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2026年6月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《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（以下称《通知》），明确自6月1日起按照《云霄直流输电权市场化交易方案（暂行）》在云霄直流通道正式开展输电权市场化交易，标志着我国电力市场化改革在输电资源配置领域迈出的关键一步。云霄直流（即闽粤联网工程中的高压直流输电通道）作为国家电网与南方电网之间首条跨省“纯互济”模式工程，位于福建省漳州市云霄县，总投资32亿元，额定容量200万千瓦，于2022年9月末建成投产。工程建成之初，采用单一容量电价机制，全年固定容量电费2.3亿元，由福建、广东两省电网各分摊50%，纳入当地输配电价疏导。通道的物理建成固然实现了两大电网之间的“硬联通”，解决了“有没有路”的问题，但如何让这条“路”用得高效、公平，却成为后续运营中不可回避的课题。
云霄直流投运后面临的运营困境，集中折射出跨区输电通道资源配置中长期存在的体制性障碍。云霄直流通道采用“一口价”式的固定费率定价，用电高峰时段通道争抢激烈，低谷期富余容量却白白浪费。长期以来，我国省间现货、绿电、辅助服务等市场交易的对象都是电能量本身，输电容量主要依靠计划手段和调度指令配置，收益主要依靠固定过网费，既没有形成独立的价格信号，也缺乏市场化竞争机制，输电通道的时段稀缺价值难以充分体现。从现实情况来看，国家电网与南方电网虽通过闽粤联网等工程实现了物理相连，却因市场模式、交易规则、技术标准不尽相同，形成了实质上的“市场分割”，导致跨电网经营区输电通道利用率不足。当通道容量成为稀缺资源时，究竟由谁使用、怎样使用、按什么价格使用，这些问题在计划主导的配置模式下始终难以得到有效回答。
在次背景下，国家发展改革委、国家能源局出台的《通知》旨在以市场化手段破解输电通道资源配置困局，是健全适应新型能源体系的市场和价格机制的重要改革探索，对完善全国统一电力市场体系、促进跨电网经营区常态化交易、提升电力系统互补互济和安全韧性水平具有重要意义。然而，输电权交易对于我国电力市场而言尚属新生事物。如何设计适应国情的交易机制？如何借鉴国际成熟经验？云霄直流的探索将如何影响全国统一电力市场建设？本文将从输电权交易的基本逻辑出发，剖析云霄直流输电权市场化交易的制度设计与创新，总结典型发展经验的启示，以期为全国统一电力市场体系建设提供参考。
输电权交易的理论逻辑与制度内涵
输电容量作为电力系统中的稀缺资源，应当以何种方式定价、分配和交易一直是电力工业市场化改革过程中一个长期未被妥善解决的理论命题。传统模式下，输电通道被定位为准公共物品，使用优先次序由行政计划决定，容量成本通过固定过网费回收，价格信号难以反映时空维度的真实稀缺程度。随着电力市场交易品种日益丰富、跨省区电力流动规模持续扩大，输电容量与电能量在配置机制上的“两张皮”矛盾日益尖锐，电能量可在市场上竞价成交，运送电能的通道却在计划轨道上运行。因此，输电权作为电力市场中为协调跨区域电能交易、规避网络阻塞风险而设计的重要机制应运而生。
从概念界定看，输电权是对输电线路传输容量的使用权，当发电企业跨区域输送电力时须使用输电线路，而每条线路的输送容量存在物理上限，输电权实质上就是使用该输电容量的权利。根据权利内涵与实现方式的不同，国际通行的分类框架将输电权分为物理输电权与金融输电权两类。物理输电权赋予持有者在特定时段内实际使用固定输电通道的权利，本质是输电容量的物理优先使用权；金融输电权则不赋予物理输送权利，而是通过金融合同锁定节点电价差，持有者在发生输电阻塞时可获得经济补偿，结算依附于电力现货市场的节点边际电价（LMP）。从功能定位看，物理输电权侧重于通道使用秩序的确立，金融输电权则更聚焦于阻塞盈余的分配与价格风险的对冲。两类输电权的分化，折射出输电资源配置中“实物分配”与“金融工具”两条并行轨道：前者解决“谁能用路”的物理排他性问题，后者解决“阻塞成本由谁承担”的经济分摊性问题。过去二十年间，随着节点电价机制在欧美电力市场的广泛采用，金融输电权因其灵活高效、与电网物理运营适度分离的特点而逐渐占据主流。物理输电权则在特定场景下仍有其不可替代的应用价值，尤其适用于跨国互联电网中需要明确物理使用优先级的场景。
从经济学理论视角来看，输电权交易的本质在于将输电容量从电网运营的附属要素提升为独立的可交易商品，并借助价格机制实现稀缺资源的有效配置。经济学原理表明，当一种资源的供给刚性而需求具有时间和空间上的波动性时，市场价格便成为揭示稀缺程度、引导资源流向的有效信号。输电通道的容量物理极限由工程建设规模决定，短期供给缺乏弹性，而需求则随发电出力、负荷水平和跨区供需态势实时变化。在古典经济学的框架下，帕累托最优要求资源配置使得任何资源的边际收益在用途之间趋于一致，当通道容量的边际价值在不同时段、不同方向上出现显著差异时，就存在通过价格调整实现社会福利改进的空间。输电权市场正是通过拍卖机制将稀缺的通道容量分配给边际支付意愿最高的使用者，从而在给定通道物理约束的前提下实现社会福利的最大化。进一步地，输电权市场与电能量市场的协同运营，有助于两类市场分别完成“价格发现”和“容量分配”的功能分工，形成资源优化配置的合力。
从云霄直流输电权市场化交易的方案设计来看，该通道采用“优先保障、市场竞价”的输电权配置原则，经云霄直流的国家优先发电计划和福建、广东两省互送增量交易享有优先使用权，其余跨经营区市场化增量交易须通过集中竞价方式购买输电权。在容量释放层面，方案设计了“季度释放”和“月度全释”的动态释放机制，两省每季度前至少释放50%富余容量，并在月度交易前全部向市场释放，确保通道容量从地方预留向市场开放的制度化过渡。在价格形成层面，输电权报价下限按通道准许收入和规划利用小时数折算确定为25.6元/兆瓦时，报价上限暂定100元/兆瓦时，通道不阻塞时按下限成交，阻塞时按报价高低竞争出清。在收益归属层面，输电权费用收入全额冲抵两省容量电费，实现了输电通道价值向容量支付方的合理回流，且交易产生的输电权收益按月清算并向全体工商业用户分享，成本节约红利最终传导至最终用户。
云霄直流所探索的物理输电权模式，是在坚守电网安全优先、保障存量送电需求的前提下，率先在通道富余容量上开辟市场化配置的空间，体现出“存量计划保障、增量市场竞争”的制度渐进路径。目前云霄直流开展的物理输电权交易尚处于试运行阶段，金融输电权所承载的阻塞盈余分配与远期价格发现功能尚未纳入制度视野。
国外输电权市场发展经验
梳理国际电力市场化演进脉络可以发现，输电权制度的发育程度与电力市场本身的成熟度高度正相关。电力市场设计上走在前列的国家和地区，输电容量配置机制均是市场体系中的基础性构件。从北美到欧洲，从南美到澳洲，输电权的制度形态虽各有侧重，但内在逻辑却高度一致，即将稀缺的输电通道容量纳入市场化轨道，借助价格信号实现资源的优化配置。在众多国家中，美国PJM市场和北欧市场的输电权制度最具典型性与参照价值，分别代表了金融输电权与物理输电权两种主流模式实践典范。
PJM互联电网（PJM Interconnection）运行着世界上规模最大、运行时间最长的金融输电权（Financial Transmission Right，FTR）市场。PJM覆盖美国13个州及哥伦比亚特区，服务人口超过6500万，装机容量约18.5万兆瓦，输电权制度自1999年4月建立以来，已经过二十余年的持续优化与迭代。PJM输电权制度的精髓在于金融输电权与节点边际电价（LMP）机制的深度耦合。在PJM的日前市场和实时市场中，节点电价已经内在地反映了输电网络阻塞的信息，当节点间电价出现差异时，差异本身便是阻塞成本的量化体现。FTR是一种点对点的金融工具，其持有者被赋予收取节点间电价差额收益的权利：如果某市场主体持有从节点A到节点B、容量为Q兆瓦的FTR，且当日节点B电价比节点A高出△P元/兆瓦时，则持有者可获得△P×Q元的阻塞收益补偿。这种制度安排下，FTR与输电通道的物理使用完全分离，FTR持有者并不必然获得物理输电的权利，而是通过金融结算锁定阻塞价格，实现对节点电价波动风险的对冲。PJM还设计了拍卖收益权（Auction Revenue Right，ARR）作为FTR的上层制度安排，每年将输电权以ARR的形式免费分配给用户，用户可以选择保留ARR以获得FTR拍卖收益，也可以将ARR转化为点对点FTR以直接参与市场。ARR的设计兼顾了输电成本的公平分摊与市场效率的充分释放，一方面输电费用由全体用户支付，输电权优先分配给用户符合公平原则，另一方面用户可根据自身需求在保留与转化之间自主选择。为确保FTR拍卖结果与电网物理容量的可实现性相匹配，PJM还建立了“同时可行性”检验机制，所拍卖的FTR容量组合必须能够在统一的电网潮流模型中同时满足各输电断面的物理约束。以上设计有效防止了过度拍卖导致的权利虚置问题。从运行效果看，PJM的FTR制度成功实现了为市场参与者提供阻塞价格风险的对冲工具，为输电通道的使用提供高效的价格信号，将阻塞盈余有序返还给输电费用支付者三大功能目标。
与PJM将输电权金融化的路径不同，北欧电力交易所（Nord Pool）采用分区定价（zonal pricing）模式将物理阻塞管理内嵌于市场机制中。北欧四国（挪威、瑞典、芬兰、丹麦）以及后来的波罗的海三国，统一在Nord Pool平台上进行日前交易。当电网存在阻塞约束时，Nord Pool将市场划分为若干价格区域，区域内电价统一，区域间电价自然分异，电价差异本身便反映了阻塞的程度与方向。瑞典的实践尤其具有启发性。2011年之前，瑞典输电系统运营商Svenska kraftnät曾采取限制跨境交易容量的方式应对国内输电瓶颈，但这一做法因歧视外国发电商而被欧盟判定违反竞争规则。此后瑞典将全国划分为SE1至SE4共四个电力投标区域，北部电价低廉、南部电价偏高，清晰地反映了瑞典南北潮流方向与阻塞现实。在分区定价之外，北欧系统运营商还采用“反向潮流法”（counter flow method）作为纾解阻塞的运营工具，当某一区域存在阻塞时，系统操作者要求阻塞上游区域的发电机组降低出力，同时要求下游区域的机组增加出力，以反向潮流的方式缓解输电瓶颈。值得注意的是，北欧在输电容量分配上并未将输电权金融化为独立的可交易品种，而是采用了“显式拍卖”（explicit auction）方法，不同国家的市场主体在跨境输电容量释放时参与拍卖，获得跨境输电的物理使用权。这种物理输电权模式尽管不如PJM的金融输电权那样灵活，但在保障电网安全、简化市场结构、降低参与门槛等方面具有独特优势。北欧模式之所以能够成功，与其电网结构的内在特征密切相关，北欧电网以远距离输电为主，阻塞界面相对清晰，区域间潮流方向稳定，这就为分区定价提供了天然的物理基础。
对比PJM与北欧两种模式，可以发现二者虽然在制度设计上存在根本差异，但在若干共同原则比较类似。其一，输电容量定价必须独立于电能量定价。 两种模式的制度起点都是将输电容量的时空价值从电能量价格中分离出来，避免“打包定价”遮蔽阻塞成本的信号功能。其二，阻塞盈余必须合理返还。 PJM通过ARR机制将阻塞盈余返还给用户，北欧通过阻塞租金在区域内分配或用于降低系统使用费，确保了输电资源的公共属性不被市场化所侵蚀。其三，制度设计必须与市场体系配套。 PJM的FTR制度建立于LMP节点电价体系之上，北欧的分区定价则与区域市场结构高度适配，脱离市场体系的输电权制度如同空中楼阁，难以落地运行。其四，制度演进具有路径依赖性。PJM的FTR制度经历了从年度拍卖到多品种交易、从责任型FTR到期权型FTR、从单一通道到全网优化的持续迭代过程；北欧的分区边界也根据电网变化动态调整。
PJM模式在于输电权的金融化，输电权不再是通向物理通道的“钥匙”，而是一份锁定价差的金融合约。这种设计将阻塞风险从电力交易中剥离出来，交由专业的金融投资者和风险对冲机构处理，极大地提升了市场流动性与价格发现效率。但PJM模式的运行高度依赖LMP节点电价体系，要求电网节点数据实时更新、系统运营商具备强大的潮流计算能力，对市场参与者的专业技术水平也提出了较高要求。北欧模式特点是输电权的分区内嵌，将物理阻塞转化为区域边界，以分区电价差异替代独立的输电权交易市场，在制度简洁性上具有显著优势，但前提是电网阻塞界面清晰稳定、区内阻塞较少，否则分区边界将频繁调整，增加市场参与者的不确定性。
表 PJM（美国）、北欧模式与云霄模式对比
与上述两种模式相比，云霄模式具有出鲜明的过渡性与本土适配性。第一，在制度起点上，云霄模式没有推翻原有的容量电价机制，而是在保留存量优先保障的前提下，将富余容量推向市场化竞价。这种“不动存量、激活增量”的设计，最大限度地降低了改革阻力，保障了原有市场主体的合理预期。第二，在定价区间上，云霄模式设定了25.6元/兆瓦时的价格下限与100元/兆瓦时的价格上限。价格下限的设定参考了通道准许收入与规划利用小时数，确保了输电权定价不至于低于成本；价格上限则防止了市场势力滥用导致的极端出清价格，兼顾了效率与公平。第三，在收益分配上，云霄模式将输电权收入全额冲抵两省容量电费并最终向用户分享，这与PJM的ARR理念和北欧的阻塞租金返还逻辑一脉相承，体现了输电资源的公共属性。第四，在品种结构上，云霄模式目前仅开展月度物理输电权交易，尚未推出年度及更长期限的金融输电权品种，也未建立远期价格发现与风险对冲的功能模块。
云霄直流输电权市场化交易的方案设计已经完成了我国输电权制度从无到有的历史性跨越，动态释放机制解决了通道容量从计划预留向市场开放的制度过渡问题，价格上下限设计实现了稀缺租金的合理发现与区间控制，“存量保障、增量竞争”的渐进路径兼顾了存量用户的既得利益与新进市场主体的竞争空间。但从国际经验的来看，云霄方案还存在两个尚未涉及的制度安排：一是远期金融输电权机制的缺失，目前交易品种仅覆盖月度物理输电权，尚未建立起年度乃至更长期限的金融性输电权市场；二是阻塞盈余合理分配机制有待配套完善。云霄直流输电权交易产生的收益目前全额冲抵两省容量电费，这一安排解决了“从何处来”的问题，但对于“往何处去”的分配规则，即输电权收益是否应向用户分享、是否应成为全网输电成本降低的来源，尚需在后续制度演进中进一步明确。
国外输电权市场化发展对我国启示与展望
云霄直流输电权市场化交易的启动，标志着我国跨省跨区输电通道资源配置从单一计划模式迈入计划与市场双轨并行的新阶段。从云霄单点突破到全国统一电力市场体系下的输电权制度构建，尚有大量理论与实践课题亟待破解，PJM与北欧典型经验对我国输电权市场化建设的有以下启示。
第一，坚持“存量保障、增量竞争”的渐进路径，以物理输电权为制度起点稳妥推进。电力体制改革的历史经验反复证明，激进的市场化设计往往会因触动既有利益格局过深而遭遇强大阻力。云霄模式的最大启示在于找到了一个“帕累托改进”的制度切口，即不触动现有的国家优先发电计划和省间互送增量交易的优先使用权，仅在富余容量上引入竞争机制。从“零和博弈”转向“增量分享”，参与各方均可从通道利用率提升和阻塞租金合理分配中获得收益增量。从长远看，物理输电权应作为中国输电权市场的基本制度底座，在条件成熟的跨省区通道上逐步推开。现阶段不宜急于引入PJM式的纯金融输电权制度，因为我国大多数省间通道仍处于节点电价体系尚未健全、现货市场覆盖面有限、市场参与者风险识别能力不足的阶段，贸然推出金融输电权可能引发投机风险与结算纠纷。未来应以云霄直流为样板，在更多跨省区通道上复制“优先保障”为主、“市场竞价”为辅的物理输电权模式，逐步积累运行经验与市场数据，待现货市场成熟、节点电价信号可信后，再择机推出金融输电权品种。
第二，加快推进节点边际电价（LMP）体系建设，为输电权定价提供可靠的价格基准。PJM的FTR制度之所以能够高效运转，根本原因在于LMP机制已经将输电阻塞的成本信息内化于节点电价之中。FTR的本质是对节点间价差的金融锁定，没有LMP就没有FTR的定价基准。当前，我国电力现货市场建设虽已取得长足进展，但省间现货市场仍以分区定价为主，节点电价体系尚未全面建立。这直接制约了输电权从物理形态向金融形态的演进能力。输电权金融化必须以LMP体系为前提条件，反之则会导致价格信号失真、结算依据缺失。在推进全国统一电力市场建设的过程中，应优先在跨省区输电通道两端的受端和送端节点建立节点电价机制，逐步细化电价分区粒度，为输电权市场的多层次发展奠定技术基础。国家电网和南方电网应联合开展跨经营区节点电价建模研究，统一节点定义标准与数据交换协议，消除两大电网之间因技术标准差异造成的“信号断点”。
第三，建立健全输电权收益分配的长效机制，保障阻塞盈余的公平合理返还。从国际经验来看，无论PJM的ARR机制还是北欧的阻塞租金分配体系，都将“输电权收益取之于网、用之于用户”作为基本原则。云霄方案明确输电权收入全额冲抵两省容量电费并向用户分享，在方向上与上述原则高度一致。但问题在于，目前全国多数跨省区输电通道仍采用单一容量电价或单一电量电价模式，其收入流入电网企业输配电价平衡账户，并未建立独立记账、专项分享的机制。随着输电权交易品种增多、交易频次提高，阻塞盈余规模将逐步扩大，如何建立公开透明、公平合理的分配规则，将成为一个必须正视的制度命题。应在总结云霄直流试点经验的基础上，探索跨省区输电通道阻塞盈余分配管理方法，主要可聚焦以下方面：一是在成本端，输电权收入应当优先用于冲抵输电通道的准许收入，减轻终端用户的输电成本负担；二是在价格端，阻塞盈余的分配方案应当与输配电价核定周期挂钩，每年向社会公布收支明细，接受第三方审计；三是在受益端，应当坚持“谁支付、谁受益”的原则，将输电权收益向全体工商业用户或居民用户公平返还，避免形成新的利益倾斜。
第四，将输电权市场化交易纳入全国统一电力市场体系统筹设计，避免“通道孤岛”与“制度碎片”。当前云霄直流开展的输电权交易具有明确的“试点”属性，在一条通道上先行先试，积累经验。但如果输电权制度的推广停留在“一通道一方案”的碎片化格局中，将难以形成全国统一、协调互通的输电容量配置体系。目前国家电网已累计建成42项特高压工程，跨省跨区输电能力达到3.7亿千瓦，南方电网也搭建了“八交十一直“19条特高压输电通道，西电东送输电能力达到5800亿千瓦时，但从实际运行来看，部分通道仍存在类似云霄直流的利用效率问题。未来输电权制度的设计，应当坚持“顶层设计统一、通道实施灵活”的原则，国家层面制定输电权交易的基本规则框架，明确输电权的定义分类、定价方法、收益归属等核心要素；各通道运营机构在不违背统一规则的前提下，根据通道物理特性和市场环境灵活确定容量释放比例、交易周期与竞价方式。输电权市场与电能量市场、辅助服务市场、容量市场之间存在着复杂的耦合关系，一项输电权交易决策可能同时影响多个市场的出清结果，因此，可在区域电力市场试点中率先开展“多市场联合出清”的机制设计，将输电权、电能量与备用容量的竞价过程在统一平台上协同完成，避免因市场分割导致的效率损失。
