澳大利亚电力供应市场近年来经历了显著的发展和变革。该国的电网由8个州或领地各自的电网组成，其中东部互联是由昆士兰、新南威尔士、维多利亚、塔斯马尼亚以及南澳大利亚州电网通过州际500kV联络线互联组成一个大的电力市场。西澳大利亚州有两个相互独立的电网-西南电网、西北电网，以及北领地区域性电网。
在电力装机容量方面，截至2020年1月，澳洲电力总装机约48GW。随着老旧煤电逐渐退出，以及新能源比例不断增加，澳洲电网目前已经接近新能源接入的上限。出现了部分地区新能源限电的情况。此外，鉴于澳洲大比例的居民光伏，现已出现明显的鸭形需求曲线，即中午光伏发电高峰时，需求下降，早晚在无光或弱光照期间出现用电高峰的现象。
为了应对这些挑战，澳大利亚政府一直致力于推动可再生能源的发展，特别是在太阳能和风能领域。例如，澳大利亚政府在2020年推出了“可再生能源目标”政策，旨在到2030年将可再生能源在电力结构中的比例提高到33%。此外，澳大利亚还在积极推动储能技术的发展，以解决可再生能源的间歇性问题。然而，尽管可再生能源的发展势头强劲，但化石燃料仍然占据主导地位。据AEMO的数据，2020年澳大利亚的电力生产中，煤炭和天然气分别占据了66%和18%的份额。这表明，尽管澳大利亚在推进清洁能源方面取得了一定的进展，但仍然面临着巨大的挑战。
在电力市场交易机制方面，澳洲电力现货市场主要由发电商、电网营运商、配网、零售商、分销商以及终端用户组成。电力公司根据自身的发电能力参与到电网的电力供应中，根据自身的成本向电网营运机构提前申报24小时(4:00-第二天4:00)以每5分钟为一个间隔的电量及相应价格。营运机构AEMO根据实时电力需求与各个发电商的报价及电量进行匹配，以30分钟实际成交的平均值为实际结算价格。目前现货价格的上限为A$14700/MWh，下限为-A$1000MWh。自作者关注澳洲电力市场以来，已经多次发生现货实际交易价格达最高限价（MPC）的情况，这给中小零售公司带来了很大的营运风险。
除了实时交易的现货市场，澳洲还有零售公司签订的电力合约（PPA）、大型企业直供电协议（RESA）以及政府为发展新能源而签订的电力价格差价担保合约（CFD）。其中大型企业的合同称为RESA，其分成两部分，一部分为与发电商签订的直接供电协议，另外一部分为与电力零售公司签证的协议，与电力公司签订的协议主要是为发电商无法满足企业用电时由电力零售公司为企业提供不足部分。政府合约（GPA）一般为CFD，政府通过市场竞标的方式决定中标价。中标者政府将按照其中标价给予价格担保。即当市场现货价格高于中标价部分需要返回给政府；低于中标价时，政府给予补偿。
在零售市场风险控制方面，澳洲目前最大的四个电力零售公司分别为AGL、Origin、Energy Australia和Alinta energy。其中Energy Australia为香港中电独资企业，而Alinta energy则为周大福所有。四大零售公司均有自己的发电资产被称为gentailer。从风险角度看Gentailer是风险最小的模式，具有自然的风险对冲机制。而中小零售公司由于实力有限，不具备拥有自己的发电资产，需要与发电商签订中长期的电力合约以便能够覆盖期预期的部分电力需求，不足部分则向现货市场购买，因此，当气候突然变化需求猛增时，中小零售公司将面临市场价格骤升的极端情况，会有亏损甚至破产的风险。因此也就有了电力市场的期货套期对冲合约，以及相应的保险机制。
面对日益严峻的市场，零售公司能否拥有稳定可靠的电力供应，尽量减少暴露于现货市场对于中小零售公司的发展将是至关重要的一环。而对于发电商，尤其是新能源发电商，在市场现货价格屡创新低的情况下，如何能够为项目提供稳定可靠的现金流也将是能否走出困境的关键因素。因此，在风险上具备天然合作优势的中小零售公司与新能源发电企业如何走到一起将是考验双方智慧的时刻。今后市场上将会看到一些新能源企业与中小零售公司抱团合作的情况，以其换取增加双方资产价值。对于双方的合作将是1+1大于2的双赢局面。
总的来说，澳大利亚电力供应市场正处于一个转型期，既有挑战也有机遇。如果能够有效地利用其丰富的自然资源，如阳光和风力，以及通过科技创新解决可再生能源的间歇性问题，那么澳大利亚有望在未来几十年内实现能源结构的绿色转型。
