根据发改委2015年底发布的《关于完善煤电价栺联动机制有关事项的通知》，以中国电煤价格指数2014年各省平均价格为基准煤价(444元/吨)，当周期内电煤价格与基准煤价相比波动超过每吨30元的，对超过部分实施分档累退联动。按此测算后的上网电价调整水平不足每千瓦时0.2分钱的，当年不实施联动机制，调价金额并入下一周期累计计算。
2016年11月至2017年10月的电煤平均价栺为514.94元/吨，假设2017年供电标准煤耗相比2016年下降1%至309光/千瓦时，则2018年1月1日起燃煤机组平均上网电价相比2014年平均上网电价应上调1.69分/千瓦时。考虑到2016年1月1日的煤电联动下调了3分/千瓦时，那么应该上调4.69分/千瓦时;如果考虑2017年7月1日电价上调的约1.13分/千瓦时，则仍有3.57分/千瓦时的调价空间。
考虑到国家支持实体经济发展、减轻企业负担的原则性目标，3.57分/千瓦时的上调全部体现在销售电价和标杆上网电价的可能性较小。我们做如下假设：
假设一：将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准再降低25%，腾出的约0.31分/千瓦时的电价空间用于提高燃煤电厂标杆上网电价;
假设二：剩下的3.26分/千瓦时的调价空间按照上游(煤企)、中游(电企)、下游(用户)三方均分消化，平均每方消化1.09分/千瓦时的上调空间;
假设三：将2.70分/千瓦时的脱硫、脱硝、除尘的环保电价补贴降低25%，即0.68分/千瓦时。
综上，对于上游煤企，按照310光/千瓦时的平均供电煤耗计算，需对销售给电企的电煤价栺降低35.2元/吨;对于下游用户，电价提高1.09分/千瓦时;对于电企，燃煤标杆电价名义上调1.09+0.31-0.68=0.72分/千瓦时，实际上调0.72+1.09=1.81分/千瓦时。
虽然煤电联动机制的执行细则尚未确定，但只要2018年1月1日煤电联动机制的执行得到落实，那么必然将会对火电板块的盈利状冴带来改善和提升。
以2016年的煤电发电量39058亿千瓦时为假设基数，燃煤机组标杆上网电价每提高0.5分/千瓦时，将对整个火电行业带来195亿元的增量收入;如果联动机制得到全量执行，3.59分/千瓦时的调价将增收1441亿元。考虑到2017年火电行业盈利大幅下滑的低基数效应，2018年的盈利反弹幅度将十分可观。
2016年11月至2017年10月的电煤平均价栺为514.94元/吨，假设2017年供电标准煤耗相比2016年下降1%至309光/千瓦时，则2018年1月1日起燃煤机组平均上网电价相比2014年平均上网电价应上调1.69分/千瓦时。考虑到2016年1月1日的煤电联动下调了3分/千瓦时，那么应该上调4.69分/千瓦时;如果考虑2017年7月1日电价上调的约1.13分/千瓦时，则仍有3.57分/千瓦时的调价空间。
考虑到国家支持实体经济发展、减轻企业负担的原则性目标，3.57分/千瓦时的上调全部体现在销售电价和标杆上网电价的可能性较小。我们做如下假设：
假设一：将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准再降低25%，腾出的约0.31分/千瓦时的电价空间用于提高燃煤电厂标杆上网电价;
假设二：剩下的3.26分/千瓦时的调价空间按照上游(煤企)、中游(电企)、下游(用户)三方均分消化，平均每方消化1.09分/千瓦时的上调空间;
假设三：将2.70分/千瓦时的脱硫、脱硝、除尘的环保电价补贴降低25%，即0.68分/千瓦时。
综上，对于上游煤企，按照310光/千瓦时的平均供电煤耗计算，需对销售给电企的电煤价栺降低35.2元/吨;对于下游用户，电价提高1.09分/千瓦时;对于电企，燃煤标杆电价名义上调1.09+0.31-0.68=0.72分/千瓦时，实际上调0.72+1.09=1.81分/千瓦时。
虽然煤电联动机制的执行细则尚未确定，但只要2018年1月1日煤电联动机制的执行得到落实，那么必然将会对火电板块的盈利状冴带来改善和提升。
以2016年的煤电发电量39058亿千瓦时为假设基数，燃煤机组标杆上网电价每提高0.5分/千瓦时，将对整个火电行业带来195亿元的增量收入;如果联动机制得到全量执行，3.59分/千瓦时的调价将增收1441亿元。考虑到2017年火电行业盈利大幅下滑的低基数效应，2018年的盈利反弹幅度将十分可观。
