政策驱动与战略定位

云霄直流输电权交易启动由国家发展改革委和国家能源局直接部署，其顶层设计意图明确，战略定位清晰。首先，其核心目标是填补全国统一电力市场体系建设在输电容量配置领域的制度空白。长期以来，我国跨省跨区输电通道的容量分配主要依赖于政府间的框架协议和年度、月度计划，这种“一线一议”的模式虽然在特定时期保障了能源供应安全，但缺乏灵活性和经济效率，难以适应新能源大规模并网、电力供需瞬息万变的新形势。云霄直流输电权交易的推出，正是为了建立一种市场化的输电容量分配机制，让市场在资源配置中起决定性作用。其次，这是健全适应新型能源体系的市场和价格机制的重要改革探索。随着“双碳”目标的推进，以风光为代表的新能源装机比重持续攀升。新能源的波动性、间歇性特征，要求电力系统具备更强的时空互济能力。云霄直流作为连接福建与广东的重要能源通道，其输电权的市场化交易能够更灵活、更经济地促进两省电力资源的互补，特别是促进福建等地区可再生能源的跨省消纳，提升大范围资源优化配置能力和电力系统的整体韧性。最后，本次交易被赋予了为全国统一电力市场建设提供示范的重任。云霄直流是首个跨越国家电网与南方电网两大经营区的输电权市场化项目，其特殊的“跨网”属性使其试点意义尤为重大。其成功经验将为未来在全国其他更复杂的跨省跨区输电通道上推广类似机制奠定基础 。

“云霄模式”的核心机制设计

根据国家发展改革委、国家能源局发布的《云霄直流输电权市场化交易方案（暂行）》，该交易构建了一套初步但完整的市场化框架，其核心机制可概括如下：

交易标的与属性定义。交易的标的是“输电权”，即在特定时间段内使用云霄直流输电通道特定容量的权利。这首次将输电通道的物理容量赋予了清晰的商品属性和价格属性，使其从无形的电网资产转变为可在市场上交易的“通行证”或“高速公路通行权”。这种权利是物理性的，意味着获得输电权的经营主体拥有了在该时段内实际传输电力的物理保障。

容量分配机制。交易遵循“存量保底、增量市场”的原则。方案规定，福建、广东两省可根据保供等需要，保留不超过富余输电容量50%的优先使用权，而剩余的容量必须进入市场通过竞争性方式进行配置。这一设计既保障了地方基本的电力供应安全，又最大限度地将通道的富余能力推向市场，通过市场供需决定其流向和用途，从而盘活存量资产，提高通道利用效率。

价格形成机制。价格是通过集中竞价的方式形成的。市场成员在规定的价格范围内进行报价，交易平台按照价格优先的原则进行出清，形成统一的边际成交价 。为确保交易平稳起步，方案设置了明确的价格上下限：下限为25.6元/兆瓦时，上限暂定为100元/兆瓦时。价格下限的设定主要依据通道的准许收入和规划利用小时数折算而来，旨在回收电网投资成本；价格上限的设定则主要是为了在试点初期防止市场过度投机，稳定市场预期。

交易周期与组织实施。试点初期，交易以月度及以内短期交易起步，这有助于市场主体根据临近的供需预测灵活调整策略，也便于监管机构及时发现问题、调整规则。交易的组织、执行、出清、结算等关键环节，由负责国网经营区业务的北京电力交易中心和负责南网经营区业务的广州电力交易中心联合负责。

破除省间壁垒，实现跨区域资源高效配置

长期以来，我国电力市场存在较为明显的省间壁垒，跨省跨区电力交易受到输电通道物理瓶颈和市场机制不协调的双重制约。传统的计划分配模式，使得输电通道这一“物理高速公路”的通行权并未完全市场化，导致资源无法自由流动以实现最优配置。

“云霄模式”的重大突破在于，它首次将跨省跨区输电通道的容量使用权作为一种独立的商品进行市场化交易，从根本上改变了输电资源的配置方式。通过竞价，输电权被分配给最能发挥其价值（即价差套利空间最大或保供需求最迫切）的市场主体。这意味着，电力将能够更顺畅地从价格洼地流向价格高地，从而平抑区域价差，提升全国范围内的经济效率。例如，当福建风光大发、电价较低时，广东的用电企业可以通过购买输电权和低价电，有效降低自身用电成本；反之，当广东电力供应紧张、电价高企时，福建的电力也可以通过市场化方式支援广东。这种由市场信号驱动的资源流动，远比行政指令式的计划调配更为精准和高效，是打破省间壁垒、构建“全国一盘棋”电力市场的关键一步。

完善价格体系，发现输电通道的稀缺价值

在传统模式下，跨省跨区输电价格多为政府核定的“过网费”，它反映了输电的成本，但并未完全体现输电通道在特定时间的稀缺价值。当输电通道发生阻塞时（即想通过通道输送的电量大于通道实际容量），其稀缺性凸显，但这一价值在传统价格体系中无法体现。

输电权市场化交易通过竞争性定价，为输电阻塞赋予了明确的价格信号——即输电权的价格。当通道需求旺盛、竞争激烈时，输电权价格上涨；反之则下跌。这个价格，即“阻塞价格”，精准地度量了输电通道在特定时点的稀缺程度和经济价值。这一价格信号具有多重的重要作用：

引导短期资源优化。市场主体会比较跨省电价差与输电权价格，只有当电价差足够覆盖输电权成本时，交易才会发生，这确保了输电容量始终被用于经济效益最高的电力输送。

引导长期电网投资。长期、持续高昂的输电权价格，清晰地表明该通道是电网的薄弱环节，存在结构性阻塞。这为电网企业和规划部门提供了强有力的量化依据，证明在此处新建或扩建输电通道具有经济合理性，从而引导电网投资决策更加科学、精准。

形成完整的电力商品价格。用户最终的到岸电价，将由“发电侧电价+输电权价格+输配电价”构成。这使得电力商品的价格构成更加完整，清晰地反映了其在“发、输、配、用”各个环节的成本与价值，是电力市场价格机制走向成熟的重要标志。

丰富市场交易品种，构建多层次电力市场体系

一个成熟的电力市场体系，不仅应有电能量市场（中长期、现货），还应包括辅助服务市场、容量市场以及用于管理风险的金融衍生品市场。输电权市场正是这一多层次体系中的关键组成部分。

“云霄模式”引入的物理输电权 （PTR）交易，极大地丰富了我国电力市场的交易品种。它为市场主体提供了一种锁定物理输送路径的工具。在此基础上，未来可以进一步探索和发展金融输电权 （FTR）。金融输电权不赋予使用者物理输电的权利，而是一种金融对冲工具。持有者可以获得两地因电网阻塞而产生的价差收益，从而对冲现货市场节点电价波动带来的风险。

从物理输电权起步，逐步发展到功能更丰富的金融输电权，是国际成熟电力市场的普遍路径。云霄直流的探索，为我国未来构建包含电能量、输电权、容量、辅助服务等在内的完整电力市场产品谱系，建立起一个功能齐备、层次分明的全国统一电力市场，迈出了坚实的第一步 。

发挥改革“试验田”作用，为全面推广积累宝贵经验

任何重大改革都无法一蹴而就，需要通过试点先行、以点带面的方式稳妥推进。云霄直流输电权市场化交易，正是国家层面选定的电力市场改革的“试验田” 。

通过在这一特定通道上的先行先试，可以集中力量解决一系列复杂的技术和机制问题，例如：

跨网交易平台的技术实现。如何实现北京、广州两大交易中心的数据交互、联合出清与同步结算。

市场规则的磨合与完善。如何在实践中处理异常交易、交易纠纷，如何根据市场运行情况动态调整价格限制、交易周期等规则。

安全校核与市场出清的衔接。如何确保市场化交易的结果能够顺利通过电网的安全校核，并在市场出清与调度执行之间建立高效的协调机制。

监管体系的构建。如何对这种新型的跨省跨区交易进行有效监管，防范市场操纵风险，保障市场公平。

在云霄试点中暴露的问题、取得的经验、形成的数据，都将成为未来在全国范围内，如在“西电东送”等更大规模、更复杂的直流通道上推广输电权交易的宝贵财富。这有助于降低全面改革的风险和成本，确保全国统一电力市场建设行稳致远。

市场机制设计的复杂性与协调难度

一是中长期与现货市场的衔接问题。云霄输电权交易以月度起步 属于中长期交易范畴。然而，电能量的最终物理执行和价格发现主要发生在日前和实时的现货市场。如何实现输电权中长期交易与两端省份（福建、广东）现货市场的有效衔接，是一个巨大的挑战。目前我国电力市场普遍存在中长期交易灵活性不足、难以与波动性强的现货市场紧密耦合的问题。具体到云霄交易场景，可能会出现以下问题：

时序协调：购买了月度输电权的市场主体，如何将其分解到每日、每时段，并与两省现货市场的申报、出清流程相匹配。

价格风险：市场主体在月初购买输电权时，是基于对未来一个月价差的预测。但如果现货市场价格剧烈波动，导致实际价差远低于预期，甚至小于输电权价格，购电方将面临亏损。这种风险可能会抑制购买方市场参与的积极性。

曲线不匹配：中长期输电权合约通常是固定功率的“平段”合约，而现货市场的需求和新能源出力是波动的曲线。如何将“平段”合约转化为匹配实际需求的“曲线”合约，需要更精细化的市场产品设计。

二是跨省交易与省内市场的价格联动机制。理想状态下，跨省输电权的引入应促进省间价差的收敛。然而，价格联动机制的设计非常复杂。输电权的价格既是两省价差的结果，又反过来影响两省的市场出清价格。如果联动机制设计不当，可能导致价格信号扭曲或市场振荡。例如，当大量低价电力通过购买输电权涌入高价省份时，会拉低该省的现货市场价格，进而影响该省本地发电企业的收益和发电计划，甚至可能引发不必要的省间利益冲突和市场壁垒。如何设计一套能够反映真实供需、兼顾各方利益、实现平稳联动的价格机制，是核心难点之一。

电网安全运行与市场效率的平衡

一是调度指令优先级与技术协调。《交易方案》明确了“安全为锚”的原则。在实际运行中，电力调度机构始终拥有基于电网安全需要调整或否决市场交易结果的最高权限。这就带来了市场交易计划与电网安全约束之间的潜在冲突。例如，当市场出清结果可能导致电网关键断面越限或系统稳定性降低时，调度机构必须进行干预。这种干预如何执行、其优先级如何界定（例如，市场化交易与政府间协议、可再生能源保障性收购等的优先级关系，以及因安全约束导致市场化交易无法执行时，对市场主体的补偿机制如何设定？）这些都是亟待在交易规则和调度规程中予以明确的复杂问题。缺乏清晰、透明的规则，可能导致市场预期的不确定性，损害市场公信力。

二是输电通道故障下的履约与责任认定。电力系统是一个复杂的物理系统，输电通道存在因自然灾害、设备故障等不可抗力因素而停运的风险。如果云霄直流通道发生故障，导致已成交的输电权无法履行，责任应如何认定？由此产生的经济损失应由谁承担？当前的搜索结果中，关于此类的具体责任认定原则和纠纷解决流程信息非常有限 。这暴露出制度设计上可能存在的空白。必须建立清晰的不可抗力条款和履约失败处理机制。例如，是退还输电权费用，还是提供其他补偿？购电方因无法获得预期电力而造成的损失是否能得到赔偿？这些问题若无明确规定，一旦发生，极易引发商业纠纷，影响市场的长期健康发展。

输电权市场化竞价收入的归集与使用

云霄直流（闽粤联网工程）采用单一容量电价制：工程全年容量电费 2.3 亿元由福建、广东两省电网各分摊 50%（各 1.15 亿元），并纳入省级输配电价疏导。在此成本回收框架下，《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）配套的《云霄直流输电权市场化交易方案（暂行）》进一步规定：对保障两省基础互济需求后释放的富余通道容量，以月度及以内周期开展物理输电权（通道使用权）竞价；由此形成的输电权费用由闽粤联网电力运营有限公司收取，全额按 50%∶50% 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。

这一设计的经济含义是：把稀缺通道的市场竞价溢价，作为准许收入的调节项用于压降原本由两省用户“刚性承担”的容量成本，从而在形式上实现“取之于通道使用者、用之于受电省用户”。但值得注意的是，该机制能否真正落地为可核查的公共利益，关键不在于原则性表述，而在于三点程序性安排：第一，输电权费用的收支台账是否与运营公司其他经费严格隔离、独立核算；第二，冲抵口径、未冲抵结余的处置规则以及月度清算结果是否对外披露（至少向两省监管部门与市场主体可见）；第三，是否存在第三方审计与申诉复核通道。只有把这些环节制度化、透明化，才能避免产生“名义上冲抵容量电费、实际中可能沉淀为中间环节可支配资金”的外界疑虑，也才能使通道稀缺价值的分配经得起监管与市场审查。

市场监管与风险防范

一是市场力滥用与价格操纵风险。在任何市场中，都存在拥有显著市场力的主体通过不正当手段（如串通报价、发布虚假信息等）操纵市场价格以牟取暴利的风险。在输电权交易初期，市场主体数量可能有限，信息不对称问题可能较为突出，这为市场操纵提供了可能。例如，掌握关键电源或大额负荷的少数主体，可能通过协同行为影响输电权的成交价格。电力监管机构需要建立强大的市场监视系统 ，制定明确的针对市场操纵行为的处罚细则，并公开相关的执行案例 ，以形成有效震慑，维护市场秩序。

二是信用体系与准入资质管理。跨省跨区的大额电力交易涉及复杂的资金结算，对市场成员的信用要求极高。一旦发生违约，可能引发连锁反应，危及市场稳定。因此，必须建立一套严格的市场准入资质标准和信用评价体系 。搜索结果显示，电力市场普遍要求参与者具备良好的法人资格、财务状况和信用记录。对于云霄直流交易，应进一步明确具体的量化标准，例如最低注册资本、资产负债率要求、以及与交易规模相匹配的履约保函或保证金制度。同时，应建立信用评级与交易权限挂钩的动态管理机制，对失信主体采取限制交易、强制退市等惩罚措施。

从物理输电权向金融输电权的演进

当前“云霄模式”采用的是物理输电权 （PTR），它为市场主体提供了确定的物理输送保障。这是改革初期最稳妥、最直接的选择。然而，物理输电权也存在灵活性不足的问题，它将输电权与电能量交易紧密绑定。

未来，随着市场的发展成熟，应积极探索引入金融输电权 （FTR） 。FTR是一种纯粹的金融工具，其持有者有权获得两个节点间的阻塞收益（即价差），但没有物理输电的义务 。引入FTR具有以下优势：

一是提供更灵活的风险管理工具： 发电企业和用户可以通过购买FTR来对冲现货市场节点电价波动的风险，而无需真正参与跨省电能量交易。

二是促进市场流动性： FTR的交易主体可以扩展到金融机构等非电力实体，从而增加市场参与者的多样性和市场的流动性。

三是实现阻塞盈余的合理分配： 通过FTR拍卖，可以将阻塞盈余精准地返还给那些为电网阻塞成本付费的市场主体。

从PTR到FTR的演进，是国际成熟电力市场的共同路径 。我国可以在云霄试点稳定的基础上，适时研究设计适合国情的FTR产品，进一步深化电力市场的价格发现功能和风险管理机制。

“云霄模式”的复制与推广

“云霄模式”的最终价值在于其可复制性和可推广性。要将这一模式应用到全国其他跨省跨区输电通道，需要满足一系列前置条件，这些条件可从云霄试点的实践中总结提炼：

清晰的物理边界与输电能力核定： 待推广的输电通道必须有明确、公认的物理输电极限，这是进行容量交易的基础。

两端区域市场的成熟度： 通道连接的两端省份或区域，最好已经建立了较为成熟的电力现货市场，这样输电权交易才能与电能量市场有效衔接，形成真实的价差信号。

统一协调的交易与调度平台： 需要建立跨区域统一的交易平台和协同的调度体系，以支持联合出清、安全校核和结算。

标准化的交易规则与合同范本： 制定全国统一或区域统一的输电权交易基本规则，减少因规则差异带来的交易壁垒和复杂性。

强有力的跨区域监管协调机制： 必须有超越地方利益的监管机构（如国家能源局及其区域监管局）来监督市场运行，裁决跨区纠纷，确保市场公平。

未来，可考虑选择“西电东送”的某些直流通道，或者华北、华东、华中等区域间联络线，作为第二批输电权市场化交易的试点，逐步将市场化配置输电资源的范围扩大。

完善配套制度与法律法规体系

明确结算与争议解决机制。应在交易规则中，对结算主体、资金流转路径、结算周期等做出更详尽的规定。特别是对于像闽粤联网运营有限公司这样的合资运营主体，需要将其在交易结算中的具体角色和职责进行清晰界定。此外，必须建立一个高效、透明、多层次的争议解决机制，包括内部申诉、专家仲裁、监管调解乃至司法诉讼等途径，为市场主体提供清晰的权利救济渠道。

强化信息披露与市场透明度。透明度是市场的生命线。监管机构应强制要求交易中心和电网企业定期、准确、完整地披露关键市场信息，包括但不限于：可供交易的输电容量、历史交易价格和数量、阻塞发生情况、阻塞盈余的金额及使用去向、电网检修计划等。充分的信息披露有助于减少信息不对称，增强市场主体的决策能力，促进有效竞争。