建设全国统一电力市场、构建新型电力系统，核心痛点之一是跨省跨区输电通道资源配置机制滞后。长期以来，国网、南网两大经营区间互联通道依靠计划分配、固定容量电价管理，输电容量作为稀缺资源缺乏市场化定价手段，通道富余容量难以盘活、区域清洁能源供需错配、跨区互济效率受限等问题持续凸显。

云霄直流（闽粤联网背靠背直流通道）作为国网、南网首条常态化双向互联工程，额定输送容量200万千瓦，2022年9月投产，总投资32亿元，承担福建、广东两省电力余缺调剂、事故备用、绿电跨省输送多重功能 。2026年6月，国家发改委、国家能源局印发专项通知与暂行交易方案，正式在云霄直流启动全国首个输电权市场化交易试点；6月18日我国首笔跨网输电权交易顺利落地，标志我国电力市场化改革延伸至输电容量使用权环节，填补统一电力市场在输电资源竞价配置领域的制度空白，为全国特高压、跨区互联通道市场化改革提供先行样板 。

云霄直流试点基础背景与顶层设计

（一）工程先天试点优势

1.唯一跨两大电网直流互联载体：是国网华东片区与南网广东负荷中心直接联通通道，兼具双向送电、短期互济、新能源外送多重场景，天然适合测试跨经营区市场协同机制。

2.供需矛盾典型：广东夏季负荷高峰电力缺口大、火电调峰成本高；福建、安徽等华东区域风电光伏富余，通道闲置时段存在大量可市场化富余容量，具备输电权竞价的供需基础。

3.原有定价机制存在短板：投运初期执行固定容量电价，每年固定容量电费2.3亿元，无论通道利用率高低均由两省分摊，无法通过价格信号引导市场主体高效利用闲置容量，资产利用效率偏低。

（二）国家层面顶层政策框架

1 改革依据：落实《关于跨电网经营区常态化电力交易机制方案的复函》《完善全国统一电力市场体系实施意见》，以云霄直流为突破口打通两网市场分割，实现通道资源市场化配置 。

2.核心文件：2026年6月2日出台《关于在云霄直流开展输电权市场化交易的通知》，配套《云霄直流输电权市场化交易方案（暂行）》，确立“安全为锚、稳妥起步、公平公开、竞争有序”总原则 。

3.试点阶段安排：短期以月度及月内短期交易起步，优先盘活通道富余容量；中长期逐步覆盖中长期交易，形成“计划基础容量+市场化竞价输电权”双层分配体系，待试点成熟后向全国跨省跨区专项输电工程复制推广 。

输电权试点核心交易机制与首笔交易实践

（一）分层容量分配规则

试点实行计划优先、市场增量双轨机制：

1.优先保障既定年度、月度互济计划电量，分配固定物理输电权，保障两省基础保供与安全备用需求；

2. 扣除计划占用容量后的富余通道资源，全部投放输电权竞价市场，面向全网市场主体开放申报，实现增量容量完全市场化定价 。

（二）统一竞价出清模式采用“电能量预出清+输电权竞价排序”两步出清逻辑：

1.市场主体同步申报购电（含绿电）电量与对应输电权报价；

2.系统先完成电能量匹配，再按照输电权报价从高至低依次分配通道容量，直至富余容量全部出清，最高未中标报价为边际输电权价格，统一结算输电权使用费 。

该机制以价格筛选高价值送电需求，自动实现稀缺通道向绿电、高负荷刚需倾斜，用市场化手段替代行政调度分配。

（三）首笔试点交易运行成效6月21—30日月内短期输电权交易为全国首单落地案例，核心运行数据充分验证机制可行性：

1.市场参与度：安徽、广东两地113家市场主体（发电企业、售电公司、大工业用户）参与申报，总申报电量超1亿千瓦时，申报需求远超通道富余容量，市场竞争充分 ；

2.出清规模与结构：最终出清输电权对应电量2100万千瓦时，其中绿电1600万千瓦时，绿电占比76%，清洁电力获得通道优先配置；

3.通道利用效果：竞价出清实现云霄直流富余容量100%利用，彻底消除闲置输电资源，完成华东富余新能源向广东负荷中心跨网输送，达成“通道满送、绿电优先”改革目标；

4.跨机构协同：由北京电力交易中心、广州电力交易中心联合组织，实现国网、南网交易平台数据互通、规则统一、结算互认，破解跨两网交易协同壁垒。

云霄直流输电权试点的多维改革价值

（一）完善全国统一电力市场体系，打通两网市场壁垒此前国网、南网经营区间仅能开展计划互济或简单电能量交易，输电通道本身无法作为商品交易，存在明显市场分割。输电权交易将输电容量使用权独立市场化，建立跨经营区统一竞价规则、统一出清标准、统一结算机制，实现“电能量+输电权”完整市场链条，补齐统一电力市场的关键短板。

（二）以价格信号优化资源配置，盘活存量电网资产

1.疏导通道稀缺价值：输电权边际价格直观反映跨区输电供需紧张程度，如同电力市场的“通道拥堵导航”，引导市场主体自主优化送电时段、通道选择，减少低效跨区送电；

2.提升资产收益弹性：打破固定容量电价的刚性约束，富余容量通过竞价产生增量收益，完善跨区输电工程成本回收路径，为后续特高压投资收益测算、输电价格改革提供市场化依据；

3.平抑区域电价差：华东新能源低谷低价电力通过竞价通道输送至广东高负荷区域，降低广东本地高成本火电开机规模，双向压低区域综合用电成本。

（三）支撑新型电力系统建设，扩大绿电跨省消纳我国风光资源与负荷中心逆向分布，大规模新能源外送高度依赖跨区直流通道。试点机制天然向高报价绿电倾斜，从制度层面保障清洁能源优先占用稀缺输电资源：

1.解决新能源弃风弃光问题，富余风光电力获得市场化外送通道；

2.满足广东制造业绿电采购、碳排放履约需求，打通绿电“发—输—用”完整市场化链路；

3.形成新能源跨省交易价格传导机制，推动全国绿电市场一体化发展。

（四）强化电网安全韧性，完善应急互济市场化机制云霄直流承担两省事故备用功能，输电权市场在正常时段盘活富余容量，极端负荷、故障工况下可暂停市场化交易、优先启用计划输电权保障应急送电，实现“常态市场化提效、极端计划性保供”双重平衡，丰富跨区域电力互济、应急支援的市场化工具库。

试点现存挑战与优化方向

（一）当前运行难点

1.跨两网规则协同仍需细化：国网、南网现有中长期、现货、绿电交易规则存在差异，输电权与各类电能量交易时序、结算衔接流程仍需持续打磨；

2.输电权风险对冲机制缺失：当前仅开展现货/月度短期输电权交易，中长期输电权、输电权衍生品尚未设计，市场主体无法锁定长期通道成本；

3.价格传导与成本分摊机制待完善：输电权收益如何在两大电网、工程投资方之间合理分摊，尚未形成标准化长效规则；

4.市场主体认知与参与能力不均衡：部分中小售电企业、用户对输电权报价策略、出清规则熟悉度不足，市场分层参与度存在差距。

（二）后续改革优化路径

1.扩容交易周期品类：在短期交易基础上，稳步推出年度、月度中长期输电权交易，配套输电权转让、回购机制，完善全周期市场体系；

2.统一跨网标准体系：依托云霄直流试点经验，统一国网、南网跨区交易申报、出清、结算、信息披露规则，实现市场主体“一地注册、两网通用”；

3.健全收益分摊与监管机制：明确输电权增量收益用于通道运维、降低基础容量电价、反哺新能源外送等分配路径，强化能源监管机构价格、交易全过程监管；

4.推广至全国跨区通道：总结云霄直流跨两网试点经验，向省间联络线、特高压直流外送工程复制输电权交易模式，构建全国范围输电资源市场化配置网络。

行业示范意义与长远展望

云霄直流输电权交易试点，是我国电力市场化改革从“电能量市场化”迈向“输配资源市场化”的标志性一步，其改革突破远超单笔交易电量本身：

从短期看，试点验证了跨两大电网互联通道市场化竞价的可行性，有效盘活存量输电资产、提升绿电跨区消纳规模、降低全社会综合用电成本；从中长期看，试点构建起适配新型电力系统的输电容量定价新模式，打破计划体制下通道资源固化分配的路径依赖，为全国统一电力市场打通关键堵点。随着试点持续运行、规则迭代完善，输电权交易将成为跨省跨区电力调配的标准化工具。未来，依托以云霄直流为代表的示范工程经验，全国特高压大电网将形成“计划保安全、市场提效率”的双通道配置体系，实现电力资源在全国范围内更大范围、更高效率、更低成本优化配置，为双碳目标落地、能源安全稳定供应提供坚实市场机制支撑。