政府单独核定输配电价从制度上改变了电网的盈利模式，防止通过调度、价差谋取利益，有利于维护发电企业正当权益，陈宗法表示，目前国家对输配电价核定高低，直接关系到发电侧、需求侧的利润空间；由于目前市场过剩，参与市场交易的上网电价由用户或售电主体与发电企业通过协商、市场竞价确定将引发过度竞争，加剧电价下降，总体影响不利；没有参与交易和竞价的上网电量，执行政府定价对发电企业影响不大，收益稳定。对于 “新电改框架下定价是涨还是跌？”陈宗法表示，未来三、五年内，既有电价上涨的动因，更有下跌的机率，除了区域性、结构性、时段性的电价波动外，对冲互抵后，我国总体电价水平将会稳中有降，电力用户将分享改革红利。
开放与大用户直接交易，对一些发电企业有利于争取更多电量，降低固定成本，增加综合收入，但由于以前地方政府主导、用户诉求，直购电变成“优惠电”。电改后电网只收过网费、与大用户协商定价，有可能趋于规范，减少效益流失。据调查，目前已开展直购电区域，直接交易电量价格均比标杆电价降低0.6－5.5分／千瓦时不等，平均降低约3分／千瓦时左右。
售电侧改革中，允许发电企业投资售电公司是最大亮点，但影响双重，有可能成为一个新的利润增长点。有利方面在于延伸产业链，自产自销，发售一体；优化资源配置，让大火电或低成本水电机组多发电；掌握第一手市场信息，有利于优化战略布局。不利方面在于争夺用户，竞相压价；承担市场风险（用户违约、电费欠费等）；增加售电成本。
建立相对独立的电力交易机构，能源局或派出机构将主导交易中心的建设和运行管理，但在调度没有独立的情况下，如何确立调度和交易的职能分工，进而发挥交易中心的在市场交易中主导作用，将成为试点的焦点。将有利于形成公平规范的市场交易平台，对发电企业影响正面。
推进发用电计划改革影响非常大，意味着将大幅度增加市场交易电量，在电力严重过剩区域（如云南），将会引起电价明显低于标杆电价的现象，影响现有收益。今后上新项目，要以落实市场电量为先决条件。目前利用区域“三同”小时、标杆电价等测算项目投资收益的方法已不能适应需要。
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