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。尽管近年来五大发电集团资产负债率稳中有降，预计2014年末可下降到83%左右，但相对于113家央企63%的平均水平，仍属于高位运行。相应地，财务费用负担很重，今年近2000亿元，相当于同期利润总额的2.2倍，好在已进入新一轮降息通道。
五是气电前景不明，风电弃风限电，水电造价上升，光电成本高昂。2013年底，我国气电装机达4309万千瓦，占总装机的3.45%。由于气价上涨、气源不足、电价滞胀、外送电冲击、煤电超低排放、利用小时低等因素影响，燃气发电已完全不同于前些年，出现了优势下降、亏损增加的现象，除了少量大型燃气蒸汽联合循环热电联产项目、分布式燃气发电项目外，前景十分堪忧。同样，风电弃风限电问题依然突出，盈利能力比较脆弱。2011年、2012年限电量分别超过100、200亿千瓦时。2013年有所好转，达到162亿千瓦时。今年1-9月，仍有86亿千瓦小时。
由于限电风小、CDM收益减少、补贴不到位、机组出质保期运维费增加等因素的影响，风电行业整体处于效益下滑状态，在限电严重的“三北”地区已出现亏损，特别是今年三季度以来，全国风电亏损面高达50%以上。从未来趋势看，随着优质风电资源减少，电价水平的下调，收益水平将进一步降低。水电属于战略资源，前景看好，但近期受移民、环保因素影响造价暴涨，而且开发重点已转到滇藏川等中西部地区，面临电力消纳、配套工程等不确定因素，收益难达预期。太阳能发电核心技术正在形成，目前发电成本仍然偏高。
六是近年来电力体制改革和市场化改革阻力重重。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。随着中央政府简政放权力度加大，发电侧政府定价、计划电量、项目审批盛行，售电端不能选择的局面将有望突破。
因此，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”，仍任重道远。
