数字储能网讯：
打通能源流动市场化通途
——我国输电权市场建设稳步纵深推进
6月1日，随着云霄直流（闽粤联网工程）输电权市场化交易正式开市，国家电网、南方电网两大经营区之间，迎来全国首个常态化、规范化跨电网输电权交易，标志着我国输电权市场建设从理论探索、机制研讨迈入实景落地、全域试点新阶段。作为全国统一电力市场体系补齐输电容量市场化短板的核心抓手，输电权市场建设立足新型电力系统建设全局，锚定能源保供、新能源消纳、电价普惠、资源优化四大目标，以制度革新激活特高压跨省跨区通道价值，破解长期以来输电资源计划配置、供需错配、价值虚化行业难题，为我国电力市场化改革写下浓墨重彩的全新篇章。
近年来，国家发展改革委、国家能源局紧扣《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见（发改体改〔2022〕118号）》顶层部署，先后印发《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）（以下简称“734号文”）等专项文件，确立“安全为锚、稳妥为要、公平公开、竞争有序”建设准则，分步构建适配我国交直流混联电网、双网分区运营、计划市场双轨并行国情的输电权交易体系。从单点直流试点到全域机制谋划，从单一物理输电权探索到中长期、金融输电权梯度布局，我国输电权市场建设蹄疾步稳，逐步构建起规则明晰、风控完备、安全可控、多方共赢的市场化生态。
能源格局重构催生制度变革，输电市场化改革势在必行
立足全国能源布局，我国清洁能源呈现显著逆向分布特征，西北、西南富集风电、光伏、水电等可再生能源；长三角、珠三角、京津冀负荷集聚，电力供需空间错配特征长期存在。
数据显示，截至2025年末，我国建成投运特高压线路46条，跨省跨区输电能力接近4.0亿千瓦，特高压骨干网架全面成型，成为西电东送、北电南供、区域互济的核心载体。
长期以来，我国跨省跨区输电通道实行行政统筹分配、固定容量电费计费模式，输电容量依附于电能量交易存在，并未形成独立市场化交易品类。据了解，2022—2025年全国跨省特高压通道结构性利用率分化明显：送端新能源外送高峰时段，超两成跨省直流通道存在持续性输电阻塞，局部风光电力弃电率最高达7%左右；用电低谷、新能源出力偏弱时段，近三成跨区通道富余容量闲置，2025年直流通道年均利用小时数约3100小时，通道资源利用效率未能实现最优配置。
“站在构建新型电力系统角度看，过去跨区输电通道建设解决的是有没有路的问题，而在新能源大规模发展的背景下，则更要关注路怎么用、由谁用更有效率的问题。”全球能源互联网发展合作组织驻会副主席刘泽洪在接受媒体采访时表示。
记者梳理发现，传统输电管理模式多重短板逐步凸显：一是价格信号缺失，输电通道时空稀缺价值无法量化，高峰阻塞、低谷闲置，无市场化调节手段；二是跨网壁垒突出，国网、南网两大经营区交易规则、容量核算标准不统一，电力跨区域自由流动受限；三是阻塞成本疏导无路径，输电阻塞产生的额外成本全部由电网企业兜底，无法实现风险共担；四是市场主体权责不对等，发电、售电、大用户无法自主锁定跨区输电通道，跨区电力交易稳定性不足。
广州电力交易中心总经理蔡葆锐表示，云霄直流作为连接南方电网与国家电网的首个常态化输电权交易试点，其核心价值在于为打破省间壁垒提供了关键的“制度接口”。通过输电权交易机制的“小切口”，解决电力资源跨经营区流动的“大问题”。
“电能量实现市场化竞价，输电容量依旧行政化分配，是当前电力市场最核心的结构性矛盾。”一名业内人士表示，输电权即输电通道特定时段容量使用权，分为物理输电权与金融输电权两大品类，前者保障物理通道使用权，适配我国电网安全管控体系，后者依托节点电价对冲阻塞风险，适配成熟现货市场。建设规范化输电权市场，本质是让输电通道从电网附属运维资源，转变为可定价、可竞价、可流转、可确权的市场化生产要素，补齐全国统一电力市场“发电、用电、输电、售电”全要素交易最后一块拼图。
云霄直流锚定样板标杆，跨网输电交易实现从零突破
改革试点先行，经验全域复制。经过3年的机制打磨、仿真推演、多方论证，国家层面选定云霄直流（闽粤联网工程）作为全国首个跨电网经营区输电权试点载体，精准破解双网衔接、双向送电、计划市场衔接三大核心难题，打造可复制、可推广、可迭代的本土化输电权交易范式，所有试点规则、交易数据、收益分配方案全部公开公示，全程接受行业监管与社会监督。
资料显示，云霄直流为福建省“十四五”重点能源工程，总投资32亿元，线路全长303千米，额定双向输送容量200万千瓦，2022年9月正式投产运行，是国家电网、南方电网之间首条纯电力互济背靠背直流工程。投运初期，工程执行传统固定容量电价机制，全年核定固定容量电费2.3亿元，由闽粤两省电网各分摊50%，统一纳入地方输配电价向用户疏导，自投运以来，闽粤双向累计互送电量突破200亿千瓦时，有效保障东南沿海区域用电高峰保供。
据了解，结合东南沿海电力负荷季节性波动、闽粤两省新能源禀赋差异，本次试点严格遵循“计划保障存量、市场配置增量”核心原则，划分两类通道容量，筑牢保供底线、放开市场化空间，机制设计兼顾安全、公平、效率三大维度。一方面划定保障性优先容量，全额保障国家跨省保供电量、民生刚需用电、省间固定互送电量、保障性风电光伏电量，该部分容量享有通道优先使用权，不参与市场化竞价，绝不因市场化交易挤占民生保供输电资源；另一方面盘活富余市场化容量，执行季度预留、月度动态全量释放机制，除去保供刚需容量外，剩余通道余量全部开放竞价，面向全网发电企业、售电公司、跨省大用户公开交易。
蔡葆锐表示，输电权交易的落地将进一步提升云霄直流的年均利用小时数，东南沿海季节性、时段性的互济互保电力交易将得到加强。更重要的是，通过价格信号还原输电通道的电能时间价值，依托输电权形成的“高峰高价、低谷平价”的价格谱系，改变跨省跨区输电“不论何时一个价”的传统局面，实现通道资产的精益化运营，同时为其他输电通道资源跨区域的高效利用提供积极有效的探索。
根据《云霄直流输电权市场化交易方案（暂行）》，试点构建闭环可控的交易定价体系，价格参数全部由国家发展改革委核定，杜绝市场炒作、恶意竞价乱象。官方核定输电权成交价格下限为每小时25.6元/兆瓦，贴合工程固定准许运维成本，保障电网基础投资收益；价格上限为每小时100元/兆瓦，防范通道资源囤积、哄抬价格行为。交易实行“电能量+输电权绑定申报、一体化出清”模式：系统先完成电能量预出清，核算时段通道占用规模，未超出物理容量阈值则全部按下限价格成交；超出通道容量阈值时，按照输电权报价由高至低排序竞价出清，市场化择优匹配用电需求。同时明确反向交易约束规则，非属地市场主体反向交易不得变更通道整体潮流方向，牢牢守住电网频率稳定、潮流可控安全底线。
民生普惠是本次试点的核心制度亮点，构建全透明收益分配机制。734号文规定，云霄直流全部输电权交易收益，归集至闽粤联网电力运营公司专项账户，按月审计清算，全额抵扣闽粤两省年度分摊通道容量电费，压降区域输配电价水平，改革红利直达终端工商业电力用户。行业测算数据显示，云霄直流常态化开展输电权交易后，年均可产生交易收益超5亿元，直接降低闽粤两省工商业用电成本，同时推动通道年均利用小时数由3000小时提升至约4500小时，通道利用效能提升30%，实现不新增电网投资、盘活存量通道的改革实效。
截至2026年6月上旬首轮月度交易收官，云霄直流首期市场化富余容量共计约126万千瓦，全网发售电侧合计近40家企业参与申报，申报容量达214万千瓦，市场参与活跃度远超预期。广州电力交易中心公示数据显示，首期交易未出现恶意竞价、超容量申报、潮流异动问题，试点机制运行平稳、风控体系有效落地。
“云霄试点最大价值，是走出了一条适配我国双网运营、保供优先国情的渐进式改革路径，没有照搬欧美金融输电权模式，坚守电网调度权、运行权不变，市场化仅作用富余容量，平衡了改革创新与电力保供的关系。”前述业内人士表示，该试点厘清了调度安全、市场交易、收益分配三方权责，打通跨网电力交易壁垒，为后续全国直流通道输电权改造提供标准化模板。
全球主流市场差异化布局，本土化改革坚持取舍适配
输电权市场化历经30余年全球实践，形成适配不同电网结构、市场成熟度的两大主流模式，国家能源局智库梳理全球电力市场运行数据，结合我国电网特征、市场阶段，提炼出本土化可借鉴经验，规避照搬式改革风险。
美国PJM电力市场，为全球金融输电权标杆市场，适配全域电力现货全覆盖、节点边际电价全域落地的大区互联电网。市场以金融输电权为核心交易品种，不占用物理输电通道，依托全网节点电价差值，帮助市场主体对冲跨区输电阻塞价差风险，年度、季度、月度分层拍卖输电权益，阻塞盈余收益全额返还终端电力用户。2025年PJM电力市场所有输电权拍卖（长期+年度+月度）合计成交总收入约21亿美元，市场流动性充足，但该模式高度依赖成熟现货电价体系、独立电网调度机构，不适用于我国现阶段现货尚未全域落地、保供电量体量庞大的市场现状。
北欧跨境电力市场为全域分区定价模式，以跨境物理输电权显式拍卖为主，适配北欧多国潮流方向稳定、跨境直流通道独立管控电网。各国划定分区电价边界，跨境输电容量统一集中拍卖，优先保障民生用电、北欧水电风电保障性外送，余量市场化竞价，交易规则极简、安全校验标准统一，跨境输电阻塞成本多国共担。该模式“分区管控、余量竞价”思路，高度适配我国省间电网分区、跨省通道独立管控格局，可为我国省际输电权分区管理提供直接参考。
刘泽洪表示，与欧美成熟市场以金融输电权为主不同，我国电力市场改革坚持物理输电权路径，将输电权与电能量交易紧密融合、联合优化出清，更适配国内电网安全运行与新能源高效消纳的需求。
综合全球改革经验，我国明确了输电权建设三大取舍原则：一是阶段适配，现阶段全域主推物理输电权，依托独立直流通道先行落地，待全国电力现货全域贯通、节点电价体系完备后，远期审慎试点金融输电权；二是安全前置，所有输电权交易必须前置全网同时可行性潮流校验，电网调度拥有极端天气、保供应急工况下输电权熔断、容量回收权限；三是民生兜底，所有区域输电权交易收益不得作为电网企业经营收益，专项用于抵扣输电成本、让利终端用户，守住电力普惠底线。
锚定四维实施路径，构建中国特色输电权市场体系
立足全国统一电力市场建设总体时间表，结合新型电力系统建设节奏，相关部门划定了“短期试点扩面、中期体系成型、远期全域完善”三步走建设路线，全方位完善输电权市场生态，打通电力资源全域市场化流通通道。
“未来，待试点运行成熟、经验可复制后，相关机制有望逐步向全国其他跨省跨区输电通道推广，最终实现输电权市场与电能量市场的深度协同，进一步健全完善全国统一电力市场体系。”华北电力大学教授、国家能源发展战略研究院执行院长王鹏表示。
据了解，我国将按照梯度扩容交易品类、分层拓宽交易范围的思路推进输电权市场建设。短期，全面复制云霄直流试点成熟机制，优先在白鹤滩送苏、雅中直流、青豫直流等存量跨省双向特高压直流通道落地月度、周度物理输电权交易，持续优化富余容量动态释放机制，清晰划定固定保供容量边界；中期，研究增设年度中长期输电权交易品种，匹配大型新能源基地三年以上长协外送诉求，完善输电权二级市场流转配套规则，盘活存量输电权益；远期，待全国电力现货市场实现全覆盖后，择机试点区域金融输电权，补齐市场风险对冲工具，构建“长协锁定、短期竞价、金融避险”完整输电权产品矩阵。市场将差异化划分保供专用、新能源专项、市场化通用三类输电容量，交易组织过程中优先保障跨省保障性清洁能源送出通道需求。
依托北京电力交易中心、广州电力交易中心两大国家级跨区交易平台，业内普遍建议加快研究制定全国统一的跨省输电权交易管理规则，统筹统一市场准入、报价粒度、出清模型、交割违约、收益分配全流程标准；推动打通国网、南网潮流校验、容量核算、交易数据交互平台，规划搭建国家级输电权全域监测系统，落实每一笔跨网交易前置全网潮流双重核验，防范虚假输电权、超容量申报交易风险，稳步实现两大电网规则互通、数据互通、跨区市场互通。
同时，统筹推进全域节点边际电价体系建设，完善送受端分时、分方向输电通道稀缺价格核算模型；持续优化全网输电阻塞预警、大规模潮流仿真算力支撑能力，攻关适配复杂交流环网的输电路径溯源技术；研究健全输配电价、输电权价格双向联动调节机制，动态优化各通道价格上下浮动区间，统筹兼顾电网固定资产投资回收、市场化交易活力、终端用电价格稳定三重目标，持续形成客观可信的输电容量稀缺价格信号。
持续筑牢市场防垄断管控防线，探索建立市场主体输电权持仓上限管控机制，常态化开展市场势力研判、异常交易智能预警；固化独立交易专户、第三方审计监督、输电权收益全额返还让利配套机制，全程公开交易收支、电价抵扣明细；完善极端寒潮、台风、机组故障等应急场景下输电权交易熔断干预机制，守住电网安全稳定与民生可靠用电底线；常态化面向市场主体开展政策操作培训，针对中小市场主体简化线上交易申报流程、降低市场参与门槛，保障各类经营主体平等参与、公平竞价。
此外，立足区域能源协同发展，重点打造西南川渝藏特色输电权示范区。依托锦苏、白鹤滩等水电外送通道，建立水电、风光、负荷联动输电权交易机制，破解四川丰水期弃水、藏区新能源外送通道不足难题，助力西部清洁能源规模化东送，服务全国“双碳”目标落地。
另据了解，依托云霄直流试点实现破冰后，我国输电权市场迈入全域布局窗口期，但结合有关分析来看，当前制度、技术、市场、主体四大层面制约瓶颈依然突出，料将成为下一阶段改革攻坚的重点。
