摘要：针对新能源全面参与电力现货市场后面临的市场化收益波动与偏差考核风险，研究了适应现货交易机制的新能源发电交易策略。通过分析现货市场价格波动特征与新能源出力不确定性，构建了基于预测精度提升的交易时机选择方法、考虑价格波动的动态报价策略以及多主体协同的交易优化机制。研究结果表明，上述策略能够在降低偏差风险的同时提升新能源交易收益并改善电量消纳水平。研究为新能源发电主体在电力现货市场中的交易决策与风险管理提供了方法参考。

关键词：电力现货市场；新能源发电；交易策略；价格波动

0 引言

随着我国电力市场化改革进入深水区，电力现货市场由试点阶段逐步转向正式运行。特别是国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快推进新能源参与电力市场有关工作的通知》（发改办体改〔2023〕163 号）等一系列政策的出台，标志着新能源已开始全面参与电力市场交易。这一转变导致新能源电站的经营模式发生根本性改变：传统的固定电价和保障性收购模式逐步退出，电价完全由市场实时出清决定，发电计划、出力曲线均需通过市场化竞争获得，使得项目收益不再稳定可控。

在此背景下，新能源发电主体面临着前所未有的机遇与挑战。一方面，市场化机制为新能源提供了通过优化策略获取更高收益的可能性；另一方面，新能源发电固有的不确定性与现货市场价格的时序波动性相互叠加，带来了严峻的经营风险。功率预测偏差导致的考核费用、分时变化的节点电价波动以及激烈的市场竞争，都直接影响项目的最终收益水平[1]。因此，新的市场环境对新能源电站的出力预测精度、报价交易策略和灵活性调节能力提出了远高于以往的要求。

为应对上述挑战，有必要针对性地研究适应电力现货交易机制的新能源发电交易策略。本文正是在此背景下，从预测技术、报价机制及多主体协同等层面探索灵活有效的交易策略，旨在帮助新能源发电主体在降低偏差风险的同时，提升交易收益并改善电量消纳水平，从而在激烈的市场竞争中占据有利地位。

1 电力现货市场与新能源发电的现状分析

电力现货市场将负荷预测、机组可用性及输电约束统一纳入优化出清，电价呈现明显的日内峰谷与周内波动。新能源发电以风电、光伏为主，边际成本低，但受气象影响较大，出力具有随机性，实际发电与交易电量常出现偏差，增加偏差结算压力。在高比例风光和通道受限地区，低价甚至负价时段频繁出现，收益对出清时点高度敏感 [2]。预测误差叠加偏差费用，加剧新能源收益波动，也凸显储能与需求响应等灵活资源在削峰填谷和提升消纳方面的重要作用。

2 电力现货市场下新能源发电交易策略

2.1 基于预测精度提升的交易时机选择策略

面向日前与实时衔接的交易场景，将数值天气预报与长短时记忆网络耦合，以提升风光出力的可预测性，并以不同提前量的滚动预测误差去映射偏差费率与节点边际电价，从收益敏感度角度界定交易时机窗口。为在训练阶段压缩与收益直接相关的误差，构建收益权重化的误差最小化目标如下：

其中，θ 为 LSTM 参数， x_t 为由 NWP 与历史功率组成的输入， P_t 为实测， Δ_Pt^′ 为预测， w_t 为与节点边际价或偏差费率相关的权重，λ为正则系数，T 为样本长度。据此把加权误差阈值与交易闭市时点联立，择优选择误差收敛且价格波动较弱的提交窗口，为后续分时报价提供稳定边界。

2.2 考虑市场价格波动的动态报价策略

在价格预测方面，采用 ARIMA 模型识别电价的日内与周内周期特征，并生成短期价格轨迹，为报价决策提供依据。动态报价策略以预测出力可用区间和电网运行约束为条件，通过引入价差阈值与偏差费用的条件期望，对潜在风险进行扣减。在实施过程中，高价时段适度上浮报价并优化申报电量，以提升收益；低价或不确定性较大的时段则采取相对保守的报量策略，以降低偏差风险。同时，当实时市场信号明显偏离日前价格轨迹时，及时触发日内修正与再申报机制，对报价和申报电量进行动态调整，以提高交易策略的灵活性与适应能力。

2.3 多主体协同的新能源发电交易优化策略

在协同交易层面，将新能源电站、储能系统与可中断负荷整合为联合体，通过统一优化调度提升整体交易效率。优化过程中同时约束储能荷电状态、充放电功率上限及循环特性，并考虑可中断负荷的响应时长与容量限制。在此基础上，结合节点边际电价、偏差考核机制和储能容量退化成本，对储能充放电与负荷响应路径进行协同优化，将潜在的弃风弃光风险转化为价差收益，从而提升新能源消纳能力与收益稳定性。在收益分配方面，采用边际贡献顺序法与按超额收益比例相结合的规则，形成兼顾长期激励与单次交易公平性的分成机制。

3 应用效果评估

3.1 量化评估指标体系

考虑新能源现货交易中收益与风险并存的特点，本文构建由收益提升率、风险降低率和消纳率组成的评估指标体系，以综合反映盈利能力、稳健性和消纳水平。收益提升率指策略期综合结算收益相较基准期的增长比例，综合收益包括电能量销售收入、偏差费用及储能和需求响应形成的价差收益，并按季度统计。风险降低率通过小时结算收益的尾部损失变化进行衡量，并结合偏差费用超阈值事件频次进行辅助验证。消纳率则为结算上网电量占可发电量的比例，可发电量依据气象条件和运行约束推算，以减少季节性因素对结果的影响。

3.2 案例分析

为检验策略的可实施性，选取装机 100MW 并网点电压等级 220kV 的光伏电站作为对象，站内计量以节点边际电价进行结算，策略包含预测精度增强的时机选择、考虑价格波动的动态报价以及电站与储能和可中断负荷的协同优化。对比 2023 年 Q1 与 2023 年 Q2 的经营数据可以看出，季度收益由 1200 万元提高至 1560 万元，对应收益提升率为 30% ，同时消纳率由 85% 提升至 92% ，详见表1。

表1 某100MW 光伏电站策略实施前后收益及消纳率对比表

结语

在新能源全面参与电力市场的背景下，本文围绕电力现货市场环境中的交易决策问题，构建了包含交易时机选择、动态报价与多主体协同优化的综合策略框架，并建立了多维度评估指标体系。分析表明，通过提升出力预测精度、结合价格波动进行动态报价以及引入储能和需求响应等灵活性资源协同调度，可有效降低偏差风险，显著提高新能源交易收益与消纳水平。未来研究可向更深层次拓展，探索基于深度强化学习的自适应报价模型，并进一步考虑新能源参与调频、备用等辅助服务市场的联合优化策略，以最大化市场环境下的综合价值。

参考文献：

[1] 刘巧媚 . 电力现货交易市场中的风险管理与对策 [J]. 管理学家 ,2026,25(03):112-114.

[2] 高赐威 . 现货市场环境下的电力监管问题及应对策略 [J].中国电力企业管理 ,2025,(34):27-29.

作者简介：党万强（ 1995.09- ），男，藏族，青海西宁人，本科，助力工程师，研究方向：电力市场营销