彭澎认为，当前的传导机制可以在一定程度上疏导火电企业的成本压力，但其实目前，前端购买煤炭的渠道很多时候价格是高于发改委指导价格的 。要想真正缓解火电企业的压力，从亏损转为正向盈利，还是需要煤价整体降下来，但从目前的情况来看比较困难 。
广东电力市场新政的推出，受到业内广泛关注，但多位受访人士表示，能否具体落地还有待观望 。
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在接受21世纪经济报道采访人员采访时表示，这一传导机制是很好的实践 ， 但具体执行上会面临很多困难，未来是否能够执行还要看经济的运行情况如何 。电力市场的运行是系统性的，也必须系统性地解决 。“通知中未明确分摊的具体比例，也为后续的调整留出了一定空间 。”
重视用户侧疏导发电成本
从《通知》中可以看出，通过用户侧来疏导发电侧成本压力是主要方向，广东电力市场化程度或将进一步提升 。
例如，《通知》中的另一大亮点是提出按照“固定价格+联动价格+浮动费用”的模式，开展零售合同签订，价格范围为0.372-0.554元/千瓦时 。其中，浮动费用为可选项，售电公司和零售用户可在零售合同约定对全电量收取浮动费用，上限为0.02元/千瓦时，下限为0元/千瓦时 。同时 ， 在现货市场分摊费用机制，相较2022年，不再由发电侧和电网侧分摊现货市场分摊费用，新增售电公司作为分摊主体 。
可见广东对于用户侧分摊及分享电力市场损益的态度正在逐步明晰 。林伯强表示，广东的电力市场化相对其他省市而言走得更快，因为广东市场基础较好，经济实力较强 ， 能够包容一定程度上的电力市场的波动对于经济的影响 。
与此同时，《通知》中明确，按照《广东新能源试点参与电力现货市场交易方案》、《广东省可再生能源交易规则（试行）》等有关要求，有序推动220kV及以上电压等级的新能源参与现货市?。中箍稍偕茉绰痰缃灰?。
有业内人士向采访人员表示，新能源最大问题是波动性和短期、超短期功率预测精度非常长 。在新能源发电量在不断提升的背景下，其造成的电力系统波动需要有主体来承担成本 。一方面 ， 电网网架方面需实现平衡；另一方面，需要提升新增传统火电来提升灵活性和支撑能力 。
彭澎认为 ， 新能源参与现货市场是大势所趋，新能源的波动性对于火电企业而言是利好的，例如在新能源大量发电时 ， 火电可以不参与发电，而是提供相应的辅助服务或是调频服务，亦或是火电之前签出去的长协现在可以在市场上购买到价格比较低的新能源现货 ， 这些都可以有助于火电企业的增收，这一举措在山西的现货市场中已经能够体现出来 。
据了解，目前，广东、山西、山东等“现货大省”均提出购电侧加入辅助服务费分摊的政策 。例如，山西在最新发布的11月电网代购电价中 ， 首次发布了辅助服务补偿费用价格表，对向市场交易用户、电网企业代理购电用户共同分摊自动发电控制（AGC）辅助服务补偿费用，折合0.005295元/千瓦时 ， 该费用将体现在用户电费账单中 。山西电网发布的AGC到户价格，也是全国首个向终端用户分摊的辅助服务费用项目 。
2018年9月，国家发改委和国家能源局联合发布《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》 ， 确定南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川和甘肃等8个地区作为第一批试点 。广东是全国首个区域级调频辅助服务市场，也是全国首个通过“中长期+现货市场”组合机制落实国家深化燃煤发电上网电价市场化改革的省份 。
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