电力体制改革将以“先试点再推开”的模式渐次推开，大用户直供电的实施已经打开了突破口。目前市场化的直供电电量比例约3%，未来大用户双边交易规模将继续扩大。增量用户和发电企业直接市场化，也将成为现实选择。输配电财务独立核算试点扩大，区域售电公司引入社会资本进行试点，或成为短期主要举措。电改带来的投资机会将贯穿未来2-3年。
火电行业影响：2012年以来，我国经济发展“三期叠加”、GDP增长中枢下沉，预示着未来能源和电力消费总量增速将面临逐步下滑趋势。今年前三季度全社会用电量40975亿度电，同比增长3.9%，预计2014年电力需求同比增速下滑到3.8%左右。火电在电力调度顺序上落后于水电、核电和可再生能源(风电和光伏等)，如果未来经济下滑较快，火电行业将受到上述清洁能源的挤压。今年前9月，全国发电设备利用小时3204小时，其中水电2723小时，火电3512小时。市场化定价模式下，火电企业盈利受发电利用小时数影响，还受到交易电价影响，因此业绩周期性波动也将加大。目前电力供求偏宽松环境对火电企业中期盈利偏负面(现有大用户直接交易中实际上网电价降幅多在0.02～0.04元/度电，改革进程将成为重要影响因素，未来新建电厂可能率先市场化定价或降低部分新建机组的盈利预期；高参数、低煤耗及低成本公司将在未来竞争中占据优势。
水电行业影响：目前全国水电平均上网电价在0.29元/度电左右，而火电上网电价为0.38元/度电，水电明显占有优势，且水电清洁、优先调度特性使其不受经济周期影响。定价机制明确及增值税返还等政策进一步提高行业盈利能力，上市公司中的国投电力、川投能源、黔源电力、桂冠电力以及注入预期明朗的长江电力等水电股将明显受益。
核电、风电、光伏和生物质发电等新能源影响：国家对新能源发电实行优先调度和标杆电价政策，标杆电价分别为：核电0.43元/度电，陆上风电0.51-0.64元/度电，海上风电0.75元/度电和0.85元/度电，光伏0.9-1元/度电，生物质发电0.75元/度电。电力体制改革对新能源影响较小，将来随着可再生能源配额制的推出，对风电、光伏和生物质发电形成利好。
电网行业影响：电力体制改革，打破(配)售电垄断，对地方电网形成利好，地方电网公司外购电成本下降，有利于提升业绩。对外扩张、异地拓展、资产注入等可能性均将大幅提高。后续售电业务准入放开，意味着发电企业也有机会进入电网领域从而延伸产业链，地方电网企业被并购的可能性大幅提升。继续看好未来2-3年电网板块行情，上市公司中电网公司包括文山电力、涪陵电力、郴电国际、桂东电力、广安爱众、乐山电力、明星电力、岷江水电、西昌电力和天富能源10家公司，目前文山电力实际控制人为南方电网，国家电网实际控股乐山电力、明星电力、涪陵电力、岷江水电。电力体制改革，对国家电网和南方电网影响较大，削弱对电网控制力，现有电网“统购统销”的模式将被打破，两大电网盈利模式将由现在的购销差价转向收取输配通道费用，输配价由国家定价和监管，从而影响两大电网投资方向和力度。
电力设备行业影响：特高压作为解决雾霾措施受政策支持，批准明显加速，两大电网投资意愿较强，不受电力体制改革影响，未来2-3年将迎来建设高峰期。火电设备主要受电源结构调整影响，电力体制改革将促使电力企业建设高参数、高效低排放、低煤耗机组。水电设备主要受新开工项目和水电开发潜力影响，核电主要受核电规划影响，而风电和光伏设备与国家补贴政策息息相关。如果输配分离，对两大电网业务影响较大，配网行业虽长期看好，但输配分离将可能影响全国配网改造进度和资金支持力度，短期内对配网上市公司形成一定利空。
