电力市场的新拼图：输电权交易到底是什么？

目录

一、从收文单位看政策定位

二、云霄直流简介

三、为什么要进行输电权交易？

四、输电权交易到底是什么？

五、参与方、付款方、优先级

六、分清楚各种容量

七、出清机制怎么理解

八、输电权费用怎么算

九、潮流方向的误解

十、费用的分摊与共享

十一、总结

2026年6月2日，国家发展改革委、国家能源局发布了《在云霄直流开展输电权市场化交易的通知》，正式拉开了我国电力市场中输电权交易机制探索的序幕。这是开展输电权交易的尝试，也是我国首个跨两大电网经营区的直流输电权市场化交易试点。

过去我们讨论电力市场，更多关注发电侧怎么报价、用户侧怎么买电、绿电如何交易。但当跨省跨区交易越来越常态化以后，一个更底层的问题开始浮出水面：电可以买卖，通道资源又该如何分配？

选择这一试点的意义并不只在于提升一条输电通道的利用效率，更在于为全国统一电力大市场中的跨区交易、通道定价和容量分配提供一个可观察的样本。

一、从收文单位看政策定位

收文单位包括福建、广东两省发改委及能源主管部门，国家能源局南方监管局、福建监管办公室，国家电网、南方电网，北京电力交易中心、广州电力交易中心。

从这个名单也能看出，这是一次跨省、跨网、跨市场、跨监管边界的制度安排。

福建、广东在名单里，是因为两省承担云霄直流容量电费，也拥有本通道互济互保的优先需求。国网和南网在名单里，是因为它们分别代表两大电网经营区，且云霄直流是两网互联工程。北京、广州两个交易中心在名单里，是因为跨经营区交易需要两侧交易平台协同组织、出清、结算和披露。监管局和监管办在名单里，则对应交易秩序、执行、结算、信息披露和市场风险防控。

更有意思的是，附件明确输电权费用由闽粤联网电力运营有限公司收取，但通知正文的责任主体主要压在两大电网公司和两个交易中心身上。这说明政策设计上，运营公司是收费和资产运营载体，市场规则和执行责任仍然由网司、交易机构和主管监管体系承担。

二、云霄直流简介

云霄直流指闽粤联网工程中的云霄直流背靠背换流站及其联网通道，位置在福建漳州云霄。工程在漳州云霄新建一座直流背靠背换流站，通过两回500千伏交流线路分别接入福建电网和广东电网，输送容量200万千瓦（2000MW，2GW），线路全长303公里，总投资约32亿元。它在2022年9月投产，标志着福建、广东两省以及国家电网、南方电网两大电网首次实现互联互通。

“背靠背”的关键在于可控。它把两侧交流电网通过直流环节相连，可以实现异步互联、功率可控、方向可控，适合做跨经营区交易的试验场。福建有阶段性外送能力，广东是典型受端电网，且两省负荷特性、电源结构、台风灾害风险、日内和季节性供需都有互补性，这些都让云霄直流天然适合作为互济互保和市场化交易的样板。

选择它还有一个制度层面的原因：云霄直流是国网和南网之间非常典型的“硬联通”节点。2025年《跨电网经营区常态化电力交易机制方案》已经解决了两网市场之间的交易组织、平台互联和注册共享问题，这次的政策进一步解决通道稀缺容量的分配和付费问题。

云霄直流利用率如何呢？

2025年8月的报道曾写到，闽粤联网工程满载输送可达200万千瓦，此前多数时候只用到三成左右；国家发改委2025年7月的专家谈则提到，度夏期间闽粤直流首次实现全时段200万千瓦满送，说明常态化交易启动后，高峰期通道利用显著提升。

2024年全国电力可靠性年度报告中有详细一点的数据：

云霄的能量利用率33.97%、总输送电量59.52亿kWh，横向对比来看，利用率也不算高。

2024年，19个点对点特高压直流输电系统总输送电量6661.45亿kWh，能量利用率50.49%；9个背靠背直流输电系统总输送电量847.08亿kWh，能量利用率46.36%；5个多端直流输电系统总输送电量557.12亿kWh，能量利用率43.71%。个别线路差异很大，例如灵绍直流约79.28%，雁淮约77.39%，雅湖约25.28%，江城直流约55.35%。

补充一点热知识，南方电网和国家电网之间有两条电力输送通道，分别是从三峡送广东的江城直流，以及闽粤联网互送的云霄直流。除此以外，湘黔、湘粤、渝黔电力灵活互济工程分别计划在贵州铜仁、湖南郴州、重庆各自建设一座容量300万千瓦的柔性直流背靠背换流站，并开展相关配套线路工程建设，推动跨电网经营区互联互通水平进一步提升。

三、为什么要进行输电权交易？

每个政策的推出都有其背景原因，也有其目的，而为什么要进行输电权交易，其最直接的原因就是通道既有稀缺性，也有闲置的风险。

过去闽粤联网工程实行单一容量电价制，容量电费为2.3亿元/年，福建电网和广东电网各承担50%，并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。

什么是单一容量电价制？参考这篇文章：容量电价：为存在而付费，截取关键内容如下：

这个机制适合保障工程固定成本回收，但当非福建和广东的交易使用通道富余能力时，会出现权责利分配，如使用权，费用，以及受益方等重新协调的问题。

2025年的跨经营区交易机制已经提出（如下图），非福建、广东两省之间的交易使用闽粤联网输电价暂按每小时2.56分/千瓦收取，网损折价按上一年综合线损率计算，输电费由合资公司收取后按50%冲减福建、广东两省容量电费，并提出后续研究输电权交易机制。

从政策逻辑和发展方向来看，全国统一电力市场的成功建立，不仅是电能量的自由流动，还需要关键的通道容量也能透明公开且高效地分配。国家发改委在2025年提到，此前国网、南网两个市场互不联通，网间互济主要依靠政府间协议和应急调度，存在频次少、规模小、灵活性差的问题。云霄直流输电权交易正是在这个背景下，把网间通道从行政协调资源变成让市场来定价的资源。

四、输电权交易到底是什么？

国际上，输电权有两类典型形态。一类是物理输电权，即获得通道容量使用权。另一类是金融输电权，常见于美国PJM等节点电价市场，用于对冲阻塞费用。PJM说明中，金融输电权是与输电阻塞相关的金融工具，不产生物理送电义务，也独立于实际电能交付运行；其价值来自源点和受点之间日前阻塞价格差。

PJM的说明文档截图如下，金融输电权的英文Financial transmission rights，缩写为FTR。

起源上，现代输电权制度和开放输电接入密切相关。美国FERC在1996年Order No. 888中要求公用事业提供非歧视性开放输电服务，目标是消除批发电力竞争障碍；随后各类RTO/ISO市场逐步发展出阻塞管理和金融输电权工具。

云霄直流算是物理还是金融的呢？可能更接近物理输电权的市场化分配，它不像PJM式的金融衍生品，也没有完全纳入节点电价下的金融阻塞对冲。

在云霄直流这个场景中，输电权可以理解为某一时段使用云霄直流一定功率容量的权利。

它与跨经营区电能量交易绑定申报，市场主体在申报双边、挂牌或集中竞价电能量交易时，同步申报愿意为通道容量支付的输电权价格。

简单说，市场主体并非单独去买一张“通行证”；它是在申报跨经营区电能量交易时，同时告诉交易系统：这笔电如果要经过云霄直流，我愿意为这条通道支付多少输电权费用。电能量交易先形成预出清结果，如果通道容量够用，大家按下限价格使用；如果通道容量不够，就按输电权报价从高到低排队使用云霄直流。

政策附件明确，输电权报价是分时段的功率量价曲线，单位为每小时元/兆瓦，每个时段最多可以报三段单调递减报价，最大功率要等于相应中长期交易申报的最大功率。

我们这次输电权设计由自己的路径和特点：先处理物理通道、成本分摊和跨网交易协同，再逐步引入竞价和出清。

五、参与方，付款方，优先级

接下来我们需要想想，这个政策的参与方都有谁，谁又是最终买单的。具体来说，就是谁有优先使用权，谁需要参与竞价，谁需要承担费用？

从政策原文来看，优先发电计划通过云霄直流开展的电能量交易，优先使用云霄直流通道，并相应分配物理输电权。福建与广东互送的市场化增量电能量交易，可以享有除优先计划之外输电容量的优先使用权。使用福建、广东释放出来的云霄直流输电容量开展的跨经营区电能量交易，明确需要参与输电权交易。

简单排序就是：优先计划排第一，闽粤两省互送的市场化增量排第二，其他使用释放容量的跨经营区交易进入输电权交易。

那么福建、广东互送市场化增量交易是否需要付输电权费？

文件里面没写，我们可以认为：优先使用不等于费用豁免。它们可能无需与其他省市在同一剩余容量池里竞争，但结算端仍要承担输电权费用。至于这类优先交易到底按报价下限、最近一次输电权价格，还是后续公告规定的其他价格结算，附件没有完全展开。因为方案中专门写到，福建与广东互送的电能量交易合同转让后，合同转让后的购电方需按该时刻最近一次输电权交易周期的输电权价格承担输电权费用。

接下来我们看看有哪些参与主体。

参与输电权交易的主体，可以分成申报价主体和最终承担费用主体。双边交易中，购售双方提前协商输电权报价，由要约方在要约申报时一同申报；挂牌交易中，由购电方在挂牌或摘牌时申报；集中竞价交易中，由购电方在集中竞价报价时一同申报。费用承担则统一落在购电方。

具体到省份和主体，云霄直流一端接福建所在的国家电网经营区，另一端接广东所在的南方电网经营区。使用这条通道的交易，可以是福建和广东互送，也可以是其他国网区域与南网区域之间借道云霄直流的交易。

之前已经有相应的案例，比如广西、云南绿电送上海，广东、广西、云南电能通过闽粤联网工程送往上海、浙江、安徽、福建；上海地区的上海石化、上海烟草、巴斯夫、科思创、腾讯、特来电等重点企业也参与过跨经营区绿电交易。

市场主体类型则包括发电企业，新能源项目，电力用户，售电公司，购电省电力公司，以及在现货场景下实际存在购电或售电需求的市场成员。跨经营区常态化交易机制本身也写了，联网工程富余能力组织市场化交易时，送受端发电企业、电网企业分别在所接入经营区域的交易机构完成注册；有绿电需求的电力用户也可以通过售电公司代理参与跨经营区绿电交易。

六、分清楚各种容量

政策中出现了各种各样的容量指标，我们来梳理一下，不一定正确，供大家参考讨论。

“输电容量”在这里是分时段的功率容量，单位是兆瓦，注意不是兆瓦时。比如某时段可用容量1000兆瓦，代表该小时或该交易时段最多可安排1000兆瓦的跨经营区交易功率。结算时再用各时段输电权价格（每小时元/兆瓦）乘以云霄直流送出侧结算电量。

“可用容量”可以理解为经过运行方式、检修、安全稳定约束后，在该时段可供交易使用的通道输电容量。方案在出清条款里直接使用“可用容量”作为判断标准：如果某时段中长期电能量交易预出清结果超过可用容量，就按输电权报价排序使用通道……

“富余容量”政策中没有给出具体公式，但从机制看大概是：可用容量扣除优先发电计划等刚性安排后，还能用于福建、广东互送增量和其他跨经营区交易的容量。

“福建、广东保留容量”可以理解为两省为后续互送需求预留的富余容量，政策中说“福建、广东保留容量不超过云霄直流富余容量的50%”，这个50%应该是两省合计口径，不宜理解成福建50%、广东50%。

“释放容量”是福建、广东把没有保留的云霄直流容量拿出来，供其他跨经营区交易使用。季度机制里，每季度前，两省报送“下季度后两月”各时段释放容量；这可以理解为提前给市场一个远月容量预期。例如在6月底前报三季度安排时，“下季度后两月”通常就是8月和9月，7月已经临近交割，进入月度交易组织。

“次月剩余容量”对应月度交易，通常是本月组织下月交割。福建、广东两省在月度交易中优先使用云霄直流富余容量，次月剩余容量全部向市场释放，组织输电权交易。本月剩余容量进入月内交易和现货交易，月内交易按交易批次顺序参与输电权交易，现货交易则在成交后自动分配输电权，价格为报价下限。

简单把交易周期梳理一下：

七、出清机制怎么理解

月度输电权交易采用集中竞价。

若某时段所有中长期电能量交易预出清结果超过云霄直流可用容量，就说明通道阻塞，按输电权报价从高到低排序使用云霄直流，直到容量用完，最后一笔通过交易的输电权报价成为该时段出清价格。这就是边际出清。

若某时段所有预出清结果没有超过可用容量，就说明通道不阻塞，该时段输电权出清价格取报价下限。

这个设计的有着清晰的经济逻辑。通道不稀缺时，大家按成本底价使用；通道稀缺时，容量分配给愿意为通道支付更高价格的交易，边际价格反映通道稀缺程度。

它会倒逼交易双方，尤其是购电方综合考虑“送端电能量价格、输电权费、线损折价、受端替代购电成本”。若交易是绿电交易，还要把绿证或绿电环境属性价值放进来一起考虑。

月内交易沿用同样逻辑，但按交易批次顺序推进。同一批次下，福建、广东两省之间的交易优先使用云霄直流，富余容量再开展输电权交易。现货输电权交易在初期采用自动分配方式，成交后相应分配输电权，价格为报价下限。

这里有一个后续值得观察的问题：现货阶段暂按下限自动分配，有利于起步阶段降低复杂度，但如果现货时段通道经常阻塞，未来可能需要更精细的日前、日内输电权或隐式出清机制。

八、输电权费用怎么算

输电权费用的结算公式：

这里的时段默认为小时，但实际上也不一定，若某时段长1小时，成交100MW，费用为25.6×100×1=2560元。若某时段长15分钟，成交100MW，费用为25.6×100×0.25=640元。

要注意的是，输电权费用不是输配电价，它只是云霄直流通道使用权价格，底层依据是该通道准许收入和规划利用小时数折算出来的成本回收水平（按照前面的数据分析，隐含规划利用小时数约4492小时）。下限体现基本成本分担，上限给市场竞价设置封顶，避免通道稀缺时价格过高。

举个例子，如果一个购电方在某小时获得100兆瓦输电权，按下限25.6元/兆瓦时支付，该小时输电权费用是2560元。如果连续一个30天月份、每小时100兆瓦，按下限计算就是100兆瓦 × 720小时 × 25.6元/兆瓦时，合计184.32万元。按上限100元/兆瓦时计算，则是720万元。这里还不包括电能量价格、线损折价及其他可能的市场结算项目。

输电权费用明确由购电方承担。跨经营区现货交易中，由实际存在购电需求的市场成员承担。云霄直流换流站站损、交直流通道损耗等产生的线损折价，也由购电方承担。

九、潮流方向的误解

政策规定，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，其他省市交易可以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。

不懂技术的如何理解这个事情呢？我们简单来说一下。

云霄直流在某一时刻的物理潮流只有一个净方向，不会在同一根直流通道上同时从福建往广东送、又从广东往福建送。所谓“反向交易”，更准确地说，是金融交易方向与当时云霄直流物理潮流方向相反，最后由调度按净额形成一个直流功率指令。

我们假设福建到广东为正方向。某时段已经安排福建侧向广东侧送1000MW，物理潮流方向为福建到广东。此时又有一笔广东侧向福建侧的300MW交易，这笔交易在金融合同上是反向的。系统不会让直流同时双向流动，而是把两个方向的交易净额化：

净潮流 = 1000 − 300 = 700MW

最终云霄直流仍然按福建到广东700MW运行。金融上，两笔交易都可以结算；物理上，通道只执行700MW的净送电。所谓“抵扣”，指的就是交易计划在联络线净交换上的抵减，不是两股电流在导线上对冲。

再看容量约束。假设云霄直流该时段正向可用容量是2000MW，已有正向交易1900MW。此时如果新增反向交易300MW，净潮流变成1600MW，绝对值下降，通道正向余量反而增加。

所以从物理约束看，反向交易有时会缓解输电阻塞。但云霄直流的方案又加了两个限制：其余省市交易可以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。

这两个限制的含义是：其他省市的反向交易可以抵减净潮流，但不能把净潮流抵到低于最小运行功率，也不能把方向翻过去。只有福建、广东两省互济交易需求，才可能触发方向改变。这样设计主要是为了保证直流运行方式、安全校核、调度执行和闽粤互济安排的稳定性。

十、费用的分摊与共享

政策中明确，云霄直流输电权费用由闽粤联网电力运营有限公司收取，全额按照各50%的比例冲抵福建、广东两省承担的云霄直流容量电费，按月清算并向全体工商业用户分享。资金支付路径按照相关购售（输）电合同执行。

首先注意的是，收取的输电权费用的全部都用于支付容量电费，不是50%。只是冲抵时按福建50%、广东50%分配。

文章开头我们看到，在原机制下，闽粤联网工程容量电费为2.3亿元/年，折算容量电价115元/kW·年，福建电网、广东电网各承担50%，也就是各承担1.15亿元/年，并纳入当地省级电网输配电价疏导。

新机制下，闽粤联网电力运营有限公司先向购电方收取输电权费用，然后这笔钱全额按50%、50%冲抵福建、广东两省承担的容量电费。两省剩余需要承担的容量电费，继续作为准许总收入调整项，纳入省级电网输配电价疏导，并按月向运营公司支付。

举个例子。年容量电费2.3亿元，月均约1916.67万元；福建和广东原本各承担约958.33万元/月。若某月输电权费用收入为600万元，则这600万元全部冲抵容量电费，其中福建侧冲抵300万元，广东侧冲抵300万元。这样福建、广东各自剩余承担约658.33万元。运营公司收到的总额仍围绕核定容量收入：600万元来自输电权费用，约1316.67万元来自两省剩余容量电费。

这部分费用对用户也有好处？！

是的，政策中向全体工商业用户分享的含义是，原来容量电费通过省级输配电价由两省工商业用户承担；现在有了输电权收入，减少了两省需要通过输配电价疏导的容量电费，因此工商业用户通过降低分摊、滚动清算或相应电价机制分享这笔冲抵收益。分享的是容量电费负担的减少。

十一、总结

写了这么多，我们终于来到了总结。总的来说，这次的政策非常重要，意义重大：

第一，推动全国统一电力市场的进展，从“交易平台互通”到关键网络资源可定价分配。电能量交易可以跨网达成只是第一步，真正难的是通道容量稀缺时谁优先、谁付费、价格怎样形成、收入怎样分配，这次把这些问题放进了一个可执行的框架。

第二，它解决了固定成本和富余利用之间的利益协调。福建、广东用户原本通过容量电费承担通道固定成本，其他省市使用富余容量时若缺乏合理付费机制，会影响两省释放容量的积极性。现在输电权费用用于冲抵两省容量电费并向工商业用户分享，相当于把谁使用、谁付费、谁受益重新闭合。

第三，它对绿电跨区消费有直接意义。通知要求利用输电权市场化交易积极促进可再生能源市场化消纳，扩大跨省跨区绿电消费规模。2025年跨经营区机制已经提出组织多方向绿电交易，满足长三角、大湾区等重点地区绿电消费需求，云霄直流输电权交易为这些绿电交易补上了通道容量的价格信号。

后续持续关注的事情：第一，云霄直流富余容量和可用容量的披露颗粒度；第二，优先计划、闽粤互送增量和其他跨经营区交易之间的真实排序；第三，25.6到100元/兆瓦时这个价格区间的出清分布情况；第四，现货阶段按下限自动分配能否适应高频阻塞场景。

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