负责公司覆盖华东区域500MW火电及300MW风电资产的年度中长期交易策略制定、现货市场全周期操作及风险敞口管控，统筹跨省区电力余缺调剂，目标实现交易收益最大化与偏差考核最小化。

• 主导华东区域年度双边协商交易，基于PSS/E潮流计算与历史负荷密度数据，精准匹配省内煤电基准价与省间高价通道（如皖电东送），设计阶梯式报价曲线，最终签约中长期电量12亿kWh，较基准价溢价3.2分/kWh，超额完成年度收益目标的115%。
• 牵头现货市场日滚动交易，集成Python开发的短期负荷预测模型（MAPE≤2.8%）与风电功率预测系统（准确率91%），动态调整日前/实时市场报量报价策略；针对迎峰度夏期间节点电价（LMP）单日波动超20元/MWh的极端情况，通过跨省联络线功率转移（最大调节量800MW）对冲高价风险，当月现货交易平均成交价较区域均价高1.7分/kWh。
• 搭建交易风险指标体系，设置偏差电量占比（≤5%）、套利头寸VaR（单日≤50万元）等核心监控项；联动营销部优化用户侧负荷响应机制，将月度结算偏差从7.3%压降至3.1%，年度偏差考核费用减少420万元。
• 参与省级电力交易中心规则修订研讨，提出“风光火储联合出清”建议被采纳，推动公司参与的3个风光项目获得优先出清资格，年度绿电交易溢价空间扩大至5-8元/MWh。

聚焦广东电力市场，负责公司200MW光伏电站的月度集中竞价、挂牌交易及偏差处理，同步开展省内辅助服务（调峰、调频）市场试水，保障电站现金流稳定与收益达标。

• 独立完成光伏电站月度发电预测，结合气象局辐照数据与NASA SSE卫星遥感修正，将短期功率预测准确率从85%提升至92%；基于此优化集中竞价申报策略，连续6个月中标率稳定在88%以上，年度交易电量完成率102%，结算电价较标杆电价上浮1.2分/kWh。
• 针对光伏“鸭型曲线”特性，设计“日内滚动调仓+隔夜持仓”组合策略：早高峰前卖出富裕电量（最大单次50MWh），晚高峰前买入缺口电量（最小成本3.8分/kWh），全年减少弃光损失约180万元，偏差考核费用同比下降65%。
• 试点参与调频辅助服务市场，搭建AGC响应性能评估模型（响应速度≤2s、调节精度≥95%），筛选优质交易时段（电网频率波动＞0.05Hz时），累计提供调频里程12万MWh，额外获得辅助服务收益75万元，开辟第二利润增长点。
• 搭建交易数据看板，集成Wind电力数据库与电站监控系统，实现负荷、电价、天气多维度实时监测；通过Tableau可视化呈现关键指标（如剩余合约电量、市场流动性指数），支撑部门周度策略会快速决策，会议效率提升40%。

为发电企业客户提供区域电力市场供需研判、交易规则解读及策略建议，支撑客户年度交易方案编制，重点服务3家火电及2家新能源电站。

• 完成广东、江苏两省2022年电力供需平衡分析报告，基于GDP增速（6.2%）、新投机组（12GW煤电+8GW风光）及外电入粤计划（48GW），预测全省夏季尖峰负荷缺口1500万kW，提出“火电深度调峰+抽蓄顶峰”组合建议，被某百万千瓦级火电厂采纳后，度夏期间利用小时数提升230小时。
• 开发新能源电站交易竞争力评估模型，从“资源禀赋（利用小时数）、地理位置（送出通道裕度）、成本结构（度电边际成本）”三维度打分，为客户筛选出3个优先参与市场化交易的分布式光伏项目（综合得分＞85分），相关项目年度交易溢价达2.5分/kWh。
• 编制《广东电力现货市场入门手册》，梳理日前/实时市场出清机制、阻塞管理规则及结算公式（如节点电价=系统边际电价+网损补偿+阻塞费用），通过20+案例解析帮助客户交易员掌握“边际成本报价法”，客户现货交易亏损率从12%降至4%。
• 跟踪国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），撰写政策影响解读报告，指出“煤电交易价格浮动范围扩大至±20%”将导致部分高成本机组退出市场，建议客户提前锁定长协电量（占比提升至70%），规避现货价格波动风险。

长三角跨省域绿电交易价量协同优化项目

• 项目背景：双碳目标驱动下，长三角区域绿电需求年增速超30%，但跨省域交易存在“价格信号割裂、供需匹配低效”痛点——各省交易规则差异（如江苏年度双边、浙江集中竞价）导致公司绿电资源无法精准对接高溢价市场，2020年跨区交易收益较预期低18%。我的核心目标是主导搭建跨区域价量协同模型，实现绿电交易的“精准定价+高效匹配”，提升公司在长三角绿电市场的份额与收益。
• 关键难题与技术方案：一是多主体博弈下的绿电价格预测不准（历史准确率仅72%），需融合政策导向、新能源出力、市场情绪等多维度因子；二是各省交易规则的约束差异（如江苏的“年度电量兜底”、浙江的“实时平衡偏差考核”）导致供需无法联动。技术上，我采用LSTM+注意力机制构建价格预测模型，纳入“各省新能源装机占比”“跨区输电通道利用率”等12个政策与市场因子；同时基于混合整数规划（MIP）设计约束优化算法，将各省交易规则转化为模型约束条件，解决跨区域资源匹配问题。
• 核心行动与创新：1. 数据层：整合2018-2022年长三角6省（市）绿电交易数据、新能源出力数据及政策文本，搭建“政策-市场-技术”三维数据库；2. 模型层：针对江苏、浙江的核心交易品种（年度双边、集中竞价），分别训练子模型并实现跨模型协同；3. 落地层：推动模型与公司交易平台对接，实现“周度预测-月度决策-实时调整”的闭环管理。创新点在于首次将“输电通道剩余容量”作为价量协同的关键变量，解决了跨区交易的物理约束问题。
• 项目成果与价值：1. 价格预测准确率提升至89%，跨区绿电交易平均溢价率从12%提高至19%；2. 2022年公司长三角绿电交易规模达12亿kWh，较项目前增长45%，市场份额从11%升至18%；3. 形成《长三角跨省域绿电交易价量协同操作手册》，成为公司拓展区域市场的标准化工具。我个人也因此晋升为高级经理，负责整个华东区域的能源市场策略。

江苏分布式光伏聚合商参与调峰辅助服务市场模式探索与落地项目

• 项目背景：江苏分布式光伏装机超15GW，但多数项目未参与辅助服务市场，闲置调节潜力巨大。政策层面，2020年江苏启动“分布式光伏聚合参与调峰”试点，要求聚合商整合分散资源满足“单站容量≥1MW、调节响应时间≤2分钟”的考核要求。我的目标是从0到1设计聚合模式，将公司持有的30MW分布式光伏资源转化为辅助服务收益，验证商业模式可行性。
• 关键难题与技术路径：一是分布式光伏的分散性导致出力预测误差大（初始误差超25%），无法满足辅助服务的响应精度要求；二是辅助服务的“阶梯式考核机制”（如响应延迟1分钟扣减5%收益）对聚合策略的动态性要求极高。技术上，我采用“物联网平台+随机森林模型”解决出力预测问题：通过部署智能电表收集每座光伏电站的实时出力数据，用随机森林算法融合气象预报、历史出力等因子，将预测误差降至10%以内；同时设计“基准出力预留+动态调节池”策略，根据电网实时调峰需求调整聚合资源的出力分配。
• 核心行动与决策：1. 资源筛选：从公司持有的50MW分布式光伏中，选出地理位置集中、出力特性相似的30MW资源（覆盖苏州、无锡、常州三地），降低聚合管理成本；2. 系统搭建：对接电网公司的辅助服务平台，开发实时监测与报价系统，实现“出力预测-策略生成-指令执行”的自动化；3. 规则适配：与江苏电力交易中心反复沟通，明确“调节容量认定”“考核扣减规则”等细节，调整报价策略以平衡“响应速度”与“收益最大化”。决策亮点在于放弃“全量参与”的激进策略，选择“预留20%基准出力+80%动态调节”的组合，既满足考核要求又提升收益弹性。
• 项目成果与价值：1. 项目运行10个月内，累计参与调峰辅助服务42次，年收益达480万元，较项目前（仅卖电收益）增长41%；2. 单兆瓦分布式光伏的辅助服务收益从8万元/年提升至11.3万元/年，验证了分散资源的聚合价值；3. 形成《分布式光伏聚合参与辅助服务市场操作指南》，成为公司后续拓展江苏、浙江辅助服务市场的标准流程。此项目让我从“执行型交易员”转型为“模式设计型管理者”，奠定了我在能源市场领域的专业口碑。

• 因痛心于年轻人对历史的疏离，我在B站创立「古人脱口秀」栏目，用职场梗解构历史事件（如《雍正皇帝的KPI保卫战》）。通过设计「颠覆认知-史料佐证-现代共鸣」三幕剧本模板，单期视频最高收获1.7万条弹幕互动。
• 两年间栏目播放量突破180万，作品被多地中学选为教学素材。这段经历磨砺出将学术内容转化为大众语言的能力，也让我理解到真实用户反馈才是创作者的指南针。