政府單獨核定輸配電價從制度上改變了電網的盈利模式，防止通過調度、價差謀取利益，有利于維護發電企業正當權益，陳宗法表示，目前國家對輸配電價核定高低，直接關系到發電側、需求側的利潤空間；由于目前市場過剩，參與市場交易的上網電價由用戶或售電主體與發電企業通過協商、市場競價確定將引發過度競爭，加劇電價下降，總體影響不利；沒有參與交易和競價的上網電量，執行政府定價對發電企業影響不大，收益穩定。對于 “新電改框架下定價是漲還是跌？”陳宗法表示，未來三、五年內，既有電價上漲的動因，更有下跌的機率，除了區域性、結構性、時段性的電價波動外，對沖互抵后，我國總體電價水平將會穩中有降，電力用戶將分享改革紅利。
　　開放與大用戶直接交易，對一些發電企業有利于爭取更多電量，降低固定成本，增加綜合收入，但由于以前地方政府主導、用戶訴求，直購電變成“優惠電”。電改后電網只收過網費、與大用戶協商定價，有可能趨于規范，減少效益流失。據調查，目前已開展直購電區域，直接交易電量價格均比標桿電價降低0.6－5.5分／千瓦時不等，平均降低約3分／千瓦時左右。
　　售電側改革中，允許發電企業投資售電公司是最大亮點，但影響雙重，有可能成為一個新的利潤增長點。有利方面在于延伸產業鏈，自產自銷，發售一體；優化資源配置，讓大火電或低成本水電機組多發電；掌握第一手市場信息，有利于優化戰略布局。不利方面在于爭奪用戶，競相壓價；承擔市場風險（用戶違約、電費欠費等）；增加售電成本。
　　建立相對獨立的電力交易機構，能源局或派出機構將主導交易中心的建設和運行管理，但在調度沒有獨立的情況下，如何確立調度和交易的職能分工，進而發揮交易中心的在市場交易中主導作用，將成為試點的焦點。將有利于形成公平規范的市場交易平臺，對發電企業影響正面。
　　推進發用電計劃改革影響非常大，意味著將大幅度增加市場交易電量，在電力嚴重過剩區域（如云南），將會引起電價明顯低于標桿電價的現象，影響現有收益。今后上新項目，要以落實市場電量為先決條件。目前利用區域“三同”小時、標桿電價等測算項目投資收益的方法已不能適應需要。