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作为防御性公用事业，电力行业通常呈现供给、需求和产品价格的相对刚性，而2003年中国电力行业进入新的景气周期后，需求、供给和电价刚性先后被打破。
2004年需求增速虽略有回落但仍将保持高速，预计在13％左右，用电量将首次突破2．1万亿千瓦时。随着重工业化经济的持续发展和能源结构的升级，有理由相信电力需求将持续高出ＧＤＰ的增长。电力过剩——平衡——短缺的变化过程必将引发电力企业利润的持续
增长，基于此上市公司已经并将继续重估。
需求的增长必定带动行业投资的增加，发电侧大规模电厂建设已经拉开帷幕，但2004年全国装机容量缺口将进一步加大到2000万千瓦，权威部门预测，2006年供需可基本达到平衡。
供给增加的突然提速，外延式增长率的高企对原有机组内生增长无疑有所影响。如果我们把机组平均利用小时数作为内生产能的标志，经计算2004、2005年机组发电量内生增长率将从2003年的8％下降至4．3％和1．8％。然而，到2006年的基本平衡并不意味着机组利用率的下降，未来3～5年内机组利用率仍将保持在高水平，据我们的预测在5500小时以上。但5500小时并不是内生增长的终点，1986年曾达到过5388小时，况且目前机组的技术、管理、维护水平绝非20年前可同日而语。
电力体改进入第二年，在国务院“5号文”的原则框架下，五大发电集团已正式独立运作，厂网分开后发电资产划转交付已经完成，而电价改革方案的出台，为进一步改革定下了框架，预计在供需平衡基础上实现市场定价机制还需要3到5年的过渡期。
由于电力短缺，电力买方市场在近两年将难以再现，原期望的电价走下降通道的电价改革情况不会出现。预计在国务院相关会议精神的指引下，对超发电价、分时电价的规范将加强，对发电企业亦是进一步的保护。
汇率方面，日益增强的人民币升值预期一旦兑现，拥有外币负债电力公司账面汇兑收益将大幅增加，对进入还贷期的公司现金流亦有正面影响。同时，进口设备和燃料的成本相应下降，也将促使发电企业利润提升。届时，以澳元等货币计价的煤炭进口价格相对下降，亦将抑制国内煤价的上扬。
相对成熟市场，我国境内电力公司规模偏小（市销率高）而负债率低，资本支出和营业利润增长率保持在较高水平，因此在目前低利率环境下提高财务杠杆，借助负债收购或者新建机组增大规模是电力公司有效和可行的发展途径。对上市公司来说，在高利用率基础上利用新建或收购机组实现外延式增长仍是利润增量的主要来源，需求总量增加和外延式扩张比内生增长更为持续、更为重要，亦仍将作为证券市场投资的主要标准。
从另一个角度来讲，供给刚性的打破已经引起了政府部门的警觉，多种因素的作用将避免行业的投资过热：
宏观管制：发改委在调整建设规划、放松投资管制的同时，采用“窗口指导”的形式加强对投资权的规范；
燃料限制：电煤产能缺口和煤炭行业产能难以快速提升，更为重要的是非坑口电厂用煤的运输能力瓶颈；
设备限制：国内发电设备产能相对有限，造成订单累计，设备到货、安装将有延迟；
环保限制：东部地区环保标准提升从多方面限制火电投资，西部生态与开发的争论也将影响大规模的水、火电投资；
垄断限制：在所谓“跑马圈地”热潮中，各大发电势力往往采用“围而不建”的策略实现排他性投资权的垄断，其资金限制和企业风险控制因素使得实际上马电厂并不如预想的多。
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