我國用電終端電價水平發展不均衡，形成交叉補貼。工業大用戶電價偏高(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(供電環節末端，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)，居民電價與工業電價的比價小于1，遠低于歐美發達國家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的普通工業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發電企業按計劃上網，造成大量電能資源未能得到充分利用;且跨區輸電通道不暢，電力資源在區域間調劑余缺能力較差，東北、內蒙古電力富余，常年供過于求，發電設備平均利用小時低于缺電的華北和廣東地區。

此外，盡管我國輸配電網投資建設逐年增加，但是區域間輸配效率較低。近年來輸配電網建設穩步增加，電網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，跨區輸配通道項目上馬迅速，未考慮地區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的負荷中心輸送180億千瓦時的電量，但是內蒙古與東北電力市場均供大于求，發電機組年利用小時數逐年降低。

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并網消納問題嚴峻。一般來說，新能源豐富的地區用電負荷較小，外送通道容量有限，系統調峰能力嚴重不足，無法滿足大規模的新能源送出與消納要求，若新能源大規模并網，其電量在省內消納必然會擠壓其他電源的市場空間，導致火電企業全面減產虧損，所以我國一直存在新能源并網消納問題。

數據顯示，在風電資源消納方面，2013年西北電網和東北電網風電利用小時數均低于華中電網和華東電網，東三省仍是“棄風”問題最突出的地區，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“棄光”限電仍然較為嚴重，除江蘇省外，西北地區幾個光伏大省中，甘肅省近年8月份利用小時數最低，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，整體環境較為寬松穩定，對電力行業震動較小。2002年我國剛剛加入WTO 組織，固定資產投資與進出口貿易發展較快，且電力行業盈利狀況整體保持平穩，故2002年推出電力改革不會對當時經濟與電力行業產生較大震動，于是2002年“廠網分離、主輔分離”等改革措施有較為寬松的改革大環境。