目前我国还缺乏电力市场，特别是价格实时波动的短期现货市场。“定位式”的规划模式，以及基于基荷思维的行政定价(原则上假定小时数，然后平摊固定成本倒推价格)，使得这一系统成本最小化的理性选择无法实现。燃气电厂对于系统价值的体现，在缺乏电力市场的基本条件下，定位为调峰的电站采用容量电价补偿投资，用电量电价补偿不多的开机机会是个有效的临时性安排。这也在部分地区得到了检验。但是，这些价格如何确定，如何随着时间而变化，仍旧需要细致的政策设计。尽管某些地区或者时刻稍有不同，但总体而言，我国电力机组调峰义务普遍很大(比如70%以上都是义务调峰)，仍基本维持平均小时数调度的原则，并且存在大量煤电机组开工不足(利用率平均只有50%左右)，这在一定程度上增加了调度的自由量裁权，与可以使用的调峰资源。

电力平衡的保证，在大部分地区与大部分情况下，不是通过一般意义上的“平衡市场(辅助服务市场)”，由专门机组(这些机组可能更适合，成本更低)去完成的，而是把这种义务分摊到所有运行机组(包括占2/3的60万千瓦以上的大机组)，让其平均承担。

这种系统平衡责任与成本的社会化方式，对于整体系统效率是一种浪费(煤电固定资本大，调峰不够灵活，损耗大、成本高)。但是如果没有调度原则与市场份额确定模式的改变，调整的动力也并不存在。

专门的调峰机组在目前的定价体系下，没有动力去建设专门的新的调峰机组，去实现系统成本最小化，以自身的有限小时数换取其他机组更大的收益。这种系统的收益是全部机组的(最终是消费者的)，而成本却由天然气机组来承担。这方面存在着明显的激励不足，属于政策与机制缺失的问题。

当然，这一分析是建立在需求增长情况下的，新建调峰机组(所谓Green

Field)应选择天然气，而不是煤电的问题。但是，我国目前存在巨大的历史负担问题，那就是业已形成的超过一个亿的燃煤发电冗余容量。这部分巨大的“沉没”资产是改变这一调峰范式的极大障碍。没有燃煤机组的“有效消化”与去产能(负荷进一步增长，或者提前关停)，很难有可行的效率改进方案与新的调峰机组建设的空间。这需要结合电力体制改革与市场份额竞争机制的建设，进行顶层设计，打破这种“死锁”状态。