但在部分情况下，由于规则设计、政府直接干预等多重原因，发电企业卖电的价格并不能够反映市场主体的真实意愿和博弈结果。

　　中电联编写的《中国电力工业现状与展望(2019)》提到，地方政府行政干预电力市场运行问题较为普遍。一些地方存在“定量、定价、定对象”等“三指定”的做法，即政府引导降价幅度、对交易总量进行比例限制、扣减基数电量等非市场化方式干预交易，要求当地用电大客户必须和当地发电企业开展市场交易等等。

　　部分地区直接交易的执行在2018、2019年遇到了瓶颈。据悉，某地方相关主管部门为了让月度交易能够继续，甚至用年度合同的执行作为筹码，督促发电企业参与。还有部分地区规则设计不甚合理，超发电量按远低于市场均价的价格结算，导致电厂在市场中只要报价超过该价格就更划算，间接造成机组主动压低价格。

　　不过，随着市场的发展，部分煤电获得了新的收入方式，包括参与深度调峰市场、与储能联合调频等，而两者截至目前也还是一种“零和游戏”。

　　eo曾报道过，东北是“三北”地区推动解决调峰问题的先行者。华能丹东电厂在进行热电解耦改造后，机组突破了原有供热始末期机组最小出力23万千瓦时方能满足供热需求的瓶颈，曾在供热的20天里获得了600万元调峰奖励。2018年4月，甘肃深度调峰辅助服务市场启动。截至2019年5月，深调市场促进省内新能源消纳超过4亿千瓦时，奖励资金超过1亿元。部分完成灵活性改造的机组的确获得了较高程度的补偿，但代价是其他机组付出的。

　　中电联专职副理事长王志轩此前接受媒体采访时指出，目前的政策是以行政手段规定所有火电企业共同承担调峰责任，改造后的火电厂所获得的调峰收益来自其他不具有调峰能力的电厂。换言之，调峰市场的游戏规则是一种“零和博弈”，收益并非来自系统的效益提升，而是来自行政式的“奖与罚”。

　　另一个为火电“创收”的市场——调频辅助服务市场也同样面临相似的情况。火电为了在调频市场中“抢食”，纷纷加装电化学储能，提升提供辅助服务的能力。而这同样是一个空间有限的市场，当越来越多的人拥有能力时，每人能分得的回报就变小了，这种压力甚至还从火电企业身上传导给了电池储能企业。相关媒体报道，电池储能企业与火电联合调频项目在2018年间就开启了超低价竞争，两者分成从“五五开”变成“三七开”。

　　一位长期从事电力市场研究的业内人士指出，当前无论是直接交易、现货市场还是辅助服务市场，本质上是单一电能量市场，而单一电能量市场竞争设计依据的是边际定价思路，机组固定投资成本难以通过它来完成回收。本轮市场化改革开始时，仍有许多机组投建不久，尚未收回固定成本，除此之外，还存在一定程度的过剩装机，把这些都“压”在电能量市场身上显然是“不可承受之重”。

　　美国在上世纪90年代从管制走向市场竞争的过程中，同样面临如何覆盖发电机组搁浅成本的问题。英国剑桥大学能源政策研究所副所长、剑桥大学贾吉商学院商业经济学教授Michael Pollitt在2019年中接受eo采访中提到，在美国市场开启时，政府允许电厂向用户征收搁浅成本，如果市场价格下降，用户未必能立刻享受到全部红利，有一部分要返还给电厂，直到电厂的搁浅成本回收完毕为止。

　　而美国大部分电厂都是私营公司，中国大部分则是国有企业，地方政府面对的另一边是在经济下行压力中“嗷嗷待哺”的大用户，让他们立刻享受到实实在在的改革红利比补偿搁浅成本更为迫切。Pollitt建议，可以考虑一个折中的办法，区分进入市场还没来得及收回固定成本的机组和已经完成大部分固定成本回收的旧机组，给前者设置一定的补偿机制。

　　遗憾的是，在本轮改革前半段并没有付诸实践。

　　整合VS.市场，谁来“救市”?

　　《中央企业煤电资源区域整合试点方案》(下称《方案》)的发布，瞬间引发了电力行业的热烈讨论。有人视其为“救市”方案，也有人担忧电力的未来。

　　按照《方案》，试点首先落在甘肃、陕西(不含国家能源集团)、新疆、青海、宁夏等5个煤电产能过剩，煤电企业连续亏损的区域。原则上根据5家央企发电集团所在省级区域煤电装机规模、经营效益确定牵头单位，在此基础上，综合考虑地区电价、过剩产能消纳、煤电联营，各企业区域战略发展规划等因素，确定中国华能牵头甘肃，中国大唐牵头陕西，中国华电牵头新疆，国家电投牵头青海，国家能源集团牵头宁夏。

　　一位多年从事煤电行业的人士说，放任煤电亏损是万万不能的，大部分煤电企业是国有企业，大批煤电的倒闭将导致无法实现国有资产保值增值的基本要求，也是社会财富的损失。煤电资源按区域整合或许是集中处理债务，为发电集团及时止损最快的办法。