核心观点：
在煤价趋势不发生根本性逆转下，2018年煤电联动于情于理势在必行。我们依据国家发改委公布的煤电联动计算公式，结合各省已有的电煤价格指数变动，假定2016年11月到2017年10月周期平均电煤价格指数为507.61元/吨，同期全国平均供电煤耗为315克/千瓦时进行测算。测算结果显示全国燃煤标杆电价平均上调幅度为4.45分/千瓦时，减去7月份已调价幅度后，湖南、四川、广西三省应涨价幅度靠前，分别为6.91、6.32和5.60分/千瓦时。对比历史数据也可以发现，当前各大电网电价水平远低于2014年9月，但煤价已经显著高于2014年，煤价电价出现不合理的倒挂。同时今年上半年火电企业业绩下滑明显，如果上网电价不做调整，火电企业很难走出“量增利减”的困境。
电价受政策风险与市场电量双冲击，难以足额上调。从煤电价格历史调价情况来看，全国燃煤上网电价变动范围在-3~2.6分/千瓦时，上调电价4.45分幅度过大，可能受到国家政策管控影响。综合相关因素，我们给出中性假设：全国火电标杆上网电价受煤电联动及宏观调控影响，上涨3分/千瓦时（把2016年下降的幅度补回来）；假设有30%的市场电量，且市场电量不涨价，相当于最终电价涨幅打七折为2.1分。
电价上调全面利好火电行业，火电龙头较为受益。在中性假设下，我们进一步引入点火价差和单位装机边际利润进行分省火电基本面研究。结果显示冀北、蒙东、江苏和浙江等位于华北、华东地区的省份火电边际利润情况较好。我们认为华能国际、浙能电力等火电龙头受益于较大的火电上网电量，业绩增长绝对值排名靠前。
