北京
上海市发改委近日印发的“新能源上网电价市场化改革通知”中明确，集中式光伏、集中式风电、分布式光伏、分散式风电、生物质发电等新能源项目上网电量全部进入电力市场，通过市场交易形成上网电价。其中最受市场关注的一条，是现货市场差量结算调整为差价结算方式。
这句话看似技术性，实际影响很大。过去很多省份现货结算采用“差量结算”，即中长期合约电量按合约价结算，偏差电量按现货价结算；改为“差价结算”后，更强调所有电量先按现货价格结算，中长期合约或机制电价主要承担财务对冲功能。这意味着，新能源和售电主体的收益，将更直接地暴露在现货价格波动之下。
差价结算，上海“嵌”得更深
2025年国家“136号文”已明确，新能源上网电量原则上全部进入市场，同时建立新能源可持续发展价格结算机制；对纳入机制的电量，电网企业按机制电价与市场交易均价之差进行结算，相关费用纳入系统运行费。福建、山东、江苏、浙江、广东等地均已落地。
上海这次的不同在于，它不仅延续了新能源机制电价差价结算，还把“差价结算”写入了现货市场结算规则本身。也就是说，差价结算不再只是新能源托底收益的工具，而是正在成为现货市场的基础结算方式之一。
上海的文件同时明确，新能源上网电量不再作为保量保价优先发电，电网企业可通过市场化方式采购新能源上网电量，用于匹配居民、农业和代理购电工商业用户用电。
江苏取消固定电价，正在打通批零传导链
上海这一调整，需要放在全国售电侧改革背景下看。
就在几天前，江苏电力交易中心印发《2027年江苏电力零售市场交易工作指引》，明确取消固定价格电量比例、现货市场价格联动电量比例、比例分成方式等要求，推动零售套餐电能量价格全面锚定批发市场价格。
过去，工商业用户常能签“一口价”合同，批发侧涨跌，用户感知有限。江苏新规落地后，零售电价将更直接跟随批发市场波动，批零价格传导链条被进一步打通。
这对售电公司意味着：靠信息差、固定价差、低价长协锁定用户的模式正在失效。对工商业用户而言，电价将更透明，但价格波动也会更明显。对储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体来说，峰谷价差将更多由市场供需决定，传统固定价差套利空间被压缩。
广西售电亏损，暴露一口价现货波动脆弱性
售电行业今年已经经历了一轮压力测试。
2026年以来，广西、广东等地出现批零倒挂，售电公司购电成本高于零售电价，部分企业出现严重亏损。广西9家央企所属售电主体曾联名反映，2026年1—8月当地售电行业累计亏损超20亿元，9月单月预计亏损超10亿元。
背后原因并不单一：一次能源价格上行、现货电价大幅波动、售电公司年初低价签单、中长期合约覆盖不足、零售合同缺乏价格传导机制，都加剧了风险。
更关键的是，很多售电公司仍沿用“低买高卖”的价差模式，零售合同以固定价为主，批发侧现货价格一旦上行，亏损就难以向下游传导。广西案例说明，现货市场越成熟，售电公司越不能只靠价差生存。
上海方案的信号：市场化进入深水区
把这三件事放在一起看，电力市场化改革正在从“发电侧入市”走向“全链条价格传导”。
上海这次文件还同步完善了代理购电机制、绿证协同机制和增量项目机制电价竞价安排。纳入可持续发展价格结算机制的电量，不再重复获得绿证收益，对应绿证划转至本市专用账户。
这意味着，新能源项目未来收益将更依赖三件事：现货价格水平、机制电价竞价结果、绿电和绿证市场表现。单纯依赖保量保价、固定电价、批发零售价差的经营模式，空间都会越来越小。
对发电央国企而言，需要重新测算新能源项目收益模型，尤其是差价结算、现货限价、机制电价执行比例变化后的现金流影响。
对售电公司和综合能源服务商而言，固定价差红利正在消退，负荷预测、交易风控、绿电交易、储能协同、需求响应和碳资产管理能力，会成为新的竞争门槛。
对工商业用户而言，未来电价将更贴近真实供需，低价“一口价”合同会减少，用电管理、储能配置和绿电采购的重要性会上升。
上海这份文件把差价结算进一步嵌入现货体系，并与代理购电、绿证、机制电价竞价联动，释放出明确信号：电力市场化改革正在从“扩面”走向“提质”，价格信号会越来越真实，风险分担也会越来越市场化。
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