国际能源署最新发布的《Electricity Market Design》报告，对欧洲、美国、日本与澳大利亚等主要电力市场进行了系统性评估。报告指出，随着可再生能源占比快速提升、电力需求重新进入增长通道以及系统复杂性上升，电力市场设计已成为影响能源安全、价格稳定与投资效率的核心制度变量。若市场机制调整滞后，系统运行不确定性和总体成本将明显上升。
从运行层面看，短期市场仍然是当前电力系统最稳固的支柱。过去五年，受评估市场供电可靠率普遍高于99.9%。在欧洲，日前市场每小时处理超过40万条报价，价格信号能够有效反映实时供需与网络约束。即便在可再生能源波动性显著上升的背景下，短期市场依然成功协调了调度决策，并维持了系统稳定性。
但报告强调，中长期市场的功能明显滞后于系统转型需求。自2019年以来，多数市场的年度批发电价波动水平达到当年的5至9倍，而远期和期货市场流动性却持续不足，交易高度集中在交割前两年以内。这种结构使投资者难以对资本密集型资产进行长期风险对冲，推高融资成本，并削弱对新建发电、储能和电气化项目的投资信心。
电力购买协议在一定程度上填补了长期定价工具的缺口，但其覆盖面存在明显不均衡。在欧美、日本和澳大利亚，约50%至75%的企业PPA由年收入超过10亿美元的大型企业签署，中小主体参与度有限。同时，“按发电量结算”的PPA在低价或负价时段可能削弱短期市场的调节功能，放大系统运行偏差。报告认为，PPA无法替代一个深度充足、对所有主体开放的长期市场体系。
随着容量机制和低碳支持政策普及，补充性机制已从临时工具转变为结构性安排。例如，澳大利亚国家电力市场过去十年中，98.8%的新增装机依赖不同形式的政府支持。这些机制在保障充足性和推动脱碳方面发挥了关键作用，但若与市场价格信号脱节，可能扭曲调度行为并抬升系统总成本。
报告最后指出，未来电力市场改革的关键不在于推翻既有框架，而在于跨时间尺度的协同演进。短期市场需进一步细化时间和空间粒度，中长期市场亟须提升流动性和风险管理能力，补充机制则必须与价格信号形成合力。在电力需求持续扩张、系统对可靠性依赖不断加深的趋势下，稳定、可预期且协调一致的市场设计，将成为支撑“电力时代”投资与增长的决定性因素。
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