3、电改加速优胜劣汰
利好边际成本低的发电机组。中国本轮电改实际上参考了美国电改经验。美国电改始于1990年代，20余年间逐步推进，目前还在继续。电改前，美国电企是发输配售高度一体化的州级垄断性公用事业公司(IOU)。电改以输电改革为开端，成立了无电网资产和零售用户的独立系统运营商(ISO)和区域输电组织(RTO)，充当调度员、交易员角色。发电侧改革与输电侧改革同步进行，主要措施为剥离发电资产、定价基准由平均成本改为边际成本。售电改革力图构建多买多卖的售电市场，目前在不同地区进度不一。美国在发电侧引入竞争、改变定价方式后，不同装机结构利润率出现差异，边际成本较低的机组利润率更高、更具竞争力。
新电改正当其时。2015年3月，国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，我国新一轮电改自此正式开启。新电改采用“管住中间，放开两头”的架构，发电侧引入竞价上网，输电侧定价方式定为“准许成本+合理收益”，配电侧鼓励混合所有制，售电侧培育独立售电市场，最终达到放开发用电计划、推动电力市场化、还原电力商品属性的目的。
输配电价改革进展顺利。2014年12月开始试点，2016年9月覆盖全部省级电网。电网企业盈利模式由吃差价转向成本管理。试点区下游终端用户电价降幅明显。输配电价改革标志着电网的公用事业属性逐渐回归，是电力市场引入竞争的基础。
配电侧改革加速推进。新电改鼓励以混合所有制方式发展配电业务，符合条件的市场主体均可投资增量配电资产。第一、二批试点项目共计195个，目前开始遴选第三批项目。值得注意的是，《有序开放配电业务管理办法》禁止发电企业建设专用线路，但未限制其投资增量配电网，发电企业布局配电领域成为可能。
售电公司大发展。售电公司是售电市场中的独立买方，是与发电企业竞价、再将电量销售给终端用户的代理人。目前售电市场建设尚处于起步阶段，但已有超2000家公司在电力交易中心公示，近8000家完成工商注册。发电企业在积极布局售电业务，“发售结合”模式可有效提升企业议价能力。
直购电规模“高歌猛进”。2016年全国电力直接交易由2015年4300亿千瓦时扩大到约7000亿千瓦时，平均每千瓦时降低6.4分钱，减轻企业用电成本约450亿元。能源局要求2018年实现工业电量100%放开，按照2016年41383亿千瓦时的统计量计算，直购电还有很大的增长空间。直购电市场竞争激烈，非理性降价较为普遍，成本控制能力强的企业相对受益。
绿证交易开启。绿证交易平台于2016年7月上线。随着环保政策日趋严苛，可再生能源配额制呼之欲出。未来火电企业需要通过购买绿证满足配额要求、获取发电权。
新电改加速行业洗牌。我国电力行业将在本轮电改中发生根本变化。输电企业还原公用事业属性，发电企业竞争加剧、并购重组已成为大势所趋，售电和配电侧的放开为电力市场化交易构建了平台。在此轮电改中，成本控制能力强的发电企业将占据优势，“发配结合”、“发售结合”的新业态将不断涌现。
(二)水电看重成长性
装机速度放缓。据咨询机构统计，我国十三大水电基地的规划总装机容量超过28576万千瓦，已建成12599万千瓦，在建5444万千瓦，筹建约2378万千瓦，取消或停建项目236.4万千瓦(浙、闽、赣规划的1417万千瓦暂无具体数据)。2015年之前，我国水电装机容量一直保持较快增长，但由于需求下滑以及经济性较强的电站开发接近尾声，装机增速逐年放缓。
开发条件愈发困难，工程造价呈上升趋势。目前重点流域的下游水电站已经开发完毕或进入尾声，预计中上游水电站的经济性将逐步下降。根据协会数据统计，“十二五”期间投产的常规水电工程平均概算单位造价为7467元/千瓦，2015年达到9780元/千瓦，较“十一五”期间出现明显上涨。造价变化的主要原因可归纳为两个方面：工程向河流上游、高海拔、藏区深入，开发条件愈发困难;受到国家政策和社会物价水平影响，环境保护、建设征地等标准提高。在十三大水电基地中，金沙江和雅砻江流域的在建电站规模较大，预计乌冬德、白鹤滩以及雅砻江中游将于2020年左右陆续投入商运，相关上市标的有长江电力、国投电力和川投能源。
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