一是用电需求快速回落，发电量竞争空前激烈，通过增发电量增收难度加大。由于经济稳中趋缓、冶金等四大重点用电行业与东中部地区用电增速明显回落，以及气温偏低、上年基数较高等因素影响，今年实际用电增长将不到4%。据中电联最新预测，今年全年发电设备利用小时将降至4300小时左右，其中火电4800小时左右，“跌破5000小时”只是时间问题。火电机组利用小时“跌破5000小时”，意味着电力产能过剩，发电量的减少和营业收入的下降，也意味着发电量市场竞争加剧，经营环境的严峻。这种现象很可能成为新常态。

　　二是火电环保政策日趋严苛，环保改造投入大幅增加。国家对火电行业实行了史上最严厉的环保政策，将其纳入重点控制产业，执行大气污染物特别排放限值，要求京津冀、长三角、珠三角等区域煤炭消费总量负增长。火电企业负社会责任之重，不仅“对达不到节能减排标准的现役机组坚决实施升级改造”，而且自我加压，“超低排放”改造之风正由浙江、广东、江苏、山东、河北等省份迅速向全国蔓延。目前火电利润基本依赖低廉的煤价，而煤价随着政府保护措施的加大，明后年“触底反弹”也有一定的概率。今后，环保政策的严苛与环保电价的提高是否匹配，能否用市场的、经济的办法解决环保问题，提高火电企业环保改造的积极性，还有待进一步观察。

　　三是非电产业盈亏分化，煤炭、煤化工、铝业等板块出现亏损。随着煤炭产业“黄金十年”的终结，铝业市场的急剧变化，再加进入煤炭、煤化工、铝业、多晶硅等领域大多代价高，专业人才短缺，板块协同难，近年来非电产业开始盈亏分化。今年各发电集团开始收缩发展战线，加大处置不良资产力度。继续“转方式、调结构”，确定战略新兴产业，面临很大挑战。

　　四是高企的负债率，巨额的财务费用，严重制约融资能力和盈利水平。预计2014年五大电力集团资产负债率可下降到83%左右，财务费用近2000亿元，相当于同期利润总额的2倍。目前火电板块仍有近30%的亏损面，一些老小火电企业还有历史欠账没有消化完。财务过度“杠杆化”，盈利周期不长，客观上制约了发电企业融资能力，影响转型发展的资金供应。

　　五是气电前景不明，风电弃风限电，核电安全质疑，水电偏远造价高，清洁能源发展并非一帆风顺。清洁能源（水电除外）电价普遍较高，随机性、间歇性特征明显，电网配套接纳积极性并不高。

　　六是电力体制改革和市场化改革任重而道远。电力行业除发电环节已基本进入市场竞争外，输、配、售三个环节仍融合在一起，总体上市场化程度低，垄断特征明显，价格体系不完善，非公经济地位低，政府干预力度大。虽然随着中央政府简政放权力度加大以及电力体制改革的深化，发电侧政府定价、计划电量、项目审批、直供电试点受阻将有望突破，但与建立“管住中间，放开两头”，将竞争性的发电、售电业务与自然垄断的输配电业务分离，建立“多买多卖”、公平竞争的批发和零售市场，还有很长的路要走。

　　面对上述“旧疾新伤”以及未来的新形势、新挑战，如何突破“天花板”，加快弥补“短板”，进一步打造以“洁净高效，绿色低碳；价值提升，风险可控；市场化运作，资源配置优化；主营业务突出，产业链价值链完善；国际化经营水平高，可持续发展能力强”为特征的发电行业“升级版”，成为全体电力人目前共同面临的重大课题。