迈进2025年，回首2024年末，诸多省份纷纷揭晓本省2025年电力市场交易蓝图。
此刻，我们不妨聚焦素有 “上有天堂，下有苏杭” 美誉的江苏、浙江两省的2025年电力市场交易方案。
为何独独着眼于它们呢？原因有二：其一，用电规模上，江浙两省在全国名列前茅。
2023 年，江苏全社会用电量高达7833亿度，位居全国第三；浙江全社会用电量也达到6192亿度，位列第四，庞大的用电量背后是其活跃且极具影响力的电力市场。
其二，从电力产业生态来看，江浙地区堪称典范，发电侧涵盖海上风电、分布式光伏蓬勃发展，用户侧储能、充电桩、虚拟电厂等新兴业态齐头并进，电力市场体系完备且成熟。
如此，深入对比探究两省在电力市场交易方案中的异同之处，便极具价值与意义。
共性凸显：电量架构、定价、用户互动与惠民协同1.交易电量结构江苏与浙江均采取了中长期交易电量占比不低于 90% 的策略，而剩余 10% 的电量则通过现货市场交易。
这种结构确保了电力市场的稳定基石与灵活调节的双重优势。
2.价格机制江浙两省均采用了基于燃煤基准价的浮动定价机制。
中长期交易的基准价在燃煤基准价的基础上上下浮动 20%，而代理购电价格则根据年度、月度、现货市场交易参考价进行加权平均计算。
3.用户参与两省均要求全省工商业用户全部参与市场化交易。
用户可以根据自身的电量大小和需求情况，选择直接与发电企业签订批发购电合同，或者通过售电公司参与零售交易。
对于体量较小的用户，还可以选择让电网代理购电。
4.便利与优惠两省都推出了一系列便利措施与优惠政策，如在线交易平台、小微企业电费优惠等，以提升交易效率与用户满意度。
殊途呈现：新能源布局、新势力参与的苏浙谋略1.新能源入市安排江苏：对集中式光伏、风电，区分是否参与绿电交易，设置了不同的保量保价发电小时数及交易方式；对分布式光伏、分散式风电，则需核发绿证后参与绿电交易，并对其交易规模根据上网电量的不确定性进行了限制。
这说明江苏在推动新能源入市时，既注重引导新能源参与绿电交易，以促进能源绿色转型和市场多元化，又通过保量保价等措施保障新能源发电企业的基本收益，同时考虑到新能源发电的不确定性，对交易规模和方式进行了合理规划，以维持电力市场的稳定运行。
浙江：统调新能源机组 90% 电量执行政府授权合约电价，10% 进行现货交易，分散式风电、分布式光伏自愿参与，不强制。
这表明浙江在新能源入市方面，更强调稳中有进，通过政府授权合约电价保障新能源发电企业大部分电量的收益稳定，降低市场波动对企业的影响，同时给予非统调新能源一定的自主选择权，鼓励其逐步参与市场交易，以适应新能源快速发展的趋势，在保障能源供应稳定的基础上，稳步推进电力市场化改革。
2.新兴市场主体准入江苏：积极吸纳虚拟电厂、独立储能等新型主体参与市场交易，为电力市场注入新的活力和创新元素。
这说明江苏在电力市场发展中具有较强的创新意识和开放态度，注重利用新兴技术和模式，优化电力资源配置，提高市场的灵活性和效率，促进电力市场的多元化发展，以更好地适应能源转型和经济社会发展的需求。
浙江：在储能、虚拟电厂等新兴领域的市场准入上相对保守，可能是出于对市场稳定性和现有市场结构的综合考虑。
这并不意味着浙江不重视新兴市场主体的发展，而是可能在等待更合适的时机或进一步观察其他地区的实践经验，以确保在引入新兴主体时能够与本地电力市场的发展阶段和整体规划相协调，避免对市场造成过大冲击，保障电力市场的平稳运行和有序发展。
此外，在新能源入市这一关键环节上，究竟谁更具适配优势？从布局角度来看，江苏、浙江两省所释放的政策导向大体相同，于这两地布局新能源产业，均有望收获较为可观的效益。
当下，新能源尽早入市已然成为不可阻挡的潮流，完全不必对价格波动过度忧心。
从山西、山东等地的先行经验来看，新能源全面入市后，电价下行渐成趋势，因而越早入市越能抢占先机。
总体来讲，江苏和浙江在电力市场建设进程中秉持稳步推进的策略，并未贸然采取激进的市场化大跨越行动。
现货市场的成熟运作尚需一定时日沉淀，与此同时，虚拟电厂、储能、电动汽车、充换电站等新型主体的潜能还远未得到充分挖掘与释放。
不过，随着 2029 年全国统一电力大市场建成的脚步日益临近，电力市场的市场化程度必将持续攀升，各类发电品种将悉数入市，用户侧的灵活性资源也会愈发充沛。
届时，储能、虚拟电厂、电动汽车、充换电站等将为电力系统的供需平衡以及安全稳定运行筑牢根基，新型主体的盈利空间也将得到前所未有的拓展。
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