第一轮电改出现的问题
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煤电矛盾引发发电企业严重亏损。电改启动之后，随着中国经济的发展，电煤价格开始出现大幅上涨，但由于电价并未市场化，多数时间火电企业只能内部消化燃料上涨的压力。
2008年之后，煤价不断攀升，火电企业陷入越发越亏的困境。在煤电关系最为紧张的2011年，以火电为主业的五大发电集团出现巨额亏损。来自电监会的数据显示，当年五大电力业务合计亏损151.17亿元，利润同比下降348.32%，负债率达85.71%。部分火电厂以检修为名，停止发电，罕见的春季电荒在中国出现。持续的亏损使得“十一五”期间火电投资一度下降。
至2012年以来，随着经济增长的放缓，煤价连续下跌，煤电矛盾得以缓解，发电企业盈利状况明显改善。但第一轮电改未能完成电力市场化改革，后遗症使得煤和电这两个上下游关系企业成为了形成了零和游戏。
煤价与火电新增投资关系图
出现可再生能源浪费的现象。国家能源局文件显示2013年风电弃风限电总量已达200亿千瓦时。国网对此给出风电发展超出电网建设规划以及新能源发电的间歇性对于电网冲击过大的解释。
事实上，风电并网面临障碍并非因为风电的不稳定性，而是因为不公平的电力市场存在障碍。电网作为市场单一买方，对于风电有权力决定“买或者不买”。电网不是输送电力的通道，而是利益相关方，当新能源与其他电源形式出现竞争的时候，电网通常选择对自身有利的一方。
光伏遇到的问题与风电相同。此前业界曾对新能源寄予很大希望，希望具有分布式特点的新能源能够掀起一场自下而上的革命，改变电网的垄断地位。
2012年10月，国网宣布将接纳分布式光伏发电，并进行免费并网服务。但是国网又对分布式光伏的规模（6兆瓦）和计入电压等级（10千伏）进行了限制。如此一来，分布式光伏的功能仅被限于自发自用，对电网的改造影响不大。
全国风电弃风限电总量图
交易机制缺失，价格没有理顺。售电侧有效竞争机制未能建立，发电企业和用户之间市场交易有限，市场配置资源的决定性作用没有发挥。
市场化定价机制尚未完全形成。现行电价管理仍以政府定价为主，电价调整往往滞后成本变化，难以及时并合理反映用电成本、市场供求状况、资源稀缺程度和环境保护支出。
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