运行层面
“风电优先”仍有待体现，不同政策间存在冲突
风电在调度体系中的优先地位在各种文件中有很高频率的体现，但是这一优先如何具体化仍旧是个问题。这突出的表现在所谓系统调峰服务的提供上。
按照《可再生能源调峰机组优先发电试行办法》的说法，单机容量30万千瓦及以下的常规煤电机组，出力至少能降到额定容量50%以下；30万千瓦以上的机组，出力至少能降到额定容量60%以下；出力低于60%的部分可视为可再生能源调峰的压减出力部分。
一个简单的例子，以目前的装机过剩程度，可能很多地区即使没有任何波动性电源，由于需求的低迷与波动（存在负荷的高峰与低谷），化石能源机组平均市场份额、年利用小时数可能都达不到5000，60%的负荷率在大部分时段都是无法保证的。这低于60%就给可再生能源提供服务的设定，不知道从何谈起？
在具体的时段上，如果煤电正运行在60%的出力水平上，如果风大起来，煤电需要压减出力，但是压减又需要风电额外支付成本。这如果就是辅助服务的话，那么所谓的“风电优先”能够体现在哪里？
该办法还规定，因为压减出力损失的发电量，可以通过其他时段更多的小时数找回来。“因调峰无法完成的优先发电计划，应遵照节能低碳电力调度的原则，通过替代发电交易给其他机组”。这部分“电量”明显就是属于火电的，无论它发不发，权利都是它的，可以转让给别人。这是事实上的火电优先。
与火电灵活性改造联系起来看，试点在技术上是非常有必要的，可以解决火电的深度调峰的技术可行性问题。但是，这种深度调峰问题的成本承担者是谁？举个简单的例子，假设在某个时刻，负荷只有10，风电有8，火电有10，如果风电优先承担8，那么火电只有承担2的可能性。无法调到20%，这似乎应该是火电的问题，而不是风电的问题。欧洲、美国的煤电、气电机组有的在关停，有的在数字化控制改造，都旨在提高启停、爬坡的灵活性，从零出力到满负荷运作，从需要3个小时提速到2个小时，都意味着价值，可以响应系统更频繁的变化。这一改造，如果是成熟技术，并不涉及个人成本不等于社会成本的方面（如果不改造，无法取得市场份额也无法灵活出力，亏损的更厉害），不具有提供公共补贴的足够依据。
风电的波动性不是问题，不可预见的波动才是。风电的优先权问题在实际的政策管理与运行体制中还远远没有落实的表现，事实上执行的是火电发电优先与发电权的确认。这一点无疑需要进一步讨论。
破除基荷思维的契机
过去，由于峰谷差不大，基荷在系统中的地位很重要。与此对应的基荷思维具有非常广泛的存在，比如：
对于煤电与气电的经济性比较，基于固定、甚至不同发电小时数的比较，缺乏任何含义。典型的，最高峰的时刻（比如夏季中午傍晚空调用电高峰，冬季傍晚高峰）每年也就几百个小时，这部分需求电量极其有限，但是容量要求非常高。巨大的一次固定资产投资要在有限的时间内摊销，那么这部分投资显然要越小越好，而燃料消耗由于总量小而变得次要，甚至无关紧要。气电的单位千瓦投资成本比煤电更低（大约20%-30%）。
这种情况下，天然气机组，特别是单循环机组（能源效率变得无关紧要），是相比煤电机组成本更低、经济效率更好的选择，尽管天然气的单位能量成本还是比煤高很多。
基于基荷评估长距离输电线路的可行性。这种项目可行性评估往往假定6000甚至更高的小时数。这对于未来更少基荷的系统，无论是在送电端还是用电端，都是极端不现实的假设。
出力不是一条直线就意味着辅助服务。随着可再生能源的日益增多，未来的系统无疑会是一个更少基荷、更频繁的爬坡、更多备用的系统。这一点似乎跟过去存在的“基荷”思维存在本质上的冲突，即使需求永远不会是一条直线，但是似乎只有出力是一条直线才意味着没有辅助服务。
这些问题，无疑需要结合更细致的调度运行数据来得到一个更好的理解。火电的灵活性改造，无疑提供了一个这样的契机。直接的，如果一条直线的出力是最好的话，那么为什么要改造，变得可上可下，快速上下（启停、爬坡、循环等）？
目前，煤电的潜在过剩、在建/规划的数量巨大与可再生能源发展的冲突是一个讨论的热点。从长远看，再多的过剩也会因增长的需求或者亏损退出市场而被消化（目前出台的放开发用电计划，新增机组2017年之后不再享受计划内小时数已经消除了煤电建设的巨大激励，这一点似乎已经不足为虑）。但是，系统的灵活性却无法自动提升，适应风电光伏波动性电源运行与更大份额角色的发展。试点的目标已经确定，基荷思维有望以此为契机尽快扭转，我们有理由报以希望与期待。
