我國用電終端電價水平發(fā)展不均衡，形成交叉補貼。工業(yè)大用戶電價偏高(電價成本敏感，電壓等級與負荷率高，用電量大，電價成本降低的效應明顯)，居民電價較低(供電環(huán)節(jié)末端，電壓等級與負荷率最低，供電成本較高，用電量較少，對電價成本不太敏感，電力浪費較為嚴重)，居民電價與工業(yè)電價的比價小于1，遠低于歐美發(fā)達國家2.0 的平均水平。

我國電能供需失衡，供需雙方很難直接交易，電能資源未充分利用。直購電試點之外地區(qū)的普通工業(yè)用戶都不能與電力供給方直接交易，這種供需未打通的體制下，電力資源寬松、能源資源富集的地區(qū)發(fā)電企業(yè)按計劃上網(wǎng)，造成大量電能資源未能得到充分利用;且跨區(qū)輸電通道不暢，電力資源在區(qū)域間調(diào)劑余缺能力較差，東北、內(nèi)蒙古電力富余，常年供過于求，發(fā)電設(shè)備平均利用小時低于缺電的華北和廣東地區(qū)。

此外，盡管我國輸配電網(wǎng)投資建設(shè)逐年增加，但是區(qū)域間輸配效率較低。近年來輸配電網(wǎng)建設(shè)穩(wěn)步增加，電網(wǎng)累計投資逐漸超過電源投資，但是在當前供需失衡的電力體制下，輸配效率仍然較低，跨區(qū)輸配通道項目上馬迅速，未考慮地區(qū)之間的電力資源供需情況，“山西—湖北100萬伏交流特高壓試驗示范工程”運行以來并未提高輸配效率(山西省與湖北省均無多余的電可供外送);又如“連接內(nèi)蒙古呼倫貝爾和遼寧的±500千伏直流工程”，投資60多億元，2010 年竣工投運以來每年可向東北地區(qū)的負荷中心輸送180億千瓦時的電量，但是內(nèi)蒙古與東北電力市場均供大于求，發(fā)電機組年利用小時數(shù)逐年降低。

近年來，我國光伏、風電裝機容量總量較大，增速較高。2013年我國光伏新增裝機容量達12.92GW，占全球年裝機量的30.5%，其中光伏電站裝機12.12GW，分布式光伏0.8GW，2010~2013年均增長278%;風電累計裝機容量 91.4GW，同比增長 21.4%，居世界第一。

這也導致了我國新能源豐富地區(qū)并網(wǎng)消納問題嚴峻。一般來說，新能源豐富的地區(qū)用電負荷較小，外送通道容量有限，系統(tǒng)調(diào)峰能力嚴重不足，無法滿足大規(guī)模的新能源送出與消納要求，若新能源大規(guī)模并網(wǎng)，其電量在省內(nèi)消納必然會擠壓其他電源的市場空間，導致火電企業(yè)全面減產(chǎn)虧損，所以我國一直存在新能源并網(wǎng)消納問題。

數(shù)據(jù)顯示，在風電資源消納方面，2013年西北電網(wǎng)和東北電網(wǎng)風電利用小時數(shù)均低于華中電網(wǎng)和華東電網(wǎng)，東三省仍是“棄風”問題最突出的地區(qū)，其中吉林省“棄風”率居全國之首，“棄風”率近50%;光伏資源消納方面，截至2014年8月，局部地區(qū)“棄光”限電仍然較為嚴重，除江蘇省外，西北地區(qū)幾個光伏大省中，甘肅省近年8月份利用小時數(shù)最低，個別電站棄電量達40%。

新一輪電改正當其時

新一輪電改時點與2002年類似，整體環(huán)境較為寬松穩(wěn)定，對電力行業(yè)震動較小。2002年我國剛剛加入WTO 組織，固定資產(chǎn)投資與進出口貿(mào)易發(fā)展較快，且電力行業(yè)盈利狀況整體保持平穩(wěn)，故2002年推出電力改革不會對當時經(jīng)濟與電力行業(yè)產(chǎn)生較大震動，于是2002年“廠網(wǎng)分離、主輔分離”等改革措施有較為寬松的改革大環(huán)境。