目前我國還缺乏電力市場，特別是價格實時波動的短期現貨市場。“定位式”的規劃模式，以及基于基荷思維的行政定價（原則上假定小時數，然后平攤固定成本倒推價格），使得這一系統成本最小化的理性選擇無法實現。
燃氣電廠對于系統價值的體現，在缺乏電力市場的基本條件下，定位為調峰的電站采用容量電價補償投資，用電量電價補償不多的開機機會是個有效的臨時性安排。這也在部分地區得到了檢驗。但是，這些價格如何確定，如何隨著時間而變化，仍舊需要細致的政策設計。
盡管某些地區或者時刻稍有不同，但總體而言，我國電力機組調峰義務普遍很大（比如70%以上都是義務調峰），仍基本維持平均小時數調度的原則，并且存在大量煤電機組開工不足（利用率平均只有50%左右），這在一定程度上增加了調度的自由量裁權，與可以使用的調峰資源。
電力平衡的保證，在大部分地區與大部分情況下，不是通過一般意義上的“平衡市場（輔助服務市場）”，由專門機組（這些機組可能更適合，成本更低）去完成的，而是把這種義務分攤到所有運行機組（包括占2/3的60萬千瓦以上的大機組），讓其平均承擔。
這種系統平衡責任與成本的社會化方式，對于整體系統效率是一種浪費（煤電固定資本大，調峰不夠靈活，損耗大、成本高）。但是如果沒有調度原則與市場份額確定模式的改變，調整的動力也并不存在。
專門的調峰機組在目前的定價體系下，沒有動力去建設專門的新的調峰機組，去實現系統成本最小化，以自身的有限小時數換取其他機組更大的收益。這種系統的收益是全部機組的（最終是消費者的），而成本卻由天然氣機組來承擔。這方面存在著明顯的激勵不足，屬于政策與機制缺失的問題。
當然，這一分析是建立在需求增長情況下的，新建調峰機組（所謂Green Field）應選擇天然氣，而不是煤電的問題。但是，我國目前存在巨大的歷史負擔問題，那就是業已形成的超過一個億的燃煤發電冗余容量。這部分巨大的“沉沒”資產是改變這一調峰范式的極大障礙。沒有燃煤機組的“有效消化”與去產能（負荷進一步增長，或者提前關停），很難有可行的效率改進方案與新的調峰機組建設的空間。這需要結合電力體制改革與市場份額競爭機制的建設，進行頂層設計，打破這種“死鎖”狀態。
