%），其中火電/水電/風電/光伏電量同比增速分別為19%/28%/94%/107%。龍源電力1月發電量YOY+47%；其中風電/火電增速分別為51%/31%。我們認為新能源高增速主要來自裝機大幅投產，而火電高增速主要源于需求轉暖。國網能源研究院預計1-2月用電量YOY25%左右，考慮到1月沿海8省煤耗YOY39%，且新冠疫情對生產的影響從2020年2月起集中體現，我們預計1Q21電力需求增長仍存，火電利用小時增速可觀。

節前日耗下行，驅動火電盈利改善。截至2月5日，秦港庫存周環比上升0.8%至506元/噸；CCTD秦皇島動力煤價（Q5500）703元/噸，周環比回落22元/噸（降幅3%）。沿海8省日耗周環比下行9.1%（2020年春節前1周下行8.8%）。

考慮到基數效應和存貨確認因素，我們預計煤價下行對火電公司的業績彈性有望于2Q21起逐步顯現。

經濟轉型階段，火電有較好的消費屬性，估值應該修復。華能國際上周發布業績預告，盈利低于Wind一致預期。我們推測可能與4Q20煤價上漲及集中計提減值有關，華能國際的個例對行業的代表性有限。由于2020年底煤價上漲較多，作為參考基準，有利于提升2021年的交易電價，我們預期1Q21煤價開始下行，全年均價將低于2020年，主流火電公司盈利仍將改善。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，我國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、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。