由于风电与光伏在市场中的份额还相对较低（<15%）,持续负荷曲线的性质改变还相对比较小，系统仍旧存在相当数量的基荷发电，也就是全年都可以运行的机组。在1年的大部分时段，市场的价格都是煤电厂的边际成本（也就是煤电厂是边际电厂）（图3），只有1100小时左右是天然气联合循环与单循环成为边际电厂，市场价格上升1-2倍。
在个别时段（几十个小时），系统处于价格暴涨的阶段，总的发电负荷要小于总需求，价格上涨到系统设定的最大电价水平（7元/度左右）。此时，切除负荷变成了最合理的选择。
全年来看，市场的平均价格是230元/MWh，这大大低于目前大部分省市的标杆电价水平，显示了在电力过剩背景下相比市场形成价格与形成理性未来预期的仍旧虚高的标杆电价水平。
在2020年可再生能源8%左右的市场份额下，在大部分时段可再生能源（特别是风电）由于与电力需求之间的不匹配，呈现其收益小于其他可控电源的情况。
平均来看，相对于2020年230元/MWh左右的市场平均价格，风电的市场价值要低9%，光伏要低5%。光伏在最初进入市场时，其出力特性与需求特性相对一致，但是它将很快使得中午左右的用电高峰彻底消失，而改变整个电力价格曲线的时间分布，自身的价值相比风电也将随着份额增加更加迅速地下降。
基于其他条件相同（所谓all others equal)的2020年情景下，风电的份额如果从6%上升到15%，其系统价值将进一步下降为市场平均水平的85%。
▷煤电冗余的影响◁
随着可再生能源进入系统份额的增加，煤电等化石能源的利用率水平都随着剩余负荷曲线的变化而减少。这意味着在系统成本最小化的要求下，大规模的发电类型将越来越失去竞争力（资本摊薄的机会在逐渐减少）。这体现在最优结构中，即使负荷在增加，但是随着风电、太阳能份额的增加，“应该”增加的煤电份额是越来越少的（如果目前的煤电份额已经超出了最优份额，那么需要减少的程度更多）。图4对此以风电份额从5%增长到15%做了说明。
但是，必须指出，目前中国有超过2亿千瓦，甚至更多的煤电机组已经核准、在建或者接近完成。这在短期内将提升中国煤电的总体装机容量至10亿千瓦以上。这部分机组将是系统的“冗余容量”，他们如果参与市场竞争，获得市场份额，将对其本身及其他机组的利用小时数产生明显的影响。煤电的小时数，将在很大程度上实现不了“最优结构”状态下的利用水平。
▷公共政策视角应该更关注的范畴◁
公共政策的视角，应该更关注那些影响系统全社会成本最小化的方面，比如平均大锅饭的市场份额划定，缺乏有效竞争机制等；而不是私人成本严格等于社会成本的方面，比如所谓煤电总量过剩的问题。总量过剩的成本是分散到每一个独立市场参与者上的，消费者往往还能从总量过剩中得到好处。这不应该是公共政策需要操心的范畴。
