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。 来源：中国产经新闻
