安徽新能源突围市场化交易——国能日新智能方案增收实践
安徽省作为长三角地区的重要能源枢纽，其电力系统在保障区域能源安全、推动绿色转型中发挥着关键作用。截至2025年初，安徽新能源装机容量达4061万千瓦，成为省内第一大电源。
针对这一趋势，安徽省自 2025年1月1日起启动长周期连续结算试运行，明确核心参与规则：总装机3万千瓦及以上的集中式平价新能源场站，可通过“报量报价”或“报量不报价”模式参与现货交易；平价集中式新能源场站均具备中长期交易资格。同时，结算规则进一步细化，若某时段中长期合约电量未达实际上网电量的80%，且该时段日前电价高于保障电价，则需按“实际上网电量与中长期电量偏差量的80%”确定保障电量，剩余电量按双偏差模式结算。
在此政策背景下，安徽省新能源主体的交易决策不再依赖单一模式，而是需在精准预估自身发电能力的基础上，可借助AI智能技术预判市场供需与电价走势，为现货、中长期交易策略提供科学支撑，最终实现交易收益的最优解。
安徽省新能源场站市场化交易痛点
新能源收益受影响：新能源场站在现货报价中形式上有定价权，但实际上仍是价格的被动接受者。目前来看，安徽省现货市场的日前均价与实时均价均低于中长期均价，电价整体呈下行趋势，直接压缩了新能源场站的收益空间，给企业运营带来较大成本压力。
节点价格影响大：安徽省的节点价格不仅影响现货偏差结算电费，还直接作用于中长期结算电费。这要求发电侧必须精准分析自身节点价格与市场统一结算电价的差异，并将其纳入中长期交易策略制定中，差异的不确定性显著增加了策略设计的复杂度，易导致决策偏差。
新能源出力波动性大：新能源风光出力具有显著的波动性、间歇性和随机性，新能源场站在参与交易时，若场站无法对自身发电能力进行精准预估，将直接导致 申报电量与实际上网电量偏差过大，进而触发双偏差结算规则，最终影响场站实际收益。
国能日新智能交易解决方案
驱动交易决策全流程优化
针对安徽省新能源场站的交易痛点，国能日新构建了智能交易解决方案，通过AI技术打通从市场预判到策略落地的全流程，为场站提供科学决策支撑。
基础支撑：市场数据智能获取，保障算法底层可靠性。通过开发智能化获取工具实现15分钟频率的日前、实时电价全省电价、全省新能源出力、全网负荷、竞价空间、联络线、非市场化机组出力等、线路阻塞、输变电检修计划等数据每日自动回传，减少人工维护时间，保证算法底层数据获取的及时性。
核心前提：高精度气象与出力预测，解决发电量不确定难题。一方面基于自研「旷冥」AI气象大模型，对安徽省地理气候做本地化优化，通过同化省内新能源场站实测、省级气象站及高分辨率卫星数据，精准捕捉山区地形风场、平原光伏辐照度等要素变化，实现气象预测到发电出力预测的转化；另一方面针对长周期出力预测采用GRU模型，以场站历史日维度实际发电量和实测日平均气象数据作为模型输入，预测数据源采用时间尺度为45天的气象数据。通过长序列预测的方式，实现高精度、高时间分辨率的中长期功率预测。
实践验证
安徽新能源场站现货交易案例分析
以安徽省某集中式新能源场站4月10日现货交易实践为例，具体说明智能方案的落地效果：
历史供需与电价走势分析：锁定策略调整窗口
分析安徽省1-4月份96点历史供需情况及电价走势，午间时段，新能源出力较高，在6000-8000MW，负荷偏低，在20000-26000MW之间。从96点电价走势来看，午间时段电价较低，现货价差空间相对较大，早晚高峰价差相对较小，因此选择在午间时段进行策略调整。
日前供需分析：预判午间电价偏低趋势
分析1月-4月历史供需数据，4月份每日全省负荷相对前1-3月份较低，4月10日午间时段日前负荷远低于历史均值30198MW，新能源出力午间在8000-9000MW，因此判断午间时段日前电价偏低。
策略制定与实施效果：压低午间日前曲线实现增收
根据市场供需、气象预测、历史电价走势等因素后台算法自动判断日前出清电价整体低于实时出清电价，午间时段现货价差方向为负价差，午间价差空间相对早晚高峰价差空间较大，因此，选择在10:15-14:30之间压低日前短期曲线。最终。在4月10日当日实现现货增收。
智能技术引领新能源交易高质量发展
国能日新通过“数据智能获取、高精度预测、AI策略优化”的全流程解决方案，应对新能源场站面临的“电价下行、节点价格复杂、出力波动”挑战。未来，随着AI技术在电力市场中的进一步应用，将为新能源产业的市场化、高质量发展注入核心动力。
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