为满足社会经济可持续发展的新需求,我国电力体制改革不断深入推进。目前,我国电力市场形成以中长期电能量市场为主,现货电能量市场和一系列辅助服务市场为辅的新态势。我国在积极推进电力市场化建设的同时,也给电源侧主体参与电力市场带来了新的问题与挑战。水电站作为电力市场中的电源侧,怎样在充分考虑市场结构复杂性、价格不确定性风险、梯级水电站补偿效益等要素后,合理决策现货市场竞价,是其参与电力现货市场化交易时面临的实际困难和重大挑战。本文对梯级水电站同时参与电能量市场、调频辅助服务市场和旋转备用辅助服务市场开展了深入研究。首先介绍了国内外电力市场的建设情况,以此为基础构建出梯级水电站参与现货电能量市场和辅助服务市场的申报优化模型;然后考虑到梯级水电站参与电力现货组合市场时由于电价预测的不确定性造成的收益风险问题,引入条件风险价值,运用场景分析法对梯级水电站参与电力现货组合市场的期望效益和风险效益进行综合考量;最后采用合作博弈方法对所属业主单位不同的梯级水电站参与电力现货组合市场时的效益分配问题开展研究。主要研究成果如下:（1）针对梯级水电站参与到由电能量、调频和旋转备用市场构成的电力现货组合市场时,面临该组合市场结构十分复杂的问题,首先分析了水电站参与各电力市场时的组合方式及水电站参与各组合市场时的准入条件,并构建了梯级水电站参与电力组合交易市场的申报优化模型,最后以雅鲁藏布江流域中游的DG、ZM和JC三座梯级水电站为背景进行分析计算,求解出梯级水电站参与电力现货组合市场时的申报策略。需要注意的是,当调频里程价格降低时,DG水电站的申报策略几乎不会发生变化,而ZM和JC两座水电站在电价高峰时段（时段19～23）的申报策略将会发生变化,其会减少在调频辅助服务市场中的申报容量。（2）针对梯级水电站参与电力组合市场时由于电价不确定性造成的收益风险问题,构建了基于场景分析法的梯级水电站参与电力现货组合市场的优化模型,同时引入条件风险价值来计量梯级水电站参与电力组合市场的风险效益。最后以雅鲁藏布江中游的DG、ZM和JC三座梯级水电站为背景进行分析计算,结果显示当风险因子β=0.5时,梯级水电站整体的期望效益为600.87万元,条件风险价值CVaR为594.76万元。与上述不考虑电价风险的申报策略相比,作为上游电站的DG水电站的申报策略会发生较大的改变,其在电能量市场电价高峰时期（时段18～23）也会保留一部分发电能力来应对电价风险,通过该模型可以为风险厌恶型的决策者提供参与电力现货组合市场时的方案。（3）针对多业主单位的梯级水电站共同参与电力现货组合市场时面临效益如何分配这一现实问题,提出了一种在电力现货市场下梯级水电站的合作博弈运行策略,以分属两家业主单位的雅鲁藏布江流域三座梯级水电站为背景展开分析计算,基于合作博弈理论,通过核仁分配方法对梯级水电站组成的联盟的效益进行合理分配。结果表明,与各水电站独立运行相比较,三座梯级水电站在相互合作时,其效益分别增加了 0.95%、1.09%、1.81%。当按照水电站所属业主单位进行联盟时,两家业主单位的效益分别增加了 1.09%、0.75%。