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。

    如何在财务上变得更加可行

    作为电厂，从行业与企业的视角，必须把目前的政策与市场环境视为给定的。那么，目前的环境下，由于缺乏随时间波动的电力价值的体现，缺乏竞争性的市场份额内生机制，缺乏电力能量市场与辅助市场，天然气发电厂在财务上要可行就成为很困难的事情。争取优惠的电价水平，以及争取更多的发电小时数或者容量电价，是最后的办法。

    此外，虽然宏观整体上气源的可得、稳定性与否不构成不发展天然气发电的理由（峰荷位置的天然气消耗很小，且天然气不足是个有必要性解决的问题，而不应该成为长期发展的障碍），但是对于具体电厂而言，却可能是个隐患。因为与电力市场类似，我国的天然气市场目前也是个管制的市场，特别是管道气。根据用气目的确定价格严重损害了统一市场的发展，可能在操作层面造成电厂的天然气保障出现问题，从而影响电厂的经济收益。这方面可参见作者之前文章的分析。

    基于系统成本最小化的目标，我国的电力系统无疑存在着煤电过多，而天然气发电过少的问题。天然气的“补课式”发展——尽快实现超过1.5亿千瓦是应有之义。这需要成为“十三五”规划的目标，置于整体的电力与能源目标之下。

    此外，动态平衡与竞争性原则应是“十三五”规划的要义，而“定位”与各种形式的“自由量裁”（定需求水平、定小时数、定补贴水平）与此格格不入。如果没有规划范式的改变，天然气的作用与意义将大打折扣，仍旧处于死锁状态。即使以行政特权的方式获得装机份额，燃气发电生存状况也会堪忧。而这在长期，无疑意味着一个扭曲的电源结构，一个更大成本的电力系统，也会使得长期清洁低碳的转型愈加困难。