24小时前，风还没来时，风机所能发的电量，已经显示出来。

　　通过收集气象等关键数据及一套复杂的算法，国内的新能源功率预测已经可以实现更高的功率预测的精度。

　　风电、光伏具有间歇性、随时性的特性，为需要保持发电、用电实时平衡的调度系统带来了难题，新能源功率预测，通过预测功率，可以带来更大的调度空间，也有利电网安全。

　　国内外的经验均表明，通过提高新能源功率预测的精度，可以有效提高新能源并网的比例。

　　国内各地区对新能源功率预测的精度要求不一，但趋势是越来越严。国内普遍要求，风电场预测次日发电功率，与实际功率的误差应小于20％。有些地区按月考核日均功率预测误差，有些地区更严格一些，按日考核。

　　国网冀北电力有限公司是国内较早开展新能源功率预测的电力公司之一，但到了冬季供暖季，也只能看着风电白白被弃。新能源功率预测并不能完全解决新能源的消纳问题，国内新能源面临的限电难题，还有着更深层次的原因。

　　新能源功率预测并不稀奇。早在1997年，丹麦国家电网就开始了风电功率实时预测。2012年之前，国内风电场、光伏电站安装功率预测系统视自主意愿而定。2012年，《风电场接入电力系统技术规定》、《光伏发电站接入电力系统技术规定》相继实施，功率预测系统成为风电场、光伏电站的并网前置条件。

　　东润环能研发总监娄勇刚介绍说，风电场功率预测系统首先要根据风电场的历史功率、历史风速、地形地貌、数值天气预报、风电机组运行状态等数据建立风电场输出功率的预测模型，以风速、功率和数值天气预报数据输入，结合风电场的运行状况，得到风电场未来的输出功率。

　　气象预报精准度，一定程度决定了新能源功率预测的精准度。目前国内新能源功率提供商多购买多来源的气象数据，再通过计算模型，进行气象的预测。比如，东润环能气象预报，就用中国气象局、丹麦气象公司、美国气象公司等多个数据源，进行集合预报。

　　“降尺度的计算是关键。”国能日新副总经理周永说，购买的气象数据是高空数据，还需要通过计算模型，测算等风机高度的气象数据。

　　各预测系统提供商的计算方法不一。比如，IBM采用了独家的“认知计算”分析方式，提高了新能源功率预测的精度，应用在张北地区风场。

　　但在现实中，风电场、光伏电站的运行数据，常常成为制约新能源功率预测的关键原因。娄勇刚说，国内风电从业人员普遍年轻，管理比较粗糙，风电场经常出故障，运行数据又不能实时共享，自然降低了功率预测的精度。

　　在东润环能给业主单位的培训讲义中有一条是“防止预测设备被偷”。讲义中案例显示，某风电场数十台风机长期故障，运行数据也未与功率预测系统同步，预测精度可想而知。

　　国内新能源功率预测经历了一个精度逐步提高的过程。2012年，国家能源局发布《风电功率预测预报考核办法（试行）》后，各地能监局陆续制定了风电功率预测考核管理的相关条款，通过经济手段考核预测不达标的风电场。

　　随考核要求提升，功率预测精度也在提高。周永说，在早期，国能日新还提供过预测精度仅为60％的产品。但现在普遍要求风电场预测次日功率与实际功率误差小于20％，各地具体考核方式不一，有的按月考核日均预测误差，有的按日考核。

　　但在国外，新能源功率预测的精度要远高于此，预测次日功率误差普遍小于10％，一些地区预测误差甚至在5％左右。多位业内人士认为，原因之一，在于国外风电场管理水平远高于国内，国外风机故障率也较低。

　　为解决这一短板，东润环能成立了专门的巡检小组，为新能源发电项目提供新能源功率预测的培训，并主动巡检，及时调整计算模型，提升精度。

　　国能日新也推出一款更高精度的预测功率产品，其做法类似东润环能，改原先定期巡检，变为专人维护，每天根据风场、光伏电站运行状况来调整模型。

　　中国气象局风能太阳能资源评估中心研究员朱蓉曾考察过西班牙、丹麦的风电功率预测的情况，这两个国家的特点是电网与发电企业都安装了新能源功率预测系统。

　　大唐新能源华东公司书记赵翔飞认为，电网公司建立新能源功率预测系统，可以更全面地收集区域内各风电场的数据，有利于进一步提高预测的精度。

　　近些年来，国家电网公司也在各省级以上电网安装新能源功率预测系统。《财经》记者了解到，由中国电科院开发的新能源智能监测与调度系统，就含有新能源功率预测功能，已经在22个省级及以上电网应用。

　　业内普遍认为，提高新能源功率预测精度，对电网容纳更多可再生能源意义重大。

　　2005年《可再生能源法》颁布，要求可再生能源“全额上网”，电网调度逐渐转变为以可再生能源并网为主，传统能源辅助调峰的模式。

　　现实操作中，燃煤发电机组分调度机组与生产机组，前者执行调峰，最小出力可以降到额定功率的50％，后者一般不执行调峰，不得已时，最小出力可以降到额定功率的70％。

　　国网冀北电力公司调度中心主任施贵荣介绍，新能源并网发电时，备用以燃煤发电机组为主。“新能源功率预测更精准，我们就可以减少更多备用机组。”施贵荣说，这些减掉的机组释放出来的容量，就可以接纳更多的新能源。

　　冀北电力公司覆盖5个地级市，是国内可再生能源装机比例最高的地区之一。截至目前，冀北电力公司负责调度的电力装机为2155万千瓦，其中新能源装机930万千瓦，风电装机为854万千瓦，光伏装机76万千瓦。2015年6月30日，冀北电网风电产生有史以来最大的单日波动幅度，为512.5万千瓦，接近冀北电网总装机容量的四分之一。

　　据了解，冀北电力对风电场进行主动管理，提升发电侧的功率预测精度，并结合调度侧研发的风电功率预测系统，对不同预测曲线进行组合预测，2014年全年预测准确率达到88％以上。此外，冀北电力还要求并网的风电场、光伏电站安装功率控制系统。

　　这样，冀北电力公司可以精准预测功率，提前安排调度计划，当风电出力与预测结果偏差过大时，还可以通过分钟级的功率控制系统调节风电出力，保障电网安全运行。

　　2015年10月8日，冀北电网风电最大出力达到543万千瓦，风电瞬时出力占当时全网发电电力和负荷比例的最大值分别达54.3％、33.3％。

　　施贵荣透露，冀北电力对风电场、光伏电站进行考核，不达标准的，会扣除上网电量，这部分电量会用来奖励功率预测超过考核标准的企业。

　　风电运营商认为，功率预测的另一好处，可以让运营商提前知道功率情况，这样可以把检修计划安排在无风或少风的时段，也提升了整体的发电量。

　　但仅依靠提高新能源功率预测精度，并不能解决弃风、弃光的限电顽疾。施贵荣说，冀北一到供暖季，热电联产机组必须运行供热，这些机组维持运行的最小出力，就足以满足当地的电力需求，新能源的调度空间非常有限，“新能源预测准确率达到100％，也没有办法不弃风”。

　　国外新能源功率预测与国内的显著不同，在于其在电力市场中扮演着重要的角色。以德国为例，德国由电网公司进行功率预测，含新能源在内的发电公司，统一在欧洲电力市场竞价，预测不准的电量，由电网公司在平衡市场购买，来保证电网的实时平衡。

　　新能源电力公司参考预测功率来决定其报价。新能源功率预测，成为了电力市场的基石之一。但在国内，电力购销均集中在电网公司，上网电价、销售电价也由政府制定，不存在成熟的电力市场。新能源功率预测，扮演着帮助新能源友好并网的角色。

　　但这一情况正在改变。今年3月，中共中央国务院发布了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（俗称“9号文”）。要求“加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制”。

　　据新华社报道，发改委已经报批的电改的六个配套文件，涉及输配电价改革、电力市场建设、电力交易机构组建和规范运行、有序放开发用电计划、售电侧改革以及加强和规范燃煤自备电厂监督管理等，预计近日即可公布。

　　江苏省电力科学研究院电网技术中心李强博士认为，随着电改的深入推进，新能源功率预测可以发挥更大的作用。

　　江苏省正在制定2020年可再生能源发展路线图，可再生能源并网比例将进一步提高。为了应对未来发电端的变化，江苏正在积极推进需求侧管理，通过政策等手段来调节用电负荷，既涵盖用电高峰时，削减用电负荷，也包括在用电低谷时，提升用电需求。

　　“2015年江苏省最高用电负荷超过8000万千瓦，夏季用电高峰期间，仅空调用电负荷就接近3000万千瓦。”李强说，通过对需求侧管理，可以有效削峰填谷，保证电网安全。

　　目前，国内的峰谷电价对用户削峰填谷激励有限。以江苏为例，普通工业用电高峰电价约为每度1.4元左右，低谷电价约为0.4元左右；普通居民用电峰谷价差更小，高峰电价约为每度0.56元左右，低谷电价约为每度0.36元，而国外电价价差动辄在5倍以上。德国新能源参与竞价后，由于有政府补贴，在风电大发的时候，常常报出负电价。

　　李强认为，随电改的推进，中国电力市场形成，新能源也会走上竞价上网的道路。届时更灵活的电价，会激励需求端更好削峰填谷，与新能源功率波动曲线趋向一致，最终也会促成新能源更高比例的并网。“而这一切，都建立在高精准度的新能源功率预测上。”