问题——新能源“上台阶”，电网运行“新命题”凸显。 中国电力企业联合会近期发布的有关分析指出，随着新能源快速发展，到2026年底全国装机规模预计将达到新的量级，非化石能源装机占比更提高，煤电装机比重持续下降。特别值得关注的是，太阳能发电装机规模或将首次超过煤电，风电与太阳能合计装机占全国总装机容量的比重接近一半。多位业内人士表示，该结构性变化意味着我国电力系统从“以稳定电源为主、波动电源为辅”的运行逻辑，逐步转向“波动电源成为重要甚至主力、稳定支撑需要重构”的新阶段。电网面对的不仅是负荷波动，更叠加了气象驱动的电源波动，安全保供、经济运行与低碳转型之间的平衡难度明显加大。 原因——不确定性上升来自三方面叠加。 一是风电、光伏具有天然的间歇性与随机性，出力受云量、风速、温度等影响显著，且变化速度快、空间差异大。二是装机规模上升后，局部区域新能源集中并网，电网调峰、调频、备用能力承压，系统对预测偏差更敏感。三是电力市场化交易不断深化，中长期合约、现货交易与辅助服务并行推进，偏差考核机制逐步完善，预测误差将直接转化为交易成本与经营风险。国家发展改革委能源研究机构有关专家指出，电力系统矛盾正从“供给不足”转向“供需两侧强不确定性并存”，其背后核心是气候与市场共同放大波动，要求以更精细的预测和更灵活的调度来对冲风险。 影响——预测能力从“技术选配”变为“运行刚需”。 业内测算，在高比例新能源条件下，短时和超短时预测的偏差将影响机组启停安排、备用配置与跨区交易计划；中期预测偏差则会影响检修排程、燃料采购、合约签订与风险对冲策略。对发电企业而言，预测不准可能带来偏差电量增加、考核费用上升，甚至挤压边际利润；对电网而言，预测偏差叠加极端天气，可能引发局部紧平衡乃至更大范围的运行压力。多地企业反馈，同一套预测模型在不同场站表现差异明显：平原、海上等气象与地形相对均一的区域，准确率较高；而在山地、峡谷、复杂下垫面区域，受局地环流与湍流影响，误差更易放大，进而影响交易策略与调度执行。这提示行业必须从“有预测”转向“好预测、可解释、可迁移、可治理”。 对策——从气象到数据、从算法到机制，补齐四类能力短板。 其一，推进气象与能源深度融合，强化“可用、好用、管用”的气象底座。随着有关部门推进能源气象服务体系建设，行业正加快建立面向电力的专业气象产品体系，包括辐照度、风速风向、云量、温度等关键要素的精细化预报与历史重构，并探索将水电来水等纳入更完整的多能源评估框架，为年度计划、月度交易与极端天气应对提供依据。 其二，提升功率预测技术路线的系统性，推动“机理模型+数据驱动校正”的融合应用。单一方法难以兼顾泛化与精度。业内建议基于设备特性、地形地貌、阵列遮挡、尾流效应等机理构建基础模型，再利用数据驱动方法进行偏差订正和不确定性量化，形成可解释、可迭代的预测体系，并将多时间尺度预测（分钟级、小时级、日前、周月尺度）贯通到同一业务链条。 其三，强化数据治理与模型“本地化”管理，解决“同模不同命”的落地难题。预测效果差往往不是算法单点问题，而是数据口径不一致、传感器质量不稳定、缺失值处理不规范、不同场站特征差异大等因素叠加。应建立统一的数据标准与质量评估体系，开展关键测点校验和数据追溯，完善场站分群建模与迁移校准机制，做到“按地形、按气候、按设备状态”差异化配置模型参数与输入特征。 其四，优化市场与调度衔接机制，形成“预测—交易—调度—考核”闭环。建议在现有偏差考核基础上，完善不确定性信息披露与风险分担安排，鼓励通过辅助服务、储能、需求响应等灵活资源对冲预测偏差；同时推动电网、发电企业、气象服务机构共享关键数据与评估指标，在确保安全与合规前提下提高协同效率。 前景——以预测能力提升带动新型电力系统“软实力”跃升。 受访人士认为，随着新能源继续扩张，电力系统将更依赖对不确定性管理能力。下一阶段，预测将不仅追求单点精度，更强调概率区间、极端情景与风险预警，服务于备用优化、现货出清、跨区互济和应急处置。同时，储能、抽水蓄能、灵活煤电与新型调节资源建设将与预测能力提升相互促进：预测越准，调节资源配置越经济；调节能力越强，系统对预测误差的容忍度越高。行业普遍判断，未来两到三年，功率预测能力的差距将直接体现在企业经营水平与区域电力安全韧性上，成为新型电力系统建设的关键“基础设施”。
从煤电时代迈向新能源时代，我国电力系统正经历深刻变革。这场转型不仅是电源结构的调整，更是整个能源体系运行逻辑的重构。面对波动性带来的挑战，唯有技术创新与制度创新双轮驱动，方能在能源革命浪潮中行稳致远，为经济社会高质量发展提供可靠的绿色动力支撑。