5月21日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于在云霄直流开展输电权市场化交易的通知》，决定自6月1日起在云霄直流通道开展输电权市场化交易。这是我国首次在跨电网经营区输电通道上建立市场化输电权配置机制，也是全国统一电力市场建设进程中的一项标志性制度创新。
6月18日，国家电网、南方电网达成我国首笔输电权交易，云霄直流输电权市场化交易试点正式启动。这标志着我国电力市场改革正在从电能量交易机制建设向输电资源市场化配置延伸，逐步形成“电能量+辅助服务+容量补偿+输电权”的复合市场体系，对于推动全国统一电力市场建设、促进跨区域资源优化配置和构建新型电力系统都具有重要意义。
从电能量市场走向
输电资源要素市场化配置
云霄直流输电权市场化交易的启动，核心价值在于将长期以来主要依靠计划方式配置的输电资源纳入市场机制，实现输电能力价值发现、促进资源优化配置和市场体系完善。这不仅是跨经营区电力交易机制的一次创新，更是我国电力市场由主要交易电量向全要素资源配置深化的重要探索。建立输电权市场化交易机制，推动电能量市场与输电资源市场协同运行，有助于形成更加完整的市场价格体系和资源配置体系。
一是有利于发现输电资源价值，完善电力市场价格机制。长期以来，我国跨省跨区输电通道主要依赖行政计划方式进行配置，输电通道作为承载跨区域电力流动的关键资源，其使用权并未纳入市场交易体系，而是通过计划安排、交易优先级等进行隐性配置，市场主体难以直接感知输电资源的稀缺程度和使用价值。随着新能源大规模发展和全国统一电力市场建设不断推进，输电资源对提升电力资源优化配置效率的重要性进一步凸显。云霄直流输电权市场化交易通过引入竞争机制，使市场主体在参与跨经营区交易时同步考虑电能量价格和输电成本，形成“电能量价格+输电权价格”的综合定价体系，使输电资源稀缺程度通过市场价格得到体现。这有助于推动电力市场由单一电价体系向多维价格体系演进，为未来更加成熟的电力市场建设奠定基础。
二是有利于提升输电通道利用效率，释放电网资源价值。随着我国特高压和跨区域输电工程持续建设，电网输送能力不断提升，但受负荷变化、新能源波动以及交易需求差异影响，部分通道存在利用效率不均衡问题。传统计划配置方式难以根据市场需求动态调整输电资源使用方式。云霄直流输电权交易通过市场竞争配置富余输电容量，使有限通道资源优先流向价值更高的交易，实现输电能力由“计划使用”向“市场优化使用”转变。通过价格信号引导市场主体合理安排交易行为，能够提升输电通道利用效率，促进电网基础设施投资价值充分释放。
三是有利于促进能源资源优化配置，提升新能源市场化消纳水平。当前我国新能源资源与负荷中心呈现逆向分布特征，大规模风光基地开发对跨省跨区大范围消纳提出更高要求。输电通道不仅是电力输送载体，也是新能源价值实现的物理基础。输电权市场化机制能够通过价格信号引导输电资源向更具经济价值和绿色属性的方向配置，促进新能源在更大范围内优化利用，有助于扩大跨区域绿电交易规模，提高新能源市场化消纳能力，为构建新型电力系统提供机制支撑。
四是有利于完善跨经营区交易机制，推动全国统一电力市场建设。跨经营区常态化交易的开展是全国统一电力市场建设的重要标志。云霄直流作为连接国家电网、南方电网的关键通道，以输电权市场化交易为突破口，探索跨经营区输电资源配置新模式，不仅解决了“电如何交易”的市场规则问题，更在“电如何高效流动”的资源配置层面迈出关键一步，通过富余容量竞价、收益合理分配等机制，有效降低了跨区交易成本，提升了通道利用效率。这一探索为全国统一电力市场建设提供了重要的实践样本，也为未来更大范围、更高频次的跨经营区交易奠定了制度基础。
输电权市场化交易的
机制设计与运行逻辑
云霄直流输电权市场化交易并非独立运行的单一市场，而是嵌入跨经营区电力市场交易体系中的重要一环，其核心在于通过“电能量交易+输电权交易”的协同优化实现输电资源与电能量资源的联合优化配置。
一是交易结构上采用“计划保障+市场释放”的双层容量配置模式。云霄直流通道首先保障优先发电计划及保供需求，在此基础上释放富余容量进入市场交易体系。福建与广东作为送受两端，在满足互济需求和安全约束的前提下，根据协商结果按季度和月度释放输电容量，并明确保留容量不超过富余容量的50%。这一设计既保证了电力安全供应的底线约束，又为市场化配置提供了足够空间，实现了安全性与市场化之间的动态平衡。
二是交易组织方式上输电权交易与电能量交易采取同步申报、协同出清机制。在月度及月内交易中，市场主体在申报电能量交易的同时必须申报输电权价格。输电权报价以分时段功率价格曲线形式表达，体现不同时段对输电资源的边际支付意愿。交易出清过程中，系统首先依据电能量交易结果形成初始潮流需求，再根据输电权报价由高到低排序配置通道资源。当通道容量不足时，通过竞争机制决定通道使用优先顺序，并形成输电权出清价格。这种机制的核心在于将输电资源从“静态分配”转变为“动态竞价”，使输电能力的稀缺性通过市场价格直接反映。
三是价格形成机制上设置了输电权价格上下限，以防止市场过度波动并保障初期平稳运行。输电权报价上限暂定为每小时100元/兆瓦，下限为每小时25.6元/兆瓦，下限根据通道准许收入与规划利用小时数折算确定。这一设计体现了典型的“管制框架下市场发现价格”模式，即在确保输电资产合理收益的基础上，通过市场竞争促进通道的更高效利用。这种“有边界的市场化”有助于在制度运行初期兼顾效率与安全，避免价格信号剧烈波动对系统运行造成冲击。
四是潮流控制与物理约束上明确以云霄直流送出侧为交易关口，并规定最小运行功率约束及潮流方向限制，确保市场交易结果必须服从物理电网安全运行要求。这一点充分体现了电力市场区别于一般商品市场的核心特征，即市场优化必须嵌入物理约束体系之中。在此框架下，输电权是一种在电网安全约束下的“可调度使用权”，其本质是对电网可用能力的经济化表达。
五是结算机制上由购电方承担输电权费用，并通过容量电费冲抵机制在福建与广东之间进行分摊与回收，最终纳入工商业用户体系进行疏导。这一设计使输电权收入与输电成本形成闭环，同时避免额外成本向终端用户非理性传导，体现出“市场发现价格、制度平衡成本”的双重逻辑。此外，在合同转让机制中，电能量与输电权同步转让，进一步强化了电力商品与输电资源的一体化交易属性。
从局部试点走向
更加开放高效的输电资源市场体系
从实施路径来看，云霄直流输电权市场化交易仍处于试点起步阶段，其制度设计呈现出明显的渐进式特征，即在有限范围内引入市场机制，在确保系统安全的前提下逐步扩大适用边界，并在运行过程中不断优化机制参数与市场规则。这种稳妥推进的方式符合我国电力市场改革一贯强调的“安全为锚、稳妥推进、公平公开、竞争有序”原则，也为后续机制推广留下了充分空间。
从短期看，该机制将首先在月度及月内交易层面稳定运行，其核心任务是验证输电权与电能量协同出清机制的可行性，检验价格上下限设置的合理性，并逐步形成稳定的市场行为预期。在这一阶段，市场主体将逐步适应“电价+输电权价格”的双重成本结构，跨区域交易决策逻辑也将从单一电价驱动转向综合成本优化驱动，从而推动市场行为逐步理性化。
从中期看，随着运行数据积累和市场成熟度提升，可进一步引入更长周期的输电权产品，形成覆盖月度、季度乃至年度的多层次输电资源市场体系。同时，随着技术条件成熟，现货市场中的输电权配置有望从当前的自动分配模式逐步过渡到更加精细化的市场出清机制，使输电资源价格信号更加连续和实时化。
从长期看，云霄直流输电权交易试点的制度价值不局限于单一通道，而在于为全国统一输电资源市场体系提供可复制、可推广的制度样本。未来随着跨区输电工程不断增多，类似机制有望逐步扩展至西电东送通道、区域互联工程乃至全国骨干网架，从而形成覆盖全国范围的输电权市场体系。在这一体系中，输电资源将与电能量、辅助服务等共同构成完整的电力市场要素体系，电力市场也将从“以电能量为中心”逐步演变为“多要素协同优化配置”的综合市场体系。
总体而言，云霄直流输电权市场化交易不仅是一次输电通道利用机制的创新，更是我国电力市场体系结构性升级的重要起点。它所开启的不仅是一个新的交易品种，更是一种新的市场范式。随着这一机制不断完善并逐步推广，全国统一电力市场的制度基础将更加坚实，一个更加开放、高效、协同的新型电力市场体系也将加速形成。
（作者均供职于国网能源研究院企业战略研究所）
