然而事实并非如此。分析几个“弃风”的重灾区，可以发现，其传统的煤电机组的利用小时数仍旧高达3500-4000小时，甚至更高，现存电力系统接纳风电的技术潜力(比如调峰深度达到20%以内，利用小时数在1500-2000小时)还远未实现。
这一现象在电力市场环境下是不可想象的。因为风电可以以边际成本低的优势，以零报价上网，在压低市场价格的同时，获得市场份额，优先满足或低或高的电力需求。德国可再生能源大发展的背景下，其传统机组利用率下降严重。2013年夏季，天然气机组出力就因为燃料成本高昂(边际成本高)，其利用率下降了20%，而同期电价也下降了13%，这一传统机组不赚钱的情况已经使得系统维持足够的备用容量都困难。因此探讨建立容量市场(Capacity market) 变得必要(尽管理论上，因为机组可以通过足够高的尖峰负荷时段的“稀缺租金”回收固定资本投资，容量市场并没有因为可再生能源发电而存在的必要)。
而我国目前显然处在另外一个极端上——系统存在过度冗余。原因之一，在于我国调度体系中仍然维持的所有机组“平均上网小时数”的政策，并且省级政府具有巨大的自由量裁权。必须指出的是，风电对传统电源的挤压，这是其技术特点与电力市场设计所决定的。同时，成本低(指的是可变成本，固定部分已经沉没，不体现在决策之中)的排序优先(merit-order)是有效率的市场建设的要求。
2013年弃风的改善，在笔者看来，大部分来自于优化调度、减少线路的阻塞，以及新增的需求。这一优化的潜力在未来仍将是存在的，随着互联的电网基础设施的改进可能会持续改善。但是相比而言，更大的结构性调整在于改变调度的排序规则，模拟市场竞价行为。这需要调峰补偿机制的更良好运行，以及对这一改变的分布式影响(distributional impacts)问题的解决。
比如如果改变调度规则，火电机组的市场份额将受到进一步压缩，甚至有些省份在某些时段会成为一个纯可再生能源电力供应系统，火电完全“沦为”备用。应该讲，这是全局有效率的选择，是基于本地资源禀赋、技术特点以及社会经济形态下的“最优”(socially-optimal)的电源结构的反映，无疑是一个需要努力的方向。
这是机制安排问题，不是风电与传统电源间的所谓利益“分饼”游戏。但是，必须承认，这一政策改变对于火电行业的分布式影响将是非常巨大的，其政治上的可行性存疑。在“最优”无法实现的情况下，业已出现的风电与火电之间的“发电权”交易，相比目前的格局，是一种双方都可以接受的次优选择。
