近年来，国际政治、经济形势瞬息多变——先是欧洲的反移民和“美国优先”政策等民粹主义盛行，国际关系和欧美国内形势动荡不安。随后是2018年美国开启的中美贸易大战，全球贸易秩序大乱。2020年的新冠疫情大流行，各国经济遭受重创。2021年的全球供应链中断，全球通胀加速，能源危机浮现。2022年3月开始的地缘政治冲突和西方对俄罗斯的经济制裁更是火上浇油，进一步加剧了全球能源和粮食危机。刚刚露出复苏曙光的全球经济岌岌可危，经济危机似乎已经迫在眉睫。
能源危机是全球性新通胀的核心，也是电力危机的直接导火索。国际石油、煤炭、天然气和液化天然气价格与2020年底相比，基本上都上涨4倍左右。欧洲天然气价格甚至一度飙涨了超过10倍。
随着能源价格的一路走高，以煤炭和天然气作为主要燃料或边际机组燃料的电力价格也水涨船高。以德国为例，2021年的电力市场批发价格是2020年的三倍，达到创纪录的97欧元/MWh。在美国，批发市场的电价也一路高歌猛进。PJM 2022年第一季度的电价从一年前的53美元/MWh涨到了80美元/MWh ，ICE交易的2023年PJM西部枢纽（West Hub）平均价格已经达到85美元/MWh。新英格兰第一季度的现货市场价格更是从一年前的75美元/MWh涨到了137美元/MWh，几乎翻了一番。
高企的电价既造成了企业的经营困难，也引起了民众的不满。迫于民意的压力，部分欧美国家为所有或部分电力用户提供补贴。欧洲联盟主席冯德莱恩和英国的商业部长科沃腾各自誓言，要对欧洲电力市场和英国电力市场进行根本性的改革，让天然气价格与电力现货价脱钩。但是，一些研究电力市场的学者却对他们的表态持怀疑态度，因为到目前为止还不存在对边际机组定价机制进行重大改革的理论基础。
本文试图厘清目前国外电力市场存在的主要问题、产生的根本原因和应对措施。以期为我国电力现货市场建设提供有益的经验借鉴和决策参考。
国际电力市场的现状与质疑
事实上，在近期发生的高通胀之前，国外电力市场就已经闪现、暴露出了一些问题。
一方面，国际主要电力市场的现行规则，多是20多年前为以煤电为主力电源的电力系统制定的，无法完全适应新能源占比越来越大的市场现状和需求。与传统电源不同，新能源有着高固定成本、低可变成本、波动性大、出力难以预测等特征，电力系统的运行因此变得更加复杂，电力市场的设计也有必要顺势调整。
在北美，页岩气革命带来了低天然气价格，现货市场电价因此整体偏低，电厂的收入越来越依赖于容量市场或稀缺电价；市场主体（尤其是不享受政府补贴的传统电源）参与现货市场的风险明显加大。而市场规则的修改又因为市场主体的思想难以统一，新规则的实施明显滞后于新能源的发展，现货市场中的问题也因此而层出不穷。再加上地方政府的能源政策不一致（比如可再生能源标准、新能源补贴和零排放补贴等），与要求公平竞争的现货市场有原则性矛盾。因此现货市场规则互相冲突，相互制约的情况时有发生。
另一方面，实现低碳化或零碳化电网的目标，又要求更多的新能源更快地融入市场。经过多年的发展，新能源的平均成本已经大为降低，在许多地区，新能源的平均成本已经低于传统电源。但是，因为消纳更高比例新能源需要更大范围联网和更智能的电网、更多的备用/调频服务或爬坡产品、更多的储能设施、更准确的负荷和可再生能源出力预测等等，新能源的快速发展不可避免地增加了电力系统运营的配套和辅助成本。如果电网/电源规划和现货市场设计没有能够更好融合，电力系统整体运营成本增加将会成为必然。
同时，随着全球暖化，极端天气事故频发。许多地方的电网和天然气系统无法承受极端气候的影响，最终导致大范围停电或轮流停电。最著名的事件就是发生在2014年2月美国东北地区和2021年2 月美国得州的极寒天气导致的大范围轮流停电。如何强化电网可靠性，应对极端天气是众多电力市场工作的重中之重。
因此，在2021年之前，电力市场的问题主要是低能量价格造成的现货市场信号缺失、新能源难以预测导致的系统不稳定、能承受极端气候的电网及灾后的复原能力、地方政府的补贴政策与市场设计要求的公平原则矛盾，等等。因此，在2021年之前的几年中，电力市场的改革主要集中在现货价格的形成机制和如何用市场信号来提高系统可靠性，以尽可能低的成本、最大限度地发展和消纳新能源。
近期的大通胀和澳洲电力市场的“暂停”则加深了人们对电力现货市场的疑虑。一方面，尽管许多国家的监管机构已经证明高电价的主要原因是高昂的燃料成本和供需暂时失衡，许多人还是有意无意地将近期的高电价直接归因于电力市场。另一方面，因为电力的独有特性（比如难以储存、必须实时平衡、网络阻塞等等），电力市场设计必然比其他商品市场更为复杂，价格形成机制更加难以为普罗大众所理解。当供需紧张时，某些先天性设计缺陷便会显得更为突出，也必然被人为地放大审视。
专栏1：高涨的电费
高电费在欧洲国家早已是不争的事实。在2022年以前，欧洲的减碳政策已经将电价提高到历史最高水平。以减碳措施最为激进的德国为例（可再生能源占比从2010年的18%增加到2021年的42%），居民电价则从2010年的每度约0.24欧元涨到了2021年的0.32欧元（上涨幅度达34%）。
近期电价的上涨，可以说是一系列问题带来的“完美风暴”。首先是传统电源的燃料成本大幅提高，俄乌战争更是让煤价和天然气价雪上加霜。其次是世界性通胀和供应链中断导致电厂和电网的人工和设备更新成本大大增加。三是由于经济复苏和极端气候（极热或极冷）导致的用电需求增加。四是电力市场通用的边际机组定价规则也进一步加剧了短期电价的上涨。
前三个原因易于理解，也鲜有争论。第四个原因是最易引起误解的一点，可能也是许多人鼓吹减少基荷机组电费的根本原因。如下图所示，当机组依短期边际成本（主要是燃料成本）报价时，电厂报价从低到高排序形成一个系统供给曲线。按燃料成本计算，供给曲线的大概顺序是，第一梯队为风、光、核、径流水资源等低成本基荷机组，第二梯队为煤电机组，第三梯队为燃气机组（包括柴油机等）。抽蓄和电池等储能设施则以赚取高峰和低谷时段价差为目的，其报价为机会成本，通常与燃煤或燃气机组相当。
随着负荷需求的变化，第一、第二或第三梯队的机组都可能制定价格，成为所谓的“边际机组”。在负荷高峰时段，天然气机组通常是边际机组。当天然气价格偏低时，现货市场价格也低，反之就高。正是因为边际机组为整个市场设定了结算价格，支付给风/光/核等基荷机组的价格也与天然气机组相同。因此，随着购买天然气成本的增加，电力市场整体购电成本和终端用户的电价也会增加。
但是，必须指出的是，不能因为可再生能源等基荷机组的边际成本低，就认为不应该支付与燃气机组同样的价格。
首先，在市场经济条件下，市场主体的经济关系发生了实质变化，发电机组的大部分甚至所有投资风险已经从用户转移到了电厂。电厂在某些时段享受了较高的电价，但在其他时段却可能入不敷出，不能因为短时期的高电价而得出新能源机组赚取了不合理利润的结论。更有待商榷的是，前几年当现货市场价格普遍偏低时（尤其是在北美），众多的批评者也说，现货市场价格太低，制约了新能源的发展。
其次，边际机组定价方式与其他定价方式相比，简单明了，市场主体不用对复杂的定价方式进行赌博式博弈，有利于降低市场主体的投资风险。同时，它也有利于新主体的进入，降低现有电厂的市场力，减少操纵价格或场外支付的机会。边际机组定价方式也有助于降低监管成本，并鼓励用户的有效参与。
第三，合理的高现货市场价可以有效地减少对新能源的补贴，吸引更多的新能源或节能技术进入市场，并促使传统电源进行技术改造。
最后，电能量市场和容量市场（或容量费）是耦合的：能量价格越高，容量价格（或容量费）就越低。合理的高现货市场价可以有助于降低电源对容量市场或容量费的依赖。以PJM为例，今年6月份的容量市场成交价就只有去年的1/3，达到近十年来最低水平。近期的高能量市场价可能也是主要原因之一。
为应对高昂的电费，许多地方的居民采取了自救的办法，比如用木材取暖、停用空调等。同时，因应不断增长的民意压力，许多国家采取了不同程度的应对措施。最常见的办法是直接电费补贴，比如英国、意大利、加拿大。有些则只为低收入居民或特定行业提供用电补贴。其次是调降甚至取消能源相关的税赋，包括汽油税、燃气税和与用电相关的货劳税等（如美国和加拿大）。第三是重启煤电机组，比如德国。重启燃煤机组既可以有节约天然气为即将到来的冬天做准备，又可以通过减少对天然气的需求抑制其价格涨幅，间接降低电价。据国际货币基金组织统计，134个国家中有一半以上宣布了至少一种降低能源价格的措施。国际货币基金组织也建议，要尽量将电力和其他燃料成本传导到用户，积极引导用户的用电习惯。其他有针对性的补贴或降低其他费用（比如学费、医疗费和交通费等等）可能比电费补贴更能增进社会福利。
专栏2：新能源发展遇阻
供应链中断和全球化通胀的一个严重后果是新能源发展受阻。供应链中断和全球化通胀终结了可再生能源的低价时代，可能会阻碍和延缓全球减碳进程。据估计，与去年相比，目前北美太阳能板的安装成本已经上涨了至少30%以上，风机成本增加了13%。电池成本也因为锂价高涨而首次增加。许多已经签订的可再生能源合同可能最终无法执行。据咨询公司Rystad Energy估计，原先预测的2023年全球新增太阳能装机容量90兆瓦，其中56% 可能因为成本大增而存在履约风险。
通胀也影响了某些核电厂的正常建设。法国EDF在日前宣布，其承包的英国Hinkley Point核电厂就因为成本超支而必须再次延期到2027年6月交付，理由包括目前的通胀、俄乌冲突和供应链中断。核电厂的延期毫无疑问会影响英国达成零碳电网的进程。
美国对产自中国某些地方的太阳能板实行禁运，则更进一步延缓了该国可再生能源的发展进程。一是产自其他国家的太阳能板成本更高，二是其他国家产能低，交货速度受到限制。美国商务部今年初开始的对来自越南等国的太阳能板的调查更增加了进口商的风险，许多太阳能项目因此被迫取消。有鉴于不断增高的可再生能源成本和进口税风险，美国总统拜登日前签署法令，在调查期间，未来两年来自越南等地的太阳能板的进口税不会受调查结果影响，通过消除进口税的不确定性，鼓励太阳能公司积极拓展业务。
但另一方面，美国FERC去年也取消了对新能源参与容量市场的最低报价规定。新能源因此在容量市场变得更有竞争性。PJM最近的容量市场拍卖结果显示，成交的新能源（主要是核能和太阳能）大量增加，容量市场价格与一年前相比，大降三分之一。减少进入容量市场的障碍，有助于新能源更广泛地参与市场。
有待改进的现货市场规则
1. 回望来路
在过去的二、三十年间，北美电力市场的发展经历了几个重要阶段。在市场化之前，一些地方已经有了交换电力的电力库（Power Pool）。电力库本身不是完整意义的市场，只是众多垂直一体化的电力公司参与横向统一调度，优先调度低成本机组，最终达到降低电力公司整体成本的目的。市场化则将垂直一体化的电力公司分解成各司其责、相互独立的发电、输电和配电公司，也允许独立的售电公司。自90年代末以来，北美市场化大概经历了四个主要发展阶段：
1996-2001：加州是北美的第一个电力市场，规则设计很大程度上是模仿当时的英国电力市场。而北美其他地方则处在刚刚启动、正在设计或还在研究现货市场的阶段。此一时期的电力市场主要是纯能量市场，通常有一个适用于所有市场主体的统一电价或区域电价，外加一个成本补偿机制（目前加拿大阿尔伯塔的市场模式基本上维持了这些原始设计）。
2002-2015：因为市场设计的固有缺陷（比如限价过低导致的“缺失的钱”和高可靠性与短期边际成本定价不协调导致的“缺失的市场”等问题），纯能量市场似乎无法满足可靠性要求的必要的系统容量。因此，许多地方在能量市场以外，新增了一个容量市场。没有容量市场的地方则大大地提高了价格上限（比如美国得州），或者允许运用市场力（加拿大阿尔伯塔省），或通过大量的政府授权合约（如加拿大安大略省）。
同时，各市场为解决实时市场爬坡不足和价格波动过大的问题，采用了前瞻性多时段出清：在多个时段内，按成本最小化原理，提前预留适度爬坡能力以应对未来时段的爬坡需求。
2016-2020：这一时期是北美电力市场经历巨变的时期。首先是页岩气革命带来了低廉的天然气，天然气机组因此大行其道，并逐渐取代了传统的燃煤和核电机组。天然气机组的发电量于2016年首次超过了燃煤发电量，并在随后的几年内快速拉大差距。同时，可再生能源也进入大爆发时期。一是其成本变得更有竞争性，二是来自政府的大量补贴， 三是各级政府简化了可再生能源的环境审查和并网程序，四是许多企业积极购买绿证。因为大量的可再生能源进入市场，现货价格因此偏低，大量燃煤和核电机组随即退役或规划退役，严重影响了电力系统的安全可靠性。因此，地方或联邦政府对传统机组发放了大量的补贴（比如核电的零排放补贴和煤机补贴）。这些补贴反过来又影响了现货市场的正常运行。这一时期，电力市场的改革主要围绕在如何降低补贴对现货市场价格的扭曲、改善稀缺定价机制和改进现货市场设计来消纳大量可再生能源（比如新增爬坡产品、增加备用和调频服务等）。
2021-现在：通胀和能源危机是这一时期的最大特点。因为供应链中断、疫后经济复苏和俄乌战争，一次能源的价格高涨，现货市场的电价也因此水涨船高，严重影响到普通居民的生活水准。改革电力现货市场的呼声随之而起。与欧洲不同，北美很少有人将高电价归因于现货市场。但是，在可见的未来，降低用户电费一定是现货市场改革的主要考量之一。同时，北美市场也会紧密关注欧洲和澳洲发生的电力紧张状况和当地电力市场的演进。
尽管北美现货市场经历了20多年的发展和不断改进，它依然存在着有待解决的几个重要问题。通胀和能源危机有助于缓解其中的部分问题，但也让另外一些问题变得更加复杂。
容量市场缺少鼓励灵活性的机制。北美的容量市场大多数都是20多年前在能量市场开始运行不久后创立的。长期以来，容量市场并不评估提供容量的机组的灵活性。因此，绝大多数容量都来自燃煤或燃气机组（比如联合循环机组），其中许多机组都有一个很高的最小出力水平，能被调度的容量十分有限。而且，许多机组爬坡速度并不高，不足以应对可再生能源带来的净负荷值的快速波动。但是，现货市场价格却能够比较真实地反映灵活性的价值，能源危机带来的一次能源供需不平衡可以进一步凸显灵活性的价值。高且波动性大的现货价可以降低快速机组或双燃料机组所需要的容量收入，从而降低容量市场价格，降低其他灵活性不足机组的竞争性（灵活性不足的机组通常需要更多的容量费来支付其固定成本）。
灵活性资源的实时市场定价功能不够健全。市场对灵活性的需要是近几年的随可再生能源发展而来的，目前还没有放之四海而皆准的定价机制。因此，各地根据自身的实际情况，制定了不同的或大同小异的灵活性保障机制：大多数市场增加了调频服务并增加了市场间交易的频率（从每小时到每15分钟交易，甚至5分钟）或品种（如市场间的协同交易Coordinated Transaction Scheduling），有的开发了实时市场调度时段的爬坡产品（如美国加州和MISO），有的则在必要时增加备用需求（比如加拿大安大略省），有的则正在开发前瞻性多时段爬坡产品（如美国SPP）。英国则增加了惯性服务，以解决新能源无法提供惯性服务的问题。目前，所有北美市场都在研究“混合资源”（hybrid resource）模式，也就是可再生能源机组与储能共存的运行模式，力求解决可再生能源机组无法调度的问题。近期的通胀和供应链中断将进一步增加购买灵活性的成本，部分灵活性服务的开发和应用有可能延后。
电网的复原力能力（resilience）不足以应对极端气候。全球气候变暖导致了极端天气事件频发，对电网和电源的复原能力带来了极大挑战。一是现有的电网无法完全应对冻雨、飓风等天灾，二是多数电厂只适应本地正常气候，无法承受极寒或极热天气，三是极寒也可能导致电厂供煤和供气出现困难。对现有电网和电厂的重大改造都会需要大量投资，尤其是在高通胀的情况下。因此可以预期，短期内电网复原力能力的提升很有可能不再是优先事项之一。
缺乏一个合理的熔断机制。大多数市场的熔断机制是在20多年前设计的，主要是为大停电事故而设计，不包含新形势下的所有情景。在全新形势下，网攻、恐攻、持续高价格、极端气候等都可能妨碍现货市场的正常运行。这样有可能该干预的时候没有干预，但不该干预的时候却干预了，或者干预的方式不合时宜。比如美国得州市场在2021年2月并没有因为持续的超高电价而暂停，导致了许多售电公司破产和用户的天价账单。澳大利亚则由于累计的高电价达到了预先设定的阀值，现货市场的最高现价便从正常情况下的每兆瓦1万5千澳元骤降为300澳元。但300澳元还不足以支付目前高通胀情况下的燃气机组(甚至燃煤机组）的燃料成本。许多发电机组因此便拒绝参与现货市场，导致市场无法出清和潜在的大面积停电风险。作为回应，澳大利亚电力交易中心便不得不暂停市场的运行，人工调度燃煤/燃气机组，以保证电网的安全运行。虽然人工干预很有必要，但如果不是过时的最高限价，澳洲市场的暂停应该可以避免。
2. 电力市场与天然气市场的耦合
电力市场与天然气市场的耦合一直是有待解决的问题，尤其是在北美地区。2014年2月的极寒气候，导致许多天然气机组因为没有天然气或没有输气权而无法按时发电，电力市场和天然气市场的耦合问题才变得异常突出。在随后的几年内，在美国联邦能源监管委员会（FERC）的主导下，多数电力市场将日前市场出清时间提前到天然气市场的日前输气权指定时间（Timely Nomination）之前，让电厂有足够的时间在日前来购买天然气和指定输气权。但是这种时间的耦合并不能解决所有的问题。
首先，是电力系统与天然气的生产和输送相辅相成的问题。发电机组需要稳定的天然气供应，但天然气生产和输送也需要稳定的电力供应（从天然气的提取，到将天然气压缩到储气设施和管道都需要电力供应）。如果天然气系统出了问题，就会影响到电力供应。同样，如果电力供应出了问题，天然气的生产和输送也会中断。美国得州2021年2月大停电的一个重要原因就是极寒气候将天然气井口冻僵，影响到天然气的生产。天然气的减产又影响了天然气机组的发电能力，调度中心又因为天然气机组的供电不足而不得不实施轮流停电，而轮流停电又进一步恶化了天然气的生产能力。一系列的恶性循环最终导致了得州有史以来最严重的停电事故。
其次，电力市场与天然气市场的耦合，问题更加集中于“顺序优化”——是先购买天然气再参与电力市场，还是先参与电力市场再购买天然气。无论如何，天然气机组都承担一定的天然气或电力现货价格风险。在正常情况下，天然气价格在一天之内波动不大，这种风险因此基本可控。但是，当天然气供应紧张时，天然气的价格在一天之内可以有数倍的变动。因此，天然气机组的潜在损失可能相当可观。在2014年冬季，美国某地的一个发电厂就因为天然气价格在几个小时内的暴涨而产生了数百万美元的损失。
能源危机和极端气候可能让电力市场与天然气市场的两个耦合问题更加突出。可以预期，在未来的几年，各级能源监管机构会努力提高天然气生产和输送的可靠性，并优先保障天然气系统的电力供应，避免得州式的恶性循环。
我国电力现货市场的路径分析
我国的电力现货市场刚刚起步，离建立一个稳定、可持续的市场模式还有很多实践的可能性；国外市场目前面临的困难，不应该成为我国电力现货市场建设的阻力。同时，正如国际经验揭示，短视、多变的政策会损害电力市场的长远发展，甚至可能造成不公平竞争和整体社会福利丧失；但不可否认，一些构想可能是超前的、富有创意的，但如何执行，以及能否成功执行还需要多年的理论探索和实践检验。
值得强调的是，尽管国外电力现货市场面临许多问题，但是很少有人认为应该回归到计划体制。欧洲和英国将天然气市场与电力现货市场脱钩的提议，也只是对现有现货市场规则的修改，并不是对现货市场的否定。澳洲现货市场的暂停也只是执行现有市场规则，恰恰说明了现货市场是按原有设计来正常运行。
我国的决策通常考虑长远利益多于短期利益，一旦认定某项政策是攸关国家的长远发展，短期内的噪音也就可以基本排除。以电力市场化改革为例，它是我国的深化体制改革、优化资源配置的重要决策，也是达成碳达峰碳中和的重要手段之一。在一个成熟的市场模式建成之前，我们当然会遇到各种阻力，也会有失误，但市场化的目标是明确的。
总体而言，全球性能源危机为我国的电力市场化改革带来了挑战，也带来了机遇。由于我国的燃煤和燃气机组需要大量来自国外的煤炭和天然气，国际能源危机大大地增加了进口的燃料成本。这些成本最终会转化为现货市场的高电价，增加全社会终端用户的用电成本。但同时，我国也是坐拥新能源装机、产能最大规模的国家，传统机组较高的发电成本，也为我国可再生能源的发展带来了机遇。
国外的经验已经证明，现货市场（尤其是大区域的现货市场）是成本最低的促进新能源消纳的方式，也是北美现货市场近几年不断进化和扩张的主要原因。
建议一：发展和深化现货市场建设
我国现货市场建设时间短，相关制度、机制尚待健全，各种利益盘根错节，而且市场参与主体的市场观念也不成熟；因此，建设现货市场必然要经历较长时期的探索。但是，只要大方向正确，我们不要因为目前短期的能源危机和其他国家现货市场出现的困难而中断我国现货市场的建设，也不能因为质疑的声音，而丧失对市场化的信心，更不应该将他国的不良设计嫁接到我国的现货市场中。
尽管可再生能源快速发展，但是以煤电为支柱的电力系统在我国将持续相当长的一段时间。因此，国外以煤电为主的现货市场设计在我国还有相当的存在价值。可再生能源在许多国外现货市场占比已经很高，而且还在继续增加，比如在德国、新西兰、挪威、加拿大、美国加州和SPP等。这些市场的发展经验为我国现货市场提供了很好的参考借鉴。因此，我们没有必要闭门造车，另起炉灶。缺乏理论基础和实践检验的市场设计很可能以失败告终，试错的成本会远远大于收益。
同时，我国应该继续推动煤电联动机制改革，逐渐放宽到最终取消煤电联动价格浮动范围。尽管发改委于去年底将价格浮动范围扩大到“基准价+上下浮动不超过20%”，当煤价因为国际性能源危机而大幅上涨时，20% 的上浮还不足以让电厂收回燃料成本，直接导致了2021年全国煤电企业史无前例的大亏损。
这种对燃煤电厂限价的方式，本质上是对所有用户无差别补贴，类似于国外政府部门对负荷的补贴。但这既会造成不同电源间造成不公平的竞争局面，同时也不利于电力市场的长远发展。正如国际货币基金组织所言，不实行电费补贴更能引导用户的用电行为。其他形式的补贴更有可能增进整体社会福利。
建议二：现货市场建设要保持适当的前瞻性
电网低碳化、甚至无碳化是全球电力系统发展的大势所趋，我国的电力现货市场设计有必要考量新能源规模和消纳水平不断提高的因素，为新型电力系统的发展提供助力。
从目前已有的大多数市场规则来看，我国的电力市场设计，本质上还是一个以省为单位的小范围出清和结算系统，并没有完全厘清市场主体和跨省交易主体的各种经济关系；很多时候，市场主体的权责不清。同时，新能源的发展和消纳也并非是市场设计的重要考量，部分规则可能会增加新能源的财务风险（比如强制性的带曲线的中长期交易和现货市场的偏差考核），此外，对为新能源消纳提供辅助服务的传统电源而言，补偿不足也会阻碍新能源的消纳（比如缺乏为灵活性资源提供合理补偿），无法以较小成本应对可再生能源的不确定性（比如缺少前瞻性多时段调度和爬坡服务定价机制等），也不利于用户的有效参与（比如缺少有效的需求响应和用户参与的辅助服务机制等）。
从可再生能源渗透率较高的国外市场来看，一个好的市场设计往往有利于减少弃风和弃光率，降低可再生能源的平均成本和消纳成本，并增加电力系统的可靠性。整体来讲，我国的弃风弃光率高于其他国家的一个原因，是输电通道的阻塞；另一个原因，则是我国的现货市场建设是以省为单位、规则不统一，缺少省与省之间的协调机制。而且，跨省输电费也在某些方面间接阻碍了可再生能源的跨省流动。未来，全国统一电力市场建设应该更多考量如何适应不断增加的可再生能源的实际情况。
与此同时，稀缺价格机制是现货市场必不可少的一环，尤其是在可再生能源不断增长的情况下。稀缺价格机制可以解决两个主要问题：一是给调度的场外手段设置一个合理价格（比如备用需求曲线或惩罚性价格），二是允许符合某些条件的机组的最小出力参与制定价格（比如快速启动机组和负荷可以参与定价）。因为满足这两个条件之一的时间并不多，因此稀缺价格存续时间往往很短或者稀缺价格不是很高。而且稀缺价格也不会超过市场设定的价格上限，因此不会对市场的整体价格产生重大影响。但是，稀缺价格有助于鼓励灵活性机组改造和负荷的参与，有助于可再生能源的消纳和电网安全。认为稀缺价格就是造成得州或澳洲式超高价的成因，是对稀缺价格的典型误解。
在能源危机背景下，控制电费增长的有效机制和手段可以有很多。现货市场是发现电能短时间价值的机制，短期价格波动往往很大，全球性的能源危机当然也会进一步推高短期的现货价格。要控制用户电费的增长速度，必须辅以其他手段，比如发用双方或政府授权的长期购电合同，增加市场竞争等等。现货市场设计应该有前瞻性，更多地考虑新型电网的需求，不能也不应该作为电价管控的手段。
建议三：现货市场机制必须有一个合理的熔断机制
能源危机无疑会推高现货市场价——因为煤炭和天然气的高价格和供应链中断，能源危机也会使得电力市场现货价更加波动，短时间的高电价频现。再加上极端天气事件频发，发电机组可能因为极寒或极热天气无法正常发电，燃煤或燃气机组也有可能无法获得足够的燃料，脆弱的电网也可能会造成大面积停电或严重阻塞。如果没有适当的干预，现货市场价可能在高位（有时甚至是超高位）维持较长的一段时间。因此，一个合理的熔断机制可以保护没有购买足够避险电量的用户。同时，熔断机制也可以保护紧急停机的发电厂，因为不能发电，这些电厂必须以高价从市场购买来履行合同电量。
针对不同的情景，熔断机制可以有不同的形式。最常见的是将持续一段时间后的现货市场最高限价降到比较低的水平。待市场供需恢复正常后，熔断机制自动取消，现货价格再依市场供需情况自由波动。通过控制最高限价水平，既可以合理管控发电和用户的财务风险，降低运用市场力对市场造成的损害。当然，其他导致市场熔断的事件还包括但不止于社会动乱、网攻、恐攻、大面积断网、电网被切割成几个孤岛、系统供需紧张到无法运行等等情况。
