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在电改9号文出台之后，对于发电企业而言，机遇和挑战并存。电量由竞争决定、价格由市场决定的情景将会实现。由于煤价下跌，刚刚过上好日子的发电企业即将面临的是对于发电量更加激烈的竞争，将从跑政府、跑电网向跑市场、跑客户转变，从电力生产为主向生产和营销并重转变，从与电网直接交易向与用户直接交易转变。
在过去一段时间内，在各省展开的直购电试点中，发电企业已经开始尝试用市场方式争取更多电量。但其中无奈颇多，“对于协调直购电交易的地方政府主管部门，要考虑到五大发电在当地的装机份额，市场电量还会受到宏观控制。”上述电厂人士对《能源》记者表示。
另外，由于用电负荷降低，地方自备电厂和地方电厂在争夺电量中的优势开始显现出现，由于他们成本相对较低，并且运营相对于大型电力企业更加灵活，往往能争夺到更多的计划外电量。
随着电改的深入，发电企业进入售电侧和用户进行直接交易，无疑获得较大的发展空间，也对这些靠计划电、分配电存货的电厂企业提出更高的要求。
“发电企业进入售电侧和用户直接交易，能够获得更大发展空间。电力市场竞争将更加激烈、公平、直接。目前，电力过剩只表现为电量减少，电价因政府定价基本不变。新电改推行市场化改革后，竞价交易，由于电力过剩更加普遍、严重，将会导致‘量价齐跌’。”陈宗法说。
更为明显的趋势是，随着清洁能源装机不断提高，未来煤电比例还会不断下降，对于火电厂而言，不能满负荷发电情况将成为常态，甚至将以清洁能源调峰电源形态出现。
但是这同样牵扯到电改的核心环节，价格的确定。“让火电调峰不是不可以，但是要支付给火电厂足够的费用。国内没有调峰电价，如果以统一的价格承担调峰的作用，对于火电厂是不可能接受的。”姜克隽对《能源》杂志记者说。
对于未来参与市场化竞争的火电企业而言，让他们提前应对市场的变化，最重要的是市场化电力价格的出台。
“对于已建成的机组，竞争就是基于可变成本的，因此，水电、风电报出零价格，完全是竞争有效性的体现，是全社会最优化的体现。我国现在存在的问题我认为仍旧在另外一个极端上，电力需求大幅落后于电力供应，而电力价格却高高在上纹丝不动，这是不正常的。东北这种电力严重富余的地区，工商业电价还高6-8毛，这是很难理解的。电力需要一次性的下调1-2毛，以提振电力需求与经济。否则，这意味着经济系统的严重损失。市场化改革的一大目标，就在于要保证价格能够及时、足够反映供求的变化。这种电力价格下调之所以无法实现，从政治经济学角度，在于缺乏用电方的集体压力，也就是我国的电力用户，在电价问题上是缺乏发言权的。”张树伟说。
这也就意味着发电企业要研究市场了，更需要基础能力的积累与建设。这对于电力企业的市场竞争力提出了更高的要求。这也是提升整个行业竞争力的需要。“原来，电价是定死的，市场是统购统销的，市场份额是省政府分的，基本大锅饭的。电厂只有保证安全生产，基本上不用研究定价策略、市场份额竞争，市场蛋糕大小。如果说有任何挑战的话，那就是‘优胜劣汰’成为常态，体制与机制设计需要让效率低的企业面临无电可发的局面。”
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