数字储能网讯：2026年6月2日，国家发展改革委、国家能源局公开《关于在云霄直流开展输电权市场化交易的通知》(发改体改〔2026〕734号，以下简称“734号文”)，明确自2026年6月1日起，按照《云霄直流输电权市场化交易方案（暂行）》（以下简称《方案》），以月度及以内交易起步，在云霄直流通道（闽粤联网工程）开展输电权市场化交易。

2026年4月，闽粤联网公司获得全国首张跨经营区输电类电力业务许可证，为输电权交易试点落地奠定了基础。

在全国电力流向日益复杂、省间交易日益频繁的当下，如何公平、高效地分配或将不时变得稀缺的输电通道容量，提高通道利用效率，已成为深化电力市场化改革必须破解的课题。输电权交易被寄予厚望，这是电力市场中的一种金融或物理合约机制，其核心是通过市场化交易赋予参与者使用特定输电通道的权利或获得相关经济补偿的权利。本文从《方案》出发，系统解析为何选择云霄直流作为“起点”，如何走好输电权交易从理论到实践的下一步。

方案解读

《方案》清晰界定了输电权交易的适用范围，仅限于使用福建、广东两省所释放的云霄直流输电容量开展的跨电网经营区电能量交易，将输电权市场化交易的范围精准框定。

同时，《方案》确立了“计划保底，市场优化”的原则，经云霄直流的优先发电计划，享有通道的优先使用权，保障了基础送电需求和电网安全。福建与广东两省互送的市场化增量交易，可优先使用除优先计划外的富余容量，符合《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》（发改体改〔2025〕915号，以下简称“915号文”）“在保障福建、广东两省利益的前提下，提升输电通道利用效率”的要求。

《方案》设计了与电能量交易周期同步的输电权交易体系，确保电能量交易与通道使用紧密协同。其中月度输电权交易采用集中竞价方式。市场成员在申报电能量交易（双边、挂牌、集中竞价）时，需由购电方同步申报分时段输电权报价。交易机构先基于电能量报价进行预出清，若某时段预出清电力总和超过通道可用容量，则再按输电权报价由高到低排序分配通道，最后一笔成交的报价即为该时段的输电权出清价格。

月内交易按交易批次顺序组织。在同一批次内，闽粤两省间的交易优先使用通道，剩余富余容量再按集中竞价（出清逻辑同月度）方式开展输电权交易，直至容量用尽。

现货交易则采用自动分配方式。现货电能量交易出清后，自动为成交结果分配输电权，其价格为事先设定的报价下限。

以上设计，确保了所有拍得的输电权都对应真实的电能量交易，杜绝了通道资源的空置和浪费。

价格方面，云霄直流输电权报价下限为每小时25.6元/兆瓦，为“915号文”规定的非福建、广东两省之间交易使用闽粤联网（云霄直流）的输电价，上限暂定为每小时100元/兆瓦。

输电权费用全部由购电方承担，并由闽粤联网电力运营有限公司统一收取。收取的费用将按各50%的比例冲抵福建和广东两省原本应承担的通道容量电费。最终，这部分被冲抵的成本将通过省级电网输配电价机制，按月由两省的全体工商业用户分享。

此外，《方案》规定，不同方向的电能量交易均需缴纳输电权费用。除福建、广东两省互济交易需求外，其余省市交易可在月内组织反向交易，但不得改变云霄直流潮流方向。各交易叠加后的最终潮流不得低于云霄直流最小运行功率。

现实需要

“输电权交易”一词最早出现在原国家电监会2005年10月13日发布的《电力市场运营基本规则》的第五章第二十条，具体表述为“电力市场因规避输电阻塞风险的需要，经电力监管机构批准，可以组织开展输电权交易。”

随着国内电力市场建设逐步深入，输电权交易的内涵也逐渐明晰。2022年，国家发展改革委、国家能源局在《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中要求“加快建立市场化的跨省跨区输电权分配和交易机制，最大程度利用跨省跨区富裕通道优化电力资源配置”，进一步明确了输电权交易的内涵。

此前我国已建立基于交易优先级的省间“输电权”分配机制，新型电力系统加速构建与全国统一电力市场深化建设，需要弥补传统计划体制下跨省跨区输电通道规划与使用的固有不足。

之前跨省跨区通道的使用基本遵循“优先保障框架协议、富余能力市场化开放”的原则。各省政府签署的省间送电框架协议构成通道利用的“基本盘”，如果通道有空间、用户有需求、送端有意愿，则可以推进增量交易。

2026年2月11日，国务院办公厅发布的《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号，以下简称“4号文”）提出，合理扩大省间自主市场化送电规模，加强多通道集中优化。

2026年3月6日—31日，来自广西、云南的风电、光伏发电以“点对点”绿电交易形式，输送至上海、江苏、浙江、福建等华东地区，送电量3.14亿千瓦时，创历次跨电网经营区绿电交易规模之最。此次交易采用发电企业直接对售电公司的“点对点”模式，交易的量、价、曲线均由市场主体自主决定。

《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》(发改价格〔2025〕136号)发布之后，可供“电证合一”绿电交易的绿电供应有所减少，华东地区的绿色电力需求存在供应缺口，而南方区域的绿电在叠加跨省跨区输配电费之后仍然具有价格优势，外加国家电网经营区内部分跨省通道占用比率高，共同构成了华东区域的市场主体从南方电网经营区购买绿电的动力。

此前有受访者介绍，交易规则将通道能力作为边界条件事前披露。3月非迎峰度夏、度冬等供应偏紧时段，跨电网经营区与跨省通道相对富余，为优先计划之外的增量绿电交易提供了空间，但在汛前、度夏等用电高峰期，情况则可能不同。

要根本性地提升通道利用效率、为多元化的市场交易提供稳定预期与公平准入，就必须将隐含在电量交易中的通道稀缺价值显性化、商品化。

一位资深业内人士介绍，长期以来，我国跨省跨区电力现货交易在出清逻辑上，已实质具备了容量与电量联合优化的隐式交易特征。此时引入输电权交易，旨在将隐含在电量交易中的通道价值进一步显性化。目前的国际经验表明，输电权的核心价值在于将通道的稀缺性进行经济化表达，从而为交易提供稳定预期。

北京电力交易中心市场部马子明说，输电权交易能够优化省间通道资源利用，并与容量电价制相配合，能够降低总输电费用，最终降低终端用电成本。随着未来输电权交易进一步推广，能够有力支撑统一市场构建和资源大范围优化配置。

为何是云霄直流？

选择云霄直流（闽粤联网工程）作为输电权交易试点，是多重因素共同作用下的结果。

云霄直流是国内首个也是目前唯一一个尝试单一容量电价模式的联网工程。有业内人士认为，这是其肩负探索输电权交易“使命”的重要原因之一。

2025年修订的《跨省跨区专项工程输电价格定价办法》（下称《定价办法》）明确提出，对以输送清洁能源电量为主或以联网功能为主的跨省跨区专项工程，可探索通过两部制或单一容量制形成输电价格，加强全过程监管。业内有观点认为，在推行容量制的同时，引入输电权交易，能够让原本未承担容量电费但使用通道的省份公平分担输电成本，这是保障容量电价机制顺畅运行的重要支撑，也符合我国跨省跨区输配电价的改革方向。

某种程度上说，闽粤联网工程的固定成本，已经由福建和广东的工商业用户“预付费”了。根据2022年10月国家发展改革委发布的《关于闽粤联网工程临时价格的通知》(发改价格〔2022〕1604号)，闽粤联网工程容量电费为2.3亿元/年（折算容量电价为115.0元/千瓦·年，含税），由福建电网、广东电网各分摊50%，并相应纳入当地省级电网输配电价疏导。输送电量不再单独收取费用。其他省市场主体使用闽粤联网工程是采用“补钱”的方式。此前“补钱”是按照每小时 2.56 分/千瓦的“一口价”，而输电权交易试点启动后将形成市场化价格。

“一口价”在起步阶段有其合理性，但面对多样化交易叠加、时段性富余容量波动和频繁的机会性阻塞，会越来越“力不从心”。如果无法动态反映通道在不同时段的稀缺性，可能导致通道紧张时段被占用、空闲时段又缺乏弹性激励利用富余能力。

独特的地理位置与政策定位也使云霄直流成为探索输电权交易的“不二之选”。云霄直流是目前连接国家电网与南方电网经营区、承载跨经营区常态化交易的重要物理通道之一。而输电权交易有望成为跨电网经营区交易的重要机制支撑。

展望未来，有观点认为，输电权交易在大基地外送场景中也较为适用，可以允许用户自主选择低价通道，如在西北送山东多条线路中引入竞价机制。不过，有资深业内人士指出，在跨经营区常态化交易中，中间通道只是其中非常基础的一部分，不宜夸大试点输电权交易在推动跨电网经营区常态化交易中的作用。

前述资深业内人士说：“未来改革方向有可能朝此演进，但对于体量大的跨区通道，短期内难以大面积放开。”

国际镜鉴

在依托云霄直流探索输电权交易机制落地之际，系统审视国际主要电力市场对输电权交易机制的设计，对于我国未来输电权交易机制的完善发展，具有重要价值。

从国外探索经验看，按照结算方式和权利属性，输电权通常分为金融输电权（Financial Transmission Right，简称 FTR）和物理输电权（Physical Transmission Right，简称 PTR）。

金融输电权通过金融支付合同实现，合同的支付取决于电力现货市场的成交结果。当电网在输配电过程中发生阻塞时，金融输电权的拥有者获得经济补偿。物理输电权则指持有者能够在某段时间内，通过输电网络中某一规定的支路或断面输送一定数量的电力的权益，不可以转卖，没有收益权。

在我国输电权交易推进路径上，几乎全部受访者都认为，应先从物理输电权入手，而不是直接推进金融输电权。

金融输电权植根于美国电力市场体系，实质是通过金融手段，用市场化方式回收和处理因阻塞产生的费用。实际购买方主要是大型配电商或州级输配电公司，通常在区域市场内部使用，而非跨区域市场之间。美国区域市场覆盖多个州，各个州又有不同的配电商。各州、各配电商缺乏消除阻塞的动力。

也就是说，美式金融输电权的本质是在输电通道不足的基础条件下，为鼓励市场跨区流动，补偿用户因再调度导致的购电成本提高，同时也起到缓解电网投资压力的作用。“通道不足就是不足，不足已经给用户带来了损失，怎么还能向用户卖产品收钱？”一位业内人士指出。另一位资深人士认为，在全国统一电力市场建设背景下，消除或减少阻塞是基本要求，也就没有必要引入金融产品来解决这一问题了。

还有受访者提到，我国现货市场还没有向用户侧应用节点电价。“如果现货市场的价格信号还不够成熟，金融输电权的结算基础就不牢靠。”再加上输电权交易市场可能吸引量化交易型资本进入，会放大风险。

PJM是全球最早建立金融输电权的电力市场之一，采用拍卖收益权（Auction Revenue Rights，简称ARR）机制。先向负荷服务实体等分配拍卖收益权，拍卖收益权持有人可选择自调度，也可转化为拍卖收入。PJM 金融输电权市场规模大、产品丰富，但其独立市场监测机构指出，拍卖收益权/金融输电权机制并未完全对冲负荷侧实际承担的阻塞成本，尤其是平衡市场阻塞收益纳入不足，导致收入充足性和利益分配问题长期存在。

加州独立系统运营商（California Independent System Operator，CAISO）采用相对简化的阻塞收益权（Congestion Revenue Rights，CRR）机制，不设PJM式拍卖收益权中间层，更多强调将阻塞收益返还给负荷侧用户。2018年7月，CAISO经联邦能源监管委员会批准，收窄阻塞收益权拍卖路径范围，强化其与实际供电交付的关系，以减少金融交易者套利和用户侧损失。不过，CAISO仍面临阻塞收益权收入不足问题。这说明即便在成熟市场中，金融输电权也需要精细的约束建模和结算设计。

多位受访者认为，欧洲物理输电权的路径和中国更加适配。

欧洲跨国联络线曾长期以物理输电权为主，在部分边界采用显式容量拍卖，与各国独立调度体制较为兼容。

近年来，欧洲持续推进市场耦合，并于2022年6月在核心容量计算区域（Core Capacity Calculation Region，Core）上线基于潮流的市场耦合（Flow-Based Market Coupling，FBMC），逐步用更精细的物理电网模型替代传统边境容量核算。部分联络线已从物理输电权向金融输电权等金融化长期输电权过渡，但这一过程建立在市场耦合、透明结算和跨境协调机制逐步成熟的基础上。

马子明认为，应创新适应我国国情、显隐式结合的输电权拍卖方式。针对双边、挂牌等固定通道交易，开展物理输电权显式拍卖，针对多通道集中竞价交易和省间现货交易，电能量出清结果隐式分配物理输电权。我国应创新设计“权电协同、即拍即用”的物理输电权显式拍卖机制，不能照搬国外模式。市场成员达成电量交易意向后，由购电方同步上报分时输电权报价，按照输电权报价由高到低的顺序，决定电能量交易“谁过谁不过”，按照边际出清原则形成输电权价格，所有拍得的输电权均被立即使用，能够提前确定省间交易和平衡边界，有力支撑电力生产组织和电力保供，提高通道利用效率，适应我国能源资源与负荷逆向分布的国情。

此外，基于国外实践经验，多位受访者认为，我国应优先做好中长期和现货市场等基础市场建设，输电权交易机制可研究试点，但不宜推广过快。