電價不支持電力市場的資源配置。電力工業的特點是發供用同時完成，電力不可能大量儲存，當供需不平衡時，電價震蕩幅度會很大，特別是電力供不應求時，電價上漲得很高，如美國加州2000年夏天電力危機時，電能總成本提高了近10倍，電能批發成本升高了近4倍，但是政府不會允許電價充分上揚，而是限制電價上浮空間，從而阻斷價格信號，影響投資。英國電力政策中發現電力競爭性市場價格波動，發電商不敢投資辦電，于是決定采取容量電價、電量電價并存，同時實行差價合約，穩定電價，確保發電回報，同樣阻斷價格信號，影響投資。
能夠實行競爭定價的發電廠覆蓋面越來越小。不少人認為發電競爭定價，輸配電由國家定價可以解決電價合理化問題，其實能夠參與競爭定價的發電廠僅僅是一部分，而且這類廠的覆蓋面會越來越小。我國目前非化石能源發電電價高于煤電，不能參加競爭，天然氣發電、熱電聯產、熱電冷聯產、抽水蓄能電廠和調峰電廠也不能參加競爭，不能參加競爭的電廠容量在20%～30%之間，隨著低碳、無碳電源的增加，不能參加競爭的電廠還會增長，競爭定價的影響會縮小。
電力直接生產成本在電價中的占比縮小，影響價格的靈敏度。在計劃經濟年代，電力直接生產成本在電價中占比很高，那時折舊率、稅收很低，沒有各種加價。目前中國電價中折舊采取高折舊率、高稅率，還有各種各樣的加價，如新能源附加、水庫維護基金、教育附加、三峽建設基金等等，還有高負債支付利息等，電力直接生產成本在電價中占比大大縮小。
發電和輸配電實行兩種定價機制，發電價格隨市場浮動，缺電時收益高可以多建電廠，電力富余時收益減少，相應少建電廠，輸配電價格由政府制定，與電力市場供求脫鉤，發電與輸配電如何協調配合。
(二)計劃配置資源也存在許多困難
1.難以準確預測電力市場需求。預測電力需求是規劃(計劃)電力供給的基礎，對任何規劃都是一件難事。我國電力經濟多方面特殊因素使得國家電力規劃中的需求預測尤其困難。十個五年計劃電力需求預測有九個是偏小的，最突出的是第十個五年計劃，原計劃裝機容量只增加5000萬千瓦，增長率為 4.8%，實際增加裝機容量近2億千瓦，增長率達10.1%，實際增加量為原計劃的4倍。我國五年計劃中的電力市場需求預測一般都按國家公布的GDP預計增長速度乘以電力彈性系數，得出裝機容量增長率。這種預測很方便，但由于政府預測GDP都留有余地，電力彈性系數很難預測，所以這種電力需求預測很不可靠，靠這種不可能的需求預測去安排電力供給項目安排，用這些項目去替代路條，必然會拖電力建設的后腿。由于經濟是個極為錯綜復雜的系統，任何個體企圖全面分析并預測其走勢，都是“蚍蜉撼大樹”之舉。經濟是用來分析的，而不是去預測的。業界人士時常用，“預測對是蒙的，預測錯是必然的。”無法準確預測，也就無法做出一個準確的計劃。
2.計劃跟不上變化，不適應市場變化。經濟發展和電力需求不僅有長期趨勢，而且受不可預料因素的影響，充滿了短期市場波動。政府計劃機構部門層次繁雜、程序復雜，不能適應市場變化。我國規劃一般分兩級，即省級規劃包括發電、電網公司規劃及國家規劃。規劃工作分三段，首先是前期課題、專題及專項研究，綜合性規劃編制，聽取省、區、市發電公司、電網公司的意見，最終報各省政府、國務院批準后發布。由于規劃周期長往往跟不上市場的變化。以“十五”計劃為例，國家計委規劃到2005年裝機容量為3.7億千瓦，年均增長3%，發電量為17300億千瓦時，年均增長4.8%。到2003年發電量達到 17400億千瓦時，提前2年達到“十五”發電量計劃目標。2003年修改“十五”計劃，預計2005年發電量達到19600億～20000億千瓦時，到 2005年實際裝機容量達到5.17億千瓦，發電量達到24375億千瓦時，又大大超過“十五”修正計劃。如果用這樣的計劃做路條， 必然是一個阻礙電力發展的計劃。
3.計劃決策容易一刀切，不能從實際出發，影響電力系用的效率。20世紀50年代，搞一廠變一廠半，兩線一地;80年代提倡小熱電，結果搞了一批小煤電、小型燃煤熱電廠;21世紀初，搞“以小帶大”，關停小煤電建設大容量燃煤電廠，大容量熱點聯產，調峰容量不足時用大機組調峰，降低發電效率。長期以來忽視調峰調頻，特別是高速度發展風電、太陽能發電以后，仍然忽視調峰調頻致使棄風棄電。另外，至今沒有建立起電力系統備用率指標體系。歸納起來計劃配置資源的特點是：重數量輕質量，重高新技術輕適用性和經濟性，重集中統一輕分散靈活，共有電力企業一味追求高技術、高系數、大容量，凡事爭“第一”求 “最大”，其代價是影響電力系統的技術經濟效益。
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