电价不支持电力市场的资源配置。电力工业的特点是发供用同时完成，电力不可能大量储存，当供需不平衡时，电价震荡幅度会很大，特别是电力供不应求时，电价上涨得很高，如美国加州2000年夏天电力危机时，电能总成本提高了近10倍，电能批发成本升高了近4倍，但是政府不会允许电价充分上扬，而是限制电价上浮空间，从而阻断价格信号，影响投资。英国电力政策中发现电力竞争性市场价格波动，发电商不敢投资办电，于是决定采取容量电价、电量电价并存，同时实行差价合约，稳定电价，确保发电回报，同样阻断价格信号，影响投资。
能够实行竞争定价的发电厂覆盖面越来越小。不少人认为发电竞争定价，输配电由国家定价可以解决电价合理化问题，其实能够参与竞争定价的发电厂仅仅是一部分，而且这类厂的覆盖面会越来越小。我国目前非化石能源发电电价高于煤电，不能参加竞争，天然气发电、热电联产、热电冷联产、抽水蓄能电厂和调峰电厂也不能参加竞争，不能参加竞争的电厂容量在20%～30%之间，随着低碳、无碳电源的增加，不能参加竞争的电厂还会增长，竞争定价的影响会缩小。
电力直接生产成本在电价中的占比缩小，影响价格的灵敏度。在计划经济年代，电力直接生产成本在电价中占比很高，那时折旧率、税收很低，没有各种加价。目前中国电价中折旧采取高折旧率、高税率，还有各种各样的加价，如新能源附加、水库维护基金、教育附加、三峡建设基金等等，还有高负债支付利息等，电力直接生产成本在电价中占比大大缩小。
发电和输配电实行两种定价机制，发电价格随市场浮动，缺电时收益高可以多建电厂，电力富余时收益减少，相应少建电厂，输配电价格由政府制定，与电力市场供求脱钩，发电与输配电如何协调配合。
(二)计划配置资源也存在许多困难
1.难以准确预测电力市场需求。预测电力需求是规划(计划)电力供给的基础，对任何规划都是一件难事。我国电力经济多方面特殊因素使得国家电力规划中的需求预测尤其困难。十个五年计划电力需求预测有九个是偏小的，最突出的是第十个五年计划，原计划装机容量只增加5000万千瓦，增长率为 4.8%，实际增加装机容量近2亿千瓦，增长率达10.1%，实际增加量为原计划的4倍。我国五年计划中的电力市场需求预测一般都按国家公布的GDP预计增长速度乘以电力弹性系数，得出装机容量增长率。这种预测很方便，但由于政府预测GDP都留有余地，电力弹性系数很难预测，所以这种电力需求预测很不可靠，靠这种不可能的需求预测去安排电力供给项目安排，用这些项目去替代路条，必然会拖电力建设的后腿。由于经济是个极为错综复杂的系统，任何个体企图全面分析并预测其走势，都是“蚍蜉撼大树”之举。经济是用来分析的，而不是去预测的。业界人士时常用，“预测对是蒙的，预测错是必然的。”无法准确预测，也就无法做出一个准确的计划。
2.计划跟不上变化，不适应市场变化。经济发展和电力需求不仅有长期趋势，而且受不可预料因素的影响，充满了短期市场波动。政府计划机构部门层次繁杂、程序复杂，不能适应市场变化。我国规划一般分两级，即省级规划包括发电、电网公司规划及国家规划。规划工作分三段，首先是前期课题、专题及专项研究，综合性规划编制，听取省、区、市发电公司、电网公司的意见，最终报各省政府、国务院批准后发布。由于规划周期长往往跟不上市场的变化。以“十五”计划为例，国家计委规划到2005年装机容量为3.7亿千瓦，年均增长3%，发电量为17300亿千瓦时，年均增长4.8%。到2003年发电量达到 17400亿千瓦时，提前2年达到“十五”发电量计划目标。2003年修改“十五”计划，预计2005年发电量达到19600亿～20000亿千瓦时，到 2005年实际装机容量达到5.17亿千瓦，发电量达到24375亿千瓦时，又大大超过“十五”修正计划。如果用这样的计划做路条， 必然是一个阻碍电力发展的计划。
3.计划决策容易一刀切，不能从实际出发，影响电力系用的效率。20世纪50年代，搞一厂变一厂半，两线一地;80年代提倡小热电，结果搞了一批小煤电、小型燃煤热电厂;21世纪初，搞“以小带大”，关停小煤电建设大容量燃煤电厂，大容量热点联产，调峰容量不足时用大机组调峰，降低发电效率。长期以来忽视调峰调频，特别是高速度发展风电、太阳能发电以后，仍然忽视调峰调频致使弃风弃电。另外，至今没有建立起电力系统备用率指标体系。归纳起来计划配置资源的特点是：重数量轻质量，重高新技术轻适用性和经济性，重集中统一轻分散灵活，共有电力企业一味追求高技术、高系数、大容量，凡事争“第一”求 “最大”，其代价是影响电力系统的技术经济效益。
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