在人类历史上，电价定价有两种模式，一种是成本加成模式，即中国《电力法》规定的成本加利润加税金的定价模式，这是市场经济国家电力工业垄断经营条件下的电价定价模式；另一种是竞争定价模式，即英美近期提倡的在电力工业发电和销售环节引入竞争机制，在电力市场上通过竞争确定电价。其实两种定价模式都是市场经济条件下的定价模式，前者是垄断经营条件下的定价模式，后者是建立在电力竞争条件下的定价模式。但是在中国，人们往往把成本加成定价模式看成是传统计划经济条件下的电力定价模式，而把竞争性定价模式看成是市场经济的定价模式。目前国内似乎更青睐竞争定价模式，电力企业赞成竞争定价模式，以为竞争定价可以摆脱政府控制价格，电力工业可以借此走向市场；社会赞成竞争定价模式，认为能像美国那样，通过电力市场之间的竞争降低电价。我们究竟该怎么样看待两种定价模式？
成本加成定价模式是从有电开始就采用的一种定价模式，经过100多年的实践，市场经济国家和计划经济国家普遍采用这一定价模式。虽然都采用成本加成定价模式，但成本的定义不同、国家政策不同、利润和税收水平不同，各国电价有很大差别，突出体现在发达国家电价高，发展中国家电价低。发展中国家电价生产和消费效率低下，财政状况恶化，原因在于电价较低。许多发展中国家的电价定得很低。据统计1988年发展中国家电费加权平均电价仅0.04美元/千瓦时，只等于OECD国家平均电价的50%。据估计，发展中国家电力的平均边际成本为0.10美元/千瓦时或者更多，如果按边际成本定价，发展中国家的电价应高于发达国家。但是，在过去100多年的实践中，成本加成电价创造了许多关于电价水平和电价结构方面积累的有益经验。竞争定价模式是在发电和售电领域引入竞争机制后的定价模式，但这种定价模式仅仅在少数引入竞争机制的国家使用，最多只有30多年的历史。我国的《电价改革方案》中明确规定，发电厂的竞争分为容量电价和电量电价的竞争。容量电价由政府制定，自然垄断领域输电和配电电价也由国务院及省级价格主管部门制定；另外像水电、核电、风电、光伏发电等非化石能源发电的上网电价需要特殊照顾的，也要由国务院价格主管部门制定；所以在竞价定价模式下，差不多有60%-70%的电价还是靠成本加成来定价。可以说成本加成定价是竞争性定价的基础。
竞争性定价是从英国自由化、私有化、放松管制、引入竞争机制之后才出现的，但英国竞争性电力体制改革进展得并不顺利。英国第一个十年实行全部发电企业竞价上网和强制电力库，2001年总结认为发电市场的上网电价被发电企业操纵，否定了强制电力库模式；第二个十年采取新电力交易制度，用户直购长期合同和少量的现贷市场相结合，2012年总结认为发电企业缺乏发电厂更新改造和新建电厂的积极性，有2000万千瓦老旧电厂未改造，不仅不利于新能源的开发和减排温室气体，未来还会出现缺电局面，为此英国打算采取新的改革模式。可以说英美提出的竞争性电力市场尚在试错的过程中，到目前为止，尚未找到竞争定价的好模式，世界上绝大多数国家还是继续采取成本加成模式定价。
对我国来讲，由于电力工业实行国有企业控制，电力工业重点发展水电、核电、风电和光伏发电，这些电源都不具备引入竞争机制。从过去十年改革来看，电价不改革，要想在发电、售电领域引入竞争机制难度很大，一旦竞争性市场造成电价波动，政府就会马上出手干预，关闭竞争性市场。等到竞争性电力市场形成后再来走电价市场化之路，恐怕远水解不了近渴，还是应当从现在起就采用成本加成定价，搞好电价改革的基础工作，待以后建立电力竞争性市场时，再向竞争性定价过度。
我国《电力法》规定“制定电价，应当合理补偿成本，合理确定收益，依法计入税金，坚持公平负担，促进电力建设。”这个规定是对的，市场经济国家也是按照这个原则来确定电力价格。例如，日本制定合理电价的三原则：一是成本主义原则，二是公正报酬原则，三是对用户公平原则，实际上也是“合理补偿成本，合理确定收益，依法计入税金，坚持公平负担”。问题在于成本收益是怎么规定的，日本对成本的规定是从发电至售电过程中所有费用加上事业报酬的合计，成本与电费收入间保持平衡的关系，故称为成本主义原则。也就是说电价必须是在有效经营的基础上，为用户提供良好的服务时所需成本的补偿。这是一条原则，贯彻此原则，就可以协调“电气事业健康发展”以及“确保消费者利益”两方面的要求。我们往往压低了成本、同时也压低了收益，从而压低了电价水平。甚至为了宏观调控的需要，不顾电力企业的成本收益搞政策定价。中国自改革开放以来出现了几种定价方案。
1.老电老价新电新价：我国改革开放初期，电力严重短缺，过垄断办电，电力发展速度缓慢，为了加快电力建设，国家征收电力建设资金，为了提高地方办电的积极性，国家将电力建设基金交给地方，此外还采取了买用电权和集资办电等办法。集资办电规定老电老价和新电新价，这就是说，国家原来用拨款修建的发电厂仍执行原来的低电价，主要解决居民生活用电、农业生产用电和支农产品用电等需要低电价照顾的用户用电；而新建发电厂按还本付息要求定价，这部分高价电，主要供工业和商业用电。对急需用电的工业和商业用电可以向发电公司购买用电权，相当于自己修建自备电厂。
这种定价方法，从原则上讲还是成本加成定价，老电是按老的低成本定价，新电是按新电成本定价，这样做的结果是国家原来拥有的老电厂损失很大，老电厂报废时还不能回收投资，既没有做到合理补偿成本，也没有确定收益，违背了成本加成定价的规定。而新电厂按还本付息定价，把电价抬得很高，使新电厂获得了超额利润。这样做的目的是为了打破中央电力部门对电力独家垄断，成立了多家电力企业，在比较短的时间内扭转了缺电局面。
2.标杆电价：国家发改委关于印发电价改革实施办法的通知中附件一，“上网电价管理暂行办法”中规定：“①独立发电企业的上网电价，由政府价格主管部门根据发电项目经济寿命周期，按照合理补偿成本，合理确定收益和依法计入税金的原则核定。其中发电成本为社会平均成本；合理收益以资本金内部收益率为指标，按长期国债利率加一定百分点核定。②同一地区新建设的发电机组上网电价实行统一电价，并及时向社会公布；原来已经定价的发电企业上网电价逐步统一。③在保持电价总水平基本稳定的前提下，上网电价逐步实行峰谷分时、丰枯季节发电价。④燃料价格涨幅较大时，上网电价及时反应电力供求关系的前提下，与燃料价格联动。”由于2002年以后提出的新的电力改革方案至今未实现竞价上网，所以上网电价一直处于竞价上网前的上网电价，现在把这种上网电价叫做“标杆电价”，就是按照上述①、②两条原则执行的，③、④两条现在实际上没有执行。也就是说现在实行的“标杆电价”是按平均成本和较低的内部收益率定价的，这种“标杆电价”使得低成本电厂获得高利润，而新建的高成本电厂则利润微薄，在煤价高涨、电价处于低位时就会出现亏损。高成本电厂则不再讨论市场经济原则，不断以新能源、可再生能源以及节能的名义要求政策照顾，许多电厂以远高于“标杆电价”，甚至高于终端销售电价的价格接入电网，这个电价基本上覆盖其边际成本。“标杆电价”随着“上大压小”政策的实行，低价电厂不断减少，高价电厂不断走高，“标杆电价”逐渐向市场出售价格靠拢，再考虑高价的水电、核电、风电、光伏发电的迅速增加，迫使销售电价急剧上升。
3.边际成本定价：现在看来，按平均成本定价，只适应于垂直垄断经营的时候，那时所有发电厂包括低成本发电厂、高成本发电厂、老电厂、新电厂都归一个电力公司管理，电力公司按平均成本定价上网，全公司算总账还可以获得一定的收益。但是平均成本定价不能适应厂网分开之后参差不齐的众多发电公司，有的发电公司有低成发电厂、老电厂，但更多的新兴发电公司没有低成本电厂和老电厂，这时采取平均成本定价可能会有相当一部分发电公司出现亏损。因此，在厂网分开的条件下，为了让新建的发电厂、高成本的发电厂能够生存、发展，边际成本定价便成为市场定价的基础，边际成本加合理利润加税金定价，也是成本加成定价。
我们在电力体制改革中，总认为厂网分开，在发电领域引入竞争机制可以降低电价，却没有发现、或者忽略了其不利的另一面，也就是竞争时必须以边际成本取代平均成本所造成的成本曲线上升。更没有想到的是，“厂网分开，引入竞争”喊了十年，并没有能够引入竞争机制，厂网分开造成的成本曲线上升的苦果却必须吞下。
竞争定价模式分为两类：一类是单一购买、强制电力库：即“上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成；输配电价由政府确定定价原则；销售电价以上述电价为基础形成，建立与上网电价联动机制（国务院电力改革方案）。”在电网企业作为单一买方的电力市场中，可以实行发电企业部分电量在现货市场上竞价上网，也可以实行发电企业全部电量在现货市场上竞争上网。在公开招标或充分竞争的前提下，电网企业也可以与发电企业开展长期电能交易（国家发改委：上网电价管理暂行办法）。第二类是双边长期合同为主：英国在电力改革中实现了发电、输电、配电、售电分开之后，实行大、中、小电力用户与发电企业签订长期合同，辅以现货市场。我国由于输配售未分开，所以只能进行大用户、独立核算的配电公司与发电企业签订直购合同。我国规定“在具备条件的地区，开展发电企业向较高电压等级或较大电量的用户和配电网直接供电的试点工作。直供电量和价格由发电企业和用户协商确定，并执行国家规定的输配电价。（国务院：电力改革方案）”另外还规定：“在发电和用户买卖双方共同参与的电力市场中，双边交易的电量和电价由买、卖双方协商确定；现货市场的电量电价，按卖方申报的供给曲线和买方申报的需求曲线相交点对应的价格水平确定（国家发改委：上网电价管理暂行办法）。”其实在中国确定第一种竞争方案时，美国加州和英国的实践已经否定了，到2011年英国已否定了第二种竞争方案，竞争定价存在的问题很突出。
1.单一购买，强制电力库被否定。美国加州实行单一购买强制电力库，在2000年酿成了电力危机；美国在2011年总结了1900年至2000年这10年采用单一购买强制电力库，英国认为存在五个问题：①电力库成员是强制成员制，不利于双边交易，也不利于服务创新；②电力库在定价过程中缺少用户和需求侧的参与；③电力库的价格制定缺乏有效竞争，被少数发电商所包办；④电力价格被人为操纵。虽然自1990以来，发电成本中的燃料费用、资本费用和运行费用降低了将近50%,而上网电价很少变化；⑤天然气交易市场和电力库交易市场之间产生不协调。所以美国加州和英国的实践认为，单一购买强制电力库存在的这些问题，不是靠小修小改所能改善的,从此不再采用单一购买机制。
2.双边合同为主的新交易制度被否定。美国新的电力交易制度是从1997年对电力交易制度的回顾检查开始，经过近4年时间，才于2001年推出双边合同为主的新交易制度。
双边合同为主的新电力交易制度的目标，首先是要高效地进行电力供需的平衡，保持电力系统的正常运行，向用户提供安全可靠的电力，与此同时，要求通过有效竞争，特别是需求侧的参与竞争，求得较低的电价。它的主要内容包括：一是预约交货和期货市场。可允许电力合同提前几天，几月、一年甚至若干年签订好；二是短期电力交易；三是有个平衡机制，国家电网公司作为系统运营者接受招投标，使国家电网可以平衡其电力系统；四是有个结算过程的安排，根据合同的实际执行情况和平衡机制中招投标的执行情况等及时作出相应的财务结算。从上述内容可以看到，新电力交易制度与单一购买强制电力库相比有根本性的变化。但是双边合同为主的新电力交易制度运行10年后发现，由于发电企业回报不稳定，发电企业新建电厂的积极性不高，未来可能缺电；现行竞争机制解决不了绿色低碳发展问题。
3.发电、输电、配电之间难以协调。发电实行竞价上网，上网电价受供求关系的影响，上网电价有起有伏，电力短缺时上网电价升高，发电企业就可以多建电厂弥补电力供应不足；反之，上网电价降低，发电企业少建电厂。但输配电价由政府管制政府审定，不受电力供求的影响，在这种情况下发电与输电、配电难以协调发展。发电企业受输电、配电的影响，升又升不成、降又降不下，使发电企业引入的竞争机制发挥不了其应有的作用。
4.不利于统一电力规划。厂网分开，引入竞争机制时，发电企业、电网企业众多、各个公司有自己的规划和计划，难以进行全网、全地区的统一电力规划。
有电以来的130多年，电力定价模式有两种，即成本加成定价和竞争定价。成本加成定价的历史悠久，即使是竞争定价实际上大部分定价还是靠成本加成定价，所以成本加成定价是电力定价的基础。当电力行业垂直垄断经营时，可采用平均成本定价；当厂网分开，有众多的发电企业时，宜采用边际成本定价；竞争定价是当电力作为一般商品看待，通过发电企业之间的竞争以达到降低成本和电价，但有可能影响发电企业的积极性。现在的问题是电力不同于一般商品，竞争定价难以满足清除污染、减排二氧化碳等温室气体，满足环境保护和气候变化的要求。中国学习英国电力体制改革的模式已经过去了十一年，中国没有建成单一购买的竞争性市场，也没有形成新电力交易制度的双边竞争性市场模式，目前，中国还不具备搞电力竞争性市场的条件，不要幻想用竞争定价来解决中国当前的电价问题，应当下决心搞好成本加成定价模式来解决中国当前电价水平严重偏低、电价结构不合理等问题。
中国目前的电价，问题很突出，电价水平、电价结构与电力和其他能源的比价都存在很多问题，成本加成定价变成了政府定价，政府把电价作为宏观经济调控手段，需要优惠的就降电价，需要惩罚的就加电价，使得电价严重扭曲。价格改革是中国经济改革的关键内容，电价改革是资源产品价格改革的重要内容，电价改革的关键不是竞争性定价或成本加成定价问题，而是改革的方向。竞争是由不受政府之手控制的市场来决定，而不是由政府官员通过“手动档”决定，这将成为中国电力工业能否市场化改革的关键。电价改革应该严格按照《电力法》的规定来做，由国务院规定电价定价规则，由电力经营企业、电网企业按国务院规定测算价格水平、拟定电价结构，制定电力与其他能源比价，报国家能源价格委员会核定。
在人类历史上，电价定价有两种模式，一种是成本加成模式，即中国《电力法》规定的成本加利润加税金的定价模式，这是市场经济国家电力工业垄断经营条件下的电价定价模式；另一种是竞争定价模式，即英美近期提倡的在电力工业发电和销售环节引入竞争机制，在电力市场上通过竞争确定电价。其实两种定价模式都是市场经济条件下的定价模式，前者是垄断经营条件下的定价模式，后者是建立在电力竞争条件下的定价模式。但是在中国，人们往往把成本加成定价模式看成是传统计划经济条件下的电力定价模式，而把竞争性定价模式看成是市场经济的定价模式。目前国内似乎更青睐竞争定价模式，电力企业赞成竞争定价模式，以为竞争定价可以摆脱政府控制价格，电力工业可以借此走向市场；社会赞成竞争定价模式，以为可以像美国那样，通过电力市场竞争降低电价。我们究竟应该怎么样看待两种定价模式？
成本加成定价模式是从有电开始就采用的一种定价模式，经过100多年的实践，市场经济国家和计划经济国家普遍采用这一定价模式。虽然都采用成本加成定价模式，但成本的定义不同、国家政策不同、利润和税收水平不同，各国电价有很大差别，突出体现在发达国家电价高，发展中国家电价低。发展中国家电价生产和消费效率低下，财政状况恶化，原因主要在于电价较低。许多发展中国家的电价定得很低。据统计1988年发展中国家电费加权平均电价仅0.04美元/千瓦时，只等于OECD国家平均电价的50%。据估计，发展中国家电力的平均边际成本为0.10美元/千瓦时或者更多，如果按边际成本定价，发展中国家的电价应高于发达国家。但是，在过去100多年的实践中，成本加成电价创造了许多关于电价水平和电价结构方面积累的有益经验。竞争定价模式是在发电和售电领域引入竞争机制后的定价模式，但这种定价模式仅仅在少数引入竞争机制的国家使用，最多只有30多年的历史。我国的《电价改革方案》中明确规定，发电厂的竞争分为容量电价和电量电价的竞争。容量电价由政府制定，自然垄断领域输电和配电电价也由国务院及省级价格主管部门制定；另外像水电、核电、风电、光伏发电等非化石能源发电的上网电价需要特殊照顾的，也要由国务院价格主管部门制定；所以在竞价定价模式下，差不多有60%-70%的电价还是靠成本加成来定价。可以说成本加成定价是竞争性定价的基础。
竞争性定价是从英国自由化、私有化、放松管制、引入竞争机制之后才出现的，但英国竞争性电力体制改革进展得并不顺利。英国第一个十年实行全部发电企业竞价上网和强制电力库，2001年总结认为发电市场的上网电价被发电企业操纵，否定了强制电力库模式；第二个十年采取新电力交易制度，用户直购长期合同和少量的现贷市场相结合，2012年总结认为发电企业缺乏发电厂更新改造和新建电厂的积极性，有2000万千瓦老旧电厂未改造，不仅不利于新能源的开发和减排温室气体，未来还会出现缺电局面，为此英国打算采取新的改革模式。可以说英美提出的竞争性电力市场尚在试错的过程中，到目前为止，尚未找到竞争定价的好模式，世界上绝大多数国家还是继续采取成本加成模式定价。
对我国来讲，由于电力工业实行国有企业控制，电力工业重点发展水电、核电、风电和光伏发电，这些电源都不具备引入竞争机制。从过去十年改革来看，电价不改革，要想在发电、售电领域引入竞争机制难度很大，一旦竞争性市场造成电价波动，政府就会马上出手干预，关闭竞争性市场。等到竞争性电力市场形成后再来走电价市场化之路，恐怕远水解不了近渴，还是应当从现在起就采用成本加成定价，搞好电价改革的基础工作，待以后建立电力竞争性市场时，再向竞争性定价过度。
我国《电力法》规定“制定电价，应当合理补偿成本，合理确定收益，依法计入税金，坚持公平负担，促进电力建设。”这个规定是对的，市场经济国家也是按照这一个原则来确定电力价格。例如，日本制定合理电价的三原则：一是成本主义原则，二是公正报酬原则，三是对用户公平原则，实际上也是“合理补偿成本，合理确定收益，依法计入税金，坚持公平负担”。问题就在于成本收益是怎么规定的，日本对成本的规定是从发电至售电过程中所有费用加上事业报酬的合计，成本与电费收入间保持平衡的关系，故称为成本主义原则。也就是说电价必须是在有效经营的基础上，为用户更好的提供良好的服务时所需成本的补偿。这是一条原则，贯彻此原则，就可以协调“电气事业健康发展”以及“确保消费者利益”两方面的要求。我们往往压低了成本、同时也压低了收益，从而压低了电价水平。甚至为宏观调控的需要，不顾电力企业的成本收益搞政策定价。中国自改革开放以来出现了几种定价方案。
1.老电老价新电新价：我国改革开放初期，电力严重短缺，过垄断办电，电力发展速度缓慢，为了加快电力建设，国家征收电力建设资金，为了更好的提高地方办电的积极性，国家将电力建设基金交给地方，此外还采取了买用电权和集资办电等办法。集资办电规定老电老价和新电新价，这就是说，国家原来用拨款修建的发电厂仍执行原来的低电价，主要解决居民生活用电、农业生产用电和支农产品用电等需要低电价照顾的用户用电；而新建发电厂按还本付息要求定价，这部分高价电，主要供工业和商业用电。对急需用电的工业和商业用电可以向发电公司购买用电权，相当于自己修建自备电厂。
这种定价方法，从原则上讲还是成本加成定价，老电是按老的低成本定价，新电是按新电成本定价，这样做的结果是国家原来拥有的老电厂损失很大，老电厂报废时还不能回收投资，既没做到合理补偿成本，也没有确定收益，违背了成本加成定价的规定。而新电厂按还本付息定价，把电价抬得很高，使新电厂获得了超额利润。这样做的目的是为了打破中央电力部门对电力独家垄断，成立了多家电力企业，在比较短的时间内扭转了缺电局面。
2.标杆电价：国家发改委关于印发电价改革实施办法的通知中附件一，“上网电价管理暂行办法”中规定：“①独立发电企业的上网电价，由政府价格主管部门依据发电项目经济寿命周期，按照合理补偿成本，合理确定收益和依法计入税金的原则核定。其中发电成本为社会平均成本；合理收益以资本金内部收益率为指标，按长期国债利率加一定百分点核定。②同一地区新建设的发电机组上网电价实行统一电价，并及时向社会公布；原来已经定价的发电企业上网电价逐步统一。③在保持电价总水平基本稳定的前提下，上网电价逐步实行峰谷分时、丰枯季节发电价。④燃料价格涨幅较大时，上网电价及时反应电力供求关系的前提下，与燃料价格联动。”由于2002年以后提出的新的电力改革方案至今未实现竞价上网，所以上网电价长期处在竞价上网前的上网电价，现在把这种上网电价叫做“标杆电价”，就是按照上述①、②两条原则执行的，③、④两条现在实际上没有执行。也就是说现在实行的“标杆电价”是按平均成本和较低的内部收益率定价的，这种“标杆电价”使得低成本电厂获得高利润，而新建的高成本电厂则利润微薄，在煤价高涨、电价处于低位时就会出现亏损。高成本电厂则不再讨论市场经济原则，不断以新能源、可再次生产的能源以及节能的名义要求政策照顾，许多电厂以远高于“标杆电价”，甚至高于终端销售电价的价格接入电网，这个电价基本上覆盖其边际成本。“标杆电价”随着“上大压小”政策的实行，低价电厂不断减少，高价电厂不断走高，“标杆电价”逐渐向市场出售价格靠拢，再考虑高价的水电、核电、风电、光伏发电的迅速增加，迫使销售电价急剧上升。
3.边际成本定价：现在看来，按平均成本定价，只适应于垂直垄断经营的时候，那时所有发电厂包括低成本发电厂、高成本发电厂、老电厂、新电厂都归一个电力公司管理，电力公司按平均成本定价上网，全公司算总账还能够得到一定的收益。但是平均成本定价不能适应厂网分开之后参差不齐的众多发电公司，有的发电公司有低成发电厂、老电厂，但更多的新兴发电公司没有低成本电厂和老电厂，这时采取平均成本定价可能会出现相当一部分发电公司出现亏损。因此，在厂网分开的条件下，为了让新建的发电厂、高成本的发电厂能够生存、发展，边际成本定价便成为市场定价的基础，边际成本加合理利润加税金定价，也是成本加成定价。
我们在电力体制改革中，总认为厂网分开，在发电领域引入竞争机制能够更好的降低电价，却未曾发现、或者忽略了其不利的另一面，也就是竞争时必须以边际成本取代平均成本所造成的成本曲线上升。更没想到的是，“厂网分开，引入竞争”喊了十年，并没有能够引入竞争机制，厂网分开造成的成本曲线上升的苦果却必须吞下。
竞争定价模式分为两类：一类是单一购买、强制电力库：即“上网电价由国家制定的容量电价和市场竞价产生的电量电价组成；输配电价由政府确定定价原则；销售电价以上述电价为基础形成，建立与上网电价联动机制（国务院电力改革方案）。”在电网企业作为单一买方的电力市场中，可以实行发电企业部分电量在现货市场上竞价上网，也可以实行发电企业全部电量在现货市场上竞争上网。在公开对外招标或充分竞争的前提下，电网企业也可以与发电企业组织长期电能交易（国家发改委：上网电价管理暂行办法）。第二类是双边长期合同为主：英国在电力改革中实现了发电、输电、配电、售电分开之后，实行大、中、小电力用户与发电企业签订长期合同，辅以现货市场。我国由于输配售未分开，所以只能进行大用户、独立核算的配电公司与发电企业签订直购合同。我国规定“在具备条件的地区，开展发电企业向较高电压等级或较大电量的用户和配电网直接供电的试点工作。直供电量和价格由发电企业和用户协商确定，并执行国家规定的输配电价。（国务院：电力改革方案）”另外还规定：“在发电和用户买卖双方一同参与的电力市场中，双边交易的电量和电价由买、卖双方协商确定；现货市场的电量电价，按卖方申报的供给曲线和买方申报的需求曲线相交点对应的价格水平确定（国家发改委：上网电价管理暂行办法）。”其实在中国确定第一种竞争方案时，美国加州和英国的实践已经否定了，到2011年英国已否定了第二种竞争方案，竞争定价存在的问题很突出。
1.单一购买，强制电力库被否定。美国加州实行单一购买强制电力库，在2000年酿成了电力危机；美国在2011年总结了1900年至2000年这10年采用单一购买强制电力库，英国认为存在五个问题：①电力库成员是强制成员制，不利于双边交易，也不利于服务创新；②电力库在定价过程中缺少用户和需求侧的参与；③电力库的价格制定缺乏有效竞争，被少数发电商所包办；④电力价格被人为操纵。虽然自1990以来，发电成本中的燃料费用、资本费用和运行的成本降低了将近50%,而上网电价很少变化；⑤天然气交易市场和电力库交易市场之间产生不协调。所以美国加州和英国的实践认为，单一购买强制电力库存在的这样一些问题，不是靠小修小改所能改善的,从此不再采用单一购买机制。
2.双边合同为主的新交易制度被否定。美国新的电力交易制度是从1997年对电力交易制度的回顾检查开始，经过近4年时间，才于2001年推出双边合同为主的新交易制度。
双边合同为主的新电力交易制度的目标，首先是要高效地进行电力供需的平衡，保持电力系统的正常运行，向用户更好的提供安全可靠的电力，与此同时，要求通过有效竞争，特别是需求侧的参与竞争，求得较低的电价。它的主要内容有：一是预约交货和期货市场。可允许电力合同提前几天，几月、一年甚至若干年签订好；二是短期电力交易；三是有个平衡机制，国家电网公司作为系统运营者接受招投标，使国家电网可以平衡其电力系统；四是有个结算过程的安排，根据合同的实际执行情况和平衡机制中招投标的执行情况等及时作出相应的财务结算。从以上内容能够正常的看到，新电力交易制度与单一购买强制电力库相比有根本性的变化。但是双边合同为主的新电力交易制度运行10年后发现，由于发电企业回报不稳定，发电企业新建电厂的积极性不高，未来可能缺电；现行竞争机制解决不了绿色低碳发展问题。
3.发电、输电、配电之间难以协调。发电实行竞价上网，上网电价受供求关系的影响，上网电价有起有伏，电力短缺时上网电价升高，发电企业就可以多建电厂弥补电力供应不足；反之，上网电价降低，发电企业少建电厂。但输配电价由政府管制政府审定，不受电力供求的影响，在这种情况下发电与输电、配电难以协调发展。发电企业受输电、配电的影响，升又升不成、降又降不下，使发电企业引入的竞争机制发挥不了其应有的作用。
4.不利于统一电力规划。厂网分开，引入竞争机制时，发电企业、电网企业众多、各个公司有自己的规划和计划，难以进行全网、全地区的统一电力规划。
有电以来的130多年，电力定价模式有两种，即成本加成定价和竞争定价。成本加成定价的历史悠远长久，即使是竞争定价实际上大部分定价还是靠成本加成定价，所以成本加成定价是电力定价的基础。当电力行业垂直垄断经营时，可采用平均成本定价；当厂网分开，有众多的发电企业时，宜采用边际成本定价；竞争定价是当电力作为一般商品看待，通过发电企业之间的竞争以达到减少相关成本和电价，但有可能影响发电企业的积极性。现在的问题是电力不同于一般商品，竞争定价难以满足清除污染、减排二氧化碳等温室气体，满足环境保护和气候平均状态随时间的变化的要求。中国学习英国电力体制改革的模式已逝去了十一年，中国没有建成单一购买的竞争性市场，也没形成新电力交易制度的双边竞争性市场模式，目前，中国还不具备搞电力竞争性市场的条件，不要幻想用竞争定价来解决中国当前的电价问题，应当下决心搞好成本加成定价模式来解决中国当前电价水平严重偏低、电价结构不合理等问题。
中国目前的电价，问题很突出，电价水平、电价结构与电力和其他能源的比价都存在很多问题，成本加成定价变成了政府定价，政府把电价作为宏观经济调控手段，需要优惠的就降电价，需要惩罚的就加电价，使得电价严重扭曲。价格改革是中国经济改革的关键内容，电价改革是资源产品价格改革的重要内容，电价改革的关键不是竞争性定价或成本加成定价问题，而是改革的方向。竞争是由不受政府之手控制的市场来决定，而不是由政府官员通过“手动档”决定，这将成为中国电力工业能否市场化改革的关键。电价改革应该严格按照《电力法》的规定来做，由国务院规定电价定价规则，由电力经营企业、电网企业按国务院规定测算价格水平、拟定电价结构，制定电力与其他能源比价，报国家能源价格委员会核定。