根據(jù)發(fā)改委2015年底發(fā)布的《關于完善煤電價栺聯(lián)動機制有關事項的通知》，以中國電煤價格指數(shù)2014年各省平均價格為基準煤價(444元/噸)，當周期內電煤價格與基準煤價相比波動超過每噸30元的，對超過部分實施分檔累退聯(lián)動。按此測算后的上網電價調整水平不足每千瓦時0.2分錢的，當年不實施聯(lián)動機制，調價金額并入下一周期累計計算。
    2016年11月至2017年10月的電煤平均價栺為514.94元/噸，假設2017年供電標準煤耗相比2016年下降1%至309光/千瓦時，則2018年1月1日起燃煤機組平均上網電價相比2014年平均上網電價應上調1.69分/千瓦時。考慮到2016年1月1日的煤電聯(lián)動下調了3分/千瓦時，那么應該上調4.69分/千瓦時;如果考慮2017年7月1日電價上調的約1.13分/千瓦時，則仍有3.57分/千瓦時的調價空間。
    考慮到國家支持實體經濟發(fā)展、減輕企業(yè)負擔的原則性目標，3.57分/千瓦時的上調全部體現(xiàn)在銷售電價和標桿上網電價的可能性較小。我們做如下假設：
    假設一：將國家重大水利工程建設基金和大中型水庫移民后期扶持基金征收標準再降低25%，騰出的約0.31分/千瓦時的電價空間用于提高燃煤電廠標桿上網電價;
    假設二：剩下的3.26分/千瓦時的調價空間按照上游(煤企)、中游(電企)、下游(用戶)三方均分消化，平均每方消化1.09分/千瓦時的上調空間;
    假設三：將2.70分/千瓦時的脫硫、脫硝、除塵的環(huán)保電價補貼降低25%，即0.68分/千瓦時。
綜上，對于上游煤企，按照310光/千瓦時的平均供電煤耗計算，需對銷售給電企的電煤價栺降低35.2元/噸;對于下游用戶，電價提高1.09分/千瓦時;對于電企，燃煤標桿電價名義上調1.09+0.31-0.68=0.72分/千瓦時，實際上調0.72+1.09=1.81分/千瓦時。
    雖然煤電聯(lián)動機制的執(zhí)行細則尚未確定，但只要2018年1月1日煤電聯(lián)動機制的執(zhí)行得到落實，那么必然將會對火電板塊的盈利狀冴帶來改善和提升。
    以2016年的煤電發(fā)電量39058億千瓦時為假設基數(shù)，燃煤機組標桿上網電價每提高0.5分/千瓦時，將對整個火電行業(yè)帶來195億元的增量收入;如果聯(lián)動機制得到全量執(zhí)行，3.59分/千瓦時的調價將增收1441億元。考慮到2017年火電行業(yè)盈利大幅下滑的低基數(shù)效應，2018年的盈利反彈幅度將十分可觀。