输配电价核定决定改革进度，看好地方电网公司所在区域、输配电价改革试点的六省市及蒙西电网率先释放改革红利。电网资产、运行成本和有效资产的收益核定难度较大，将影响输配电价的核定，进而改革的进度。开展试点核定的区域(安徽、湖北、宁夏、云南、贵州、深圳、蒙西电网)已赢得改革先机;地方电网公司配售成本与两大电网具有可比性，所在区域电网输配成本核定难度较小，有望先行推进发售电市场放开。
万亿级售电市场开启，首推已有售电牌照，资产整合优势显著、业绩弹性大的地方电网公司。我们预计大用户直供扩容后，下一步将放开中小工商用户，工商用户售电市场空间达3-4万亿。我们首要推荐地方电网公司，一方面，受益于电网利润的出让，购电成本将降低，据测算，外购电成本下降0.01元/千瓦时，其电力业务毛利上升3%-18%;另一方面，凭已有售电牌照和多年电网运营经验，将首获异地新建或并购配售电资源的机会，推动业绩实现跨越式增长。
看好试点区域地方发电公司抢占区域售电市场先机。各输配电价试点区域售电空间达400-1400亿元，其中地方发电公司依靠国资或大型发电集团背景先行获得售电牌照是大概率事件，并有望利用区域集中的发电资源和客户资源，及综合能源平台的协同效应，深耕区域售电市场，迅速扩大优势。
看好低价水电迎来量价齐升;火电业绩将现分化。采用“成本加成收益”和标杆电价方式核定的水电电价低于同区域火电电价0.1-0.2元/千瓦时，云南、四川、贵州弃水省份水电必将凭低价优势获得发电量的提升;从长期来看，发电侧充分竞争后，水电电价有望向火电靠拢，拉升业绩。火电业态内部竞争加剧，短期内电力供需形势持续宽松，加之清洁能源的挤占，导致火电整体电量和电价面临下行压力。但大容量机组占比高和具备燃料低价采购优势的火电公司发电量有望不降反升，弥补短期电价下降对利润的负面影响。
