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2026年6月1日，一条连接福建和广东、额定容量200万千瓦的直流输电通道，突然把过去两大电网间“一线一议”的交易老规矩给掀翻了。国家发改委和能源局的一纸通知，让云霄直流成为全国首个跨经营区输电权市场化交易试点。
这个动作的直接效果是，跨区输电通道的富余容量不再靠行政计划分配，而是挂牌竞价，谁出价合理谁用。
但这件事的意义远不止一条线路的交易方式改变。它本质上是把“输电容量”从依附于电能量的附属品，变成了可以独立定价、独立交易的商品。这对2025年底刚完成“初步建成”目标的全国统一电力市场而言，意味着它补上了最关键的一块制度拼图——输电资源的市场化配置。
过去两大电网之间的跨区通道采用单一固定费率，云霄直流此前对借道方收取2.56分/千瓦时的过网费，价格不随供需波动。
这种“一口价”模式在新能源大规模入市后暴露了结构性矛盾：迎峰度夏时各方抢通道，低谷时段通道闲置率却普遍超过30%；跨网新增交易需两网调度、交易机构逐笔临时协商，单笔交易从申请到执行平均耗时超过7个工作日。
输电权交易机制推出后，规则变了。优先发电计划仍享有通道第一优先级，保障基础送电安全；闽粤两省保留的自用容量不得超过富余容量的50%，剩余全部富余容量次月面向全市场主体公开竞价。
输电权报价设定在25.6元/兆瓦时至100元/兆瓦时之间，下限确保通道固定成本回收，上限防止价格炒作。这意味着通道容量的时段稀缺性首次通过价格信号显性化。
高峰时段通道紧张，输电权价格走高，引导资源流向价值最高的交易；低谷时段通道宽松，输电权价格贴近下限，鼓励跨区绿电消纳。对电网公司而言，通道利用率提升和网间互济常态化，直接转化为系统运行效率和安全性收益。
对市场竞争主体来说，这次试点的冲击更加直接。过去售电公司只需盯住购售价差，但输电权交易落地后，所有跨云霄直流的电能量交易都需要同步购买输电权，且采取“权电联合出清”——输电权与电能量同步申报、协同优化出清，不脱离现有市场框架。
一个简单的算例可以说明问题：广东现货电价0.55元/度，福建0.32元/度，价差0.23元，看似套利空间可观。但如果某时段通道紧张、输电权价格走高，叠加线损成本，原本的价差可能被完全吞噬。
交易员的研判能力被迫从单一的电价预测，升级为“电价+输电权价格+通道拥塞+现货走势”的四维决策。
对新能源开发商而言，影响更深层。那些位于沙戈荒、海上风电基地的大型项目，过去聚焦资源和电价，未来的项目估值公式将调整为“发电量×（电价－输电成本）”。谁能稳定获取跨区输电权，谁的收益确定性就更高。
全球能源互联网发展合作组织驻会副主席刘泽洪指出，这个机制通过市场化竞价分配通道容量，优先匹配新能源跨区外送需求，实现东西部绿电供需精准对接。
电力规划设计总院的报告则预判，该机制将替代过去的政府协议和应急调度模式，推动跨经营区互济电量和新能源跨区消纳占比持续增长。
站在制度设计层面，云霄直流试点的价值在于它打通了一个长期存在的机制断层。2025年，全国统一电力市场体系初步建成，市场化交易电量达6.64万亿千瓦时，占全社会用电量64%，跨省跨区交易电量1.59万亿千瓦时创历史新高。
但在这个体系里，跨区通道容量分配一直没有独立的市场机制——电能量可以竞价，输电容量却仍然靠计划和调度配置。华北电力大学王鹏教授指出，输电权市场化落地后，配套电能量市场由供需决定通道分配，从机制层面破解了区域电力供需错配。
当然，业内也普遍提示了几个待解的难题。当前试点仅覆盖月度及以内交易，缺乏中长期输电权品种，无法匹配新能源项目20年以上的运营周期；输电权超额收益如何疏导分配、如何与现有跨区输配电价准许收入衔接，尚未出台明确细则，存在双重收费推高整体电价的风险。
此外，云霄直流是短距离、小容量的背靠背通道，后续向数千公里、多落点的特高压直流推广时，还需解决潮流耦合等技术规则适配问题。
但方向已经清晰。后续渝黔、湘黔、湘粤等合计900万千瓦的互济通道将陆续投产，云霄直流的通用规则有望直接复制推广，行业测算可将通道闲置利用率提升至少20%，每年新增跨区交易电量超过500亿千瓦时。
届时，全国将逐步形成“电能量市场+输电权市场”双市场协同运行的格局，输电权价格与各省现货电价联动，首次构建覆盖全国的跨区电力价格信号体系。
这次试点的真正意味，不是一条通道的交易方式改变，而是电力市场化改革从“卖电”正式进入“卖电+买路”的全要素交易时代。输电通道从公共基础设施变成可定价、可交易、可配置的市场资源，这才是全国统一电力市场从“初步建成”走向“全面成熟”必须迈过的那道坎。