【本轮电改对各方利益的影响】
电网公司是电改中的核心改革对象。在上一轮电改完成后，虽然“厂网分离”、“主辅分离”的目标已经完成，但电网仍然享受着上网电价与销售电价之间的超额利润。本轮电改的核心是改变电价的决定公式，从而改变了电网的盈利模式。在本轮电改完成后，电网只能根据输配电价核定公式获得受管制的合理利润。根据目前已经公布的七个省份的输配电价核定结果，各试点省份电网在每一度电中损失了几分钱的利润。而在本轮电改中，暂时还没有改变的是基于容量的大用户基本电费。
在发电侧，在本轮电改前，火电、水电及其他类型的发电形式以各自的标杆电价将电力出售给电网。本轮电改完成后，则所有电力均将完全竞价上网。对于原先标杆电价较低的水电而言，本轮电改将大幅提升其电价水平，从而对其盈利带来较大的正面作用。对于火电而言，由于目前我国电力供给曲线的边际位置在火电的位置上，故而对于整体火电而言，电改对其影响并不显著。比较有争议的是新能源：新能源的发电分为两部分，一部分是保障性收购部分，另一部分是参与市场交易部分;前者的电价保持不变，而对于后者，新能源标杆电价原先在火电标杆电价以上的电价部分作为补贴保持不变，但其余部分在电改后将有非常大的概率参与竞价上网;对于不少限电严重地区，参与竞价上网意味着市场交易部分电量的整体电价将低于新能源标杆电价。
在售电侧，售电公司是本轮电改的新生产物，亦是本轮电改的新增赢利点。在售电侧改革速度最快的广东省，我们看到了2016年3-5月的售电侧出现了超过0.1元/度的不合理的超额利润，正是售电侧新增盈利点的真实写照。但从本轮电改的意图和国际经验来看，售电侧终将是充分竞争的。随着规则的完善和市场的充分竞争，从6月开始，广东省售电侧试点中的售电公司利润开始逐月下降。从长期来看，缺乏电力综合服务支撑的售电业务较难成为一个超额利润的聚集点。
在配电侧，随着2016年11月末105个园区增量配网试点的获准，配电侧出现了新增赢利点。配电侧的盈利模式在于：以较低的资产价格买入成熟园区的配电资产，以其区域垄断地位辅以售电和电力综合服务业务，从而获得超额利润。上述“配售一体化+电力综合服务”模式，获得了产业资本及金融资本的一致认可。但该模式的缺点在于，配电网的经营范围不具备扩张性，而低价获取增量配网资产所必须的要素(“地方关系”)亦缺乏跨区域的复制性。
对于用户侧，本轮电改后将享受因电网盈利模式变化、发电侧竞争及售电侧竞争而获得的电价下降。而用户电价将在电改后具备更强的波动性，能更好的反应电力市场供求关系的变化。
在本次电改中，还有一类特殊的主体将登上历史舞台，这就是“接近于用户侧且具备经济性条件的分布式电源”。上述分布式电源分为两种形式，一种是紧贴用户侧的分布式电源，一种是位处配电侧(园区)的分布式电源。其中，用户侧分布式电源与发电侧电源的价格竞争平衡条件为：用户侧分布式电源电价=发电侧电价+输配电成本(含线损及交叉补贴)+政府性基金;配电侧分布式电源与发电侧电源的价格竞争平衡条件为：配电侧分布式电源=发电侧电价+输电成本(含线损及交叉补贴)。根据已经公布输配电价的七个省份，10KV大工业用户的输配电成本(含线损及交叉补贴)均值约为0.168元/度，而各地的政府性基金均值为0.054元/度，两者合计约0.222元/度;而110KV以上输电成本均值为0.096元/度。故而用户侧分布式电源与配电侧分布式电源由此相比发电侧电源拥有越60%和26%的价格优势(注：发电侧电价取各当前省份脱硫煤电价的中值0.37元/度)。
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