今年以來，國際局勢劇烈動蕩，全球能源危機持續肆虐。危機對世界各國能源結構和電力市場產生深遠影響。
能源結構的變化早已為大眾所熟知。為加速擺脫對俄羅斯天然氣的依賴，歐洲各國紛紛重啟煤電；同時，歐盟委員會公布“REPowerEU”能源計劃，將2030年可再生能源目標從40%提升至45%。
西方國家電力市場的新動向在中國民眾中未能如此博人眼球，但其應對危機的策略及影響卻值得電力市場化改革進程中的中國思考。
西葡：限制氣價
2022年6月8日，歐盟委員會最終批準了西班牙和葡萄牙政府共同制定的應對能源價格上漲的價格限制機制。這一機制規定用于發電的天然氣價格最初將被限制在每兆瓦時40歐元以下，在該機制生效的前12個月內，用于發電的天然氣價格將被限制在50歐元以下。
今年以來，歐洲電價與天然氣價格齊漲。據標普全球普氏的數據，2022年上半年，TTF基準荷蘭天然氣合約均價99歐元/兆瓦時，2021年同期僅為22歐元/兆瓦時。尤其在該限價機制出臺的6月，歐洲天然氣價格呈現高位震蕩后迅速沖高態勢，截至6月30日，TTF主力合約收于144.515歐元/兆瓦時，月環比上漲53.73%，相較2021年6月底的34.62歐元/兆瓦時上漲317.43%。而電價方面，歐盟委員會的數據顯示，與2021年同期相比，2022年一季度西班牙和葡萄牙電力批發價格上漲了411%。
限價機制產生了立竿見影的效果。8月4日葡萄牙媒體報道稱，根據馬德里康普頓斯大學的一項研究，如果沒有最高限價機制，葡萄牙和西班牙的電價將比現在高18%。限價機制使西葡兩國從原來歐洲電價最高的市場變成電價最低的市場。報道刊發時該市場每兆瓦時電價約為 264歐元，僅比限價機制實施前4月1日至6月14日期間的平均價格高出38%。而此時意大利電價396歐元、法國368歐元、比利時304歐元、德國297歐元，分別陡增了70%、76%、72%和73%。
但限價機制也引發巨大爭議。持反對意見者大多對此舉破壞歐洲共同市場表示擔憂。西班牙最大的公用事業公司Iberdrola SA表示，任何價格上限都應適用于整個歐洲，允許其中兩個國家自行采取行動可能會破壞共同市場。歐洲能源貿易商聯合會（EFET）也認為，該限價機制可能切斷西班牙、葡萄牙電力市場與歐洲其他地區的聯系，使歐洲能源市場碎片化。部分業內人士則推測，巨大的電價差可能導致電網互聯的法國與西班牙擴大電力交易。西葡兩國曾主張將跨境交易排除在價格上限之外，即西班牙限制國內電價，與法國之間交換的電價還按照歐洲統一市場價格，但歐盟委員會堅持采用單一定價體系。
另一種觀點則認為，限價機制設定天然氣發電用氣價格上限，扭曲了電力現貨市場的價格信號，對于已經進行套期保值的電力企業和用戶是不公平的。此外，業界還指責此舉影響脫碳進程。
某種意義上說，西葡限價機制與我國去年以來一系列限制電煤價格的舉措相似，都是應對能源短缺的無奈之舉。而電力市場化改革中如何平衡市場調節與政府調控，則是全世界都面臨的一項重大課題。
澳洲：停擺與重啟
2022年6月15日，澳大利亞天然氣和電力市場監管機構——AEMO宣布，從澳大利亞東部標準時間14時05分開始，暫停全國電力市場所有地區的現貨市場。
AEMO運營著新南威爾士州、昆士蘭州、南澳大利亞州、維多利亞和塔斯馬尼亞州的電力市場。而此次事件的主角——澳大利亞國家電力市場（NEM）目前擁有6520萬千瓦的綜合發電能力，覆蓋區域橫跨澳大利亞東部和東南部海岸，距離約5000千米，注冊參與者有504個。
AEMO解釋稱，為了滿足6月14日昆士蘭州和新南威爾士州的電力供需短缺，AEMO被迫“通過直接干預”將未經過投標的500萬千瓦電量投入市場。這樣做雖然設法避免了負荷削減，但“無法再以這種方式可靠地運行現貨市場或電力系統”。面對極端的市場形勢，暫停市場是確保民生和經濟用電可靠性的上策。
此次澳大利亞電力市場停擺由多方因素疊加導致。
部分專家將停擺的直接原因歸結為原有的最高價格上限規定已不符合時代發展需要。大停擺前，電力市場現貨價格的滾動七天數值突破累積價格閾值（Cumulative price threshold，CPT），觸發了管理價格上限（300澳元/兆瓦時）。澳大利亞能源委員會（AEC）首席執行官Sarah McNamara指出，價格上限機制是在1998年創建NEM時設計的，用于管理夏季熱浪等短期事件，最高價格上限已經20多年沒有更新，不適用于持續發展的市場現狀。最高價格上限需要在500澳元/兆瓦時左右，才能確保所有電廠都能覆蓋掉自身的發電成本。煤炭短缺、煤價高企的情況下，電廠通過在用電平段、低谷等時段故意報高發電價格將自己投出電力市場，從而將庫存煤炭留用于用電高峰時期的高價發電，但在價格上限的機制下，這種煤炭配給制度“失靈”。在現行的NERs制度下，在AEMO能夠引導其他發電機組啟動之前，已經投標進入NEM的電廠“必須得到充分利用”，這無意中阻礙了煤炭儲量低的發電機組參與投標。
而從更加宏觀的角度來看，全球能源短缺、現貨價格的風險增加、寒冷潮濕的天氣、電源非計劃性的長期停運，共同導致了此次澳大利亞電力市場停擺。據估計，當時市場上2300萬千瓦的燃煤發電容量中，有25%處于停運狀態。
大停擺發生后，有關部門迅速采取補救措施。6月15日，AEMO推出管理價格上限（APC）補償程序，允許計劃、非計劃發電機組，計劃內網絡服務提供商，計劃內負荷、輔助服務提供商和需求響應服務提供商在提供虧損保護的同時投標進入市場。根據這一補償程序（并將適用于在AEMO暫停價格期間仍出力的發電廠），如果這些當事方在管理價格期間提供能源或其他服務并產生凈損失，則可以要求賠償。
6月22日，鑒于“市場狀況明顯改善”，AEMO啟動了解除國家電力市場暫停的第一步。AEMO表示，雖然燃料供應仍然緊張，超過400萬千瓦的產能已經恢復，市場將在沒有實施價格上限的情況下重啟。AEMO通過謹慎地監測市場情況后，逐步使市場恢復到正常的招標和調度情況。
學者們就澳大利亞電力市場未來發展建言獻策。阿德萊德大學全球資源和食品中心副教授 Liam Wagner提出，未來可能重新考慮市場設計，特別是建立容量補償機制。但容量補償機制將更有利于傳統能源發電，因此與其他發達國家相比，這可能會使澳大利亞的電力排放強度保持在相當高的水平。電力市場與能源轉型會非常坎坷，并且要付出比預想更高的成本。
英國：啟動新電改
2022年7月18日，英國商業、能源和工業戰略部（BEIS）發布了一份電力市場規則的審查報告，旨在應對近期全球能源成本上漲的挑戰，為保障能源安全、促進清潔低碳轉型等提供更有力的機制支持。目前該方案正在開展為期12周的意見征集，英國政府計劃于2022年第四季度就相關意見予以正式反饋。
該報告認為英國當前市場模式在如下幾個方面存在顯著短板，難以適應當下能源電力行業發展：一是現行的差價合約機制未能有效激勵低碳技術創新與調節資源發展；二是容量保障機制無法適應低碳轉型目標；三是邊際定價的機制嚴重影響市場運行效果。
報告提供了到2035年之前英國電力市場改革的初步思路。本輪改革重點包括：
第一，引入區域或節點電價機制。
英國政府提出考慮通過引入節點電價或區域電價機制，解決用戶側成本高昂、位置價格信號缺失等現實問題。但考慮到改革市場定價方式可能引發市場運營成本增加等系列后果，同時顧及與歐洲區域市場等既有安排相銜接等因素，截至目前英國并未就定價方式的具體選擇給出明確方案。
第二，拆分電力批發市場體系。
英國政府提出“市場拆分”方案，將現有市場體系拆分為“波動市場”與“穩定市場”兩類。前者的市場價格由可再生能源等主體的長期邊際成本決定，后者的市場價格繼續由傳統火電機組等市場主體的短期邊際成本決定。
第三，采用“按報價支付”模式替代原有邊際定價機制。
考慮到當前電力批發市場價格受到天然氣價格波動的嚴重影響，英國正計劃考慮采用“按報價支付”（Pay as bid, PAB）模式替代原有的市場邊際定價機制，以促進電力價格與天然氣價格脫鉤，降低電力市場出清價格水平。然而，BEIS也承認采用PAB模式可能會產生抑制靈活資源參與市場積極性、降低投資信號激勵等后果，對于其能否達到降低用戶側用電成本的總體目標，下階段仍需持續開展研究。
第四，優化差價合約機制。
本輪改革中，英國提出在現有差價合約機制中引入更多市場信號。例如，相較于單一固定價格，允許差價合約的價格在一定程度上出現波動，以激勵發電主體優化調節性能、提升系統靈活性等。又如，基于發電主體在容量市場、電能量市場、輔助服務市場等各類市場中的全部收入確定差價合約價格，或通過計算發電主體的潛在發電能力而非實際發電量確定差價合約支付費用等。英國政府表示預計將于未來差價合同第六輪拍賣中針對具體條款廣泛征求意見。
第五，改革容量充裕度機制。
英國計劃調整現有容量充裕度機制，以實現對零碳發電資源、靈活性資源等主體的有效激勵。一方面，或針對零碳資源等單獨開設容量市場，或在現有容量市場中引入多個出清價格（即零碳發電、傳統發電等不同類型市場主體形成不同價格）；另一方面，考慮在容量市場中新增“靈活拍賣”機制，對所有符合靈活性標準的低碳技術開放，或在容量市場結算價格中引入“乘數因子”，以評估低碳靈活技術的貢獻。另外，BEIS也就是否引入戰略備用機制、可靠性期權等進行意見征詢。
思考與建議
全球性的能源短缺為多國電力市場健康運行帶來困難。上述幾大市場所遭遇的問題及其應對措施，給我國電力體制改革與市場建設提供重要參考。
第一，要高度關注一次能源與二次能源的聯動。
當下全球范圍內煤炭、天然氣等一次能源波動引發多國市場持續震蕩，暢通一次能源與二次能源的聯動機制至關重要。具體到我國，一方面應加強對煤炭等一次能源的價格調控，另一方面應加快研究煤電聯動的市場化價格形成機制。
煤電聯動方面，我國電力現貨試點省份進行了一些有益嘗試。實踐表明，在市場化改革中注重一次能源與二次能源的聯動，可以助力電力保供，通過現貨價格反映并影響市場真實供需關系，初步實現源網荷儲協同互動。一方面，現貨市場可以有效傳導上游煤價波動，激勵煤電等各類電源的發電意愿；另一方面，現貨市場可以引導用戶調整用電行為，減小高峰時段用電負荷以降低購電成本。
2021年受煤炭價格高企影響，煤電中長期交易價格與煤炭價格出現倒掛情況，影響煤電企業發電意愿。現貨試點則通過清晰反映供需關系的現貨市場價格，在電力供應緊張時以高電價激勵各類機組主動頂峰發電，提升電力供應能力。
2021年甘肅現貨市場結算試運行期間，現貨價格由5月的274元/兆瓦時攀升至12月的512元/兆瓦時，度電均價達到413元/兆瓦時，較燃煤基準價上漲34.18%。在高電價激勵下，去年5-12月份，甘肅累計實現煤電企業增發電量92.6億千瓦時。
無獨有偶，去年山西現貨市場價格伴隨煤價上漲，發電側出清價格由4月均193元/兆瓦時最大提升到10月均價1115元/兆瓦時，漲幅達477%，充分激發出各類電源的發電保供積極性。8月份全國性電荒時，該省也在保障省內供電的同時，完成臨時跨省跨區增供任務，高峰時段增供電量達10億千瓦時以上。
價格變化促使用戶由“按需用電”轉變為“按價用電”。2022年以來，甘肅電網系統最大用電負荷由晚高峰18-19點向早高峰10-11點轉移，實現了削峰填谷的目的，顯著改善了電網負荷特性。
第二，要重視平衡保供穩價與能源轉型之間的關系。
從上述三大市場情況來看，西葡的限制氣價、澳洲的管理價格上限補償程序都受到外界關于影響脫碳進程的質疑，英國的新電改則指出其現行的差價合約機制和容量保障機制無法適應低碳轉型目標。中國也需要在電力市場建設中重視平衡保供穩價與能源轉型之間的關系。
目前部分電力現貨試點省份開展了一些相應的實踐。山西和甘肅試點連續結算試運行一周年的實踐都證明，現貨市場不僅有利于提升電力供應保障能力，還能有效促進新能源消納。
山西現貨市場將新能源發電優先納入市場出清、優先安排發電空間。在風光充足新能源大發時段，現貨市場價格大幅降低甚至降至下限零電價，激勵火電機組降低發電出力直至零出力，以減少低價段的發電量，將發電空間讓給新能源；低價有效刺激用戶增加負荷，增加了新能源的消納，減少了新能源棄電。2021年4～12月現貨運行期間，共計增加新能源消納電量31.3億千瓦時。2021年在新能源發電量增長68%以上的情況下，仍保持全年利用率在97.7%左右，完成國家下達的新能源消納權重任務。
甘肅則立足新能源裝機容量2897萬千瓦、新能源裝機占比48%的實際情況，在現貨市場機制設計以促進能源轉型為基本原則。煤電、水電、新能源、用戶全部參與，新能源報量報價、用戶報量報價，與煤電同臺競爭，新能源利用低成本價格優勢獲得發電權，促進電力資源在更大范圍內優化配置和高效利用，保障新能源最大化消納。2021年甘肅新能源發電446億千瓦時，利用率96.83%，同比提高1.55個百分點。2021年5月-2022年4月份現貨市場結算運行期間，新能源利用率最高達到98.73%（7月）。
能源結構的變化早已為大眾所熟知。為加速擺脫對俄羅斯天然氣的依賴，歐洲各國紛紛重啟煤電；同時，歐盟委員會公布“REPowerEU”能源計劃，將2030年可再生能源目標從40%提升至45%。
西方國家電力市場的新動向在中國民眾中未能如此博人眼球，但其應對危機的策略及影響卻值得電力市場化改革進程中的中國思考。
西葡：限制氣價
2022年6月8日，歐盟委員會最終批準了西班牙和葡萄牙政府共同制定的應對能源價格上漲的價格限制機制。這一機制規定用于發電的天然氣價格最初將被限制在每兆瓦時40歐元以下，在該機制生效的前12個月內，用于發電的天然氣價格將被限制在50歐元以下。
今年以來，歐洲電價與天然氣價格齊漲。據標普全球普氏的數據，2022年上半年，TTF基準荷蘭天然氣合約均價99歐元/兆瓦時，2021年同期僅為22歐元/兆瓦時。尤其在該限價機制出臺的6月，歐洲天然氣價格呈現高位震蕩后迅速沖高態勢，截至6月30日，TTF主力合約收于144.515歐元/兆瓦時，月環比上漲53.73%，相較2021年6月底的34.62歐元/兆瓦時上漲317.43%。而電價方面，歐盟委員會的數據顯示，與2021年同期相比，2022年一季度西班牙和葡萄牙電力批發價格上漲了411%。
限價機制產生了立竿見影的效果。8月4日葡萄牙媒體報道稱，根據馬德里康普頓斯大學的一項研究，如果沒有最高限價機制，葡萄牙和西班牙的電價將比現在高18%。限價機制使西葡兩國從原來歐洲電價最高的市場變成電價最低的市場。報道刊發時該市場每兆瓦時電價約為 264歐元，僅比限價機制實施前4月1日至6月14日期間的平均價格高出38%。而此時意大利電價396歐元、法國368歐元、比利時304歐元、德國297歐元，分別陡增了70%、76%、72%和73%。
但限價機制也引發巨大爭議。持反對意見者大多對此舉破壞歐洲共同市場表示擔憂。西班牙最大的公用事業公司Iberdrola SA表示，任何價格上限都應適用于整個歐洲，允許其中兩個國家自行采取行動可能會破壞共同市場。歐洲能源貿易商聯合會（EFET）也認為，該限價機制可能切斷西班牙、葡萄牙電力市場與歐洲其他地區的聯系，使歐洲能源市場碎片化。部分業內人士則推測，巨大的電價差可能導致電網互聯的法國與西班牙擴大電力交易。西葡兩國曾主張將跨境交易排除在價格上限之外，即西班牙限制國內電價，與法國之間交換的電價還按照歐洲統一市場價格，但歐盟委員會堅持采用單一定價體系。
另一種觀點則認為，限價機制設定天然氣發電用氣價格上限，扭曲了電力現貨市場的價格信號，對于已經進行套期保值的電力企業和用戶是不公平的。此外，業界還指責此舉影響脫碳進程。
某種意義上說，西葡限價機制與我國去年以來一系列限制電煤價格的舉措相似，都是應對能源短缺的無奈之舉。而電力市場化改革中如何平衡市場調節與政府調控，則是全世界都面臨的一項重大課題。
澳洲：停擺與重啟
2022年6月15日，澳大利亞天然氣和電力市場監管機構——AEMO宣布，從澳大利亞東部標準時間14時05分開始，暫停全國電力市場所有地區的現貨市場。
AEMO運營著新南威爾士州、昆士蘭州、南澳大利亞州、維多利亞和塔斯馬尼亞州的電力市場。而此次事件的主角——澳大利亞國家電力市場（NEM）目前擁有6520萬千瓦的綜合發電能力，覆蓋區域橫跨澳大利亞東部和東南部海岸，距離約5000千米，注冊參與者有504個。
AEMO解釋稱，為了滿足6月14日昆士蘭州和新南威爾士州的電力供需短缺，AEMO被迫“通過直接干預”將未經過投標的500萬千瓦電量投入市場。這樣做雖然設法避免了負荷削減，但“無法再以這種方式可靠地運行現貨市場或電力系統”。面對極端的市場形勢，暫停市場是確保民生和經濟用電可靠性的上策。
此次澳大利亞電力市場停擺由多方因素疊加導致。
部分專家將停擺的直接原因歸結為原有的最高價格上限規定已不符合時代發展需要。大停擺前，電力市場現貨價格的滾動七天數值突破累積價格閾值（Cumulative price threshold，CPT），觸發了管理價格上限（300澳元/兆瓦時）。澳大利亞能源委員會（AEC）首席執行官Sarah McNamara指出，價格上限機制是在1998年創建NEM時設計的，用于管理夏季熱浪等短期事件，最高價格上限已經20多年沒有更新，不適用于持續發展的市場現狀。最高價格上限需要在500澳元/兆瓦時左右，才能確保所有電廠都能覆蓋掉自身的發電成本。煤炭短缺、煤價高企的情況下，電廠通過在用電平段、低谷等時段故意報高發電價格將自己投出電力市場，從而將庫存煤炭留用于用電高峰時期的高價發電，但在價格上限的機制下，這種煤炭配給制度“失靈”。在現行的NERs制度下，在AEMO能夠引導其他發電機組啟動之前，已經投標進入NEM的電廠“必須得到充分利用”，這無意中阻礙了煤炭儲量低的發電機組參與投標。
而從更加宏觀的角度來看，全球能源短缺、現貨價格的風險增加、寒冷潮濕的天氣、電源非計劃性的長期停運，共同導致了此次澳大利亞電力市場停擺。據估計，當時市場上2300萬千瓦的燃煤發電容量中，有25%處于停運狀態。
大停擺發生后，有關部門迅速采取補救措施。6月15日，AEMO推出管理價格上限（APC）補償程序，允許計劃、非計劃發電機組，計劃內網絡服務提供商，計劃內負荷、輔助服務提供商和需求響應服務提供商在提供虧損保護的同時投標進入市場。根據這一補償程序（并將適用于在AEMO暫停價格期間仍出力的發電廠），如果這些當事方在管理價格期間提供能源或其他服務并產生凈損失，則可以要求賠償。
6月22日，鑒于“市場狀況明顯改善”，AEMO啟動了解除國家電力市場暫停的第一步。AEMO表示，雖然燃料供應仍然緊張，超過400萬千瓦的產能已經恢復，市場將在沒有實施價格上限的情況下重啟。AEMO通過謹慎地監測市場情況后，逐步使市場恢復到正常的招標和調度情況。
學者們就澳大利亞電力市場未來發展建言獻策。阿德萊德大學全球資源和食品中心副教授 Liam Wagner提出，未來可能重新考慮市場設計，特別是建立容量補償機制。但容量補償機制將更有利于傳統能源發電，因此與其他發達國家相比，這可能會使澳大利亞的電力排放強度保持在相當高的水平。電力市場與能源轉型會非常坎坷，并且要付出比預想更高的成本。
英國：啟動新電改
2022年7月18日，英國商業、能源和工業戰略部（BEIS）發布了一份電力市場規則的審查報告，旨在應對近期全球能源成本上漲的挑戰，為保障能源安全、促進清潔低碳轉型等提供更有力的機制支持。目前該方案正在開展為期12周的意見征集，英國政府計劃于2022年第四季度就相關意見予以正式反饋。
該報告認為英國當前市場模式在如下幾個方面存在顯著短板，難以適應當下能源電力行業發展：一是現行的差價合約機制未能有效激勵低碳技術創新與調節資源發展；二是容量保障機制無法適應低碳轉型目標；三是邊際定價的機制嚴重影響市場運行效果。
報告提供了到2035年之前英國電力市場改革的初步思路。本輪改革重點包括：
第一，引入區域或節點電價機制。
英國政府提出考慮通過引入節點電價或區域電價機制，解決用戶側成本高昂、位置價格信號缺失等現實問題。但考慮到改革市場定價方式可能引發市場運營成本增加等系列后果，同時顧及與歐洲區域市場等既有安排相銜接等因素，截至目前英國并未就定價方式的具體選擇給出明確方案。
第二，拆分電力批發市場體系。
英國政府提出“市場拆分”方案，將現有市場體系拆分為“波動市場”與“穩定市場”兩類。前者的市場價格由可再生能源等主體的長期邊際成本決定，后者的市場價格繼續由傳統火電機組等市場主體的短期邊際成本決定。
第三，采用“按報價支付”模式替代原有邊際定價機制。
考慮到當前電力批發市場價格受到天然氣價格波動的嚴重影響，英國正計劃考慮采用“按報價支付”（Pay as bid, PAB）模式替代原有的市場邊際定價機制，以促進電力價格與天然氣價格脫鉤，降低電力市場出清價格水平。然而，BEIS也承認采用PAB模式可能會產生抑制靈活資源參與市場積極性、降低投資信號激勵等后果，對于其能否達到降低用戶側用電成本的總體目標，下階段仍需持續開展研究。
第四，優化差價合約機制。
本輪改革中，英國提出在現有差價合約機制中引入更多市場信號。例如，相較于單一固定價格，允許差價合約的價格在一定程度上出現波動，以激勵發電主體優化調節性能、提升系統靈活性等。又如，基于發電主體在容量市場、電能量市場、輔助服務市場等各類市場中的全部收入確定差價合約價格，或通過計算發電主體的潛在發電能力而非實際發電量確定差價合約支付費用等。英國政府表示預計將于未來差價合同第六輪拍賣中針對具體條款廣泛征求意見。
第五，改革容量充裕度機制。
英國計劃調整現有容量充裕度機制，以實現對零碳發電資源、靈活性資源等主體的有效激勵。一方面，或針對零碳資源等單獨開設容量市場，或在現有容量市場中引入多個出清價格（即零碳發電、傳統發電等不同類型市場主體形成不同價格）；另一方面，考慮在容量市場中新增“靈活拍賣”機制，對所有符合靈活性標準的低碳技術開放，或在容量市場結算價格中引入“乘數因子”，以評估低碳靈活技術的貢獻。另外，BEIS也就是否引入戰略備用機制、可靠性期權等進行意見征詢。
思考與建議
全球性的能源短缺為多國電力市場健康運行帶來困難。上述幾大市場所遭遇的問題及其應對措施，給我國電力體制改革與市場建設提供重要參考。
第一，要高度關注一次能源與二次能源的聯動。
當下全球范圍內煤炭、天然氣等一次能源波動引發多國市場持續震蕩，暢通一次能源與二次能源的聯動機制至關重要。具體到我國，一方面應加強對煤炭等一次能源的價格調控，另一方面應加快研究煤電聯動的市場化價格形成機制。
煤電聯動方面，我國電力現貨試點省份進行了一些有益嘗試。實踐表明，在市場化改革中注重一次能源與二次能源的聯動，可以助力電力保供，通過現貨價格反映并影響市場真實供需關系，初步實現源網荷儲協同互動。一方面，現貨市場可以有效傳導上游煤價波動，激勵煤電等各類電源的發電意愿；另一方面，現貨市場可以引導用戶調整用電行為，減小高峰時段用電負荷以降低購電成本。
2021年受煤炭價格高企影響，煤電中長期交易價格與煤炭價格出現倒掛情況，影響煤電企業發電意愿。現貨試點則通過清晰反映供需關系的現貨市場價格，在電力供應緊張時以高電價激勵各類機組主動頂峰發電，提升電力供應能力。
2021年甘肅現貨市場結算試運行期間，現貨價格由5月的274元/兆瓦時攀升至12月的512元/兆瓦時，度電均價達到413元/兆瓦時，較燃煤基準價上漲34.18%。在高電價激勵下，去年5-12月份，甘肅累計實現煤電企業增發電量92.6億千瓦時。
無獨有偶，去年山西現貨市場價格伴隨煤價上漲，發電側出清價格由4月均193元/兆瓦時最大提升到10月均價1115元/兆瓦時，漲幅達477%，充分激發出各類電源的發電保供積極性。8月份全國性電荒時，該省也在保障省內供電的同時，完成臨時跨省跨區增供任務，高峰時段增供電量達10億千瓦時以上。
價格變化促使用戶由“按需用電”轉變為“按價用電”。2022年以來，甘肅電網系統最大用電負荷由晚高峰18-19點向早高峰10-11點轉移，實現了削峰填谷的目的，顯著改善了電網負荷特性。
第二，要重視平衡保供穩價與能源轉型之間的關系。
從上述三大市場情況來看，西葡的限制氣價、澳洲的管理價格上限補償程序都受到外界關于影響脫碳進程的質疑，英國的新電改則指出其現行的差價合約機制和容量保障機制無法適應低碳轉型目標。中國也需要在電力市場建設中重視平衡保供穩價與能源轉型之間的關系。
目前部分電力現貨試點省份開展了一些相應的實踐。山西和甘肅試點連續結算試運行一周年的實踐都證明，現貨市場不僅有利于提升電力供應保障能力，還能有效促進新能源消納。
山西現貨市場將新能源發電優先納入市場出清、優先安排發電空間。在風光充足新能源大發時段，現貨市場價格大幅降低甚至降至下限零電價，激勵火電機組降低發電出力直至零出力，以減少低價段的發電量，將發電空間讓給新能源；低價有效刺激用戶增加負荷，增加了新能源的消納，減少了新能源棄電。2021年4～12月現貨運行期間，共計增加新能源消納電量31.3億千瓦時。2021年在新能源發電量增長68%以上的情況下，仍保持全年利用率在97.7%左右，完成國家下達的新能源消納權重任務。
甘肅則立足新能源裝機容量2897萬千瓦、新能源裝機占比48%的實際情況，在現貨市場機制設計以促進能源轉型為基本原則。煤電、水電、新能源、用戶全部參與，新能源報量報價、用戶報量報價，與煤電同臺競爭，新能源利用低成本價格優勢獲得發電權，促進電力資源在更大范圍內優化配置和高效利用，保障新能源最大化消納。2021年甘肅新能源發電446億千瓦時，利用率96.83%，同比提高1.55個百分點。2021年5月-2022年4月份現貨市場結算運行期間，新能源利用率最高達到98.73%（7月）。
