电力市场新规则：输电权为何引入、难在何处？

2026年6月，国家发改委、国家能源局发布《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，以下简称734号文），明确提出以云霄直流通道为试点，从月度及以内的交易周期起步，推进输电权市场化交易。从市场化改革角度看，734号文标志着输电权首次进入国内电力市场实践，具有重要的里程碑意义。输电权的引入，使输电通道的使用权与使用费（即输配电价）正式分离，所有通道使用者仍需支付使用费，但能否优先使用通道的权利，开始具备独立的市场价值。

笔者认为，734号文的实际意义体现在三个方面：第一，开启输电权价值显性化时代；第二，在输电权交易中引入市场机制，实现公平竞价与边际出清；第三，选择物理输电权作为试点路径，体现了“先易后难、平稳起步”的改革原则。

输电权作为“标准电力市场设计”推荐的四大基石之一，其引入是电力市场化改革的确定性方向。734号文无疑吹响了输电权市场化改革的启动号角。结合国内外电力市场实践，本文尝试回答关于输电权市场化改革的几个关键问题：为什么要引入输电权？输电权实施的难点在哪里？输电权在国内电力市场的发展前景如何？

物理输电权和金融输电权的区别及适用范围

输电权主要分为物理输电权和金融输电权。物理输电权是指权利所有人对特定线路输电容量的直接使用权。然而，在交流电网中，由于潮流分布遵循基尔霍夫电路定理，线路潮流大小难以人为控制，除非电网为点状放射性结构，否则在环网存在的情况下，无法指定具体电力交易的潮流路径。因此，物理输电权的权利人基本无法准确实现这一权利。基于此，笔者认为，物理输电权仅适用于直流输电通道。此外，尽管单条联络线功率不可控，但省网外部联络线的总口子是可控的，因此，物理输电权也适用于交流电网中单个省网的总受电口子或总送电口子。

金融输电权是指在电网发生阻塞时，获得阻塞费用返还的权利。它较好地解决了输电权利与系统实际运行不一致的问题，将输电权利的实现与系统物理运行基本分开。金融输电权的市场操作，如拍卖、转让等，不会对系统的物理运行产生实际影响，只会影响经营主体的经济利益。因此，金融输电权适用于以节点电价为特征的交流输电通道。

物理输电权和金融输电权均具有方向性，从A节点到B节点的输电权与从B节点到A节点的输电权属于两个不同的标的。以金融输电权为例，若购买了错误方向的输电权，不仅可能没有收益，还可能面临亏空。因此，金融输电权通常采用期权形式，其最大好处是当预期收益为负时，拥有者可以选择放弃行使期权。

值得指出的是，欧洲电力市场是以双边交易为主的分散式市场，设立输电权市场主要是为了解决跨国输电通道的公平使用问题，因此，普遍采用物理输电权。而美国电力市场是以电力库为主的集中式市场，设立输电权市场主要是为了解决阻塞盈余的公平分摊问题，因此，普遍采用金融输电权。我们在借鉴国外经验时，必须充分考虑本国国情，不可盲目照搬。

引入输电权能够解决的问题

促进双边交易，规避市场风险

无论是在分散式市场还是在集中式市场，双边交易均是电力市场重要的交易方式。然而，电价并不是交易双方唯一关注的问题，双边交易在执行过程中面临的风险是必须考虑的因素。物理输电权关系到双边交易能否物理执行，而金融输电权关系到交易成本是否大幅波动。以金融输电权为例，假设A节点的负荷与B节点的发电达成了一笔交易电价为0.3元/千瓦时的双边交易。按照市场规则，A节点与B节点之间的节点电价差值必须由交易单方或交易双方承担。由于阻塞这个节点电价差值可能很高，在极端情况下甚至有可能超过交易电价本身。更为重要的是，这个节点电价差值大小无法事前确定。试问在没有购买金融输电权的情况下，有多少经营主体敢提前签订双边交易？反之，如果购买了金融输电权，那么相应的阻塞费用可以通过阻塞盈余进行返还，双边交易的总成本仅为交易电价和确定性的金融输电权购买成本。

简言之，双边交易通过支付金融输电权费用，在经济上防范了阻塞费用的大幅波动风险，相当于为双边交易的执行购买了金融保险。可见，引入输电权后可以确保双边交易的物理执行或者防范双边交易的金融风险，能够大幅提高经营主体参与双边交易的积极性，从而促进电力现货市场的平稳运营。

物理输电权和金融输电权的功效各不相同

对于物理输电权，市场运营机构的核心关切在于如何将输电通道使用权公平合理地分配给经营主体。在优先保障体现国家资源配置意愿的双边交易后，其他经营主体在获得物理输电权方面处于平等市场地位，此时引入市场机制参与分配是最优选择。物理输电权市场不仅能够确保报价最高的、最需要的经营主体获得输电权，还能实现输电通道的投资回报最大化，同时市场化回报率本身也能提供清晰的投资激励信号。总体而言，物理输电权主要解决的是输电通道的公平使用问题。

对于金融输电权，市场运营机构面临的问题则有所不同。在节点电价体系下，虽然阻塞电价可能为负，但阻塞盈余始终为正，即负荷支付的电费总额必然大于支付给发电方的电费总额。这是因为电力总是从低价节点流向高价节点，负荷按所在节点电价支付全量用电费用，而其中部分电力实际来自低价节点，从而使得这部分用电多付了电费，形成正向的阻塞盈余。由此可见，阻塞盈余的根本来源是负荷多付了钱，因此必须返还给负荷。如何公平合理地完成这一返还，成为市场运营机构最关注的问题，金融输电权应运而生。其设立目的正是为了解决阻塞盈余的公平分摊问题，购买金融输电权的经营主体有权获得与阻塞费用等额的阻塞盈余返还。

输电权实施的难点和缺点

物理输电权市场运营相对简单，这可能也是734号文选择从物理输电权起步的原因之一。其流程大致分为三步：首先，计算出可供交易的物理输电权容量；然后，组织经营主体报价申购，中标顺序通常由高价到低价，采用边际出清的方式；最后，在执行阶段，只有购买了物理输电权的双边交易才被允许物理执行。

金融输电权市场运营要复杂得多。金融输电权市场通常采用拍卖机制，目标函数是拍卖总收入最高，其优点是充分体现了市场配置资源的原则，谁出的价格高，谁就最有可能买到想要的输电权。金融输电权拍卖的难点在于这不是一个纯粹的金融拍卖：由于经营主体报价购买的是一系列不同的金融输电权组合方案（例如，经营者1买的是节点A到节点B的金融输电权，经营者2买的是节点E到节点F的金融输电权），拍卖机制必须确保最终中标的组合具备同时可行性。这决定了优化过程必须考虑电网在相应线路上的潮流分布和剩余输电容量，并涉及金融优化与潮流优化之间的反复迭代。在理想情况下，中标组合对应的阻塞费用返还总额应恰好等于阻塞盈余，但这种情形在现实中非常少见，金融输电权拍卖必定会多卖或少卖，完全吻合系统实际运行状态仅存在理论上的可能性。这就带来了一个问题——按中标金融输电权来返还阻塞盈余时，资金可能不满足返还要求，或返还后仍有余额。因此，金融输电权拍卖最大的难点就在于确定合适的中标组合，以确保阻塞盈余刚好满足返还要求。到了执行阶段，经营主体先根据市场规则结清电力现货市场的所有账单，再按所购金融输电权数量获得相应的阻塞费用返还。

然而，金融输电权也并非完美无缺。它在解决阻塞盈余公平分摊问题的同时，又制造了新的难题——金融输电权拍卖收入本身又该如何公平分摊？事实上，这一问题在国外电力市场中并未得到很好的解决，拍卖收入通常直接按负荷大小比例返还给负荷。这难免引发质疑：既然如此，为何不直接将阻塞盈余按负荷比例返还？引入金融输电权的意义又在哪里？国外电力市场的主流观点认为，尽管直接按比例分摊阻塞盈余与分摊拍卖收入在形式上相似，但引入金融输电权后，双边交易有了防范金融风险的有效工具，这对电力现货市场的平稳运营意义重大，因此，引入金融输电权仍有其必要性。

国内输电权市场发展前景展望

在全国统一电力市场建设框架下，建议在省间现货市场引入物理输电权，以公平分配跨区直流输电通道；在区域电力互济机制中引入物理输电权，以公平分配省间总受入或总送出交流输电通道；而在内部统一优化的南方区域现货市场以及所有省级现货市场中，引入金融输电权，以公平分摊阻塞盈余。

目前，国内所有省级电力现货市场的负荷均不执行所在节点的节点电价，而是执行所有发电节点的加权平均电价，这意味着负荷支付的总电费等于发电收到的总电费，阻塞盈余被人为设置为零。在不存在阻塞盈余的情况下，引入金融输电权自然没有必要。负荷执行发电加权平均电价的做法掩盖了节点电价的地理位置价值，造成了不同负荷之间的交叉补贴。更为重要的是，不同节点电价所代表的不同供求调节信号无法准确传导至负荷，使得负荷与节点电价之间的互动功能基本丧失。因此，这种做法注定是暂时过渡性的。随着电力市场负荷侧改革的逐步推进，负荷执行所在节点的节点电价是大势所趋。一旦发电和负荷均按照所在节点的节点电价结算，阻塞盈余开始出现，市场运营机构将面临阻塞盈余的公平分摊问题。初期可考虑不引入金融输电权，直接将阻塞盈余按负荷大小比例返还给负荷。但对经营主体而言，在负荷按节点电价结算后，双边交易将面临阻塞费用波动加大且无法事前确定的难题，缺少金融输电权这种风险防范工具将制约市场的平稳运营。因此，省级电力现货市场应未雨绸缪，加快金融输电权的研究和探索，做好全面实施的准备工作。