造成這些結果的三個主要原因是：(1)煤電企業(yè)的凈收益減少，因為目前由政府決定的*上網電價相對其成本而言是很高的(至少2016年是如此);(2)煤電替代氣電發(fā)電，因為天然氣發(fā)電價格要高于煤電價格;(3)煤電和天然氣發(fā)電機組平均能耗的降低，使得機組運行更有效率。

在市場調度下，統(tǒng)一市場出清價格約為300元/兆瓦時(MWh)。這一平均市場價格明顯低于目前煤電機組的基準*上網電價(450元/MWh)，這凸顯出煤電企業(yè)的凈收入大幅下降，并引發(fā)了對其財務償付能力的擔憂。此外，省內煤電機組約占廣東尖峰需求發(fā)電的60%左右，保障了系統(tǒng)可靠性。市場改革同樣壓低了天然氣、核能、風能和太陽能發(fā)電企業(yè)的凈收入，但卻略微增加了水電企業(yè)的收入。為了滿足可再生能源的發(fā)展和二氧化碳的減排目標，可能需要以稀缺收入和溢價補貼的形式向發(fā)電企業(yè)進行支付。

我們探討了兩種情景，為化石能源發(fā)電企業(yè)(煤、天然氣)提供稀缺收入和非化石能源(水電、核電、風能、太陽能)發(fā)電企業(yè)提供補貼。(1)低稀缺收入和補貼支付(低SPP)的情景下，在需求高峰期間所有的本地發(fā)電和外調電力都因其容量貢獻而收到100元/千瓦•年的稀缺支付，而向非化石能源發(fā)電商支付一筆溢價補貼，即*上網電價和其市場收入加稀缺收入之間的差額;2)高SPP情景下，化石能源發(fā)電商因對高峰負荷的容量貢獻而得到400元/千瓦•年，而非化石發(fā)電商同樣得到補貼支付。低SPP情景與發(fā)電企業(yè)如何賺取稀缺收入無關。例如，容量市場或稀缺性備用定價也會產生稀缺收入。在高SPP情境下，因為價格可能高于發(fā)電容量的市場進入成本，所以我們假定對化石能源發(fā)電商給予了某種形式的行政性支出。高SPP情景代表了對發(fā)電商可能有的稀缺性支付和補貼支付的上限估計。高SPP情景對應于總發(fā)電成本節(jié)約估計的下限(210億元)，這說明市場化情景下即使對發(fā)電企業(yè)發(fā)放補貼，還能為消費者帶來可觀的成本節(jié)約。