公司负责文山州文山、砚山、丘北、富宁和西畴五个市县的供电服务，同时负责州内马关、麻栗坡、广南三县的趸售电服务，开展对广西百色供电局的趸售电服务。2015 年，公司售电量46.9 亿千瓦时，其中供五县用户电量26.14 千瓦时，占比56%。
    公司自有电站较少，需向云南电网和地方小水电外购高价电。
    公司自有水电站只有11 万千瓦，加上地方小水电，公司可直接调度的装机只有57 万千瓦，剩余电量需向云南电网以约0.35 元/千瓦时的价格外购，此价格大幅高于公司自发电成本。
    2015 年，公司供电量48.6 亿千瓦时中的42.5 亿千瓦时（占比87.4%）来自外购，其中13.8 亿千瓦时高价外购于云南电网。外购电量占比大直接导致公司电力业务毛利率不到20%。
    文山地区工业需求不振导致售电量下降，压制公司利润。2015年，文山地区铁合金、电石及其他工业用电同比下降14%，导致公司直供电量同比下降3.72 千瓦时（同比-12.5%），使得公司2015 年利润1.03 亿元，同比略下降。
    2016年1季度，公司自有发电站增加，外购电比例下降至84%，且因公司可调度的水电站发电量上升，公司从云南电网外购高价电的比例下降，使公司1 季度扣非利润完成8500 万元，与去年同期基本持平。
    收购云南国际，增加跨境电力贸易和国际电力EPC 业务，增加新的利润贡献点。公司拟以7.48 元/股的价格向云南电网定增5108 万股，收购其持有的云南国际37.7%股权，并以现金收购南网国际持有云南国际62.3%股权，并募集配套资金不超过8.37 亿元。
    云南国际主营向越南、老挝和缅甸的跨国电力贸易以及国际电力工程EPC。2015 年云南国际电力贸易业务共出口电量21亿千瓦时，实现毛利1.04 亿元，加上EPC 业务利润，合计净利润5.72 亿元。
    2、云南直接交易推进领跑全国，已列为电改综合试点，昆明交易中心成立在即，售电公司有望参与。
    由于水电富余电量大，弃水严重，云南自2014 年开始推行直接交易，2015 年直接交易规模超过400 亿千瓦时，购电主体扩展到7000 余家，涵盖全省用电量的70%，售电主体58 家，占省统调装机的57%。2016 年预计直接交易规模可达到500亿千瓦时，占全省用电量的35%。同时，云南已经开始领先全国实施日前交易。
    2015 年11 月，云南列为电改综合试点，并于2016 年4 月出台《云南进一步深化电力体制改革试点方案》，并将成立由电网企业相对控股，发电企业、电力用户、售电企业、第三方机构参股的昆明电力交易中心。
    在输配电价核定方面，云南输配电价已经经过国家发改委核定，并于2016 年3 月15 日开始执行，110kv 和220kv 的输配电价标准分别为每千瓦时0.071 元和0.055 元，整体相对于2014年的购销价差降低1.01 分。
    综上，云南电改在直接交易规模、输配电价核定方面已经走在全国的前列，目前售电公司还未参与交易，综合试点方案对此已做要求，明确多途径在售电侧培育市场主体，预计将成为下一步改革方向。
    3、公司三方面受益于电改，盈利空间有望即时打开。
    1）直接交易推动用户侧降价，利于稳定用户需求。
    目前通过交易发电侧普遍降价0.1-0.15 元/千瓦时或左右。电网维持原有购销价差不变或收取核定的输配电价。用户享受发电侧的让利。
    2015 年借助目前的云南电力市场化交易平台，文山电力供电范围内完成市场化交易电量2.4 亿千瓦时，对区域内的存量负荷起到一定的稳定作用。预计2016 年，文山区域内市场交易电量将进一步增加。
    2）新收购的云南国际已批准为合格市场主体，可直接从交易
    中心购电降低成本云南国际跨境售电以越南为主，2015 年以前电力来源主要是和云南电网，购电价格0.347 元/千瓦时。2015 年12 月21 日，云南电力交易中心已审核通过云南国际参与市场化购电的资格。预计云南国际2016 年的主要购电来源将变成市场电，购电价格为交易中心成交价加上输配电价（220kv 为0.2452 元/千瓦时，110kv 为0.071 元/千瓦时）和线损电价（0.0138 元/千瓦时）。预计云南国际购电成本将降低0.03-0.05 元/千瓦时，总购电成本减少5000 万元以上。