云霄直流输电权市场化交易为何被称为全国统一电力市场的“第四块拼图”。
25.6元/兆瓦时至100元/兆瓦时的“过路费”区间是如何算出来的，对跨省交易套利的真实影响。
输电权交易如何从机制层面破解“有电送不出、有路没人用”的跨区输送矛盾。
售电公司、储能、新能源开发商三类市场主体面临哪些全新的交易变量和收益空间。
云霄直流试点为何可能成为未来全国输电权市场的“样板间”。
跨省电能量交易输电权成本测算
售电公司跨省交易策略模型搭建
输电权价格对储能调度策略的影响分析
新能源项目外送通道可行性评估
110【行业观察】云霄直流输电权开市:电力市场的“路费”终于有价了 阅读完这篇文章，你将理解： 01 导语 2026年6月1日起，云霄直流输电权市场化交易正式启动。 这不是一条普通的能源新闻。输电权交易是继电能量、绿电、辅助服务等之后，全国统一电力市场体系迎来的第四个核心交易品种。它首次将跨省输电通道的容量从“行政计划分配”变成了“可交易、可定价”的市场资源。 云霄直流是连接福建和广东的背靠背直流工程，也是国网与南网之间首条纯互济模式输电通道。过去，通道容量由计划调度统一配置，计划之外的电想送，得看有没有“余座”。现在，通道富余容量被拿出来明码标价、集中竞价。 简单说：以前只买电，以后还得买“路”。 02 为什么输电权交易非搞不可 我国跨省输电通道长期采用行政计划方式配置——国家安排送多少电，电网负责输送，用户买电，通道本身没有市场价格。 在新能源占比低的时候，这套模式没问题。但“十五五”以来，两个矛盾越来越突出： 第一，通道越来越紧张。 西北风光大基地发电量巨大，广东、江苏等负荷中心需要绿电，但跨区输电线路容量有限。有电，送不出去。 第二，通道利用率不高。 另一边，有些输电通道部分时间段闲置，因为计划指标已经用完。一边缺通道，一边通道空闲。 云霄直流作为国网与南网之间的跨区枢纽，天然适合承担“开路先锋”的角色。2025年国家发改委已明确跨经营区常态化交易方向，输电权市场化是这条路上的关键一步。 03 核心机制：25.6元到100元的“路费”怎么定 根据同步印发的《云霄直流输电权市场化交易方案（暂行）》，核心机制如下： （一）交易什么 交易标的： 云霄直流通道的富余容量——即保障福建、广东两省基础互济需求后，剩下的那部分输电能力。这部分容量通过市场化竞价进行配置。 关键限制： 福建、广东每季度最多保留富余容量的50%，其余必须释放到市场。不是“想留多少留多少”，市场优先。 （二）价格区间 输电权报价下限25.6元/兆瓦时，上限100元/兆瓦时。 25.6元怎么来的？ 按通道准许收入（全年固定容量电费2.3亿元）除以规划利用小时数折算。换句话说，这是通道的“保底成本”，低于这个价，通道就亏本运行。 100元的上限，则是为了防止极端情况下“天价过路费”影响市场稳定。 （三）出清规则 谁出价高，谁优先获得通道。当申报电量超过可用容量时，按输电权报价从高到低排序出清。 这意味着：光有电不行，还得出得起价。跨省套利不仅要看两地电价差，还要看输电权价格。如果输电权成本吃掉价差，套利就不成立。 04 各方影响：三类市场主体必须关注的新变量 （一）售电公司：从“看电价”到“看路价” 过去售电公司只关注电价差，未来必须关注四维变量：电价差、输电权价格、通道拥塞程度、现货走势。 举个例子：广东现货价0.55元/度，福建0.32元/度，价差0.23元。看着有套利空间。但如果输电权价格冲到80元/兆瓦时（0.08元/度），加上线损，利润几乎被吃光。 售电交易员的核心能力需要迭代——从研究电价，升级为研究“电价+通道+拥塞+现货”的综合博弈。 （二）储能：多了一个收益信号源 输电权价格本质反映通道紧张程度，而通道紧张往往对应价格剧烈波动。未来可能出现：输电权价格高→储能放电、减少跨区购电需求；输电权价格低→跨区购电、储能充电。 储能收益来源正在扩展：从峰谷套利，逐步扩展到电能量、辅助服务、容量市场、输电拥塞管理四大市场协同收益。云霄直流为第四类收益打开了空间。 （三）新能源开发商：资源不再是唯一 过去项目价值=发电量×电价。未来项目价值=发电量×（电价-输电成本）。没有通道，再低的发电成本也无法变现。 沙戈荒基地、海上风电基地、大型光伏基地的项目估值逻辑将发生变化：谁能为自己的电量锁定稳定的跨区输送通道，谁的项目就值更高溢价。 （四）特色：电能量和输电权同步转让 方案明确：电能量交易合同转让时，电能量和输电权同步转让，合同转让后的购电方需按最近一次输电权价格承担费用。 这是防止“倒卖路条”的关键条款——通道容量不是拿到就能转手加价，权随电走，责任随权转。 05 收益闭环：路费最终流向了哪里 输电权费用由闽粤联网电力运营有限公司收取，全额按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。 简单说：路费的“利润”不是被通道运营方赚走，而是返还给用户。通道成本越低，全社会用电成本越低。云霄直流本身就是单一容量电价机制，全年固定容量电费2.3亿元，由两省各分摊50%纳入输配电价疏导。 输电权市场化交易本质是：在保障基础供应的前提下，把通道富余容量拿出来竞价，让愿意出高价的主体先用，多收的钱冲抵两省的固定容量电费，最终让所有用户受益。 06 为什么值得关注：输电权交易是第四块拼图 全国统一电力市场建设可分为四个阶段：发电侧市场化、售电侧市场化、现货市场建设、输电资源市场化。输电权交易正是第四阶段的重要标志。 我国坚持物理输电权路径，将输电权与电能量交易深度融合、联合优化出清，更适配国内电网安全运行与新能源高效消纳的需求。输电权市场化交易落地，标志着全国统一电力市场体系建设进入新阶段。 未来几年，大概率会出现更多跨区通道输电权市场、输电容量竞价、输电拥塞价格、金融输电权产品，甚至形成类似欧美市场的“电价+输电权”双市场体系。 07 行动清单 一、售电公司：升级交易模型。 将输电权价格作为跨省套利测算的核心变量，建立“电价差-输电权成本-线损”三层损益模型。 二、储能项目：关注输电权价格信号。 高频输电权价格波动可能成为储能调度决策的新输入，提前研究电价与输电权价格的关联规律。 三、新能源开发商：把“通道资源”纳入项目估值。 在沙戈荒、海上风电等大型基地项目规划阶段，同步评估外送通道的可获得性和成本。 四、关注云霄直流试点经验推广。 云霄是“样板间”，一旦模式跑通，大概率向全国其他跨省跨区通道复制。 08 结语 云霄直流输电权市场化交易，表面看只是一条线路的机制调整，实质是全国统一电力市场体系的重要制度补位。 它把“路”从公共基础设施变成了可交易、可定价的市场资源；把通道容量从计划分配变成了价高者得；把跨省交易的决策变量从“电价差”扩展到了“电价差+输电权+拥塞+现货”的四维博弈。 对于售电公司，未来拼的不再只是电价预测能力，而是“电价+输电权+现货”的综合交易能力。对于储能企业，输电权价格可能成为新的收益信号源。对于新能源开发商，拥有资源不再足够，能否获得稳定的跨区输送能力将直接决定项目价值。 电力市场的“路”终于有价了。这条路上的玩家，也该更新自己的地图了。 华梁碳索 为工商业能源决策者提供可执行的认知增量 投资运营 | 决策咨询｜资产尽调｜策略培训 如果您想进一步了解输电权交易对跨省交易策略的具体影响，欢迎联系华梁碳索。 我们可以提供：
