负责省级电力市场现货及中长期交易策略制定、跨省区电量协调及风险管控，统筹200万千瓦级市场主体（含风光火多元电源）的交易执行，目标实现收益最大化与合规运营。

• 主导省级电力现货市场全周期交易，基于Python搭建LSTM神经网络节点电价预测模型，融合气象数据（风速/辐照度）与机组历史出力，将日前市场电价预测准确率提升至92%；通过动态调整96点分时申报曲线，季度平均成交电价较基准价上浮8.7%，年度为公司增收1200万元。
• 管理200万千瓦装机中长期合约（风电/光伏占比65%），创新“阶梯式曲线拟合+基差对冲”策略：根据新能源出力季节特性，将合约电量按“丰期低比例、枯期高比例”拆分，同步在期货市场买入看跌期权对冲偏差风险，合约与现货偏差考核费用从月均35万元降至8万元，年度节约成本280万元。
• 统筹粤桂、黔湘省间现货交易，分析受端省份（广东/广西）负荷特性（如工业用电占比72%）与通道利用率（年均85%），设计“丰枯分时段+落地端溢价”报价策略，推动省间交易电量同比增长42%至15亿千瓦时，边际收益提升至0.08元/千瓦时。
• 搭建电力交易风险监控体系，引入VaR（风险价值）模型与蒙特卡洛模拟，设定价格波动±20%、机组非停概率＞5%等6类风险阈值；全年拦截异常报价事件17次（如极端天气下误报高价），避免潜在损失超500万元，相关模型被纳入公司交易系统标准模块。

承担省级电力中长期交易执行、现货市场模拟数据支撑及政策跟踪，协助完成多元主体（火电/新能源）的交易申报与结算核对。

• 开发Excel-VBA自动化工具，整合中长期合约台账（含电量、电价、交割日），实现自动匹配发电计划与结算单，月度核对时间从3天压缩至6小时，错误率从2.3%降至0.1%，获部门“效率优化奖”。
• 参与省内现货市场模拟试运行，采集12家火电、8家新能源电厂边际成本数据（火电380元/MWh、光伏180元/MWh），构建短期供给曲线模型（供给弹性系数0.3），为交易策略提供数据支撑；试运行期间团队申报电量命中率达89%，高于全省平均水平15个百分点。
• 跟踪《电力中长期交易基本规则（2021修订版）》政策，梳理“偏差考核系数从2%降至1.5%”“新能源免考核门槛提高至80%”等12项关键变化，形成解读报告并推动策略调整，年度减少偏差考核支出45万元。

协助完成电力交易基础数据整理、新能源主体培训及市场动态跟踪，支持团队完成日常交易执行与分析。

• 搭建电力交易数据库，分类归档2015-2020年现货、中长期、辅助服务交易数据（含2000+条记录），设计“电价-负荷-新能源出力”关联分析表，支撑团队完成《年度市场运行特征报告》，其中“新能源渗透率每提升1%，现货电价波动增加0.5元/MWh”结论被纳入年度报告。
• 编制《新能源电站电力交易操作手册》，覆盖注册准入、申报流程（日前/实时）、结算规则等10个模块；组织6场线下培训（每场40人），考核通过率95%，助力30家新能源电站顺利参与市场交易。
• 每日监控市场出清结果，对比预测电价与实际偏差（设置±10%预警线），累计提交日报280份；其中12次提前预警极端波动（如寒潮期间电价暴涨300%），协助团队及时平仓，减少损失约80万元。

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。

支教时发现乡村小学因缺乏实验器材，科学课多停留在课本讲解。返校后联合实验室开发出百元级科学实验背包，内含20个基础实验器材。为确保可持续运营，设计配套视频课程与城乡结对系统，并培训132名大学生担任远程助教。项目覆盖9省47所学校后，学生科学兴趣评分提升35%。这段经历教会我用产品思维解决社会问题，当看到孩子们用自制望远镜发现土星光环时，我理解了教育的真谛是点燃可能性。